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PONTIFICIA UNIVERSIDADE CATOLICA DE MINAS GERAIS Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica
ESTUDO TÉCNICO-ECONÔMICO DA IMPLANTAÇÃO DA COGERAÇÃO EM PEQUENA ESCALA A
BIOMASSA EM UMA INDÚSTRIA
Marcos Luiz de Macedo Rodrigues
Belo Horizonte
2009
Marcos Luiz de Macedo Rodrigues
ESTUDO TÉCNICO-ECONÔMICO DA IMPLANTAÇÃO DA COGERAÇÃO EM PEQUENA ESCALA A
BIOMASSA EM UMA INDÚSTRIA
Dissertação apresentada ao Programa de Pós Graduação em Engenharia Mecânica da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais, como requisito parcial para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Mecânica. Orientador: Felipe Raúl Ponce Arrieta
Belo Horizonte 2009
FICHA CATALOGRÁFICA
Elaborada pela Biblioteca da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais
Rodrigues, Marcos Luiz de Macedo R696e Estudo técnico-econômico da implantação da cogeração em pequena escala a
biomassa em uma indústria / Marcos Luiz de Macedo Rodrigues. Belo Horizonte, 2009.
184f.. : il. Orientador: Felipe Raul Ponce Arrieta Dissertação (Mestrado) – Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais,
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica 1. Biomassa. 2. Energia elétrica e calor - Cogeração 3. Engenharia
econômica. 4. Exergia – Aspectos econômicos. I. Arrieta, Felipe Raul Ponce. II. Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais. Programa de Pós-Graduação em Mecânica. III. Título.
CDU: 536.7
Marcos Luiz de Macedo Rodrigues Estudo técnico-econômico da implantação da cogeração em
pequena escala a biomassa em uma indústria
Dissertação apresentada ao Programa de Pós Graduação em Engenharia Mecânica da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais, como requisito parcial para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Mecânica.
____________________________________________ Felipe Raúl Ponce Arrieta (Orientador) – PUC Minas
____________________________________________ Elizabeth Marques Duarte Pereira – PUC Minas
____________________________________________ Luben Cabezas Gómes – PUC Minas
____________________________________________ Osvaldo José Venturini - UNIFEI
Belo Horizonte, 31 de julho de 2009.
A meu pai, Luiz Gonçalves Rodrigues (in memorian) pelo exemplo de vida
AGRADECIMENTOS
A minha esposa Maristane pela compreensão e apoio, a meu filho Gabriel
pela inspiração, a minha filha Ana Carolina pela impossibilidade de vê-la crescer, a
minha mãe Marlene pela motivação e espírito de luta.
Ao meu orientador Felipe, pela amizade, paciência e grande determinação,
além do profundo conhecimento sobre os temas cogeração e termoeconomia.
Aos professores do Programa de Pós Graduação em Engenharia Mecânica
da PUC Minas que tão bem me acolheram após 19 anos de formado em Engenharia
Mecânica: A Ana Sônia, a Cristiana, o Edmilson, a Elizabeth, o José Ricardo, o
Luben, o Rudolf, o Sérgio Hanriot e o Yukio.
As empresas que assinaram cartas me apresentando ao Programa de Pós
Graduação em Engenharia Mecânica da PUC Minas: a Engefril na pessoa do Dr.
Paulo Nogueira e a Rações Patense na pessoa do Dr. Clênio Gonçalves ambos
seus Diretores Presidentes.
A Rações Patense que cedeu os dados de sua fábrica em Itaúna/MG para a
elaboração deste Estudo, ao José Adolfo pelo interesse e motivação.
Aos fabricantes de turbinas Engecrol e TGM pelas propostas e revisões
técnicas.
A todos os amigos pelas ausências nos encontros e festas.
A todos aqueles que contribuíram de alguma forma para que este trabalho
tenha se concretizado.
RESUMO
O estudo técnico econômico e exergoeconômico foi elaborado com o objetivo principal de verificar
a viabilidade econômica de implantação de uma central de cogeração em uma indústria instalada
no Brasil, com uma solução tecnológica que propicie a garantia das demandas de energia e a
produtividade do processo, assim como calcular o custo de calor produzido e energia cogerada. A
indústria possui uma caldeira que processa dois tipos de biomassa, gerando vapor saturado para
garantir a energia demandada pelo processo térmico, enquanto a eletricidade consumida é provida
pela rede. O estudo inicia com a obtenção dos valores de demanda de calor e eletricidade do
processo. O ciclo Rankine em pequena escala foi definido para a central de cogeração e o modelo
termodinâmico do ciclo térmico da planta de cogeração foi desenvolvido com o software EES
(Engineering Equation Solver) sendo usado para simular a interação e a integração com o
processo produtivo e as interfases externas. Foram consideradas duas hipóteses: vender ou não
vender eletricidade para a rede, queimando cavaco de madeira ou moinha de carvão vegetal como
combustíveis. Para a avaliação de sua viabilidade econômica clássica o fluxo de caixa foi
elaborado em uma planilha de Microsoft Excel, calculando: (i) Valor Presente Líquido (VPL), (ii)
Taxa Interna de Retorno (TIR) e (iii) Retorno Simples (PB). Para a avaliação exergoeconômica, o
modelo de custos foi desenvolvido usando a Teoria Estrutural Termoeconômica. As principais
conclusões são: (i) não há viabilidade para a implantação da central de cogeração com a atual
tarifa de eletricidade e preço de combustível, (ii) em um mais favorável cenário de tarifa de
eletricidade e preço de combustível, a hipótese de vender eletricidade para a rede foi mais
interessante entre as outras opções e (iii) a moinha de carvão vegetal é a opção de combustível
com maior viabilidade econômica. Os valores de custo de eletricidade obtidos na análise
exergoeconômica são coerentes com os obtidos na análise econômica: o custo da eletricidade é
mais alto que a atual tarifa de eletricidade da rede e aumenta à medida que a eficiência exergética
do processo de conversão de energia diminui.
Palavras chave: Biomassa. Cogeração. Avaliação econômica. Avaliação exergoeconômica.
ABSTRACT
A technical, economic and exergoeconomic assessment was developed with the purpose of verify
the economical feasibility of the implementation of a CHP (Combined Heat and Power) plant in an
existing Brazilian’s industry, as a technological solution to guarantee the energy demands of its
productive process, as well as the computation of the cost of produced heat and the cogenerated
power. The industry has a boiler that, from two kinds of biomass, generates saturated steam to
guarantee the process’s thermal energy demand, while electricity is consumed from the grid. The
assessment began obtaining the values of heat and electricity demands of the process. A small
scale Rankine cycle was defined for the CHP plant and a thermodynamic model of the thermal cycle
of CHP plant was developed in the EES (Engineering Equation Solver) being used to simulate the
interaction and integration with the production process, and external interfaces. It’s considering two
hypotheses: selling or no selling of electricity to the grid, burning wood chip or vegetal carbon
residue as fuel. For the feasibility classic economy assessment a cash flow was elaborated in a
Microsoft Excel sheet, computing: (i) Net Present Value (NPV), (ii) Internal Rate of Return (IRR),
and (iii) Pay Back (PB). For the exergoeconomic assessment, a cost model was developed using
the Thermoeconomic Estructural Theory. The main conclusion are: (i) there are not feasibility of the
CHP implementation at the current electricity tariff and fuel price, (ii) in a more favorable scenario of
electricity tariff and fuel price, the hypothesis of selling electricity to the grid was the most interesting
among the assessed ones and (iii) the vegetal carbon residue is the fuel option with greater
economic viability. The values of the electricity cost obtained in the exergoeconomic analysis are
coherent with the obtained in the economic analysis one: the electricity cost is higher than the
current grid electricity tariff and increase as the exergetic efficiency of the energy conversion
process decrease.
Keywords: Biomass. Cogeneration. Economic assessment. Exergoeconomic assessment.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
FIGURA 1 Arranjo Institucional.............................................................................. 24
FIGURA 2 Participação das fontes na oferta interna de energia elétrica.............. 26
FIGURA 3 Oferta Interna de Energia..................................................................... 27
FIGURA 4 Resultado dos Leilões A-3 e A-5.......................................................... 28
FIGURA 5 Matriz Energética dos EUA 2005......................................................... 30
FIGURA 6 Participação dos Renováveis EUA 2005.............................................. 31
FIGURA 7 Processos de conversão energética da biomassa............................... 34
FIGURA 8 Custo de energia produzida no Brasil por diversas fontes................... 36
FIGURA 9 Evolução do consumo de madeira para energia no Brasil................... 38
FIGURA 10 Esquema de um sistema de cogeração distrital................................. 41
FIGURA 11 Esquema de um sistema de cogeração industrial.............................. 41
FIGURA 12 Exemplo de ganho de eficiência com uma central de cogeração...... 43
FIGURA 13 Participação da cogeração na geração de eletricidade...................... 44
FIGURA 14 Previsão de crescimento da cogeração em diversos países............. 46
FIGURA 15 Empreendimentos cadastrados pela COGEN SP.............................. 48
FIGURA 16 Instalação de transmissão para conexão compartilhada................... 49
FIGURA 17 Evolução do Mercado Livre................................................................ 51
FIGURA 18 Histórico do Preço de Liquidação de Diferenças................................ 52
FIGURA 19 Curva de Aversão ao Risco da Região Sudeste/Centro Oeste.......... 54
FIGURA 20 Arranjos básicos de sistemas de cogeração...................................... 55
FIGURA 21 Caldeira mista..................................................................................... 56
FIGURA 22 Caldeira aquotubular.......................................................................... 57
FIGURA 23 Processo de combustão em grelha inclinada..................................... 58
FIGURA 24 Partes principais de uma caldeira aquotubular a biomassa............... 60
FIGURA 25 Turbinas de ação................................................................................ 61
FIGURA 26 Turbinas de reação............................................................................. 61
FIGURA 27 Turbinas de contrapressão e condensação........................................ 62
FIGURA 28 Consumo específico de vapor............................................................ 63
FIGURA 29 Configurações de plantas de geração de energia elétrica a vapor.... 64
FIGURA 30 Esquema de um condensador a ar de ação direta............................. 65
FIGURA 31 Tanque desaerador............................................................................ 66
FIGURA 32 Método da Convolução....................................................................... 69
FIGURA 33 Operação de uma central de cogeração fora do ponto de projeto..... 71
FIGURA 34 Digestor contínuo de ossos e vísceras bovinas................................. 72
FIGURA 35 Curvas de demanda de calor eletricidade.......................................... 73
FIGURA 36 As doze variantes estudadas.............................................................. 76
FIGURA 37 Configuração proposta....................................................................... 77
FIGURA 38 Correlação entre a vazão de extração com a potência líquida........... 86
FIGURA 39 Resultados para a moinha sob a hipótese de venda de EE............... 92
FIGURA 40 Resultados para a moinha sob a hipótese de não venda de EE........ 92
FIGURA 41 Análise de sensibilidade na moinha sob a hipótese de venda EE..... 93
FIGURA 42 Análise de sensibilidade na moinha sob a hipótese não venda EE... 93
FIGURA 43 Diagrama T-S do ciclo proposto......................................................... 98
FIGURA 44 Diagrama da estrutura produtiva........................................................ 100
FIGURA 45 Irreversibilidades em cada tipo de operação...................................... 108
FIGURA 46 Custo de produção da energia elétrica.............................................. 109
FIGURA 47 Custo de produção de vapor para cada tipo de operação................. 110
FIGURA 48 Custo de produção de energia........................................................... 111
LISTA DE TABELAS TABELA 1 Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica............................. 32
TABELA 2 Tecnologias de geração elétrica com biomassa.................................. 37
TABELA 3 Composição química de diversas biomassas...................................... 40
TABELA 4 Capacidade instalada nas centrais de cogeração................................ 45
TABELA 5 Previsão da evolução do custo de investimento.................................. 47
TABELA 6 Valores típicos do parâmetro α para setores industriais..................... 67
TABELA 7 Valores típicos do parâmetro β para os diversos tipos de ciclo.......... 68
TABELA 8 Dados do sistema atual........................................................................ 74
TABELA 9 Dados dos fabricantes de turbinas a vapor.......................................... 85
TABELA 10 Potência líquida e útil das turbinas..................................................... 86
TABELA 11 Tipos de operação com as respectivas hipóteses e variantes........... 87
TABELA 12 Resultado do balanço de massa e energia no tipo de operação 10.. 88
TABELA 13 Fator de utilização da energia............................................................ 89
TABELA 14 Valor estimado do investimento......................................................... 90
TABELA 15 Resumo das análises econômicas e de sensibilidade....................... 91
TABELA 16 Resultado do cálculo dos custos........................................................ 104
TABELA 17 Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização
externa................................................................................................................... 105
TABELA 18 Cálculo do vetor de valorização externa............................................ 106
TABELA 19 Resultado da análise exergética........................................................ 107
LISTA DE ABREVIATURAS
a - Disponibilidade específica
b - Bomba
B - Exergia do fluxo (kW)
B – Bifurcação
B1 – Óleo combustível classificação B1
C - Vetor dos custos das entradas no sistema
Cal - Caldeira
Con – Condensador
Dar - Desaerador
Des - Dessuperaquecedor
e – Elétrico
E - Energia Elétrica
EG - Matriz que contém os coeficientes de recirculação exergética
F - Fuel
Fp - Fator de potência
G – Gerador
h - Entalpia específica (kJ/kg)
H - Entalpia (kW)
I - Irreversibilidade
J - Junção
k - Constante exergética do subsistema
L - Perda
m& - Vazão mássica (kg/s)
Med – Médio
n.r – Não reportado
p - Pressão (kPa)
P - Produto
Pa – Pré-aquecedor regenerativo de alta pressão
Pu – Purgador
Q - Calor útil
Q& - Taxa de transferência de calor (kW ou MW)
R - Redutor
s - Entropia específica (kJ/kg K)
S - Entropia (kW/K)
SE – Subestação coletora
t – Térmico
Tv – Turbina a vapor
T - Temperatura (°C)
Vc – Válvula de controle
Vcd – Válvula de controle do dessuperaquecedor
Z - Vetor de valorização externa
U - Matriz identidade
W& - Potência (kW ou MW)
Letras Gregas
α - Razão entre a energia elétrica e calor consumidos
β - Razão entre a energia elétrica e calor produzidos
δ - Irreversibilidade relativa
∆ - Acréscimo ou decréscimo
η - Eficiência exergética ou Rendimento
ρ - Negentropia
χ - Título
Sobrescritos
∗B - Vetor do custo exergético
∗k - Vetor do custo exergético unitário
∗C - Vetor do custo exergoeconômico
Subscritos
0 – No estado de referência
1,2,3 ... n – Número do fluxo no arranjo e/ou na estrutura produtiva
ar - Ar
A – Ativa
AN – Aparente nominal
b - Bomba
c – Consumido
cal - Caldeira
cob - Combustível
con - Condensador
cv - Volume de controle
des - Desaerador
e - Entrada
ext - Extração da turbina
f - Fluxo
ger - Gerador
i - Em cada Fluxo
iap - Ideal de alta pressão
ibp - Ideal de baixa pressão
id - Ideal
j - Subsistema
liq - Líquido
p - Produto
pr - Produzido
Q - Calor
red - Redutor
s - Condição isentrópica
t - Real na turbina
tap - Turbina de alta pressão
tbp - Turbina de baixa pressão
u - Útil
v - Ventilador
W - Trabalho
LISTA DE SIGLAS
ACL – Ambiente de Contratação Livre
ACR – Ambiente de Contratação Regulada
ANA – Agência Nacional de Águas
ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica
ANP – Agência Nacional de Petróleo
BEN – Balanço Energético Nacional
BIG – Banco de Informações da Geração
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica
CAR – Curva de aversão ao Risco
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCEI – Contrato de compra de energia incentivada
CHP – Combined Heat & Power
CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
CNPE – Conselho Nacional da Política Energética
COGEN – Associação Paulista de Cogeração de Energia
CONAMA – Conselho Nacional de Meio Ambiente
CP – Calor Específico
DOE – Department of Energy EUA
EE – Energia Elétrica
EES – Engineering Equation Solver
Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
GNL – Gás natural liquefeito
ICG – Instalação Compartilhada de Geração
IEA – International Energy Agency
IEG – Instalação Exclusiva do Gerador
IGCC – Integrated Gasification Combined Cycle
LER – Leilão de Energia Reserva
MJ – Ministério da Justiça
MMA – Ministério de Meio Ambiente
MME – Ministério das Minas e Energia
ONS – Operador Nacional do Sistema
PB – Tempo simples de retorno do investimento (Pay back)
PCH – Pequenas Centrais Hidrelétricas
PCI – Poder Calorífico Inferior
PLD – Preço de Liquidação das Diferenças
PNE – Plano Nacional de Energia
PROINFA – Programa de Incentivo as Fontes Alternativas
PPT – Plano prioritário de termeletricidade
PURPA – Power Utilities Regulatory Policies Act
SDE – Secretaria de Direito Econômico
SEAE – Secretaria de Acompanhamento Econômico
SENAI – Serviço Nacional da Indústria
SIN – Sistema Integrado Nacional
SNRH – Secretaria Nacional dos Recursos Hídricos
TIR – Taxa interna de retorno
TR – Taxa de retorno
TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição
TUST – Tarifa de uso do sistema de transmissão
VPL – Valor presente líquido
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO.................................................................................................... 18
1.1 Motivação e Justificativas............................................................................. 19
1.2 Objetivo........................................................................................................... 21
1.3 Objetivos específicos.................................................................................... 21
1.4 Estruturação................................................................................................... 22
2 SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO................................................................... 23
2.1 Histórico recente do Sistema Elétrico Brasileiro.................................... 25
2.2 Fontes de Energia...................................................................................... 26
3 BIOMASSA......................................................................................................... 29
3.1 Biomassa no mundo...................................................................................... 30
3.2 Biomassa no Brasil........................................................................................ 31
3.3 Composição da Biomassa............................................................................. 33
3.4 Tecnologias utilizadas para a conversão da biomassa.............................. 34
3.5 Fatores críticos para a biomassa................................................................. 35
3.5.1 Características da biomassa...................................................................... 35
3.5.2 Custo da energia produzida pela biomassa............................................. 36
3.5.3 Custo do investimento na geração de eletricidade com a biomassa.... 38
3.6 Potencial de geração de energia elétrica a partir da biomassa................. 39
4 COGERAÇÃO..................................................................................................... 41
4.1 Cogeração no mundo.................................................................................... 43
4.2 Cogeração no Brasil...................................................................................... 48
4.2.1 Aspectos legais da cogeração a biomassa.............................................. 50
4.3 Tecnologias Utilizadas................................................................................... 55
4.3.1 Caldeira........................................................................................................ 56
4.3.2 Turbina a vapor........................................................................................... 60
4.3.3 Condensador a ar........................................................................................ 64
4.3.4 Tanque desaerador..................................................................................... 65
4.4 Análise de sistemas de cogeração............................................................... 66
4.4.1Análise com o método α e β ..................................................................... 66
4.4.2 Análise usando valores instantâneos ou curvas de duração................. 69
4.4.3 Operação fora do ponto de projeto (off-design)...................................... 69
5 ESTUDO DE CASO............................................................................................ 72
5.1 Dados de processo........................................................................................ 73
5.2 Variantes adotadas........................................................................................ 75
5.3 Modelo de simulação do ciclo térmico........................................................ 76
5.3.1 Arranjo adotado........................................................................................... 77
5.3.2 Caldeira........................................................................................................ 78
5.3.3 Turbina a vapor........................................................................................... 79
5.3.4 Preaquecedor regenerativo de alta pressão............................................. 81
5.3.5 Dessuperaquecedor.................................................................................... 81
5.3.6 Condensador............................................................................................... 82
5.3.7 Bombas........................................................................................................ 83
5.3.8 Tanque desaerador..................................................................................... 84
5.4 Potências das turbinas nas diversas condições de operação.................. 84
5.5 Análise econômica......................................................................................... 89
6 ANÁLISE TERMOECONÔMICA........................................................................ 95
6.1 Estrutura produtiva........................................................................................ 96
6.1.1 Componente dissipativo............................................................................. 97
6.1.2 Diagrama da estrutura produtiva............................................................... 99
6.2 Custo exergético............................................................................................ 101
6.3 Resultados...................................................................................................... 104
7 CONCLUSÕES................................................................................................... 112
REFERÊNCIAS...................................................................................................... 115
APÊNDICES.......................................................................................................... 125
18
1 INTRODUÇÃO
O Brasil possui um grande potencial para aplicação de sistemas de
cogeração de energia. Conforme previsão da Empresa de Pesquisa Energética, a
autoprodução de eletricidade passará de 41,3 TWh, em 2008, para 100,3 TWh, em
2017 (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008). Neste sentido acredita-se
que a biomassa vegetal além do bagaço de cana, possa ser mais bem aproveitada
em instalações de pequena escala de produção, pois existe uma grande
disponibilidade de outros tipos biomassa vegetal em todo o Brasil, que provêem de
diversas origens: resíduos da agricultura, resíduos da indústria de móveis, sobras
de reflorestamento, florestas plantadas em expansão, etc.
Atualmente já se utiliza biomassa em uma caldeira que gera o vapor
necessário ao processo industrial. Para a central de cogeração analisou-se a
utilização de um ciclo Rankine com turbina de condensação com extração
controlada, mantendo a caldeira existente e queimando dois tipos de biomassa
disponíveis: (i) cavaco de madeira de eucalipto e (ii) moinha de carvão vegetal. A
operação do sistema de cogeração proposto é em paridade térmica, tendo-se a
eletricidade gerada como um subproduto. No arranjo proposto para os
equipamentos (subsistemas) do ciclo térmico da central cogeradora houve a
necessidade de prever a utilização de um condensador de resfriamento a ar, devido
a limitações de água no local onde se encontra a indústria; e de incluir um
preaquecedor regenerativo de alta pressão de água à entrada da caldeira, para
melhorar sua eficiência térmica e diminuir o consumo de combustível e um
dessuperaquecedor no ramal de vapor para o processo para controle de
temperatura do mesmo. Para a análise da integração da central de cogeração com
o processo elaborou-se um modelo termodinâmico de simulação no software
Engineering Equation Solver considerando duas hipóteses: (i) maximizar a geração
de energia elétrica com a venda da mesma e (ii) não venda de energia elétrica
somente a utilizando para consumo próprio existindo sempre um déficit a ser
suprido pela concessionária. Para cada uma destas, se utilizou uma turbina a vapor
diferente, com capacidade de geração de eletricidade compatível para cada uma
das aplicações. Para a análise econômica, elaborou-se uma planilha de Excel com o
19
fluxo de caixa das receitas e despesas ao longo de 20 anos, e verificou-se a
sensibilidade para cada tipo de combustível nas hipóteses de venda ou não de
energia elétrica e dos indicadores financeiros: Valor Presente Líquido, Taxa Interna
de Retorno e Retorno Simples (Pay Back), sob a variação de diversos parâmetros
como, por exemplo, o preço do combustível, a tarifa de eletricidade, a taxa de juros,
o custo do investimento, etc. Foi também realizada a análise termoeconômica da
implantação da central de cogeração, visando quantificar as irreversibilidades e os
custos da eletricidade e do vapor gerado.
1.1 Motivação e Justificativas
No Brasil existem diversos setores que utilizam uma grande demanda de
energia térmica. Os segmentos petroquímicos (refinarias), químicos, siderúrgicos,
sucroalcoleiro, papel e celulose já utilizam a cogeração de forma sistemática em
suas instalações e novos projetos. Pode-se afirmar que nestes setores produtivos
existe uma tradição e uma cultura consolidada a respeito do uso da cogeração. Por
outro lado, existe uma infinidade de indústrias de pequeno e médio porte que
também demandam energia térmica em seus processos e que poderiam estar
utilizando a cogeração de forma a aumentar a sua competitividade.
Nestes “novos nichos de cogeração” destacam-se os seguintes setores:
alimentício (carnes, leite, soja, sucos, tomate), farinha de origem animal,
farmacêutico, rações, têxteis (algodão, fibras). Nestes setores há um uso intensivo
de vapor saturado nos diversos processos industriais que os compõem. Porém, é
ainda difícil encontrar na literatura estudos técnico-econômicos de implantação da
cogeração em casos relacionados a estes setores, especificamente tratando-se da
biomassa para centrais cogeradoras de pequena capacidade (1 a 5 MW).
Outra motivação para a realização deste trabalho é que se reconhece a
importância da cogeração em pequena escala como fonte de geração distribuída de
energia, dada pelos inúmeros benefícios que traz para a sociedade, ressalta-se: (i)
melhoria da qualidade na prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica,
(ii) mitigação de impactos ambientais, (iii) redução de perdas em linhas de
20
transmissão e sistemas de distribuição com a instalação de novos sistemas de
geração de grande porte e (iv) melhoria da qualidade de vida nas regiões rurais
onde se realiza o cultivo da biomassa (BORBELY; KREIDER, 2001).
Como justificativas para o estudo proposto, tem-se:
• A maior aplicação do uso da biomassa para cogeração é no segmento
sucroalcoleiro com a utilização de um resíduo do processo (bagaço da
cana esmagada) em instalações de porte médio e/ou grande. É
interessante, portanto, verificar a viabilidade da implantação da cogeração
em pequena escala, com instalações que resultam em um menor
montante de investimento e onde há uma maior quantidade de empresas
existentes nos novos segmentos citados. Assim, o estudo técnico-
econômico da implantação da cogeração em pequena escala a biomassa
tem um grande campo de aplicação;
• O problema a ser resolvido é complexo, pois a abordagem em rigor da
análise é a mesma, tanto para um sistema de grande porte, como para
um sistema de pequena capacidade;
• Há falta de informação referente a indicadores energéticos relacionados a
processos menos tradicionais no uso da cogeração como os
anteriormente mencionados, exigindo o levantamento de campo dos
mesmos para cada caso particular;
• O tema tem um caráter interdisciplinar, relacionando áreas da engenharia
térmica e fluidos com a economia.
1.2 Objetivo Geral
O objetivo geral é realizar o estudo técnico-econômico da implantação da
cogeração de energia elétrica em pequena escala a biomassa, em uma indústria
que já possui um sistema de aquecimento com vapor saturado para satisfazer a
21
demanda de energia térmica de seu processo, ao passo em que consome energia
elétrica da concessionária local.
1.3 Objetivos Específicos
Avaliar as duas hipóteses para um sistema de cogeração a ser implantado: (i)
gerar o máximo de energia elétrica visando à venda do excedente para a
concessionária, ou (ii) gerar a energia elétrica somente para consumo próprio,
minimizando a compra de energia elétrica da concessionária.
Desenvolver a modelagem termodinâmica utilizando o software EES, para
atender as duas hipóteses citadas, atendendo a demanda térmica do processo.
Comparar, mediante uma análise de sensibilidade, os parâmetros financeiros
mais influentes na viabilidade econômica da cogeração, especificamente: (i) preço
do combustível, (ii) custo do empreendimento, (iii) taxa de juros, (iv) preço de venda
da energia elétrica e (v) créditos de carbono.
Com base na análise termoeconômica, comparar: (i) os dois tipos de
combustíveis para a cogeração, (ii) quantificar as irreversibilidades no esquema
térmico do ciclo e nas suas componentes e (iii) avaliar a melhor hipótese de venda
ou não de energia elétrica, a partir do cálculo do custo da energia elétrica e do vapor
gerados.
1.4 Estruturação
Nos próximos capítulos apresenta-se o estudo técnico-econômico da
implantação da cogeração em pequena escala a biomassa em uma indústria.
22
No capítulo 2 aborda-se o Sistema Elétrico Brasileiro com a integração de
seus diversos órgãos, um histórico recente, as fontes de energia utilizadas no Brasil
e os leilões de energia realizados em 2008. No capítulo 3 se contextualiza a
biomassa a nível mundial e no Brasil, apresentando os fatores críticos para a
biomassa. No capítulo 4 abordam-se a cogeração a nível mundial e no Brasil, os
aspectos legais de sua utilização em pequena escala e os aspectos tecnológicos
principais para a cogeração a biomassa. No capítulo 5 são descritos os detalhes da
instalação industrial estudada, as variantes e a metodologia adotada para o estudo
técnico-econômico da implantação da cogeração em pequena escala a biomassa.
No capítulo 6 é apresentada a metodologia de análise termoeconômica e os
resultados obtidos para o estudo de caso em questão. No capítulo 7 apresentam-se
as conclusões e sugestões para novas linhas de estudo.
23
2 SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
O setor elétrico brasileiro se compõe basicamente de hidrelétricas, de médias
e grandes capacidades e linhas de transmissão interligando as diversas regiões.
Atualmente a capacidade de expansão da geração é muito limitada nas regiões Sul
e Sudeste, sendo que a maior parte do potencial existente se encontra na região
Norte. (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008a).
O setor elétrico brasileiro é composto por todos os agentes (geração,
transmissão e distribuição), juntamente com diversos órgãos. (MINISTÉRIO DAS
MINAS E ENERGIA, 2008).
O Ministério das Minas e Energia é o órgão centralizador de todo o sistema
elétrico, sendo a ele vinculados as seguintes entidades: (i) Conselho Nacional da
Política Energética (CNPE); (ii) Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE);
(iii) Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL); (iv) Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica (CCEE); (v) Operador Nacional do Sistema (ONS) e (vi)
Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Conforme o Atlas de Energia Elétrica do Brasil (AGÊNCIA NACIONAL DE
ENERGIA ELÉTRICA, 2008b) o Novo Modelo do Setor Elétrico é composto dos
seguintes órgãos:
Em 2004, com a implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo
Federal, por meio das leis n°. 10.847/2004 e n°. 10.848/2004, manteve a
formulação de políticas para o setor de energia elétrica, como atribuição do
Poder Executivo federal, por meio do Ministério de Minas e Energia (MME)
e com assessoramento do Conselho Nacional de Política Energética
(CNPE) e do Congresso Nacional. Os instrumentos legais criaram novos
agentes. Um deles é a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada
ao MME e cuja função é realizar os estudos necessários ao planejamento
da expansão do setor elétrico. Outro é a Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica (CCEE), que abriga a negociação de energia no mercado
livre. O Novo Modelo do Setor Elétrico preservou a ANEEL, agência
reguladora, e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável
por coordenar e supervisionar a operação centralizada do sistema
integrado brasileiro. Para acompanhar e avaliar permanentemente a
continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o
território nacional, além de sugerir as ações necessárias, foi instituído o
24
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), também ligado ao
MME. (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008b, p.20).
Na Figura 1 apresenta-se o arranjo institucional de todos estes orgãos do
setor elétrico brasileiro (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008b). A
ANEEL mantém relações com diversas entidades como agência reguladora: (i)
Agências Estaduais; (ii) a Agência Nacional de Petróleo (ANP); (iii) os Conselhos de
Consumidores; (iv) as Entidades de Defesa do Consumidor; (v) a Secretaria de
Direito Econômico (SDE), o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE)
e a Secretaria de Acompanhamento Econômico (SEAE) órgãos estes ligados ao
Ministério da Justiça (MJ) e (vi) a Secretaria Nacional dos Recursos Hídricos
(SNRH), a Agência Nacional de Águas (ANA) e o Conselho Nacional do Meio
Ambiente (CONAMA) órgãos estes ligados ao Ministério do Meio Ambiente (MMA).
Os agentes institucionais são: (i) a Empresa de Pesquisa Energética (EPE); (ii) a
Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobrás); (iii) as Concessionárias de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica e (iv) o Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).
Figura 1 – Arranjo Institucional
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008b
25
2.1 Histórico recente do Sistema Elétrico Brasileiro
Em 2001, principalmente em função da falta de investimento nas décadas
anteriores em geração e transmissão, houve o popularmente chamado “apagão”
com restrição de consumo de energia elétrica. O governo federal elaborou um Plano
Prioritário de Termeletricidade (PPT) com a implantação de termelétricas a gás
natural, com o gás natural proveniente da Bolívia. Entretanto, ocorreu uma rápida
mudança nesta área, pois já em 2008 havia uma limitação de fornecimento deste
combustível devido à alta demanda e às limitações de produção e transporte
(EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008a); e em 2009 devido à crise
internacional, verificou-se uma grande redução do consumo com excedentes de gás
natural, fazendo com que a Petrobrás realizasse leilões para sua venda. (LEILÕES
GÁS NATURAL, 2009).
Por outro lado, a implantação das usinas hidrelétricas ficou muito
comprometida, devido à atuação dos órgãos ambientais e às mais diversas
entidades da sociedade civil, alegando alto impacto ambiental com estas usinas.
(AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008b).
Neste cenário de limitação das alternativas de geração de hidreletricidade e
termelétricas a gás natural, a ANEEL tem tomado ações para incentivar a
implantação de combustíveis renováveis. As pequenas usinas hidrelétricas (PCH)
com capacidade de geração menor que 30 MW, as usinas eólicas e as usinas a
Biomassa passaram a ser cogitadas para a expansão da geração de energia
elétrica. Além da eletricidade, busca-se uma matriz energética “limpa” com o
aumento da participação dos combustíveis renováveis. Todas estas alternativas se
mostraram atrativas, porém sua implantação não garante a capacidade necessária
para o atendimento do crescimento da demanda necessária. Além disto, o
crescimento do país nos últimos cinco anos contribuiu para o cenário atual de déficit
de oferta de geração. (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008a). Este
cenário propiciou uma série de decisões que se concretizaram com a execução de
Leilões de Energia Elétrica, que será detalhado no próximo item deste estudo.
26
2.2 Fontes de energia
A EPE realiza o Balanço Energético Nacional (BEN). Conforme os resultados
do BEN 2008, ano base 2007, a oferta interna de energia elétrica teve um
crescimento de 4,9%. A biomassa (principalmente devido à cogeração com bagaço
de cana de açúcar) passou a ser a segunda fonte primária, conforme a Figura 2.
0,1%
2,6%
2,8%
3,3%
4,1%
8,5%
77%
2%Hidraúlica
Importação
Biomassa
Gás Natural
Derivados de Petróleo
Nuclear
Carvão e Derivados
Eólica
Figura 2 – Participação das fontes na oferta interna de energia elétrica
Fonte: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008b
A geração de energia elétrica continua amplamente dependente da energia
hidráulica com 77% de participação. O gás natural em crescimento representou
3,3% e os derivados de petróleo 2,8%. A energia nuclear com as usinas Angra I e II
participou com 2,6%. O carvão mineral e seus derivados participaram com 1,6% e
as usinas eólicas com 0,1% por estarem no inicio de implantação.
Pode-se verificar que na oferta de energia interna, há percentuais
expressivos para Derivados da Cana-de-açúcar (15,9%) e Lenha/Carvão Vegetal
(12,0%), como mostrado na Figura 3; ou seja, 27,9% da oferta de energia é
proveniente da biomassa. Somando a esta participação, a energia hidráulica
(14,9%) e outras renováveis (3,2%) obtêm-se 46% da oferta de energia no país com
origem renovável. (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008b).
27
12%
6%
3,2%1,3%
9,3%
14,9%15,9%
37,4%
Petróleo
Cana de açucar
Hidráulica
Lenha e carvão
Gás Natural
Carvão mineral
Outras renov.
Urânio
Figura 3 – Oferta Interna de Energia
Fonte: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008b
A biomassa teve o seu primeiro Leilão de Energia de Reserva, realizado em
14/08/08, sendo contratados 2.385 MW de 31 usinas termelétricas movidas a
biomassa (bagaço de cana-de-açúcar e capim elefante) a um preço final médio de
R$58,84/MWh. Até um passado recente havia uma grande restrição na interligação
das usinas de açúcar e álcool no Sistema Interligado Nacional, devido à distância
entre as usinas e os centros de consumo levando a altos custos com linhas e
subestações de transmissão da energia elétrica gerada. No contexto atual cada
gerador (com bagaço de cana) arcará com a Instalação Exclusiva do Gerador (IEG),
sendo que várias destas linhas de transmissão se reúnem em Instalações
Compartilhadas de Geração (ICG), com uma Subestação (SE) Coletora. Com esta
nova configuração, se viabilizou a interligação de novas usinas a biomassa,
expandindo as linhas de transmissão básica nos Estados de Goiás e Mato Grosso
do Sul. (BRASIL, 2008).
Por outro lado, nos outros leilões realizados em setembro de 2008 a
participação das fontes primárias de origem fóssil foram as que prevaleceram
(Figura 4):
• Leilão A-3, realizado em 17/09/08, foram contratados 1.076 MW médios
de 10 usinas termelétricas, sendo duas movidas a gás natural liquefeito
28
(GNL), totalizando 265 MW médios, e as restantes a óleo combustível,
somando 811 MW médios;
• Leilão A-5, realizado em 30/09/08, foram contratados 3.125 MW médios
de 24 usinas sendo: (i) 01 usina hidrelétrica com 121 MW médios, (ii) 04 a
gás natural liquefeito (GNL) somando 703 MW médios, (iii) 17 usinas a
óleo combustível (B1) com 1990 MW médios, (iv) 01 usina a carvão
mineral importado de 276 MW médios e (v) 01 usina a bagaço de cana
com 35 MW médios. Esta última ao preço de R$145,00/MWh. (LEILÕES
DE ENERGIA, 2008).
23%
66,7%2,9%
6,6%0,8%
Bagaço de cana
Carvão mineral
Gas natural liquefeito
Hidrelétrica
Oléo combustível
Figura 4 – Resultado dos leilões A-3 e A-5
Fonte: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008c
Os valores mostrados na Figura 4 demonstram que os combustíveis fósseis
dominaram os leilões A-3 e A-5, com quase a totalidade da energia elétrica
contratada (96,3%) do total de 4.201 MW médios. Este resultado é muito alarmente,
pois compromete a matriz energética brasileira. Somente como exemplo, e
prevendo a operação destas usinas durante 10% do tempo disponível, se emitirá em
torno de 2,31 milhões de toneladas de CO2 e ano. (SENAI, 2008).
Neste sentido pode-se inferir que a biomassa terá um papel fundamental na
oferta de energia nos próximos anos, tornando-se uma fonte de geração de energia
sustentável de grande importância estratégica para o país.
29
3 BIOMASSA
Segundo a ANEEL (2008b), qualquer matéria orgânica que possa ser
transformada em energia mecânica, térmica ou elétrica é classificada como
biomassa.
A disponibilidade e os aspectos característicos de cada um destes recursos
são muito diferentes, inclusive as características econômicas locais influenciam
muito as quantidades disponíveis dos resíduos florestais e de madeira. Deve-se
considerar que, dependendo da região do país, um tipo de biomassa pode ter maior
disponibilidade numa região que em outra. Por exemplo, no Sul do Brasil existe a
casca de arroz devido à alta produção deste tipo de cultura. (EMPRESA DE
PESQUISA ENERGÉTICA, 2007a).
Continua válido até hoje as vantagens apresentadas por Marcelo Mello
(2001), para a utilização extensiva da biomassa no país: (i) aumenta a
empregabilidade nacional, criando produtos intensivos em mão de obra com energia
renovável; (ii) desconcentra a população, gerando empregos na área rural; (iii)
elimina a chuva ácida (provocada com a queima de óleo combustível); (iv) contribui
para diminuir o efeito estufa, aumentando o seqüestro de dióxido de carbono (CO2)
e (v) melhora o ambiente atmosférico e o regime hídrico.
A biomassa como fonte para a geração de energia elétrica está entre as
fontes renováveis com maiores possibilidades em termos de natureza, origem,
tecnologia de conversão e produtos energéticos. (EMPRESA DE PESQUISA
ENERGÉTICA, 2007a).
Podem-se listar as principais origens da biomassa para sua utilização como
combustível (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008b):
• Resíduos agrícolas resultantes do beneficiamento industrial, por exemplo,
o bagaço de cana, a casca de café, a casca de arroz, etc;
• Resíduos florestais beneficiados na indústria madeireira, onde se
destacam as cascas de árvores, recortes de madeira, serragem, pó de
madeira;
• Resíduo do cozimento da madeira em fábricas de celulose, chamado de
“licor negro”;
30
• Lenha oriunda de florestas plantadas, normalmente eucalipto ou pinus,
sendo o primeiro muito utilizado para a fabricação de celulose e carvão
vegetal.
3.1 Biomassa no mundo
Na Europa entre 1997 e 2001, somente Finlândia, Alemanha e Inglaterra
(usando biogás), tiveram crescimento de utilização de biomassa para geração de
eletricidade. A meta era aumentar geração de 43 TWh (dados de 2002) para 162
TWh em 2010. Existe um importante potencial nos paises do Leste Europeu:
Hungria, Republica Checa, Eslováquia, Lituânia e Estônia. (COM, 2004).
Em 2004, Alemanha, Hungria, Holanda, Polônia e Espanha registraram um
aumento anual de capacidade instalada de 50 a 100%. Na Áustria, Bélgica,
Dinamarca, Itália e Suécia o crescimento foi de 10 a 30%. (INTERNATIONAL
ENERGY AGENCY, 2007a).
Nos Estados Unidos existem diversas usinas que processam a biomassa
para a produção de energia. Na Figura 5 é mostrada a matriz energética desse país
para o ano base de 2005.
8%6%
46%23%
23%
Gás natural
Carvão
Petróleo
Nuclear
Renováveis
Figura 5 – Matriz energética dos EUA 2005
Fonte: DEPARTMENT OF ENERGY USA, 2006
31
Como se pode verificar na Figura 6, a biomassa foi a fonte energética que
contribuiu com 2,8% da matriz energética nos Estados Unidos (2005). Também se
utiliza a biomassa nas usinas termelétricas a carvão, numa proporção de 1 a 35%
de adição a este combustível (Co-combustão).
A “moderna energia biomassa” (especialmente álcool e biodiesel) irá ter um
crescimento de até 10% ao ano em diversos países, incluindo os Estados Unidos, a
União Européia e o Brasil (GOLDEMBERG, 2006).
Conforme Dermirbas, Balat e Balat (2009), na Europa, a previsão é chegar
em 2010 com 2,6% da eletricidade produzida por meio da biomassa (275 TWh); e a
previsão para 2030 é atingir a 550 TWh.
46%
6%
45%
2% 1%
Solar
Biomassa
Geotérmica
Hidrelétrica
Eólica
Figura 6 – Participação dos Renováveis EUA 2005
Fonte: DEPARTMENT OF ENERGY USA, 2006
3.2 Biomassa no Brasil
No Brasil, a utilização de biomassa para a geração de energia ocorre
principalmente nos segmentos de açúcar e álcool, onde se queima o bagaço da
cana. Como se pode verificar na tabela 1, os outros tipos de biomassa empregados
para este fim são: licor negro oriundo de fábricas de celulose, madeira, biogás e
casca de arroz. (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008a).
32
Estes valores podem vir a ser ainda maiores, devido a Lei n°. 9.074, de 7 de
julho de 1995, no parágrafo 8° (BRASIL, 1995). Esta lei define que caso a geração
termelétrica de energia seja inferior a 5.000 kW, é dispensada a concessão,
permissão ou autorização. Com isto, existe a possibilidade de que vários
empreendimentos, não estejam contabilizados na Tabela 1. Um exemplo disto são
as diversas empresas que processam madeira em regiões remotas (sem
interligação com o SIN), e produzem a própria energia elétrica com a utilização de
biomassa em caldeiras. (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2007a).
TABELA 1
Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica
Tipo Capacidade Instalada %
Total %
Usinas (kW) Usinas (kW) Hidrelétrica 704 77.471.007 70,2 704 77.471.007 70,2 Gás Natural 85 10.588.402 9,6 114 11.769.430 10,7 Processo 29 1.181.028 1,07
Petróleo Óleo Diesel 595 3.283.796 2,98 617 4.657.290 4,22 Óleo Residual 22 1.373.494 1,24
Biomassa Bagaço de Cana 252 3.392.063 3,07 300 4.547.265 4,12
Licor Negro 13 859.217 0,78 Madeira 28 233.187 0,21 Biogás 3 41.590 0,04 Casca de Arroz 4 21.208 0,02 Nuclear 2 2.007.000 1,82 2 2.007.000 1,82 Carvão Mineral Carvão Mineral 8 1.455.104 1,32 8 1.455.104 1,32 Eólica 17 272.650 0,25 17 272.650 0,25
Importação Paraguai 5.650.000 5,46 8.170.000 7,4 Argentina 2.250.000 2,17 Venezuela 200.000 0,19
Uruguai 70.000 0,07
Total 1.762 110.349.746 100 1.762 110.349.746 100 Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2008a.
Uma biomassa que inicia a sua utilização para gerar energia é o Capim
Elefante (Pennisetum pupureu). A primeira usina deve entrar em operação em São
Desidério/BA, gerando 30 MW em um empreendimento da ordem de R$90 Milhões.
(D’ÁVILA, 2008).
33
3.3 Composição da Biomassa
Na tabela 2 apresenta-se a composição de diversos tipos de biomassa. As
diferenças de composição química e análise elementar entre as diferentes
biomassas não são significativas.
TABELA 2
Composição química de diversas biomassas
Capim Elefante
Parâmetro Bagaço
Carvão de
Eucalipto Palha
Dinam. Palha
Imperial Leucena Serragem JC-PRP FC-PRP FC-P FC-UP
Análise imediata (% massa) Umidade 0 5,7 5,41 7,99 10,4 7,68 0 0 0 0
Cinza 5,8 1,4 7,33 13,49 74,28 84,16 3,8 3 4,1 4,5
Voláteis 79,2 82,88 73,39 65,14 18,54 15,47 80,6 81,5 79,4 78,2
Carbono fixo
14,9 11,21 13,87 13,38 7,18 0,37 15,7 16,5 16,5 17,3
PCS (MJ/kg)
17,9 19,91 17,1 14,69 n.r 8,34 18,5 18,7 18,5 18,3
Análise elementar (% massa) Umidade 0 5,7 5,41 7,99 0 0 0 0 0 0
C 46,3 90,0 44,44 39,41 48,43 48,45 47 47,4 46,9 47,1
H 5,27 3,0 5,1 4,34 5,64 5,11 5,11 5,24 5,09 5,29
N 0,12 0,2 0,98 0,99 2,51 0,03 0,22 0,36 0,44 0,44
S 0,05 - 0,16 0,3 0,22 0,03 0,04 0,14 0,14 0,16
Cinza 5,8 1,4 7,33 13,49 7,18 0,37 3,8 3 4,1 4,5
O 42,4 8,6 36,58 33,75 36,02 46,01 43,8 43,8 43 41,9
Cl 0,05 n.r 0,6 2 n.r n.r 0,03 0,11 0,32 0,61
Análise elementar da cinza (% massa) SiO2 42,93 n.r 2,909 5,016
n.r n.r 61,56 57,11 47,87 37,73
Al2O3 23,77 n.r 0,062 0,097 n.r n.r
8,2 0,81 0,96 0,93
TiO2 2,54 n.r 0,003 0,005 n.r n.r
0,82 0,02 0,1 0,07
Fe2O3 16,86 n.r 0,058 0,063 n.r n.r
3,58 1,08 1,03 1,16
CaO 2,19 n.r 0,586 0,495 n.r n.r 8,66 9,97 8,48 6,05
MgO 2,07 n.r 0,136 0,177 n.r n.r 2,07 4,12 5,19 5,16
Na2O 0,57 n.r 0,052 2,064 n.r n.r
0,74 0,82 0,79 0,9
K2O 3,22 n.r 2,507 3,049 n.r n.r
5,52 15 23,9 33,8
P2O5 1,3 n.r 0,355 0,36 n.r n.r
1,6 3,18 3,55 3,61
SO3 0,6 n.r 0,302 0,762 n.r n.r
1,55 1,42 2,16 1,65
Cl <0,01 n.r n.r n.r n.r n.r 0,09 2,24 5,75 11,2
CO2 0,04 n.r n.r n.r n.r n.r
0,91 0,5 0,26 0,3
Outros 3,55 n.r n.r n.r n.r n.r 4,7 3,73 -0,04 -2,56
Fonte: TURN et al, 1998; DAYTON, BELLE-OUDRY, 1999; ZHOU, 2000; MATERIAIS E METODOS,
2007. n.r - (Não Reportado).
34
3.4 Tecnologias utilizadas para a conversão da biomassa
Nogueira (2003) discute os diversos processos de conversão energética da
biomassa, a saber:
• Processos físicos: densificação, redução granulométrica e prensagem;
• Processos termoquímicos: combustão direta, gaseificação, pirólise e
liquefação;
• Processos de conversão biológica: fermentação e digestão anaeróbica.
Nos processos físicos não se altera a composição química da matéria-prima.
A densificação consiste na secagem e transformação em “pellets” e “briquetes”. Na
redução granulométrica são obtidas “aparas” e na prensagem mecânica os óleos
vegetais. Os processos termoquímicos se caracterizam por temperaturas elevadas,
podendo ter diversas fontes de biomassa, como mostrado na Figura 7.
A combustão direta ocorre em fogões (cocção de alimentos), fornos
(metalurgia e cerâmica) e em caldeiras (geração de vapor). A gaseificação consiste
na conversão de biomassa em gases combustíveis, envolvendo ar, vapor ou
oxigênio em quantidades inferiores à estequiométrica (mínimo teórico requerido
para a combustão). A pirólise ou carbonização consiste em aquecer o material
original com pouco ar até que o material volátil seja retirado. Na fermentação os
açucares de plantas são convertidos em álcool. Na digestão anaeróbica o material é
decomposto por bactérias, produzindo o biogás (AGÊNCIA NACIONAL DE
ENERGIA ELÉTRICA, 2002).
Para a geração de calor e energia elétrica, a tecnologia da combustão direta
é aplicada convencionalmente, enquanto a gaseificação e a pirólise em unidades de
grande capacidade de operação estão em fase de desenvolvimento. Para a
produção de calor, a combustão direta é a mais adequada e utilizada. No caso de
produção de eletricidade com elevada eficiência, a gaseificação e a pirólise são
opções promissoras. (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2007a).
35
Figura 7 – Processos de conversão energética da biomassa
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA, 2002
3.5 Fatores críticos para a biomassa
Quando se opta por um sistema de processamento e queima da biomassa,
devem ser considerados diversos fatores que podem impedir a viabilidade e
sustentabilidade do empreendimento, discutidos a seguir.
Marbe (2004) destaca os parâmetros identificados como de maior importância
econômica para as centrais de cogeração a biomassa: (i) o tempo anual de
operação, (ii) a quantidade de calor gerado, (iii) o preço do combustível, (iv) o valor
de créditos de carbono e (v) o aspecto financeiro para o retorno do capital investido.
Todos estes itens foram levados em consideração no desenvolvimento deste
trabalho.
3.5.1 Características da biomassa
A biomassa apresenta características que devem ser consideradas na sua
utilização:
36
• Baixa densidade: A densidade de resíduos vegetais, por exemplo, pode
variar de 150 a 500 kg/m3. (GOEHRS, 1984). Conforme Nogueira (2003), a
baixa densidade de resíduos agrícolas faz com que o transporte a longas
distâncias e armazenamento aumente de forma considerável o seu custo.
Uma alternativa é se prensar a biomassa, produzindo “pellets” ou “briquetes”
passando a densidade para uma faixa de 1.000 a 1.300 kg/m3;
• Baixo poder calorífico: O poder calorífico é fortemente dependente da
umidade. Para a lenha com 50% e 17% de umidade (em base úmida), o
poder calorífico é de 8,2 MJ/kg e 15,2 MJ/kg, respectivamente;
• Altos teores de umidade: Conforme Savola (2006) deve-se secar a biomassa
quando a mesma possui acima de 55% de umidade. Segundo Wimmerstedt
(1999), para sistemas de cogeração de pequena escala (1 a 5 MW) a
secagem da biomassa ocorre no próprio sistema de grelhas onde ocorre a
combustão. Para se aumentar a eficiência das caldeiras existe uma tendência
a se instalar sistemas de pré-aquecimento do ar de combustão, onde o
mesmo passa por trocador de calor na saída dos gases de combustão,
principalmente para a queima de biomassa;
• Manuseio: Dificuldade devido a sua grande variedade de forma e tamanho.
(BRAND; NEVES, 2005);
• Logística: Para reduzir os custos a biomassa necessita estar disponível a
uma pequena distância em relação ao local que será processada. Por
exemplo, para uma central de cogeração de pequena escala (500 kWe a 2,0
MWe) se necessitam de 1000 a 5000 toneladas por ano de biomassa, que
devem estar a um raio de 5 km (1 a 3% desta área de raio 5 km, deve
produzir ou gerar biomassa). (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2007b).
3.5.2 Custo da energia produzida pela biomassa
Conforme estudo da International Energy Agency (2007a), a grande
variedade de origem da biomassa e processos de obtenção da mesma torna difícil
identificar a formação do custo da energia produzida a partir deste combustível.
37
Devido à baixa densidade energética da biomassa, o transporte é um item muito
significativo no seu preço final, sendo que o uso no local viabiliza muitas vezes sua
utilização. A peletização é uma forma de aumentar a densidade, viabilizando o
transporte para longas distancias, porém é uma solução que consome grandes
quantidades de energia. Segundo o IEA, novas rotas estão sendo desenvolvidas
para exportar pellets do Canadá e da Rússia para a Europa. Em locais onde o
fornecimento de combustível tem baixo ou nenhum custo, a co-combustão (com
carvão mineral) pode reduzir o custo da geração de eletricidade em R$40,00/MWh
(considerando a cotação do dólar igual a R$2,00). O custo da geração de
eletricidade com biomassa depende da tecnologia, qualidade, localização regional e
tamanho da unidade. Grandes plantas requerem transportar biomassa a longas
distâncias. Pequenas plantas necessitam de altos investimentos por kW instalado.
Segundo a International Energy Agency (2007a), o custo de geração em plantas de
gaseificação de biomassa nos Estados Unidos é de R$180,00/MWh. Tais plantas
necessitam ser interligadas a sistemas de cogeração e conectadas a centrais de
aquecimento distrital para melhorar a eficiência do uso da biomassa e conseguir a
viabilidade de implantação do empreendimento. Considerando-se um custo de
biomassa a R$6,00/GJ, o custo de geração para uma planta de gaseificação,
mesmo com altas eficiências, tem a expectativa de R$200,00 a R$260,00/MWh, ou
seja, mais de duas vezes o custo das plantas a combustíveis fósseis nos Estados
Unidos. No futuro, com o avanço da tecnologia, estes custos devem ser reduzidos
de forma significativa, tornando esta fonte de combustível renovável uma opção de
baixo custo de produção de eletricidade. (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY,
2007a).
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (2008b), no Brasil o custo
da energia produzida pela biomassa é de R$101,75/MWh para o bagaço de cana-
de-açúcar. Como se pode verificar na Figura 8, o custo do MWh produzido a partir
da biomassa é muito competitivo, sendo menor inclusive que o custo da geração em
hidrelétricas e pequenas centrais hidrelétricas (PCH), com R$118,40/MWh e
R$116,55/MWh respectivamente. Além disto, destaca-se o alto custo de geração de
energia elétrica com combustíveis fósseis principalmente a partir do óleo diesel
(R$491,61/MWh) e do óleo combustível (R$330,11/MWh).
38
Pode-se verificar que, considerando-se um ciclo a vapor e com a eficiência
global de 30 a 35% e os dados da IEA (mostrados na Tabela 2) o custo de geração
de eletricidade é de R$220,00/MWh, a cotação do dólar igual a R$2,00. Assim, o
custo é superior a duas vezes verificado na Figura 8 (R$101,75/MWh). Esta
diferença é diretamente relacionada ao baixo custo do bagaço de cana (resíduo da
moagem da cana-de-açúcar) que é um resíduo do processo e sem custos de
transporte somente se queimado na própria planta; ao passo que na maioria dos
outros países do mundo, o preço final da biomassa inclui diversos outros custos
embutidos no seu preço final (armazenagem, transporte, processamento, secagem,
etc). (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2007b).
Figura 8 – Custo de energia produzida no Brasil por diversas fontes
*Gás Natural Liquefeito **Biomassa de bagaço de cana
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA , 2008b
3.5.3 Custo do investimento na geração de eletricidade a partir da biomassa
Segundo a International Energy Agency (2007a), o custo de investimento
para a utilização de biomassa e carvão mineral, em sistemas de co-combustão varia
de US$50 a US$250/kW. O custo do investimento de plantas a gaseificação de
39
biomassa nos Estados Unidos é de US$2.000/kW a US$3.000/kW. O custo em uma
instalação com biomassa em sistemas com cogeração pode ser baixo, com valor de
até US$1.000/kW. Na Europa, o custo de investimento em plantas de biomassa
varia na faixa entre US$1.000 até US$5.000/kW, dependendo da tecnologia, nível
de maturidade da mesma e a potência da planta.
A Tabela 3 apresenta características técnico-econômicas de diferentes
tecnologias de geração de energia elétrica com biomassa. Para uma capacidade de
geração de até 5.000 kW, a tecnologia disponível comercialmente é a com ciclos
com caldeiras e turbinas a vapor. Pode-se verificar o alto valor do custo específico
de investimento, constituindo-se em um fator decisivo para a utilização de biomassa,
bem como a seleção da tecnologia a ser utilizada no empreendimento.
(INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2007a).
TABELA 3
Tecnologias de geração elétrica com biomassa
Tecnologias Eficiência Capacidade Capital Eletricidade % (PCI) MWe US$/kW (1) US$/kWh (1)
Co-combustão 35 a 40 10 a 50 1.100 a 1.300 0,05 Ciclos a vapor 30 a 35 5 a 25 3.000 a 5.000 0,11
IGCC 30 a 40 10 a 30 2.500 a 5.500 0,11 a 0,13 Gaseificação + Motor CHP (2) 25 a 30 0,2 a 1 3.000 a 4.000 0,11
Stirling Motor CHP 11 a 20 <0,1 5.000 a 7.000 0,13
(1) Custo da biomassa US$3/GJ (2) Custo do calor US$5/GJ Fonte: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2007a.
3.6 Potencial de geração de energia elétrica a partir da biomassa
Conforme Lora e Andrade (2009), no Brasil existem o potencial de geração
de energia elétrica a partir da biomassa nos seguintes setores: (i) no segmento de
açúcar e álcool de 3.500 a 8.000 MW, (ii) em papel e celulose a faixa é de 900 a
1.740 MW, (iii) em resíduos de agricultura possui um mínimo de 4.967 MW e o
máximo de 9.272 MW, (iv) resíduos da indústria da madeira possui um potencial de
430 a 860 MW e (v) nos resíduos florestais o potencial estimado é de 4.000 a 8.000
MW. Somando os valores apresentados se encontra um valor mínimo de 13.833
40
MW e um valor máximo de 27.872 MW. Representando assim no mínimo 12,53% e
no máximo 25,3% da capacidade instalada de geração no Brasil (Tabela 1).
Na Figura 9, é mostrada a curva de consumo de madeira no Brasil
(EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2007b). Constata-se que o segmento
Transformação, que é a sua utilização para a produção de carvão vegetal, possui o
maior consumo a partir de 1983. Na área industrial, os setores onde o consumo é
mais representativo é no segmento de alimentos e bebidas, seguido do setor
cerâmico, que corresponde a mais de 60% do total. (BRITO, 2007).
Figura 9: Evolução do consumo de madeira para energia no Brasil
Fonte: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2007b
Na seqüência aborda-se o tema da cogeração, tanto no panorama mundial
atual, como no cenário existente no Brasil. Caracteriza-se a tecnologia de
cogeração empregando biomassa de origem vegetal a partir da descrição das
particularidades dos diferentes componentes de um ciclo a vapor para esta
aplicação.
0
10
20
30
40
50
60
70
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
2007
TRANSFORMAÇÃO
RESIDENCIAL
INDUSTRIAL
AGROPECUÁRIO
Con
sum
o d
e Le
nha
(106 )
41
4 COGERAÇÃO
Cogeração é a tecnologia da produção simultânea e seqüencial de calor útil e
energia elétrica ou mecânica a partir de um único combustível. Nos países onde as
temperaturas ambientes são baixas, o calor é fornecido para os habitantes nas
redondezas na forma de água quente ou vapor de baixa pressão. Tal sistema é
conhecido como aquecimento distrital, mostrado na Figura 10. Em instalações
industriais, com consumo de calor e eletricidade, deve-se prever a interligação com
a concessionária de energia elétrica, para manter o suprimento em caso de
paralisação do sistema de cogeração. Por outro lado, é interessante para a indústria
ter a possibilidade de “comercializar” a eletricidade excedente, como exemplificado
na Figura 11. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
Figura 10 – Esquema de um sistema de cogeração distrital
Fonte: LORA; NASCIMENTO, 2004
Figura 11 – Esquema de um sistema de cogeração industrial
Fonte: LORA; NASCIMENTO, 2004
42
Balestieri (2002) destaca as vantagens de utilização da cogeração, a saber:
• Elevação da eficiência conjunta de conversão da energia química do
combustível em energia útil para patamares de até 85% (35% para
energia elétrica e 50% para energia térmica, havendo variação de acordo
com o ciclo térmico adotado);
• Possibilidade de uso de combustíveis renováveis ou resíduos em
substituição aos combustíveis fósseis, apresentando menores índices de
emissão de poluentes;
• Maior confiabilidade na utilização dos insumos energéticos para a
empresa autoprodutora, sendo que a mesma somente produz energia
para o seu uso exclusivo (BRASIL, 1996); especialmente em setores
cujos processos não permitem falhas no fornecimento de energia;
• Facilidade de apropriação da tecnologia pelo quadro técnico das
empresas;
• Possibilidade de geração de recursos para a empresa, mediante a
interconexão da central de cogeração ao sistema elétrico da
concessionária local, desde que as tarifas de compra e venda de energia
elétrica se encontrem em patamares que remunerem o capital investido.
Para Lora e Nascimento (2004) a cogeração independe dos seguintes
pontos:
• A forma com que as energias estão disponíveis: a potência pode ser
necessária tanto na forma elétrica como na forma mecânica, e a energia
térmica pode ser utilizada em sistemas de aquecimento e refrigeração;
• A eletricidade pode ser utilizada pela própria empresa que possui a
instalação de cogeração, como pode ser vendida para outros
consumidores ou para uma concessionária de serviço elétrico;
• A central de cogeração pode ser de propriedade de um consumidor, de
um produtor independente, sendo este uma pessoa jurídica ou empresas
que comercializam toda ou parte da energia produzida (BRASIL, 1996) ou
de uma concessionária;
43
• O porte dos sistemas pode ser de apenas alguns quilowatts, até unidades
de muitos megawatts de capacidade com grande flexibilidade para
adaptar a necessidade do processo. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
Um exemplo de melhor eficiência na utilização do combustível pode ser
verificado na Figura 12. Para se obter a mesma geração de energia elétrica e calor
(5 MW de eletricidade e 8 MW de calor), com uma central de cogeração o consumo
de combustível é 20,9% menor. Ou seja, as perdas reduziram de 40% para 23,5% e
a eficiência aumentou de 60% para 76,5%.
Figura 12 – Exemplo de ganho de eficiência com uma Central de Cogeração
Fonte: Adaptado de INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008
4.1 Cogeração no mundo
A cogeração a partir das décadas de 80 e 90, devido ao aumento dos preços
dos combustíveis, passou a ser reconhecida como uma alternativa energética. Para
que esta tecnologia avançasse houveram diversas contribuições. (LORA;
NASCIMENTO, 2004):
• Maior disponibilidade de gás natural nos paises industrializados;
Geração Convencional Cogeração
Combustível para gerar
Eletricidade (115)
Combustível na
Caldeira (100)
Perda
Perda
Perda
Termelétrica GN
Eficiência:
Eficiência:
Caldeira GN
Turbina a GN 5MW
Perda
Calor Calor
Central de
Cogera- ção Combustível
Eficiência Total
44
• O desenvolvimento tecnológico das turbinas e motores a gás;
• Perda de interesse pela energia nuclear (altos custos de construção e
pressões dos ambientalistas devido aos acidentes ocorridos);
• Necessidade de processos de conversão energética sustentáveis, com
menores emissões de dióxido de carbono (CO2), para mitigar os impactos
do efeito estufa, da destruição da camada de ozônio, da chuva ácida e da
poluição nas grandes cidades;
• Nos Estados Unidos, houve a implantação de uma legislação que
incentivou muito a cogeração. A PURPA (Power Utilities Regulatory
Policies Act) estipulava uma qualificação prévia e a remuneração pelo
custo evitado. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
A participação da cogeração com o objetivo de gerar de eletricidade em
determinados países é mostrada na Figura 13. Destaque para os paises onde este
índice atinge o patamar de 30% da geração total: Dinamarca, Finlândia, Holanda,
Letônia e Rússia. Devido às baixíssimas temperaturas na Rússia, a cogeração é
utilizada basicamente em grandes sistemas de aquecimento distrital.
0
10
20
30
40
50
60
Brasil
Méxic
o
Japã
o
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Canadá
Suécia
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Holanda
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Rússia
Finlând
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Dinam
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Par
ticip
ação
per
cent
ual d
a co
gera
ção
(%)
Figura 13 – Participação da cogeração na geração de eletricidade
Fonte: Adaptado de INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008
45
O sucesso na Dinamarca pode ser explicado em uma combinação de
medidas de melhoria da eficiência energética, principalmente com a substituição e
atualização do isolamento térmico, e a expansão da utilização de centrais de
aquecimento distrital baseadas na cogeração.
Na Tabela 4 mostra-se a capacidade instalada das centrais de cogeração nos
diversos paises. Os maiores valores são para os Estados Unidos (84.707 MW),
Rússia (65.100 MW), China (28.153 MW) e Alemanha (20.840 MW). Apesar desta
alta capacidade instalada, estes valores significam respectivamente, 7%, 31%, 12%
e 12% de sua geração de eletricidade total. Com exceção da Rússia, a participação
da cogeração nestes paises citados, é pequena na geração de eletricidade. Na
Alemanha existe um grande incentivo para a aplicação da cogeração, o que tem
contribuído para uma maior expansão deste tipo de solução para o fornecimento de
energia. (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008).
TABELA 4
Capacidade instalada nas centrais de cogeração
País MW País MW País MW Alemanha 20.840 Estados Unidos 84.707 Latívia 590
Austrália 1.864 Estônia 1.600 Lituânia 1.040
Áustria 3.250 Finlândia 5.830 México 2.838 Bélgica 1.890 França 6.600 Polônia 8.310 Brasil 1.316 Grécia 240 Portugal 1.080 Bulgária 1.190 Holanda 7.160 Romênia 5.250 Canadá 6.765 Hungria 2.050 Rússia 65.100
China 28.153 Índia 10.012 Singapura 1.602
Coréia 4.522 Indonésia 1.203 Suécia 3.490 República Checa 5.200 Inglaterra 5.440 Tailândia 7.378 Dinamarca 5.690 Irlanda 110 Turquia 790 Eslováquia 5.410 Itália 5.890 Espanha 6.045 Japão 8.723 Fonte: Adaptado de INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008.
Segundo Lund (2005), as pequenas plantas de cogeração oferecem a
possibilidade de geração distribuída com duas vantagens: (i) pode ser utilizada em
pequenas áreas urbanas e indústrias, e (ii) a biomassa pode substituir os
combustíveis fósseis e as cinzas são recicladas sem os custos de transporte.
A previsão de crescimento do uso da cogeração, em cada país é mostrada na
Figura 14. Atualmente a eletricidade gerada por cogeração neste grupo de 13
46
países é de 11% do total da energia gerada, devendo atingir 15% e 24%, em 2015 e
2030, respectivamente. (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008).
Segundo Pantaleo, Pellerano e Carone (2009), apesar da tecnologia da
gaseificação de pequena escala (1 MW) estar ainda em estágio inicial, mesmo
sendo muito promissora, ainda apresenta baixa confiabilidade e incertezas quanto a
eficiência deste sistema.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Brasil
Canad
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ção
(%)
2005 2015 2030
Figura 14 – Previsão de crescimento da cogeração dos diversos países
Fonte: Adaptado de INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008
Conforme Gustavsson (1997), na Suécia a utilização de biomassa cresceu
muito em função dos altos impostos cobrados para os combustíveis fósseis. Porém,
o baixo custo da energia elétrica é ainda uma limitação para a competitividade da
cogeração.
Na Europa várias centrais de cogeração à biomassa encontram-se em
operação nos diversos paises, como por exemplo, na Áustria e na Finlândia. A
tecnologia predominante é a turbina a vapor, geralmente com capacidade de
geração inferior a 20 MWe. (OBERNBERGER, 2004).
Pavlas et al (2006), estudaram alternativas para modernização de uma
pequena planta de cogeração, sendo avaliada a adoção de gás natural ou
biomassa. Verificou-se uma série de arranjos de sistemas de cogeração, para cada
47
um destes combustíveis. A opção mais viável foi a biomassa, devido principalmente
a redução de emissão de dióxido de carbono (CO2).
Dong, Liu e Riffat (2009) discutem a iniciativa do National Renewable Energy
Laboratory nos Estados Unidos, que está financiando um projeto de bioenergia,
objetivando desenvolver um sistema flexível com diversos tipos de biomassa, para a
produção de energia entre 5 kW e 5 MW.
A nível mundial, o custo de capital para o investimento em cogeração varia
muito em função do combustível e da solução tecnológica adotada. A Tabela 5
mostra uma estimativa da IEA (2008) para as diferentes tecnologias. A opção pela
biomassa mostra-se com ótimas perspectivas, já que somente a opção de ciclo
combinado a gás natural tem menor custo específico (627 US$/kW). Como a
biomassa é uma opção renovável com possibilidade de obter créditos de carbono,
na sua implantação em substituição a combustíveis fósseis, espera-se que sua
viabilidade seja ainda mais significativa.
TABELA 5 Previsão de evolução do custo de investimento
Tecnologia Custo em 2005
Tendência no período
Custo em 2030
(US$/kW) 2005 a 2030 (US$/kW) Turbina a vapor com carvão 1.350 0% 1.350
Turbina a vapor com óleo 1.340 0% 1.340 Ciclo combinado a gás natural 570 0,50% 627
Nuclear 2.250 1,00% 2.718 Eólica 1.500 -1,00% 1.239
Solar 3.600 -5,00% 1.358 Hidrelétrica 2.500 0% 2.500
Biomassa 1.600 -2,00% 1.090 Cogeração a gás 1.324 0% 1.324
Cogeração a carvão 2.766 0% 2.766 Cogeração Biomassa 2.568 -2,00% 1.750 Cogeração micro gás 2.500 0% 2.500
Fonte: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2008.
Desde 1994, TERI mostrou as conclusões de um estudo realizado na Índia:
• A tendência de muitas indústrias gerarem vapor na máxima pressão do
processo. Para a utilização de vapor a baixa pressão se utilizam em larga
escala as válvulas redutoras de pressão. Em cada válvula redutora de
pressão existe uma perda de disponibilidade. Uma possibilidade que se
48
estuda é a utilização de turbinas a vapor para a geração de energia
elétrica em substituição a estas válvulas;
• A energia elétrica é comprada, na maioria das vezes, para ligação nos
principais motores elétricos, plantas de refrigeração, etc., havendo uma
substancial fonte de vapor;
• A capacidade de geração de vapor das caldeiras não é plenamente
utilizada;
É importante destacar que apesar do estudo ter sido realizado na Índia, todos
os aspectos citados ocorrem na indústria brasileira ainda hoje (15 anos depois).
4.2 Cogeração no Brasil
A cogeração no Brasil está concentrada aos seguintes setores industriais:
papel e celulose, sucroalcooleiro, siderurgia e petroquímica. Estes segmentos
possuem resíduos de seus processos que são utilizados como combustíveis em
caldeiras, com a cogeração de energia e calor. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
A Figura 15 identifica os novos empreendimentos e sua capacidade instalada
prevista, segundo o leilão de reserva realizado em 2008.
Figura 15 – Empreendimentos cadastrados pela COGEN-SP
Fonte: SILVESTRIN, 2008
49
No cadastro da EPE a potência habilitada foi de 7811 MW.
No leilão de reserva foram apenas 31 usinas com potência habilitada
(instalada) de 2.385 MW, sendo que a potencia vendida foi de 548 MW médios. Um
fato novo é que os Estados de Goiás e Mato Grosso do Sul, tiveram a participação
de 35,8% e 14,6%, respectivamente. (SILVESTRIN, 2008).
Um outro aspecto de oportunidade para a cogeração a biomassa é a
obtenção de créditos de carbono. O maior número de projetos brasileiros (55%)
neste sentido é desenvolvido na área de geração de energia elétrica e de cogeração
com biomassa. (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2007a).
Uma das grandes restrições do segmento sucroalcooleiro em participar dos
Leilões de Venda de energia era o custo de conexão com a rede do Sistema
Interligado Nacional (Instalação de Transmissão da Rede Básica). A ANEEL
desenvolveu uma solução para que cada usina a biomassa, possua a sua
Instalação de Interesse Exclusivo e de Caráter Individual das Centrais de Geração
(IEG). Estas serão ligadas a uma Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo
de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada (ICG). A Figura 16 mostra um
croqui destas instalações. Neste caso cada usina leva sua linha de transmissão a
uma subestação coletiva, sendo esta conectada a uma linha única para a conexão
com a rede básica. Desta forma, houve uma significativa redução dos custos de
conexão ao Sistema Integrado Nacional, o que vem incentivando fortemente novos
empreendimentos. (SILVESTRIN, 2008).
Figura 16 – Instalação de Transmissão para Conexão Compartilhada (ICG)
Fonte: SILVESTRIN, 2008
50
4.2.1 Aspectos legais da cogeração a biomassa
Relaciona-se na seqüência a legislação que afeta diretamente as Centrais de
Cogeração de Pequena Escala (menores que 5.000 kW) que utilizam biomassa.
A Lei n°. 9.074, de 7 de julho de 1995, no parágrafo 8°, define que, caso a
geração termelétrica de energia seja inferior a 5.000 kW, é somente necessário que
se faça o registro do empreendimento na ANEEL, apresentando suas características
básicas e a identificação do proprietário. Fica, assim o empreendimento dispensado
de concessão, permissão ou autorização. (BRASIL, 1995).
O Decreto n°. 2.003, de 10 de setembro de 1996, que regulamenta a lei n°.
9.074, de 7 de julho de 1995, define nos incisos I e II do artigo 2, o Produtor
Independente de Energia Elétrica como a pessoa jurídica ou empresas que
comercializam toda ou parte da energia produzida, e o Autoprodutor como a pessoa
física ou jurídica que produz energia destinada ao seu uso exclusivo. (BRASIL,
1996).
A ANEEL através da Resolução n°. 407, de 19 de outubro de 2000 (BRASIL,
2000), definiu em seu artigo 2° a potência elétrica ativa ( AW& ) instalada de uma
unidade geradora (em kW) como o produto da potência aparente nominal ( ANW& ),
expressa em kVA pelo fator de potência nominal do gerador elétrico ( Fp ),
considerando o regime de operação contínuo e as condições nominais de operação,
a saber:
FpWW ANA .&& = (4.1)
Pela Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, foi criado o Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas (PROINFA), regulamentado pelo Decreto 4.541 de 23 de
dezembro de 2002. Nesta lei é estabelecida a meta de que 10% do consumo de
energia elétrica do país seja atendido por fontes renováveis: (i) eólica, (ii) pequenas
centrais hidrelétricas e (iii) biomassa. Estabelece o montante de 3.300 MW de
potência a ser instalado por este programa. (BRASIL, 2002).
51
O Decreto n°. 5.163, de 30 de julho de 2004, define nos incisos I e II do artigo
1° parágrafo 2°, que para fins de comercialização de energia elétrica, entende-se
como:
I - Ambiente de Contratação Regulada (ACR) - o segmento de mercado no
qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica
entre agentes vendedores e agentes de distribuição, precedidas de
licitação, ressalvados os casos previstos em lei, conforme regras e
procedimentos de comercialização específicos;
II – Ambiente de Contratação Livre (ACL) - o segmento de mercado no
qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica,
objeto de contratos bilaterais livremente negociados, conforme regras e
procedimentos de comercialização específicos. (BRASIL, 2004a, Artigo
1°).
Na Figura 17 é apresentada a evolução do Mercado Livre (ACL), onde nota-
se o aumento da demanda de energia elétrica nos últimos três anos. As empresas
têm se utilizado deste recurso, para a compra de parte de sua energia elétrica.
Mais recentemente, devido à crise internacional, houve uma queda de
consumo de energia elétrica no Brasil. A Empresa de Pesquisa Energética (2008a)
prevê a necessidade de ampliação para que a capacidade instalada de geração de
energia elétrica seja de 154.797 MW em 2017 (4.938,5 MW ao ano).
Figura 17 – Evolução do Mercado Livre
Fonte: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008a
MW
med
Part
icip
açã
o
52
O artigo 57, do Decreto n°. 5.163, de 30 de julho de 2004 (BRASIL, 2004a),
define que a contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão
realizadas com base no Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). (BRASIL, 2004).
O PLD é calculado toda semana, por determinação da Agencia Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL), sendo utilizado o sistema computacional Newave/Decomp. Este
software usa como base as informações fornecidas pelo Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS), como disponibilidade de usinas, volume dos reservatórios,
restrições de segurança do sistema e previsão de afluência.
Como mostrado na Figura 18, os Preços de Liquidação de Diferenças variam
de forma acentuada, provocando uma instabilidade no mercado de energia elétrica.
Para corrigir esta volatilidade novas modificações foram introduzidas nos modelos
de cálculo no primeiro semestre de 2009. Este preço é o adotado para energia
elétrica comercializada no Ambiente de Contratação Livre (ACL).
Figura 18 – Histórico do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)
Fonte: EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, 2008a
Pela Resolução n°. 077, de 18 de agosto de 2004 (BRASIL, 2004b), a ANEEL
estabeleceu que os empreendimentos hidroelétricos e aqueles com base em fonte
solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, cuja potência injetada nos
sistemas de transmissão e distribuição seja menor ou igual a 30.000 kW, têm um
desconto de 50% (cinqüenta por cento) nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de
transmissão (TUST) e distribuição (TUSD).
Valo
r da
ene
rgia
elé
tric
a (R
$/M
Wh)
NE S N SE
53
Pela Resolução n°. 235, de 14 de novembro de 2006 (BRASIL, 2006a), a
ANEEL estabeleceu os requisitos para a qualificação de centrais termelétricas
cogeradoras de energia e dá outras providências. Conforme o artigo 8°, caso seja
utilizada exclusivamente a biomassa como fonte primária de energia não é
necessária a qualificação para fazer jus aos benefícios previstos na legislação,
respeitadas as respectivas condições de aplicação. Tem-se com isto, uma maior
facilidade de implantação dos projetos de cogeração com a utilização de biomassa.
Pela Resolução n. 247, de 21 de dezembro de 2006, conforme o Artigo 1°,
parágrafo 1°, os empreendimentos com base em fontes solar, eólica e biomassa,
cuja potência instalada seja menor ou igual a 30.000 kW, passam a ter os seguintes
conceitos:
I – Consumidor Especial: consumidor responsável por unidade
consumidora ou conjunto de unidades consumidoras do Grupo “A”,
integrante(s) do mesmo submercado no SIN, reunidas por comunhão de
interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW; e
II – Agente Gerador Incentivado: titular de concessão, permissão ou
autorização do Poder Concedente para gerar energia elétrica de que se
trata esta Resolução. (BRASIL, 2006b, Artigo 1°).
Conforme o artigo 6°, desta Resolução n. 247:
O Consumidor Especial deverá garantir o atendimento a 100% (cem por
cento) da sua respectiva carga, em termos de energia e potência, por
intermédio de geração própria, de contrato de fornecimento com a
concessionária ou permissionária de distribuição ou de CCEI (Contrato de
Compra de Energia Incentivada) registrados na CCEE e, quando for o
caso, aprovados, homologados ou registrados na ANEEL. (BRASIL,
2006b, Artigo 6°).
Pela Resolução n. 271, de 03 de julho de 2007, alterando os artigos 1° e 3°,
da Resolução 077, de 18 de agosto de 2004; fica assegurado o direito a redução de
100% (cem por cento), a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de
distribuição e transmissão. Tal resolução abrange a produção e o consumo da
energia comercializada pelos empreendimentos com base em fonte solar, eólica,
biomassa ou cogeração qualificada, cuja potência injetada na rede seja menor ou
igual a 30.000 kW, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada
pelos aproveitamentos, desde que atenda a uma das seguintes condições: (i)
54
utilizem como insumo energético no mínimo 50% (cinqüenta por cento) de biomassa
composta de resíduos sólidos urbanos e/ou (ii) biogás de aterro sanitário ou (iii)
biodigestores de resíduos vegetais ou animais, assim como (iv) lodos de estação de
tratamento de esgoto. (BRASIL, 2007a).
A ANEEL através da Resolução n°. 296, de 18 de dezembro de 2007
(BRASIL, 2007b), autoriza o ONS a utilizar as curvas de aversão (CAR) ao risco
para todas as regiões, atualizadas para o biênio compreendido de 01 de janeiro de
2008 a 31 de dezembro de 2009. Na Figura 19, apresenta-se um exemplo da CAR.
Figura 19 – Curva de Aversão ao Risco da Região Sudeste/Centro Oeste
Fonte: OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA, 2008
A Resolução 296 faz com que sejam operadas as diversas termelétricas a
óleo combustível e gás natural, mantendo os reservatórios das usinas hidrelétricas
acima dos patamares mínimos estabelecidos pelas CAR. Busca-se, assim, garantir
o suprimento energético do país em um horizonte de até dois anos à frente.
Pela Resolução 320 de 10 de Junho de 2008 (BRASIL, 2008), a ANEEL
estabeleceu critérios para a classificação de transmissão como de interesse
exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada (ICG), aprimorando
assim a regulamentação de conexão compartilhada de novas centrais de geração,
aos sistemas de transmissão da Rede Básica e assegurando as condições para a
expansão racional das instalações de transmissão.
55
4.3 Tecnologias Utilizadas
A cogeração necessita de equipamentos que queimem o combustível e
permitam aproveitar a energia térmica despendida na combustão. Normalmente são
necessários acionadores primários que produzam trabalho. Para se queimar
biomassas são utilizadas as caldeiras, cujo vapor gerado aciona turbinas. Esta
tecnologia é convencionalmente chamada de ciclo a vapor. Existem dois arranjos
básicos de cogeração: ciclo superior (Topping) e ciclo inferior (Bottoming) (Figura
20). No ciclo superior, inicialmente o combustível é processado, o acionador
primário produz a energia elétrica, sendo o vapor fornecido ao processo industrial.
No Ciclo inferior, o vapor é conduzido inicialmente para o processo industrial e o
calor rejeitado utilizado para a geração de energia elétrica.
Combustível
Eletricidade recebida/vendida
Vapor Calor de processo
Energia elétrica
Matéria prima
Produtos manufaturados
Calor rejeitado
Ciclo Superior Ciclo Inferior
Matéria prima
Produtos manufaturados
Vapor
Calor de processo
Eletricidade recebida
Eletricidade
Calor rejeitado
Processo Industrial
Processo IndustrialCiclo
Ciclo
Figura 20 – Arranjos básicos de sistemas de cogeração
Fonte: Adaptado de LI, 1996
Os ciclos inferiores são de utilização mais restrita, pois necessitam de calor
rejeitado a altas temperaturas para se tornarem viáveis. Nos fornos Hoffman
(cerâmicas) e nos fornos de clínquer com ciclones recuperativos (cimenteiras) este
calor é recuperado no preaquecimento de matéria prima e/ou ar de combustão,
aumentando de forma significativa a eficiência destes sistemas. Caso o calor
56
rejeitado não possa ser utilizado, uma alternativa é a sua utilização para geração de
energia elétrica em turbinas a gás. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
4.3.1 Caldeira
As caldeiras podem ser do tipo flamotubulares ou aquotubulares. As
primeiras são assim chamadas devido ao fato de que os gases da combustão
passar por dentro dos tubos. Por outro lado, quando queimam biomassa, as
caldeiras possuem fornalhas externas, sendo que estas são totalmente envolvidas
com paredes “molhadas” (tubos com água no seu interior). Devido a este tipo de
caldeira possuir características tanto da caldeira flamotubular, quanto da
aquotubular, a mesma é chamada de multitubular ou mista. Um exemplo de caldeira
mista é mostrado na Figura 21.
Figura 21 – Caldeira mista
Fonte: ANDRADE, 2008
As caldeiras flamotubulares são fabricadas para operarem até 2.500 kPa, e
com vazões de até 25 toneladas de vapor por hora. Acima destas condições torna-
se inviável a sua fabricação, devido às elevadas espessuras de chapas necessárias.
Parte Flamotubular
Fornalha Aquotubular
57
São caldeiras que apresentam custos de manutenção menores se comparados com
as aquotubulares. (ANDRADE, 2008).
Nas caldeiras aquotubulares a água passa dentro dos tubos, e os gases de
combustão por fora dos mesmos. São equipamentos que podem ser fabricados para
pressões e vazões elevadas, podendo gerar vapor saturado e superaquecido. São
particularmente aplicadas onde se utilizam turbinas a vapor para geração de energia
elétrica em instalações de grande capacidade. Um exemplo de caldeira aquotubular
é ilustrado na Figura 22. Uma característica importante nestas caldeiras é a
necessidade de um rigoroso tratamento de água, com baixos teores de sais e pH
controlados em função da pressão de operação. Qualquer incrustação, por menor
que seja, pode provocar o rompimento dos tubos. Um sistema muito utilizado é a
desmineralização da água, que pode ter diversas tecnologias. Um deles é a
passagem da água por resinas de propriedades específicas (acidez ou alcalinidade
forte), com a retenção dos sais minerais contidos na água. (PERA, 1990).
Figura 22 – Caldeira aquotubular
Fonte: DEPARTMENT OF ENERGY USA, 2004
A fornalha é a parte da caldeira onde se converte a energia química do
combustível em energia térmica. Para biomassa e em unidades de pequeno ou de
médio porte se utilizam as fornalhas com grelhas. (TEIR, 2002).
58
A combustão em uma fornalha para queima em grelhas é mostrada na Figura
4.15. A região de secagem (eliminação da umidade) é mostrada na área marrom; a
Pirólise (decomposição térmica) e a combustão dos voláteis acontece na região
mostrada na área amarela, sendo que na região coberta pela área vermelha ocorre
a combustão do coque. (TEIR, 2002).
As grelhas inclinadas são aplicáveis a qualquer tipo de biomassa, mesmo em
casos onde a umidade é superior a 50%. São usadas na queima de cavacos de
lenha, resíduos florestais, resíduos industriais, cascas de cereais e outras
biomassas. (PERA, 1990). As grelhas podem ser fixas ou móveis, para facilitar o
escoamento da biomassa a ser queimada e a retirada das cinzas resultantes do
processo de combustão. (TEIR, 2002).
O ar que atravessa o leito (ar primário) tem a função de refrigerar as grelhas
e promover uma distribuição uniforme em todo o combustível (conforme mostrado
na Figura 23).
Figura 23 – Processo de combustão em grelha inclinada
Fonte: Adaptado de TEIR, 2002
A queima prossegue com o ar secundário injetado sobre o leito de biomassa,
consumindo-se o material volátil liberado da matriz sólida da mesma. Para que o ar
primário se mantenha bem distribuído ao longo de toda a grelha, as cinzas devem
ser retiradas periodicamente. (BAZZO, 1995).
Radiação das paredes
Combustível
Ar
Convecção dos
gases
59
Conforme Dornburg e Faaij (2001), a utilização de grelhas para queima direta
e turbinas a vapor são aplicadas para a faixa de capacidade de 1 a 20 MW de
energia elétrica produzida, com uma eficiência elétrica em torno de 25%. Para
melhorar esta eficiência os autores sugerem a utilização de leito fluidizado e
gaseificação, podendo atingir até 38%. Esta tecnologia ainda não apresenta
viabilidade de implantação.
De acordo com Nogueira (2003), nos diversos tipos de caldeiras disponíveis
no mercado, existem componentes com características e funções específicas. Na
Figura 24 apresentam-se os mesmos com a respectiva numeração:
1 – Fornalha: Câmara para a combustão da biomassa;
2 – Grelha: Sistema que suporta a biomassa a ser queimada, distribuindo o
ar primário e garantindo a retirada das cinzas;
3 – Alimentadores de biomassa: Fornece o material a ser queimado na
fornalha, distribuindo o mesmo de forma homogênea nas grelhas;
4 – Paredes de água: Paredes formadas por tubos, por onde a água circula
absorvendo o calor da combustão;
5 – Feixe convectivo: Tubos que fazem a ligação dos tubulões superior e
inferior, onde ocorre a evaporação da água com o calor dos gases da
combustão (também chamada de superfície evaporativa);
6 – Tambor superior: Cilindro que recebe a água de alimentação e a mistura
bifásica das superfícies evaporativas, promovendo a separação do vapor e
da água. A água desce através dos tubos descendentes e o vapor saturado
sai pela parte superior para o superaquecedor;
7 – Tambor inferior: Cilindro que coleta a água em evaporação;
8 – Superaquecedor: Trocador de calor tipo feixe tubular que aumenta a
temperatura do vapor saturado, transformando-o em vapor superaquecido;
9 – Pré-aquecedor de ar: Superfície que aquece o ar que será utilizado na
combustão da biomassa. Recebe calor dos gases de combustão;
10 – Economizador: Trocador de calor que preaquece a água de alimentação
da caldeira a partir da energia dos gases de combustão.
60
Figura 24 – Partes principais de uma caldeira aquotubular a biomassa
Fonte: NOGUEIRA, 2003
4.3.2 Turbina a vapor
A turbina a vapor converte a energia térmica contida neste fluido em energia
mecânica, acionando um eixo acoplado ao gerador síncrono. O vapor
superaquecido à alta pressão e temperatura, entra nos bocais e é acelerado,
convertendo a energia térmica em energia cinética. O fluxo passa, então, para as
partes móveis da turbina (pás), exercendo uma força tangencial no rotor, para girar
o eixo ao qual o gerador se encontra acoplado. No deslocamento axial do vapor em
relação ao eixo da turbina, sua pressão cai e seu volume específico aumenta. As
pás dos últimos estágios devem ser maiores, para acompanhar esta variação.
(LORA; NASCIMENTO, 2004).
Existem diversas classificações para as turbinas a vapor:
a) Fabricação: As turbinas podem ser de ação ou reação.
Nas turbinas de ação o vapor se expande somente nos bocais, havendo uma
queda de pressão e aumento da energia cinética. Este vapor com alta velocidade
incide sobre as pás móveis, convertendo sua energia cinética em trabalho
mecânico. Interessante notar que a pressão se mantém constante nas pás móveis
Água
Ar
Gases
Biomassa
Vapor Superaquecido
61
(Figura 25). As turbinas de ação são normalmente aplicadas para modelos de baixa
capacidade. (RINO, 2008).
Figura 25 – Turbinas de ação Figura 26 – Turbinas de reação
Fonte: RINO, 2008 Fonte: RINO, 2008
As turbinas de reação são projetadas para que a pressão diminua ao longo
das pás fixas e móveis (Figura 26). As turbinas de reação são mais eficientes e
compactas, pois possuem menos estágios. (RINO, 2008).
b) Quantidade de estágios: simples estágio ou múltiplos estágios. As turbinas
de simples estágio apresentam um único rotor. As turbinas de múltiplos estágios
podem apresentar rotores de ação ou de reação. (RINO, 2008).
c) Quanto à descarga: contrapressão ou condensação (Figura 27).
As turbinas a contrapressão são recomendadas para processos industriais
onde a demanda de calor é aproximadamente igual à demanda de trabalho.
Possuem uma regulagem que mantém a pressão na saída da turbina constante. As
turbinas de condensação são utilizadas onde se necessita da maior quantidade de
energia eletromecânica gerada. Normalmente a sua saída é conectada a um
condensador que opera com um vácuo (pressão abaixo da atmosférica). Desta
62
forma, produzem mais energia elétrica que as de contrapressão para uma mesma
vazão, pressão e temperatura do vapor na sua admissão. (BALESTIERI, 2002).
Para ambos os tipos de turbinas podem existir extrações de vapor na pressão
necessária para o atendimento de certo processo industrial.
Figura 27 – Turbinas de contrapressão e condensação
Fonte: ENGECROL, 2007
Para qualquer tipo de instalação com turbinas a vapor, quanto maior a
pressão e temperatura do vapor à entrada, menor será a vazão de vapor necessária
para gerar a mesma quantidade de energia, desde que as condições na exaustão
sejam as mesmas. Na Figura 28, mostram-se os dados de um fabricante de
turbinas, considerando a pressão absoluta à saída de 10 kPa (0,1 bar) e
temperatura de 45°C.
Isto permite entender a tendência de expansão da cogeração no setor
sucroalcooleiro atual com a instalação de novas caldeiras de alta pressão, pois para
aumentar a pressão de vapor em um sistema de cogeração existente, deve-se
trocar a caldeira. Os novos projetos já utilizam este conceito e empregam sistemas
de geração de vapor a altas pressões e temperaturas.
Pavlas et al (2006) realizam um estudo, no qual para uma mesma demanda
térmica (10 MW) se comparam: (i) uma turbina a contrapressão que produz 2,0
MWe e (ii) uma turbina a condensação que produz 2,8 MWe. O fator de utilização da
energia elétrica (percentual de aproveitamento da energia contida no combustível),
63
nos sistemas é de 90% e 79%, respectivamente. A explicação é que apesar de se
produzir mais energia (devido à pressão negativa no condensador) as perdas de
“custos” no mesmo são altas. Ou seja, a perda no condensador é significativa.
2.100 e 300
4.200 e 420
6.500 e 485
12.000 e 530
0
1
2
3
4
5
6
Pressão (kPa), Temperatura (C)
Figura 28 – Consumo específico de vapor (kg/kWh)
Fonte: Adaptado de RINO, 2008
Conforme Caputo, Palumbo e Scacchia (2004), uma solução de arranjo com
turbina de condensação com extração é a mais adequada para uma vazão de vapor
que varia mediante a necessidade de processo. Com isto, é necessário a instalação
de um condensador de baixa pressão. Desta forma tem-se a flexibilidade
operacional necessária a variação da demanda térmica. Para o caso analisado
pelos autores, observou-se que no verão a produção de energia elétrica é
maximizada (5.085 kWe) pois não há demanda térmica. Neste período não se utiliza
aquecimento distrital devido a altas temperaturas ambientes. No inverno se produz
energia térmica (16.120 kWt) e também energia elétrica (2.064 kWe).
A Figura 29 identifica as diferenças entre os arranjos: turbina de
condensação, turbina de condensação com extração e turbina de contrapressão que
foram consideradas no artigo. A turbina de condensação com extração, a mesma
alimenta um trocador de calor e a saída é conectada a um condensador; já na de
contrapressão, existe um trocador de calor na saída da mesma (não possui
condensador). Na turbina de condensação, não existe o trocador de calor e o vapor
C
onsu
mo
esp
ecíf
ico
de v
apor
(kg
/kW
h)
64
vai direto para o condensador, sendo que existe uma extração de vapor para o
desaerador.
Figura 29 – Configurações de plantas de geração de energia elétrica a vapor
Fonte: CAPUTO; PALUMBO; SCACCHIA, 2004
Ocorre que à medida que se opera com a turbina a vapor fora das condições
de projeto da mesma (off-design), a sua eficiência é fortemente reduzida e não varia
de forma proporcional a queda de vazão de vapor segundo Savola e Keppo (2005) e
Horlock (1997).
4.3.3 Condensador a ar
Como em grande parte dos casos, tem-se verificado alguma restrição de
água na região onde o ciclo de cogeração será instalado, a alternativa é optar por
um condensador a ar. O mesmo pode ser de ação direta quando o ar troca calor
com o vapor úmido proveniente da turbina, ou de ação indireta quando existe um
circuito de água e a mesma é que troca calor com o vapor, sendo conduzida para
uma torre de resfriamento a seco.
A opção foi pelo projeto de ação direta evitando um circuito de água; com o
vapor ao sair da turbina sendo conduzido por uma tubulação na parte superior do
condensador (coletor). Desta tubulação principal saem tubos aletados, que tem
contato externo com o ar insuflado por um ventilador. Devido a esta troca térmica, o
vapor se condensa e esta água é coletada na parte inferior do condensador, e
Turbina a Condensação Turbina a condensação com extração Turbina a Contrapressão
65
bombeada para o tanque desaerador (Figura 30). Existem ejetores a vapor que
provocam o vácuo na região interna da tubulação, para que se obtenha o melhor
desempenho possível na geração de energia elétrica na turbina.
Figura 30 – Esquema de um condensador a ar de ação direta
Fonte: PUTMAN, 2008
4.3.4 Tanque desaerador
Para se evitar problemas de corrosão nas partes internas das caldeiras
devido a presença de oxigênio e gás carbônico dissolvido, deve-se prever a
instalação de um tanque desaerador. Recomenda-se pressurizar o mesmo com
aproximadamente a 50 kPa (0,5 kgf/cm2), sendo que existe variação para cada
projeto. Para tal, é necessária uma injeção com vapor para garantir temperaturas
acima de 100°C e a pressões inferiores ao valor de saturação. Os desaeradores são
projetados para que haja turbulência na mistura da água de alimentação,
condensado e vapor de pressurização. Com isto, se garante uma boa desaeração.
Na Figura 31, apresenta-se um exemplo de desaerador.
Turbina
Vapor de exaustão
Coletor
Condensado Ar Ar
Fluxo
Ventilador
Fluxo
Coletor de condensado Retorno de condensado
66
Figura 31 – Tanque desaerador
Fonte: SPIRAX SARCO, 2006
4.4 Análise de sistemas de cogeração
Os sistemas de cogeração normalmente priorizam o atendimento da
demanda térmica de seus processos industriais, através de vapor saturado de baixa
pressão de 1,0 a 12,0 bar manométrico (0,7 a 1,2 MPa). Esta forma de operação é
chamada de paridade térmica, ou seja, o dimensionamento é feito para atender as
necessidades de vapor saturado do processo, sendo a energia elétrica produzida
um subproduto. Ao contrário, quando a prioridade é a produção de eletricidade a
operação acontece em paridade elétrica. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
4.4.1 Análise com o método α e β
Uma análise do setor ou instalação industrial pode ser realizada utilizando
valores de demanda médios consumidos. (LORA; NASCIMENTO, 2004). O
parâmetro α é calculado pela equação:
Sistema de controle de
nível de água Saída de ar
Controle de pressão
Vapor
Cabeçote
Vaso de pressão
Entrada de vapor
Água fria e
condensado
Indicador de nível
Água para a bomba da caldeira
Obs.: Para maior clareza, foram omitidos filtros e válvulas de bloqueio.
Entrada de água
no cabeçote
67
α =c
c
Q
E (4.1)
Onde:
α = Razão entre a energia elétrica e calor consumidos;
cE = Energia elétrica consumida;
cQ = Calor útil consumido.
Na tabela 6 apresentam-se alguns setores industriais com os respectivos
valores do parâmetro α :
TABELA 6 Valores típicos do parâmetro α para os setores industriais
Setor industrial α
Açúcar e Álcool 0,11 a 0,09 Papel e Celulose 0,18 a 0,23
Têxtil 0,40 a 0,44 Petroquímica 0,21 a 0,25
Alimentos e Bebidas 0,05 a 0,10 Fonte: Adaptado de Nogueira, 1996.
Savola (2006) discute como pequenas alterações nos arranjos de instalações
de cogeração com utilização de biomassa aumentam o valor de α . Por exemplo,
em uma instalação de 1,8 MWe (α = 0,23), a instalação de um trocador de dois
estágios no aquecimento distrital promoveu o aumento de α para 0,26. Por outro
lado, com a instalação de um trocador de calor para reaquecimento do vapor e um
trocador de calor para preaquecer a água que vai entrar na caldeira, este parâmetro
aumentaria para 0,25. Outro exemplo citado pelo autor, para uma instalação de 6
MWe (α = 0,34), com a instalação de um trocador de dois estágios no aquecimento
distrital o α aumentou para 0,39. Por outro lado, com a instalação de um trocador
de calor para reaquecimento do vapor e um trocador de calor para preaquecer a
água que vai entrar na caldeira, o α aumentou para 0,42 (acréscimo de 23,5%).
Para esta mesma instalação de 6 MWe (α = 0,34) e através de ferramentas
de simulação, prevendo a instalação de um motor a gás natural com seus gases de
escape, sendo direcionados para a caldeira a biomassa, a qual é secada com os
gases de escape da caldeira. A simulação foi realizada com motores de 0,5 MWe,
68
1,5 MWe e 3,0 MWe obtendo-se respectivamente os seguintes valores de α : 0,41;
0,42 e 0,53.
Com o uso de técnicas de otimização com o software MINLP, nos mesmos
casos e melhorias citadas por Savola (2006), obteve-se os melhores resultados com
a instalação dos trocadores de calor no reaquecimento de vapor, no
preaquecimento da água de alimentação da caldeira e com a instalação de um
trocador de dois estágios no aquecimento distrital. A eficiência da energia elétrica
produzida passou de 0,28-0,30 para 0,45-0,50. Os custos do investimento com os
mesmos são pequenos, ao contrário dos motores a gás natural, onde há um grande
investimento. (SAVOLA, 2007).
Segundo MARBE (2004), a cogeração baseada em sistemas tradicionais com
turbinas a vapor de contra pressão, é aplicável em setores industriais com baixo
valor de parâmetro α .
A análise de cada tipo de ciclo pode ser realizada pela produção média de
energia elétrica e calor. O parâmetro β é dado por:
β = pr
pr
Q
E (4.2)
Onde:
β = Razão entre a energia elétrica e calor produzidos;
prE = Energia elétrica produzida;
prQ = Calor útil produzido.
Na tabela 7 apresentam-se alguns acionadores com os respectivos valores
de parâmetro β :
TABELA 7 Valores típicos do parâmetro β para os diversos tipos de ciclo
Tipo de ciclo β
Turbinas a vapor de contrapressão 0,10 a 0,45 Turbinas a gás 0,25 a 0,80 Motores diesel 0,50 a 1,60
Ciclos combinados 0,75 a 2,00 Fonte: Adaptado de Nogueira, 1996.
69
Quando se integra a central de cogeração ao processo, se β é menor que α
há um déficit de energia elétrica que teria de ser fornecido pela concessionária local.
Caso contrário, quando β é maior que α há excedentes de energia elétrica que
poderiam ser comercializados.
4.4.2 Análise usando valores instantâneos ou curvas de duração
Com os valores das demandas e da capacidade de produção de energia
elétrica e térmica, pode-se levantar uma curva com os excedentes e os déficits de
energia. É o chamado método da convolução, mostrado na Figura 32. Calculam-se
desta forma os valores excedentes de energia elétrica (a serem vendidos) e os
valores deficitários (a serem comprados). Este método será utilizado nesta
dissertação para identificação dos déficits e excedentes de energia. A análise dos
valores reais de demanda elétrica e térmica, apesar de mais complexa, permite um
maior conhecimento dos fluxos de energia entre o autoprodutor, o consumidor e a
concessionária de energia elétrica. (LORA; NASCIMENTO, 2004).
Figura 32 – Método da convolução
Fonte: LORA; NASCIMENTO, 2004
En
erg
ia c
ons
umid
a (
MW
)
En
erg
ia p
rod
uzi
da
(M
W)
En
erg
ia c
ons
umid
a (
MW
)
Exc
ed
ent
es/D
éfic
its
70
4.4.3 Operação fora do ponto de projeto (off-design)
Quando as demandas elétricas e de calor são diferentes daquelas que o
sistema de cogeração gera na sua condição de projeto, as mesmas se encontram
em off-design. Na Figura 33, tem-se uma representação gráfica desta situação,
sendo que as produções máximas de calor e trabalho são representadas
respectivamente por *uQ e *W . Detalhando-se a operação nos diversos quadrantes,
Horlock (1997) concluiu que:
• Quadrante 1: Tanto o calor como a eletricidade deverão ser comprados. Para
os pontos 11D somente necessita-se comprar eletricidade e para 2
1D calor
deve ser adquirido, ou outra caldeira acionada;
• Quadrante 2: Tem-se excesso de calor para ser vendido, e energia elétrica
deve ser comprada. Caso a opção seja operar no ponto uQ ,W não se terá
calor em excesso, porém mais eletricidade necessitará ser comprada;
• Quadrante 3: Neste caso há excesso de energia elétrica podendo ser
vendida, porém calor deve ser comprado ou outra caldeira acionada.
Operando em uQ ,W atende-se a necessidade de eletricidade e mais calor
deve ser provido;
• Quadrante 4A: As duas demandas são inferiores a capacidade da cogeração,
sendo que no ponto de projeto, calor e eletricidade podem ser vendidos.
Poderia ainda operar no ponto uQ ,W atendendo a eletricidade com
excedente de calor ou atendendo ao calor com déficit de eletricidade;
• Quadrante 4B: Novamente as duas demandas são inferiores a capacidade da
cogeração. Poderia ainda operar no ponto uQ ,W atendendo a eletricidade
com déficit de calor ou atendendo ao calor com excedente de eletricidade.
Para se trabalhar com paridade térmica, as condições operacionais devem
estar nos quadrantes 2 e 4.
71
Figura 33 – Operação de uma central de cogeração fora do ponto de projeto
Fonte: Adaptado de HORLOCK, 1997
72
5 ESTUDO DE CASO
A empresa Rações Patense objeto do estudo da implantação de um sistema
de cogeração está situada em Itaúna, a 75 km de Belo Horizonte. Produz farinha de
osso bovino, utilizada em rações animais, e sebo (gordura animal), empregado
atualmente na fabricação de biodiesel. O processo consome o vapor saturado
principalmente em 2 digestores (Figura 34), com uma demanda térmica unitária de
2,014 kg/s de vapor a 950 kPa (9,5 bar absoluto), produzido em uma caldeira.
A demanda elétrica contratada é atualmente de 450 kW, sendo que em 2008
solicitou-se à concessionária um aumento para 950 kW. A concessionária de
energia elétrica recomendou, então que fosse realizado um projeto e montagem de
nova linha de transmissão de energia elétrica, cuja justificativa foi “a posição
geográfica da empresa, localizada no final de uma linha de transmissão”. No horário
de ponta de consumo, a empresa utiliza um gerador a diesel, para redução do custo
de energia elétrica.
Figura 34 – Digestor contínuo de ossos e vísceras bovinas
Fonte: THOR, 2008
Nos dois últimos anos, a empresa, que possui duas unidades industriais,
expandiu significativamente em função da maior demanda de gordura animal para a
fabricação de biodiesel.
73
5.1 Dados de Processo
A caldeira existente que foi fabricada pela empresa Caldemaq, modelo CF-
2021, tipo mista e possui os seguintes dados de processo:
• Pressão atual: 950 kPa (9,5 bar absoluto); de projeto: 2.620 kPa (26,2 bar
absoluto);
• Temperatura do vapor atual: 177,7°C; de projeto: 300°C;
• Vazão de vapor: 5,55 kg/s (20.000 kg/h);
• Fornalha com grelha oscilante inclinada;
• Possui pré-aquecedor de ar de combustão;
• Eficiência base PCI: 84±2% (em função do combustível e sua umidade);
• Automação: malhas de controle de nível de água, combustão,
ventilação/exaustão e pressão;
• Superaquecedor: a ser instalado para se elevar a temperatura até 300°C.
As demandas de calor e eletricidade possuem as seguintes características: (i)
existe correlação entre as demandas de calor e eletricidade e vice versa, (ii) existem
somente 3 níveis de energia consumida (mínima, intermediária e máxima) e (iii) em
operação em regime permanente os valores das demandas podem ser
considerados constantes. Na Figura 35 são apresentadas as curvas de demandas
de calor e eletricidade.
11210
5605
387
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tempo no ano (%)
Dem
anda
de
calo
r (k
Wt)
250
550
900
200
400
600
800
1000
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Tempo no ano (%)
Dem
anda
Ene
rgia
Elé
tric
a (k
We)
Figura 35 – Curvas de demandas de calor e eletricidade
Fonte: RAÇÕES PATENSE, 2008
74
Nesta figura 35 as curvas de demanda de energia são organizadas com os
valores relacionados com o percentual de tempo em que ocorrem no ano. Sendo
que, os valores médios de demandas de calor e eletricidade nos níveis máximo,
intermediário e mínimo são também apresentados. Uma forma semelhante de
apresentação das curvas de demanda de energia foi utilizada por Vallios, Tsoutsos
e Papadakis (2009) no projeto de um sistema de cogeração a biomassa para
aquecimento distrital.
Na Tabela 8 são apresentados os dados atuais da caldeira, o consumo dos
dois tipos de biomassa utilizados (cavaco de madeira e moinha de carvão vegetal)
com seus respectivos preços e poder calorífico inferior, bem como o preço atual e o
consumo anual de eletricidade. O valor de R$225,00/MWh será adotado tanto como
valor de compra, quanto para venda de excedentes gerados.
TABELA 8
Dados do sistema atual – Empresa Rações Patense
Itens Parâmetro Valor Pressão (kPa) 950 Temperatura (°C) 177,7 Vazão máxima (kg/s) 5,55
Eficiência (%) (1) 84
Caldeira
Temperatura de alimentação da água (°C) 80
Consumo (tonelada/ano) 34.882
Poder Calorífico Inferior (kJ/kg) 7.745 Cavaco de madeira
Preço (R$/tonelada) (2) 144,00
Consumo (tonelada/ano) 14.338 Poder Calorífico Inferior (kJ/kg) 18.840
Moinha de carvão vegetal
Preço (R$/tonelada) (2) 200,00
Preço da energia elétrica comprada (R$/MWh) (2) 225,00 Eletricidade
Consumo (kWh/ano) 5.242.860 (1): Eficiência ao PCI de 84 ±2% em função da umidade do combustível; (2): Impostos inclusos.
Os combustíveis considerados são dois tipos de biomassa disponíveis na
região e atualmente utilizados pela empresa para a geração de vapor, são eles: (i)
cavaco de madeira com serragem e (ii) moinha de carvão vegetal. Para a cotação
do dólar a R$2,00/US$, encontram-se os preços dos combustíveis de 9,30 e 5,31
US$/GJ (R$18,60/GJ e R$10,62/GJ), para cavaco e moinha respectivamente.
Comparando com o valor de 3,0 US$/GJ mencionado na Tabela 2
(INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2007a), US$2,5/GJ (ANSELMO FILHO;
BADR, 2004) e o valor de US$1.2/GJ (MACEDO, 2003), nota-se que são valores de
75
preços de biomassa reportados na literatura muito inferiores aos dos combustíveis
consumidos no processo. Conclui-se que os valores pagos pela indústria estão bem
acima do patamar internacional.
5.2 Variantes adotadas
Na integração da central de cogeração com o processo produtivo considerou-
se, inicialmente, a venda de energia elétrica com a caldeira operando todo o tempo
na vazão nominal, de modo a maximizar a exportação de energia elétrica.
Posteriormente se verificou a hipótese de não se vender energia elétrica, gerando
somente o máximo possível para suprir o próprio consumo. Em ambas as
alternativas, foram considerados durante o cálculo do ciclo térmico, novos
parâmetros do vapor na operação da caldeira (Pressão 2.620 kPa e temperatura
300°C), pois a mesma vinha sendo operada a parâmetros inferiores aos nominais, e
foi analisada a viabilidade para os dois tipos de biomassa: (i) cavaco de madeira e
(ii) moinha de carvão vegetal.
Para complementar o estudo foram analisadas 3 variantes visando obter a
maior viabilidade de implantação da cogeração:
(i) Caso base: caldeira com o atual rendimento de 84% e apenas o
acréscimo de biomassa para a nova condição operacional no cálculo do
custo com combustível;
(ii) Aumento do rendimento da caldeira para 90% com apenas o acréscimo
de biomassa para a nova condição operacional no cálculo do custo com
combustível e;
(iii) Aumento do rendimento da caldeira para 90% com apenas o acréscimo
de biomassa para a nova condição operacional no cálculo do custo com
combustível, acrescentado os créditos de carbono como receita.
Desta forma, totalizam-se 12 variantes a serem analisadas no estudo técnico
econômico da implantação da cogeração. Quatro variantes são de caráter
termodinâmico, derivadas das hipóteses de vender ou não energia elétrica a rede e
do fato de queimar cavaco ou moinha na caldeira. Três variantes são de origem
76
financeira, nas quais se analisam tanto as melhorias de aumento dos parâmetros do
vapor e de rendimento da caldeira, quanto o uso de incentivos financeiros, em
particular o caso da possível comercialização de créditos de carbono. Na Figura 36
mostra-se o escopo completo das 12 variantes analisadas.
Figura 36 – As 12 variantes analisadas no estudo técnico-econômico
5.3 Modelo de simulação do ciclo térmico
A modelagem termodinâmica desenvolvida, com base nas equações de
conservação para os principais equipamentos do ciclo térmico proposto é
apresentada a seguir.
A formulação da simulação termodinâmica considera as seguintes
simplificações (Adaptado de ARRIETA, 2006):
• Os equipamentos operam em regime permanente;
• Os modelos são representados exclusivamente por equações algébricas
em geral e não por equações diferenciais;
Alternativas
Hipótese I Venda de energia elétrica
Hipótese II Não venda de energia elétrica
A) Cavaco
B) Moinha de carvão vegetal
C) Cavaco
D) Moinha de carvão vegetal
Variante 1 Caso base
Variante 2 Eficiência da caldeira
90 %
Variante 3 Eficiência da caldeira
90 % + Créditos de carbono
Variante 4 Caso base
Variante 5 Eficiência da caldeira
90 %
Variante 6 Eficiência da caldeira
90 % + Créditos de carbono
Variante 7 Caso base
Variante 8 Eficiência da caldeira
90 %
Variante 9 Eficiência da caldeira
90 % + Créditos de carbono
Variante 10 Caso base
Variante11 Eficiência da caldeira
90 %
Variante 12 Eficiência da caldeira
90 % + Créditos de carbono
77
• Os balanços de massa global e local para cada subsistema, consideram
processos de mistura não sendo consideradas reações químicas. (LI,
1996);
• Nos balanços de energia são desprezadas as variações das energias
cinéticas e potenciais.
A seguir apresentam-se o arranjo adotado para o ciclo Rankine e a respectiva
modelagem matemática.
5.3.1 Arranjo adotado
O ciclo termodinâmico a ser adotado é o ciclo Rankine, mostrado na Figura
37. A caldeira produz vapor superaquecido que aciona uma turbina a vapor de
condensação com extração controlada. O vapor da extração além de alimentar o
processo, é utilizado no desaerador e em um trocador de calor (preaquecedor) para
aumentar a temperatura da água de alimentação.
Caldeira
Turbina a Vapor
Bomba 1Bomba 2
Desaerador
4
3
12
1315
17
Retorno de Condensado
1
2
5
6
7
8
9
1011
16
20
14
Dessuperaque-cedor
Preaquecedor
Purgador
Válvula de Controle
19
6
18Processo
21
22
23
Condensador a Ar
Ar
Combustível Redutor Gerador de Eletricidade
Figura 37 – Arranjo proposto para a central de cogeração
O vapor que sai da turbina é conduzido para um condensador resfriado a ar.
O retorno de condensado do processo alimenta o desaerador juntamente com a
78
água proveniente do condensador, do condensado do preaquecedor e o vapor
injetado diretamente para desaeração da água.
Através da Bomba 2 de alimentação da caldeira, a água retorna para a
caldeira passando pelo preaquecedor. Uma derivação após a bomba 2 leva a água
até o dessuperaquecedor cuja função é permitir controle da temperatura final do
vapor de processo.
Os valores de perdas de carga, perdas térmicas e rendimentos típicos foram
definidos com base em catálogos de fabricantes e na experiência do autor.
A numeração citada na Figura 37 é a mesma utilizada no modelo de
simulação desenvolvido e implementado no software EES, detalhado no Apêndice
A. Apresentam-se na seqüência, as equações principais que compõem o modelo da
simulação termodinâmica para cada um dos principais equipamentos (subsistemas).
5.3.2 Caldeira
Na caldeira a energia cedida pelo combustível é transferida para a água,
produzindo vapor. De acordo com a 1a lei da termodinâmica tem-se:
( )1811... hhmmPCI calcob −= && η (5.1)
Onde:
PCI = Poder calorífico inferior do combustível;
cobm& = Vazão de combustível;
calη = Rendimento da caldeira pela 1a lei da termodinâmica;
1m& = Vazão de vapor;
1h = Entalpia específica do vapor gerado;
18h = Entalpia específica da água de alimentação.
A disponibilidade de cada ponto de entrada e saída de determinado volume
de controle é definida por:
( ) ( )01001 . ssThha f −−−= (5.2)
79
Onde:
fa = Disponibilidade específica;
0h , 0T e 0s = Entalpia específica, temperatura e entropia específica nas condições do
ambiente de referência. Foi adotada a temperatura de 27,5 °C média considerada
na região e a pressão de 101,35 kPa, sendo que a cidade de Itaúna fica a 880
metros de altitude;
1h = Entalpia específica na saída de vapor da caldeira;
1s = Entropia específica na saída de vapor da caldeira.
5.3.3 Turbina a vapor
A turbina é de condensação e com uma extração controlada. As equações
5.3 e 5.4 foram adotadas para as seções de alta e de baixa pressão:
( )( )siap
tap
taphh
hh
W
W
_21
21
−−
==&
&
η (5.3)
( )( )sibp
tbp
tbphh
hh
W
W
_32
32
−−
==&
&
η (5.4)
Onde:
tapη = Rendimento da turbina de alta pressão;
tbpη = Rendimento da turbina de baixa pressão;
tapW& = Potência real de alta pressão;
tbpW& = Potência real de baixa pressão;
iapW& = Potência ideal de alta pressão;
ibpW& = Potência ideal de baixa pressão;
1h = Entalpia específica à entrada da turbina;
2h = Entalpia específica na extração da turbina;
80
sh _2 = Entalpia específica na extração da turbina para o processo de expansão
isoentrópica;
3h = Entalpia específica da saída da turbina para o condensador;
sh _3 = Entalpia específica na saída para o condensador no processo de expansão
isoentrópica.
Necessita-se de uma outra equação com o rendimento da turbina de baixa
pressão ( tbpη ) em função dos dados fornecidos pelos fabricantes contatados
(ENGECROL e TGM conforme a Tabela 9), visando calcular o rendimento em todas
as condições simuladas durante os cálculos. Somando-se as duas equações 5.3 e
5.4, obtem-se a equação 5.5:
( )
ibp
tapt
ibp
iaptapt
tbpW
WW
W
WW
&
&&
&
&& −=
−=
.ηη
( )
( ) ( )st
tbphhmm
hhmW
_3221
211
.
.
−−−−
=&&
&&
η (5.5)
Onde:
tW& = Potência real na turbina;
1m& = Vazão de vapor à entrada da turbina;
2m& = Vazão de vapor à extração da turbina.
A potência real da turbina é a existente no eixo da mesma. Este eixo é
acoplado a um redutor, conectado a um gerador de energia elétrica. Ao se
considerar o rendimento destes equipamentos, encontra-se a potência líquida pela
equação 5.6 a seguir:
redgertliq WW ηη ..&& = (5.6)
Onde:
liqW& = Potência líquida;
gerη = Rendimento do gerador;
redη = Rendimento do redutor.
81
Já a potência útil do ciclo é definida como sendo a potência líquida deduzidas
desta as potências consumidas nos seguintes equipamentos: Bomba 1, Bomba 2 e
ventilador (es) do condensador, descrita na equação 5.7:
vbbliqu WWWWW &&&&& −−−= 21 (5.7)
Onde:
uW& = Potência útil;
1bW& = Potência da bomba 1 de extração de condensado do condensador;
2bW& = Potência da bomba 2 de água de alimentação da caldeira;
vW& = Potência do(s) ventilador (es) do condensador.
A limitação para as turbinas à condensação com extração controlada
segundo os fabricantes contatados, é que a vazão de saída para o condensador
deve ter um valor mínimo para se garantir a refrigeração da seção condensante. A
vazão mínima é de 15 a 20% da vazão de entrada de vapor na turbina de alta
pressão. Neste estudo, foi adotado o percentual de 20% da vazão de entrada,
considerado conservativo.
5.3.4 Preaquecedor regenerativo de alta pressão
O objetivo deste equipamento é elevar a temperatura da água e com isto,
reduzir o consumo de combustível, sendo definido um valor para este acréscimo de
30 °C ( 2T∆ ). A perda de carga no preaquecedor foi definida em 200 kPa ( 3P∆ ).
5.3.5 Dessuperaquecedor
O vapor retirado através da extração da turbina é superaquecido, sendo
necessário dessuperaquecê-lo para fornecê-lo saturado ao processo. É injetada
82
água em um dessuperaquecedor para efetuar o controle de temperatura. Define-se
um superaquecimento de 3 °C ( 1T∆ ) como temperatura final. Assim, serão
compensadas eventuais perdas de calor nas tubulações. A pressão à saída do
dessuperaquecedor deve estar acima da pressão de processo, sendo definido este
acréscimo em 350 kPa ( 1P∆ ). Considera-se também que a água que alimenta o
dessuperaquecedor, em relação à da saída da Bomba 2 de água de alimentação,
tem uma redução de temperatura de 10 °C ( 7T∆ ) em função da perda de calor nas
tubulações.
5.3.6 Condensador a ar
A condensação é promovida pela troca térmica entre o ar aspirado à
temperatura ambiente e o vapor que passa pelo interior de um trocador de calor
com tubos aletados. Neste trocador a perda de carga considerada para o lado ar é
igual a 0 kPa ( 4P∆ ). Foi definida a diferença de temperatura entre o vapor e o ar de
5 °C ( 3T∆ ); sendo a redução da temperatura da água na saída do condensador em
0 °C ( 6T∆ ) ou seja, líquido saturado. Assim, os balanços de energia pela 1a lei da
termodinâmica são expressas na forma:
( )3123. hhmQcon −= && (5.8)
( )2233
22 . TTTcp
Qm
ar
con
−∆−=
&
& (5.9)
( )222122 . hhmWv −= && (5.10)
Onde:
conQ& = Calor a ser cedido no condensador;
3m& = Vazão de vapor para o condensador;
3h = Entalpia específica do vapor na saída da turbina;
12h = Entalpia específica da água na saída do condensador;
83
22m& = Vazão mássica de ar;
arcp = Calor específico do ar;
3T = Temperatura do vapor à saída da turbina;
3T∆ = Diferença de temperatura entre o vapor e o ar;
22T = Temperatura do ar;
21h = Entalpia específica do ar na captação do ventilador;
22h = Entalpia específica do ar após o ventilador.
5.3.7 Bombas
Utilizam-se bombas centrifugas para: (i) pressurizar a água à saída do
condensador para que a mesma alimente o desaerador com 200 kPa acima da
pressão do mesmo ( 5P∆ ); (ii) pressurizar a água acima da pressão de operação da
caldeira em 1.200 kPa ( 2P∆ ). As equações da 1a lei da termodinâmica para as
bombas são expressas como:
01512 == χχ (5.11)
( )( )1312
_1312
hh
hh
W
W sidb −
−==
&
&
η (5.12)
( )1312121 . hhmWb −= && (5.13)
( )( )1615
_1615
hh
hh
W
W sidb −
−==
&
&
η (5.14)
( )1615152 . hhmWb −= && (5.15)
Onde:
bη = Rendimento das bombas (adotado 0,7);
12χ = 15χ = Título do líquido na entrada das bombas;
idW& = Potência ideal;
W& = Potência real;
84
1bW& = Potência consumida na bomba de extração de condensado;
2bW& = Potência consumida na bomba de água de alimentação da caldeira;
12h = Entalpia específica à entrada da bomba de extração de condensado;
13h = Entalpia específica à saída da bomba de extração de condensado;
15h = Entalpia específica à entrada da bomba de água de alimentação;
16h = Entalpia específica à saída da bomba de água de alimentação;
12m& = Vazão de água à saída do condensador;
15m& = Vazão de água à saída do desaerador.
5.3.8 Tanque desaerador
O tanque desaerador necessita de pressurização com vapor, sendo que
recebe o retorno de condensado do processo, a água bombeada do condensador e
o condensado do purgador do preaquecedor de água. As temperaturas variam: (i) a
água à saída do desaerador é 3 °C inferior à de saturação ( 5T∆ ), (ii) e a do
condensado do processo é 25 °C inferior à sua temperatura de saturação ( 4T∆ ).
As pressões possuem as seguintes características: (i) perda de carga de 95
kPa na válvula de controle que pressuriza o desaerador, que se refere a 10% da
pressão a montante da mesma ( 6P∆ ) e (ii) a pressão do condensado é 100 kPa
superior à pressão do desaerador ( 7P∆ ).
5.4 Potências das turbinas nas diversas condições de operação
Com o objetivo de maximizar o aproveitamento da energia contida no
combustível, a operação de uma central de cogeração foi definida em função do
atendimento da demanda térmica (paridade térmica). Desta forma, para a hipótese
de venda de energia elétrica, deve-se atender a demanda térmica e produzir o
85
máximo de eletricidade. Por outro lado, para a hipótese de não venda de energia
elétrica, deve-se atender a demanda térmica e produzir eletricidade na quantidade
com o mínimo déficit com relação à demanda elétrica do processo (HORLOCK,
1997). Realizou-se consulta ao mercado nacional para a especificação técnica de
uma turbina para cada hipótese analisada. Na Tabela 9, apresentam-se os dados
obtidos junto aos fabricantes.
As condições de operação 1, 2 e 3, para a turbina do fabricante ENGECROL,
que correspondem à hipótese de venda de energia elétrica considerada no estudo
(variantes 1 a 6 da Figura 36). As condições de operação 4, 5, e 6 para a turbina do
fabricante TGM, correspondem à hipótese de não venda de energia elétrica à rede
(variantes 7 a 12 da Figura 36). A turbina da ENGECROL gera maior potência do
que a da TGM, e vale a pena comentar que por ter maior capacidade seu preço é
mais alto.
TABELA 9
Dados dos fabricantes de turbinas a vapor
Fabricantes ENGECROL (2009) TGM (2009)
Condições de operação(1) 1(2) 2 3 4 5 6(2) Pressão de vapor à entrada
(kPa) 2.620 2.620 2.620 2.620 2.620 2.620 Temperatura do vapor à entrada
(°C) 300 300 300 300 300 300 Vazão de vapor à entrada
(kg/s) 5,55 5,55 5,55 5,55 3,33 1,11
Pressão de vapor à extração (kPa) 950 950 950 950 950 950 Temperatura de vapor à extração
(°C) 205 205 205 215 215 215 Vazão de vapor à extração
(kg/s) 4,44 2,22 0,139 4,44 2,22 0,139 Pressão de vapor à saída
(kPa) 20 20 20 105 105 105
Temperatura do vapor à saída (°C) saturado saturado saturado saturado saturado saturado Vazão de vapor à saída
(kg/s) 1,11 3,33 5,411 1,11 1,11 0,971 Potência nos bornes do Gerador
(kW) 1.135 2.190 3.270 940 550 200
Preço (R$) 3.503.800,00 2.500.000,00 (1): Rendimentos considerados: redutor = 98% e gerador = 95% (em ambas as turbinas); (2): Vazão mínima na parte de condensação da turbina.
A partir das informações fornecidas pela ENGECROL, com vazão de
admissão constante, obteve-se uma correlação polinomial entre o Trabalho Líquido
86
( liqW& ) e a vazão mássica da extração de vapor na turbina ( extm& ). O polinômio
mostrado na Figura 38 foi empregado no modelo termodinâmico do ciclo térmico
para calcular o balanço de massa e energia nas condições de operação sobre as
curvas de demanda térmica e elétrica do processo.
No caso da turbina da TGM, nas condições de operação sobre as curvas de
demanda térmica e elétrica do processo, a admissão de vapor é variável e os
balanços de massa e energia foram obtidos mantendo-se os rendimentos nas
seções de alta e baixa pressão.
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,51000
1500
2000
2500
3000
3500
Vazão extração m(ext) (kg/s)
Potê
ncia
Líq
uid
a W
liq (kW
)
Wliq=3345,28 - 542,98·m(ext) + 10,1735·m(ext)2Wliq=3345,28 - 542,98·m(ext) + 10,1735·m(ext)2
Figura 38 - Correlação entre a vazão da extração com a potência líquida para a turbina a vapor da
ENGECROL obtida no EES a partir dos dados do Fabricante
As potências líquidas e úteis são mostradas na Tabela 10 juntamente com a
vazão mássica de extração para os diferentes patamares de demanda de calor de
processo.
TABELA 10
Potência líquida e útil das turbinas para os diferentes patamares de demanda de calor do
processo
Fabricantes ENGECROL TGM
Condições de operação 1 2 3 4 5 6
Vazão de processo - 8m& (kg/s) 4,028 2,014 0,139 4,028 2,014 0,139
Potência Líquida – liqW& (kW) 1.172 2.040 2.910 903 538 210
Potência Útil - uW& (kW) 1.037 1.762 2.501 827 480 174
87
Na condição de operação 3, existe uma significativa diferença em termos
absolutos entre as potências líquida e útil, resultante do maior consumo de energia
no(s) ventilador (es) do condensador a ar, devido ao aumento da vazão volumétrica
do ar de resfriamento do condensador, requerida pela maior carga térmica de
operação do condensador.
A Tabela 11 apresenta os diversos tipos de operação do sistema de
cogeração proposto, associados às respectivas hipóteses e variantes. Para as
hipóteses “venda de energia elétrica” ou “não venda de energia elétrica” e para cada
um dos combustíveis, o tipo de operação varia de acordo com a vazão da turbina
para o processo: (i) máxima extração com a vazão de 4,028 kg/s; (ii) média extração
com vazão de 2,014 kg/s e (iii) mínima extração com vazão de 0,139 kg/s. É
importante ressaltar que nas variantes 3, 6, 9 e 12 se obtém os melhores resultados
da implantação da cogeração do estudo de caso em questão, pois se aliam as mais
altas eficiências e índices de viabilidade devido à receita dos créditos de carbono.
Por este motivo, a apresentação dos resultados será focada nessas configurações.
TABELA 11
Tipos de operação e as respectivas hipóteses e variantes
Hipótese Biomassa Variante Extração turbina Tipo de operação Máxima 1
Vendendo Cavaco 3 Média 2 Energia Mínima 3
Elétrica Máxima 4 Moinha 6 Média 5
Mínima 6 Máxima 7
Não Cavaco 9 Média 8 Vendendo Mínima 9
Energia Máxima 10 Elétrica Moinha 12 Média 11
Mínima 12
Apresentam-se na Tabela 12 os resultados do balanço de massa e energia,
obtidos com o modelo de simulação implementado no EES, para o tipo de operação
10 (hipótese de não de vender energia elétrica com moinha e para a máxima
extração na turbina). Nas tabelas dos Apêndices D até O se apresentam os mesmos
resultados para todos os tipos de operação.
88
TABELA 12
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico no tipo de operação 10
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 4,233 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 1,317 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,340 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 3,893 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,135 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,135 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 4,028 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,006 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,006 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,334 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 1,317 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 1,317 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 4,028 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,685 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,685 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,334 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,334 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 42,350 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 42,350 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 42,350 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
No ano se adotou um fator de utilização de 95% (patamar atual utilizado pela
indústria deste estudo de caso), nas 8640 horas disponíveis.
Para um sistema de cogeração o fator de utilização da energia (base 1ª Lei)
varia de 70 a 95%. Percentuais abaixo desta faixa são encontrados onde se tem
grande variação do calor e energia elétrica gerados (BHATT, 2001). Exatamente o
que ocorre nas variantes 3 e 6.
São mostrados na Tabela 13, os indicadores de eficiência energética
calculados mediante a simulação termodinâmica para cada biomassa considerada
nas hipóteses analisadas. Na hipótese vendendo energia elétrica as vazões de
combustíveis são muito superiores, sendo que nesta opção se terá a receita da
energia elétrica vendida. Por outro lado, ao não se vender a energia elétrica, as
89
vazões de combustíveis se reduzem, porém não há receita com a venda de energia
elétrica. A grande diferença de fator de utilização da energia se deve principalmente
em função da maior vazão de vapor no condensador na hipótese vendendo energia
elétrica.
TABELA 13
Fator de utilização da energia
Hipótese Vendendo EE Não Vendendo EE
Variante 3 6 9 12 Tipo de Biomassa Cavaco Moinha Cavaco Moinha Biomassa (kg/ano) 57.853.135 23.784.074 39.344.219 16.175.571 Energia na Biomassa (kWh/ano) (1) 124.474.074 124.474.074 84.652.953 84.652.953 EE gerada (kWh/ano) (1) 13.479.976 13.479.976 4.640.347 4.640.347
Energia específica (kWh/ton) 233,00 566,76 128,50 312,56
Vapor para processo (ton/ano) (1) 72.235 72.235 72.235 72.235 Energia no vapor (kWh/ano) (1) 55.841.665 55.841.665 55.841.665 55.841.665 Eficiência de geração elétrica (1) 10,83% 10,83% 5,48% 5,48% Eficiência de geração de calor (1) 44,86% 44,86% 65,97% 65,97% Fator de utilização da energia (1) 55,69% 55,69% 71,45% 71,45%
(1): Premissas iguais dentro de uma mesma hipótese.
Os resultados dos balanços de massa e energia foram empregados como
dados de entrada para a análise de viabilidade econômica da implantação da central
de cogeração, discutida a seguir.
5.5 Análise econômica
Segundo Lund e Andersen (2005) na Dinamarca, onde existem diversas
unidades de cogeração de pequena escala a biomassa (3 e 4 MW), diversos itens
são considerados na análise da implantação da cogeração: (i) Preço de venda de
eletricidade, (ii) preço de venda do calor, (iii) custo de combustível, (iv) impostos
relativos ao combustível, (v) subsídios concedidos para a geração de eletricidade,
(vi) despesas com a operação, (vii) investimentos na cogeração e (vii) investimentos
na armazenagem de biomassa. Para o caso aqui analisado, por se tratar de um
autoprodutor de energia, somente o item (ii) não é relevante.
90
No investimento previsto, mostrado na Tabela 14, não se considerou o valor
da caldeira, pois a mesma já existe na indústria. A instalação do superaquecedor foi
considerada no item “Outros equipamentos”. Para a hipótese “não vendendo
energia elétrica”, se desconsiderou qualquer custo de interligação elétrica com a
concessionária local.
TABELA 14
Valor estimado do investimento para a implantação da central de cogeração
Custo de investimento de instalação de turbina a vapor (R$)(1)
Vendendo EE Não Vendendo EE
Planta da caldeira (45%) 0,00 0,00
Planta da turbina (35%)(2) 3.503.800,00 2.500.000,00
Tubulação e acessórios (10%) 350.380,00 250.000,00
Subestação (5%) 175.190,00 0,00
Outros equipamentos (5%) 175.190,00 125.000,00
Subtotal 4.204.560,00 2.875.000,00
Equipamentos Eletromecânicos
Montagem (12%) 504.547,20 345.000,00
Construção Obras civis (15%) 626.899,90 428.662,50
TOTAL 5.336.007,10 3.648.662,50 Fonte: (LORA; NASCIMENTO, 2004) – (1): Impostos inclusos. – (2): Preços fornecidos pelos fabricantes conforme Tabela 9.
A análise econômica clássica foi adotada, os termos e conceitos são
amplamente conhecidos, sendo encontrada em detalhes em Lora e Nascimento
(2004).
Para a análise econômica foi elaborado o fluxo de caixa para cada uma das
12 variantes (Figura 36) considerando-se os dois tipos de biomassa, para uma taxa
de juros de 9,0% ao ano. Os valores de saída são: (i) VPL (Valor Presente Liquido),
(ii) TIR (Taxa Interna de Retorno) e (iii) PB (Tempo de retorno do investimento –
“Pay Back”).
Os valores adotados para os parâmetros mencionados para calcular o fluxo
de caixa são apresentados na Tabela 15. Foram obtidos novos resultados com: (i)
Rendimento da caldeira com 90% e (ii) Rendimento da caldeira em 90% mais
acréscimo de receita com venda de Créditos de Carbono. Com estes fluxos de caixa
foi realizada uma análise de sensibilidade, variando-se os valores base em
percentuais dentro das faixas mencionadas na Tabela 15.
Dos resultados dos fluxos de caixa para a biomassa tipo cavaco, os valores
obtidos de VPL: (i) -10,23 Milhões de R$ para a hipótese “venda de energia elétrica
91
(E )” e, (ii) – 2,02 Milhões de R$ para a hipótese “não venda de E ”. Os resultados
obtidos nas variantes analisadas permitem concluir que não há viabilidade da
implantação da central de cogeração para a utilização deste combustível.
Os resultados dos fluxos de caixa realizados na análise econômica para a
biomassa tipo moinha de carvão vegetal encontram-se sintetizados nas Figuras 39 e
40. Estes mostram que a melhor viabilidade da implantação da cogeração somente
se consegue sob as condições predefinidas nas variantes 6 e 12, rendimento da
caldeira de 90% e comercialização dos créditos de carbono como era esperado.
TABELA 15
Resumo das análises econômicas e de sensibilidade
Parâmetro Valor base Faixa de variação da análise de
sensibilidade Preço de cavaco de madeira (R$/ton) 144,00 -10% até -50%
Preço de moinha de carvão (R$/ton) 200,00 -10% até -50%
Preço da eletricidade comprada (R$/MWh) 225,00 +10% até +50% Taxa de juros (%) 9,0 -10% até -50%
Créditos de carbono (R$/ton de CO2) 29,85 +10% até +50% Investimento (R$) Tabela 13 -10% até -50%
A obtenção de créditos de carbono é muito limitada, em vista da instalação já
utilizar biomassa, e somente pode-se prever que 20% da energia elétrica gerada
substituiriam fontes fósseis (SENAI, 2008). Importante ressaltar que foi considerado
um preço de R$29,85 (Equivalente a 9.95€, para uma cotação média do Euro a
R$3,00) para a venda da tonelada de CO2 equivalente. Até setembro de 2008, este
valor de encontrava na faixa de R$42,00 a R$57,00 (Equivalente às cotações de 14
a 19€). (AMBIENTE BRASIL, 2009). Caso se retorne este patamar de preço dos
créditos de carbono, o impacto dos mesmos na análise econômica pode ser
significativo.
Adotando-se o custo de R$2,40/GJ (MACEDO, 2003), o preço da moinha
passa para R$0,0452/kg, e na hipótese “não venda de E ”, tem-se: (i) um VPL de
2,47 Milhões de Reais; (ii) uma TIR de 17,8% e (iii) um PB de 8,6 anos. Para a
hipótese de “venda de E ”, estes valores são: 12,91 Milhões de Reais; 37,4% e 4,2
anos, respectivamente.
Estes resultados mostram que se o preço da biomassa estivesse nos
patamares internacionais, seriam atingidas condições econômicas favoráveis para a
92
implantação da cogeração em pequena escala a biomassa na indústria objeto do
estudo de caso.
Moinha de Carvão Vegetal
-6,00
-5,00
-4,00
-3,00
-2,00
-1,00
0,00
1,00
2,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ano
VPL
(10
^6 R
$)
Variante 4 (TIR<9%) Variante 5 (TIR<9%) Variante 6 (TIR=11,93%)
Figura 39 – Resultados para a moinha sob a hipótese de venda de energia elétrica
Moinha Carvão Vegetal
-4,00
-3,50
-3,00
-2,50
-2,00
-1,50
-1,00
-0,50
0,00
0,50
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ano
VPL
(10
^6 R
$)
Variante 10 (TIR<9%) Variante 11 (TIR<9%) Variante 12 (TIR=9,74%)
Figura 40 - Resultados para a moinha sob a hipótese de não venda de energia elétrica
A análise econômica de sensibilidade, com base na variação do VPL,
apresentou a seguinte ordem de maior a menor de influência na rentabilidade de
implantação da central de cogeração para a biomassa tipo cavaco, para a hipótese
“venda de E ”: (i) preço de combustível, (ii) taxa de juros, (iii) tarifa de E , (iv) custo
do investimento e (v) créditos de carbono.
93
Para a hipótese de “não venda de E ” a ordem de influência de maior a menor
foi: (i) tarifa de E , (ii) preço de combustível, (iii) taxa de juros, (iv) custo de
investimento e (v) créditos de carbono.
Na Figura 41 pode-se verificar, que para a biomassa tipo moinha se
identificou a seguinte ordem de influência sob a hipótese de “venda de E ”: (i) tarifa
de E , (ii) preço do combustível, (iii) taxa de juros, (iv) custo do investimento e (v)
créditos de carbono.
10%-10%
-10% -10% 10%
50%
-50%-50%
-50%
50%
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
EE Combustível Investimento Juros Créditos decarbono
VP
L (1
0^6
R$)
Figura 41 – Análise de sensibilidade para a moinha sob a hipótese de venda de energia elétrica
10%-10%
-10%-10%
10%
50%
-50%
-50%-50%
50%
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
EE Combustível Investimento Juros Créditos decarbono
VP
L (1
0^6
R$)
Figura 42 - Análise de sensibilidade para a moinha sob a hipótese de não venda de energia elétrica
94
Na hipótese de “não venda de E ”, conforme a Figura 42, esta ordem de
influência foi: (i) tarifa de E , (ii) custo do investimento, (iii) taxa de juros, (iv) preço
do combustível e (v) créditos de carbono. A baixa influência do preço do
combustível na hipotese de “não venda de E ” é visível, devido a se consumir
quantidades muito inferiores nesta hipótese conforme a Tabela 13.
O parâmetro que possui um grande impacto na viabilidade econômica da
implantação do sistema proposto é a tarifa de venda de energia elétrica devido ao
crescente aumento de receita e/ou de custo evitado. Esta é a explicação para que
os patamares de VPL sejam tão superiores ao se comparar os gráficos das Figuras
41 e 542.
Para a moinha com uma tarifa de energia elétrica de R$337,50/MWh (50%
acima do considerado), tem-se para a hipótese de “venda de E ”: (i) um VPL de
11,65 de milhões de Reais, (ii) uma TIR de 35,3% e (iii) um Pay Back de 4,4 anos.
Na hipótese de “não venda de E ”, estes valores são: 3,36 Milhões de Reais; 20,9%
e 7,3 anos, respectivamente.
Uma baixa taxa de juros tem uma influência relativamente pouco significativa,
considerando o valor adotado como base na viabilidade do sistema proposto. Caso
se adote uma taxa de 4,5% ao ano (50% inferior do valor adotado), para a hipótese
“não venda de E ” e o combustível moinha tem-se: (i) um VPL de 1,7 Milhões de
Reais; (ii) uma TIR de 9,7% e (iii) um PB de 11,9 anos. Para a hipótese de “venda
de E ”, os valores são: 3,9 Milhões de Reais; 11,93% e 10,4 anos, respectivamente.
O investimento a ser realizado para a implantação da central de cogeração, é
menor que o equivalente a uma planta completa, devido ao fato de que a caldeira já
estar adquirida, sendo somente necessário à instalação do superaquecedor na
mesma. Caso se reduza o valor base em 50%, através de incentivos fiscais, por
exemplo, para a hipótese de “não venda de E ”, com moinha tem-se: (i) um VPL de
2,0 Milhões de Reais; (ii) uma TIR de 23,0% e (iii) um PB de 6,6 anos. Para a
hipótese de “venda de E ”, os valores são: 3,82 Milhões de Reais; 26,4% e 5,8 anos
respectivamente.
Os Créditos de Carbono para o caso apresentado possuem um baixo
impacto, pois já se utilizar biomassa. Um importante fator a se considerar é que
devido à pequena escala da instalação de biomassa apresentada, tem-se um
pequeno potencial de utilização dos créditos de carbono.
95
6 ANÁLISE TERMOECONÔMICA
Uma outra abordagem utilizada durante o presente estudo foi o uso da
Segunda Lei da Termodinâmica através da Termoeconomia, e que possibilitou
quantificar as irreversibilidades (perdas internas e ineficiências) e o valor real do
potencial termodinâmico de um fluxo.
Segundo Cuadra e Capilla (2001) em um ciclo termodinâmico existe a
necessidade de se quantificar a máxima energia disponível para cada fluxo, visando
identificar os fluxos com maior capacidade de realização de trabalho. Esta energia
disponível é chamada de Exergia. Na equação 6.1 é definida a exergia de um fluxo:
( ) ( )000 . SSTHHB f −−−= (6.1)
Ao se comparar com a equação 5.1, encontra-se a equação 6.2:
fff maB &.= (6.2)
Onde:
fB = Exergia do fluxo;
H e 0H = Entalpia do fluxo e Entalpia do ambiente de referência;
S e 0S = Entropia do fluxo e Entropia do ambiente de referência;
fm& = Vazão mássica do fluxo.
A exergia de um fluxo de calor é dada por:
−=T
TQBQ
01.& (6.3)
Onde:
QB = Exergia do calor;
Q& = Fluxo de calor;
0T = Temperatura de ambiente de referência;
96
T = Temperatura na qual acontece a transferência de calor.
Em um fluxo que realiza trabalho, a exergia é a própria energia realizada.
WBW&= (6.4)
Onde:
WB = Exergia do trabalho.
Junto com as equações 6.1 a 6.4, foi empregada a metodologia apresentada
por Lozano e Valero (1986), para o cálculo das exergias.
A Termoeconomia é a combinação da termodinâmica com a economia. Os
custos de um sistema de cogeração (combustível, investimento e manutenção) são
alocados em função da exergia contida neste sistema. (ARRIETA, 2000).
Conforme RENOBALES (2001), a Teoria Estrutural Termoeconômica
proporciona a quantificação de cada um dos fluxos de um sistema e permite definir
um conceito geral de custo. As principais premissas da Teoria Estrutural são:
(i) A estrutura de todo o sistema é representada matematicamente através
da matriz de incidência;
(ii) Os fluxos de caracterizam por uma dimensão extensiva;
(iii) Cada um dos subsistemas possui uma equação característica, que
relaciona os seus fluxos de entrada e saída;
(iv) A equação característica é uma função homogênea de grau um, com
dimensão extensiva que caracteriza os fluxos de saída.
6.1 Estrutura Produtiva
O sistema de cogeração proposto tem um objetivo definido: atender a
demanda térmica da instalação industrial e produzir energia elétrica para consumo
próprio ou para venda do excedente gerado. O principal recurso para o sistema
operar é o combustível, que em nosso estudo é a biomassa ou Fuel de entrada à
planta. O resultado por sua vez, é constituído dos fluxos: (i) calor (na forma de vapor
97
saturado) e (ii) a energia elétrica que são os Produtos de saída da planta. Os fluxos
de Perdas são aqueles que deixam o sistema sem ser utilizados. Os valores dos
Fuels, Produtos e Perdas são calculados em base exergética. Cada equipamento
(subsistema) do ciclo a vapor (Rankine) definido terá um fluxo na sua entrada
chamado recurso (ou Fuel), e na saída o resultado (ou Produto). (CUADRA;
CAPILLA, 2001).
Conforme Cuadra e Capilla (2001), para definir a relação de Fuel-Produto de
cada subsistema é necessário seguir as seguintes regras:
(i) Todos os fluxos que entram ou saem de um subsistema podem estar
mencionados uma única vez no fuel, no produto ou nas perdas;
(ii) Cada fluxo ou combinação de fluxos que constituem o fuel, o produto e a
perda de cada subsistema deve ter um valor de exergia maior ou igual à
zero;
(iii) O balanço de exergia de cada subsistema pode ser descrito como:
0>−−= LPFI (6.5)
Onde:
I = Irreversibilidade;
F = Fuel ou recurso;
P = Produto ou resultado;
L = Perda.
6.1.1 Componente dissipativo
O ciclo Rankine proposto possui um condensador à saída da seção de baixa
pressão da turbina. Do ponto de vista termoeconômico o mesmo é caracterizado
pela ausência de um Produto definido que possa ser medido em termos de exergia.
(CUADRA; CAPILLA, 2001). Em geral deve-se tratá-lo como resíduo e os custos de
suas irreversibilidades serem alocadas como Fuel dos subsistemas que entram em
seu processo de formação. Na Figura 43, a título de exemplo, pode-se verificar o
digrama T-S do ciclo proposto, elaborado no software EES, para a hipótese “venda
98
de E ”, que o objetivo do condensador é recuperar a entropia gerada em cada um
dos subsistemas (equipamentos). A numeração em destaque são os fluxos do
arranjo proposto mostrado na Figura 37.
Com isto, tem-se que a exergia do condensador é a somatória dos
incrementos de cada um destes subsistemas, expressa como:
∑=j
conijcon BB .ρ (6.6)
Onde:
conB = Exergia do condensador;
∑j
ijρ = Somatória da negentropia (acréscimo de entropia) relativa a cada
subsistema.
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,00
100
200
300
400
s [kJ/kg-K]
T [°C]
2620 kPa
950 kPa
340 kPa
140 kPa
20 kPa
0,2 0,4 0,6 0,8
Steam
Figura 43 – Digrama T-S do ciclo proposto na hipótese venda de EE
A título de exemplo, segue a equação da parcela de negentropia (acréscimo
de entropia) relativa à caldeira.
( )( )123
181181 .
ss
ssBB con −
−=−ρ (6.7)
Onde:
1
2
3
12-13
15-16
18
99
is = Entropia em cada ponto do arranjo proposto (Figura 37);
181−ρB = Negentropia acrescida na caldeira.
6.1.2 Diagrama da Estrutura Produtiva
Com os fluxos de Fuel e Produto definidos para cada subsistema estabelece-
se o diagrama da Estrutura Produtiva conforme a Figura 44. O total de fluxos é o
resultado da adição das seguintes quantidades: (i) 4 entradas, (ii) 13 subsistemas,
(iii) 13 junções e (iv) as saídas de todas as bifurcações (B1=3; B2=3; B3=2; B4=10;
B5=2; B6=2 e B7=2). Confirmam-se os 54 fluxos mostrados na Figura 44.
Os fluxos de entrada (Fuel) são: (i) fluxo 1: combustível (biomassa), (ii) fluxo
2: ar atmosférico, (iii) fluxo 12: energia elétrica da concessionária para acionamento
de subsistemas auxiliares e (iv) fluxo 43: retorno de condensado do processo. Os
fluxos de resultado (Produto) são: (i) fluxo 10: eletricidade e (ii) fluxo 54: calor na
forma de vapor saturado.
No Apêndice B apresentam-se as equações dos 54 fluxos. Uma regra a ser
seguida para a montagem do diagrama da Estrutura Produtiva é que cada
subsistema, representado por um retângulo, somente deve possuir uma entrada e
uma saída (um Fuel e um Produto). As junções são simbolizadas por losangos e as
bifurcações por círculos. As junções podem ter inúmeras entradas (Fuels) no
mínimo de 2, mas ter uma única saída (Produto). As bifurcações têm uma única
entrada (Fuel), mas podem ter inúmeras saídas no mínimo de 2. As junções e as
bifurcações são fictícias, e não têm custo de investimento e manutenção associados
a elas, sendo utilizados apenas para definir o processo de formação de custo.
Cada subsistema com isto passa a possuir características específicas.
Podem-se verificar as suas irreversibilidades e o seu rendimento exergético.
100
Cal
Vcd Des
Tv G + R
Vc
Pa
SE
b1
b2Pu
J1
J2 J3
J4
J5
J6 J7
J8
J9
J10
J11 J12 J13
B1
B2
B4
B5B6 B7
B3
1
2
3 4
5 6 7 9 10
1112
13
14
11
13
15
16
17
18
18
19
1920
20
21
21
22
22
23
23
24
2425
25 26
2627
27
28
29
30 31 32 33
34
35
34
35
36
37
38 39
40 41 42
43
44
45
46
47
48
49
50 51 52
36
53 54
8
Dar
Con
LEGENDA
B – Bifurcação
Vc – Válvula de controle
Vcd – Válvula controle
dessuperaquecedor
Dar – Desaerador
Des – Dessuperaquecedor
SE – Subestação
G + R – Gerador e Redutor
Pa – Preaquecedor
J – Junção
b1 – Bomba 1
b2 – Bomba 2
Cal – Caldeira
Con – Condensador
Tv – Turbina a vapor
Pu – Purgador
Biomassa
Eletricidade
Potência Mecânica
Negentropia
Água ou vapor
Código de Interligações
Figura 44 – Diagrama da Estrutura Produtiva
Por definição a eficiência exergética de cada subsistema é definida pela
equação 6.8:
F
P=η (6.8)
Onde:
η = Eficiência exergética do subsistema.
A irreversibilidade de cada subsistema será calculada pela simplificação da
equação 6.5, internalizando-se qualquer perda que se manifeste em um dado
subsistema, conforme a equação 6.9:
PFI −= (6.9)
O inverso da eficiência exergética será definido pela equação 6.10:
η1
==P
Fk j (6.10)
Onde:
jk = Consumo exergético unitário do subsistema.
101
6.2 Custo exergético
Conforme RENOBALES (1994), o custo exergético de um fluxo ( *B ) para um
sistema com limites, nível de agregação e rendimento exergético dos equipamentos
bem definidos, é a quantidade de exergia que foi consumida para produzi-lo. Define-
se o custo exergético unitário de um fluxo ( *k ) como o custo exergético por unidade
de exergia requerida, fornecido pela equação 6.11:
B
Bk
∗
=* (6.11)
Onde:
B = Exergia do fluxo;
*B = Custo exergético do fluxo;
*k = Custo exergético unitário do fluxo.
Existem três regras, chamadas de Proposições Fuel-Produto (FP) (CUADRA;
CAPILLA, 2001), que devem ser atendidas para se obter o custo exergético:
(i) Os custos exergéticos dos fluxos dependem do custo dos recursos de
entrada do sistema. O custo exergético unitário de uma entrada é igual a
1;
(ii) O custo do Produto de cada subsistema é igual à soma dos custos
exergéticos dos fluxos que compõem o Fuel deste subsistema;
(iii) Caso o Produto de um subsistema seja formado por vários fluxos de uma
mesma qualidade termodinâmica, todos eles têm o mesmo valor de custo
exergético unitário.
Para se calcular o *k de cada fluxo devem-se seguir as Proposições (FP)
(ARRIETA, 2000) nas seguintes equações:
• Entradas – Uma equação para cada fluxo de entrada conforme a equação
6.12:
102
1* =eik (6.12)
Onde:
*eik = Custo exergético unitário do fluxo de entrada “ ei ”.
• Subsistemas – Uma equação por subsistema de acordo com a equação
6.13:
jfipj kkk .* ∗= (6.13)
Onde:
*fik = Custo exergético unitário do fuel “ i ”;
*pjk = Custo exergético unitário do produto “ j ”;
jk = Consumo exergético unitário do subsistema “ j ”.
• Junções – Uma equação para cada junção conforme a equação 6.14:
∑ ∗=i
ijfipj rkk .* (6.14)
Sendo:
j
iij
B
Br = (6.15)
Onde:
*fik = Custo exergético unitário do fuel “ i ”;
*pjk = Custo exergético unitário do produto “ j ”;
ijr = Recirculação exergética do Fuel “ i ” para o produto “ j ”;
iB = Exergia do Fuel “ i ”;
jB = Exergia do Produto “ j ”.
• Bifurcações – Uma equação para cada saída da bifurcação de acordo
com a equação 6.16:
103
∗= fipj kk * (6.16)
Onde:
*fik = Custo exergético unitário do fuel “ i ” na bifurcação;
*pjk = Custo exergético unitário do produto “ j ” 1, 2, 3... n, na bifurcação.
No apêndice C apresentam-se as 54 equações dos custos exergéticos
unitários de cada fluxo da estrutura produtiva. Com estas equações monta-se a
matriz seguindo a mesma ordem apresentada: (i) entradas, (ii) subsistemas, (iii)
junções e (iv) bifurcações. As linhas da matriz são as 54 equações e as colunas são
os custos unitários exergéticos ( *k ) que se desejam calcular.
O sistema na sua forma matricial é:
[ ]eD CkEGU =− *. (6.17)
Onde:
DU = Matriz Identidade;
EG = Matriz que contém os coeficientes de recirculação exergética “ ijr ”;
*k = Vetor de custos exergéticos unitários;
eC = Vetor dos custos das entradas no sistema (Vetor da valorização externa).
Para calcular os custos exergéticos unitários de cada fluxo inverte-se a matriz
na equação 6.17 tendo-se a solução como:
*k = [ ] eD CEGU .1−
− (6.18)
104
6.3 Resultados
Como exemplo dos resultados obtidos, na Tabela 16 podem-se verificar os
custos dos diversos fluxos para a variante 12 e o tipo de operação 10.
TABELA 16
Resultados do cálculo dos custos para a variante 12 e o tipo de operação 10
Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh 1 Comb. 17381,45 17381,45 1,000 0,01224 1 3 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 17393,96 19616,32 1,128 0,01367 1 3 4 Vapor 5274,22 19602,21 3,717 0,04506 9 31 5 Vapor 5672,10 24350,28 4,293 0,04870 9 31 6 Vapor 1553,30 6668,32 4,293 0,04870 31 113 7 Vapor 1554,69 6916,79 4,449 0,05046 32 117 8 Potencia 969,80 6910,60 7,126 0,08456 87 314 9 Potencia 902,91 6910,60 7,654 0,09140 101 364 10 Potencia 902,91 6910,60 7,654 0,09140 101 364 11 Potencia 0,46 0,46 1,000 0,00472 10227 36819 12 Potencia 75,74 75,74 1,000 0,00472 62 224 13 Potencia 33,01 33,01 1,000 0,00472 143 515 14 Potencia 42,27 42,27 1,000 0,00472 112 402 15 Vapor 609,64 2617,18 4,293 0,04870 80 288 16 Vapor 608,96 2659,45 4,367 0,04908 81 290 17 Negentropia 14,89 2659,45 178,665 2,00948 134999 485998 18 Negentropia 0,46 81,46 178,665 2,00948 4407468 15866885 19 Negentropia 0,93 167,01 178,665 2,00948 2149692 7738890 20 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 24 Negentropia 0,15 26,85 178,665 2,00948 13371810 48138517 25 Negentropia 0,01 2,28 178,665 2,00948 157787361 568034499 26 Negentropia 0,82 146,99 178,665 2,00948 2442529 8793104 27 Negentropia 12,51 2234,86 178,665 2,00948 160647 578329 28 Potencia 0,46 0,46 1,000 0,00472 10227 36819 29 Água 0,36 0,46 1,298 0,00617 17356 62480 30 Água+Vapor 215,11 356,79 1,659 0,01182 55 198 31 Água 211,43 356,54 1,686 0,01226 58 209 32 Potencia 33,02 391,83 11,865 0,08400 2544 9158 33 Água 25,18 391,67 15,552 0,11018 4375 15750 34 Água 4,47 69,53 15,552 0,11018 24645 88722 35 Água 230,99 3592,41 15,552 0,11018 477 1717 36 Vapor 281,86 1210,02 4,293 0,04870 173 622 37 Vapor 5,12 21,98 4,293 0,04870 9511 34238 38 Vapor 5,12 21,98 4,293 0,04870 9511 34238 39 Vapor 5,03 21,98 4,367 0,04958 9849 35455 40 Vapor 276,72 1187,96 4,293 0,04870 176 634 41 Condensado 40,82 175,26 4,293 0,04870 1193 4295 42 Condensado 34,38 175,26 5,097 0,05784 1682 6057 43 Condensado 132,24 132,24 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,90 1012,70 4,293 0,04870 206 743 45 Vapor 236,72 1159,69 4,899 0,05552 235 844 46 Água 166,89 1155,66 6,925 0,07882 472 1700 47 Água 397,88 4748,07 11,933 0,09703 244 878 48 Vapor 3509,16 15064,79 4,293 0,04870 14 50 49 Vapor 3227,30 13854,76 4,293 0,04870 15 54 50 Água 4,47 69,53 15,552 0,11018 24645 88722 51 Água 4,16 69,53 16,703 0,11838 28437 102372 52 Água+Vapor 3231,46 13924,29 4,309 0,04879 15 54 53 Água+Vapor 3231,46 13924,29 4,309 0,04879 15 54 54 Vapor 3219,58 13924,29 4,325 0,04903 15 55
105
Nesta tabela, em conformidade com a numeração estabelecida na estrutura
produtiva, apresentam-se os custos dos produtos da central de cogeração nos
valores dos fluxos: (i) 10 (energia elétrica) e (ii) 54 (calor na forma de vapor). Os
valores de custos em unidades monetárias são obtidos com os valores do vetor de
valorização externa nas equações 6.17 e 6.18.
Para o cálculo do vetor de valorização externa se elaborou o fluxo de caixa
de custos da central de cogeração (Tabela 17) com periodicidade anual para uma
vida útil de 20 anos, se levando em consideração o investimento e a manutenção.
Na Tabela 17 mostra-se o valor presente calculado considerando uma taxa de juros
de 9,0% ao ano, para a variante 12 e o tipo de operação 10.
TABELA 17
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Variante 12 e tipo de operação 10
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,061 kg/s
Custo da moinha por ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor atualizado, MR$/ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor presente, 2009R$/s 0,012235
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 630,322 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 141822,546 141822,546 141822,546 141822,546
Valor atualizado, MR$/ano 0,142 0,142 0,142 0,142
Valor presente, 2009R$/s 0,004722
106
Também são apresentados os fluxos de caixa de custos com combustível e
energia elétrica consumida. Os valores de valor presente apresentados para
combustível e energia elétrica consumida são os valores destes insumos (Fuel) da
central de cogeração no vetor de valorização externa.
Os valores do vetor de valoração externa (Z) para os diversos subsistemas,
são calculados levando-se em conta o valor presente total calculado no fluxo de
caixa de manutenção e investimento, e são rateados em função do valor do
investimento estimado para cada subsistema com relação ao valor total do
investimento. Desta maneira, os valores do vetor Z para os diversos subsistemas
são proporcionais aos valores globais de investimento para cada uma das hipóteses
(venda e não venda de energia elétrica).
É importante ressaltar que os valores do vetor de valorização externa para os
subsistemas e os insumos da central de cogeração, calculados da forma antes
explanada, constituem os valores médios (em R$/s) de custos com capital,
manutenção, combustível e outros. Portanto, os custos dos produtos da central de
cogeração, calculados com esta informação são custos médios. Na Tabela 18,
mostram-se estes valores para a variante 12 e o tipo de operação 10.
TABELA 18
Vetor de valorização externa (Z) – Variante 12 e tipo de operação 10
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Valv. Controle Dessup. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 1107 R$/kW
107
O valor de investimento de 1.107 R$/kW, está abaixo do esperado e
aproximadamente 40% menor que o encontrado na literatura (Tabela 2), sendo que
a caldeira já é existente e nesta variante de “não venda de energia elétrica” não há
investimento em subestação de energia elétrica (Tabela 14). Nesta última tabela,
verifica-se que a hipótese “não venda de energia elétrica” possui investimento de
32% inferior à hipótese de “venda de energia elétrica”.
Na Tabela 19 mostram-se os resultados da análise exergética para cada
subsistema, e para toda a central de cogeração com os valores de: (i) Fuel (F), (ii)
Custo exergético do Fuel (F*), (iii) Custo exergético unitário do Fuel (kF*), (iv)
Produto (P), (v) Custo exergético do Produto (P*), (vi) Custo exergético unitário do
Produto (kP*), (vii) Irreversibilidade (I), (viii) Eficiência Exergética (η), (ix) Consumo
exergético unitário (kj) e (x) a Irreversibilidade relativa (�) para a variante 12 e no tipo
de operação 10.
TABELA 19
Resultado da análise exergética – Variante 12 e tipo de operação 10
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj � Caldeira 17381,45 19616,32 1,13 5274,22 19602,21 3,72 12107,23 0,30 3,30 0,69 Turbina 1553,30 6916,79 4,45 969,80 6910,60 7,13 583,50 0,62 1,60 0,03
Redutor + Gerador 969,80 6910,60 7,13 902,91 6910,60 7,65 66,89 0,93 1,07 0,00 Subestação 902,91 6910,60 7,65 902,91 6910,60 7,65 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,46 0,46 1,00 0,36 0,46 1,30 0,11 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 33,01 391,83 11,87 25,18 391,67 15,55 7,83 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,90 1159,69 4,92 166,89 1155,66 6,92 69,01 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 5,12 21,98 4,29 5,03 21,98 4,37 0,09 0,98 1,02 0,00 Válvula Cont. Des. 4,47 69,53 15,55 4,16 69,53 16,70 0,31 0,93 1,07 0,00
Purgador 40,82 175,26 4,29 34,38 175,26 5,10 6,44 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 3231,46 13924,29 4,31 3219,58 13924,29 4,32 11,88 1,00 1,00 0,00
Desaerador 214,96 356,79 1,66 211,43 356,54 1,69 3,53 0,98 1,02 0,00 Condensador 608,96 2659,45 4,37 14,89 2659,45 178,67 594,08 0,02 40,91 0,03
Planta de cogeração 17513,69 17513,69 1,00 4122,49 14000,03 3,40 13391,20 0,24 4,25 0,77
A eficiência exergética (η ) possui os menores valores na caldeira e no
condensador sendo que a maior parte das irreversibilidades ocorre na caldeira.
Nos Apêndices D até O, mostram-se os resultados das Tabelas 14 até 18,
para as variantes 3, 6, 9 e 12 e seus diversos tipos de operação conforme a Tabela
11. Para cada um dos tipos de operação o Apêndice é constituído das seguintes
informações:
(I) Tabela com os balanços de massa e energia do ciclo térmico;
108
(II) Tabela com os custos exergéticos e exergoeconômicos de cada um dos
fluxos;
(III)Tabela com os fluxos de caixa e valores presentes de investimento,
manutenção, combustível e energia elétrica consumida no sistema de
cogeração;
(IV)Tabela com os vetores de valorização externa para cada um dos
subsistemas;
(V)Tabela contendo para cada subsistema o Fuel, o Custo exergético do
Fuel, o Custo exergético unitário do Fuel, o Produto, o Custo exergético
do Produto, o Custo exergético unitário do Produto, a Irreversibilidade, a
Eficiência Exergética, o Consumo exergético unitário e a Irreversibilidade
relativa.
Os resultados das irreversibilidades na central de cogeração por tipo de
operação são mostrados na Figura 45. Para a hipótese “venda de energia elétrica
(E )” (tipos de operação 1 até 6), a menor irreversibilidade é encontrada no tipo de
operação 4, com moinha e extração máxima. Neste caso existe o mínimo de vazão
mássica de vapor para o condensador, já que o processo está demandando da
máxima vazão.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
Irre
vers
ibili
dade
s (M
W)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Tipo de operação
Figura 45 – Irreversibilidades em cada tipo de operação
109
Já na hipótese “não venda de E ” (tipos de operação 7 até 12), tem-se o
menor valor de irreversibilidade encontrado no tipo de operação 12 dentre todos os
demais, com moinha e extração mínima. Este valor é muito reduzido, se comparado
ao dos tipos de operação na hipótese de “venda de E ”, em função da baixa vazão
de vapor na saída da caldeira neste tipo de operação, o que é devido ao menor
consumo de Fuel na central de cogeração (Apêndice O).
Cada um dos tipos de operação possui um custo médio de geração de
energia elétrica diferente. Estes resultados são mostrados na Figura 46. O menor
valor encontrado (R$364,00/MWh) é no tipo de operação 10, ”não venda de E ” com
moinha e extração máxima, o qual é devido a um menor custo de investimento se
comparado à hipótese de “venda de E “, e a uma menor vazão de vapor para o
condensador. Por outro lado, os maiores custos são encontrados nos tipos de
operação: (i) 3: cavaco com extração mínima na hipótese de “venda de E ” devido
ao custo e alta vazão deste combustível, e a maior quantidade de energia elétrica
consumida no(s) ventilador(es) do condensador a ar, (ii) 9: cavaco com extração
mínima na hipótese de “não venda de E ” devido aos mesmos motivos, exceto para
uma vazão menor de combustível, porém com menor geração de energia elétrica e
(iii) 12: moinha com extração mínima na hipótese de “não venda de E ” devido a
maior quantidade de energia elétrica consumida no(s) ventilador (es) do
condensador a ar.
2387
1860
4426
1294998 1106
613
1247
5104
364691
2801
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Tipo de operação
Cus
to d
a E
nerg
ia E
létr
ica(
R$/
MW
)
Figura 46 – Custo de produção da energia elétrica para cada tipo de operação
110
Ao se verificar na análise termoeconômica, com o novo custo da moinha a
R$0,0452/kg, encontra-se o menor valor do custo de energia elétrica gerada com a
venda desta em R$99,00/MWh para a extração máxima, na hipótese de “não venda
de E ”. Percebe-se que com o custo da moinha em um patamar baixo, o custo de
energia elétrica gerada é próximo a biomassa oriunda da cana de açúcar, no valor
de R$101,75/MWh (Figura 8).
A formação do valor do custo do vapor gerado pode ser entendida seguindo o
mesmo raciocínio que o custo da energia elétrica. Pelos mesmos motivos já
explicados o menor valor de custo do vapor gerado encontrado (R$12,20/Tonelada)
é também no tipo de operação 10, na hipótese “não vendendo E ” com moinha e
extração máxima (Figura 47). Por outro lado, os maiores custos são encontrados
nos tipos de operação: (i) 3: cavaco com extração mínima na hipótese de “venda de
E ” devido ao custo e vazão deste combustível, e a pequena vazão de extração da
turbina, (ii) 9: cavaco com extração mínima na hipótese de “não venda de E ” devido
aos mesmos motivos, exceto para uma vazão menor de combustível e (iii) 12:
moinha com extração mínima na hipótese de “não venda de E ” devido à pequena
vazão de extração da turbina.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
Cus
to d
o V
apor
(R
$/Ton
elad
a)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Tipo de operação
Figura 47 – Custo de produção de vapor para cada tipo de operação
Para todos os resultados apresentados o combustível moinha de carvão
vegetal apresenta menores custos de produção de energia elétrica e vapor, que o
111
cavaco devido ao seu menor custo energético (R$10,62/GJ e R$18,60/GJ
respectivamente). Também se pode afirmar que os piores resultados de custos, são
obtidos nos tipos de operação com extração mínima.
Na Figura 48, apresentam-se os custos somados de energia elétrica e vapor
gerado nos diversos tipos de operação excluindo os de número 3, 6, 9 e 12
(extração mínima), devido a apresentarem valores muito altos em relação aos
demais. Os custos são decrescentes em relação aos tipos de operação, em função
de: (i) combustível cavaco nos tipos de operação 1 e 7, comparados ao combustível
moinha nos tipos de operação 4 e 10, respectivamente, devido ao maior custo
energético do cavaco e (ii) a hipótese “venda de E ” nos tipos de operação 1, 2, 4 e
5, comparados com a hipótese “não venda de E ” nos tipos de operação 7, 8, 10 e
11, devido ao menor consumo de combustível.
Nesta Figura 48 apresenta-se no alto das colunas a eficiência exergética para
cada um dos tipos de operação. Comprova-se que a eficiência exergética cai à
medida que os custos aumentam para os dois combustíveis e as duas hipóteses de
vender ou não energia elétrica.
O menor custo é o do tipo de operação 10 (R$419,26/MWh), na hipótese de
não se vender energia elétrica, com o combustível moinha e a extração máxima,
devido a menor vazão de combustível e a menor quantidade de energia elétrica
consumida no (s) ventilador (es) do condensador a ar.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
1 2 3 4 5 6 7 8
Tipo de operação
Flu
xos
10+
54 C
* (R
$/M
Wh)
Figura 48 – Custo de produção de energia para os tipos de operação 1, 2, 4, 5, 7, 8,10 e 11
4 5 7 8 10 11 1 2
23,7
19,8
25,1
20,9
22,2
19,3
20,5 23,5
112
7 CONCLUSÕES
O estudo técnico-econômico da implantação da cogeração em pequena
escala a biomassa em uma indústria permite realizar as seguintes conclusões:
• O arranjo proposto ao incluir um condensador a ar aumenta o consumo de
energia elétrica do sistema de cogeração, mas em compensação reduz
muito o impacto ambiental devido a não se utilizar água para a
condensação do vapor em um condensador tradicional;
• O cálculo termodinâmico demonstra que o aumento da temperatura da
água de alimentação da caldeira aumenta o rendimento da mesma,
reduzindo o consumo de combustível no ciclo Rankine adotado;
• A decisão da venda ou não de energia elétrica define diversos aspectos
técnicos da cogeração. A turbina utilizada em cada uma destas hipóteses
possui diferenças técnicas sendo incompatível para outra aplicação. Ou
seja, as turbinas não deverão operar com vazões de admissão muito
baixas, pois desta forma se reduz de forma significativa o seu rendimento;
• Na hipótese de venda de energia elétrica o consumo de combustível é
alto, assim como a eficiência na geração de eletricidade e a receita obtida
pela comercialização, porém por outro lado, o fator de utilização da
energia é baixo devido à perda de calor no condensador, com uma alta
vazão de vapor a condensar;
• Na hipótese de não se vender energia elétrica, a vazão de combustível é
baixa e o fator de utilização da energia é alto devido a mais alta eficiência
na troca de calor (menor perda de energia no condensador), contudo a
geração de eletricidade é menor se comparada à hipótese de venda de
energia elétrica;
• A análise econômica de sensibilidade revelou que as variáveis financeiras
com maior influência na rentabilidade na implantação da central de
cogeração a pequena escala com biomassa são: (i) o preço da tarifa de
energia elétrica vendida, (ii) o preço do combustível, (iv) o valor do
investimento e (iv) a taxa de juros;
113
• As irreversibilidades quantificadas demonstram que a caldeira é o
subsistema que provoca a maior parcela destas perdas. Ressalta-se
também que os outros subsistemas que mais provocam irreversibilidades
são a turbina e o condensador. Quanto menor é a extração de vapor para
o processo, maior é a vazão para o condensador, aumentando sua
irreversibilidade, e aumentando de forma significativa o custo de geração
de energia elétrica e vapor. A operação em extração mínima se mostrou
inviável e com custos extremamente altos para os dois combustíveis e as
duas hipóteses (venda ou não de energia elétrica) estudadas;
• Os menores custos de energia elétrica foram encontrados com o
combustível moinha, na hipótese de não se vender energia elétrica com a
extração máxima da turbina para o processo (tipo de operação 10);
• Quanto menor for o custo energético da biomassa, mais faz sentido se
vender energia elétrica, pois o tempo de retorno do investimento é
significativamente menor. A redução do valor do investimento de
implantação do sistema proposto é outro fator relevante que reduz o
tempo de retorno para ambas as hipóteses estudadas, se confirmando
como um importante item para a viabilidade da cogeração;
• O sistema de cogeração proposto não apresenta viabilidade de
implantação devido aos seguintes pontos: (i) preço atual das biomassas
utilizadas, (ii) tarifa da energia elétrica a ser vendida adotada, e (iii) custo
de implantação do investimento;
• A implantação de centrais de cogeração a pequena escala com a
utilização de biomassa é condicionada a programas de incentivo para sua
viabilidade, tais como: (i) preços baixos de biomassa, (ii) tarifas de
comercialização diferenciadas para o excedente de eletricidade
produzida, junto com contratos de longo prazo que garantam sua venda,
(iii) fácil acesso ao mercado de créditos de carbono e (iv) redução dos
impostos no capital investido em equipamentos de geração de energia.
Para trabalhos futuros como continuidade deste estudo se propõe:
• Avaliação de melhorias no ciclo Rankine visando aumentar a eficiência e
a capacidade de geração, por exemplo, aumentando a pressão e a
114
temperatura do vapor gerado (nova caldeira) e introdução de um
aquecedor regenerativo de baixa pressão;
• Estudo de alternativas de densificação de biomassas para a redução de
seu custo energético (R$/GJ);
• Análise da implantação da cogeração com novas tecnologias que se
encontram em desenvolvimento, especificamente a gaseificação de
biomassa em sistema BIG GT;
• Estudo de viabilidade para a implantação da cogeração em pequena
escala a biomassa sobre a ótica das centrais de cogeração para conexão
compartilhada;
• Estudo de levantamento com o cadastramento de informações de
processo dos indicadores energéticos, de indústrias de pequeno porte que
utilizam a biomassa para suprir as demandas térmicas, e que são
passiveis de implantação de sistemas de cogeração em pequena escala à
biomassa.
115
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APÊNDICE A – Simulação no software EES – Não venda de EE
126
127
128
129
130
131
132
133
APÊNDICE B – Componentes dos Fluxos da Estrutura Produtiva
Fluxo número
Componente(s) Tipo
1 Bcomb Comb. 2 B0 Ar 3 B0+Bcomb+ρ1-18 Ar+Comb. 4 B1-B18 Vapor 5 B1 Vapor 6 B1-B2-B3 Vapor 7 B1-B2-B3+ρ2-1+ρ3-2 Vapor 8 Wt Potência 9 Wliq Potência 10 Wb1+Wb2+Wu+Wv Potência 11 Wb1 Potência 12 Wb1+Wb2+Wv Potência 13 Wb2 Potência 14 Wv Potência 15 B3 Vapor 16 B3-B12+Wv Vapor 17 ∑ρJ BQC Negentropia 18 ρ2-1 Negentropia 19 ρ3-2 Negentropia 20 ρ5-8+ρ7-8 Negentropia 21 ρ7-6 Negentropia 22 ρ10-9 Negentropia 23 ρ13-12 Negentropia 24 ρ15-13+ρ15-14 Negentropia 25 ρ16-15 Negentropia 26 ρ18-16 Negentropia 27 ρ1-18 Negentropia 28 Wb1+ρ13-12 Potencia 29 B13-B12 Água 30 B10+B13+B14+B20+ρ15-13+ρ15-14 Água+Vapor 31 B15 Água 32 Wb2+ρ16-15 Potência 33 B16-B15 Água 34 B6 Água 35 B17 Água 36 B4 Vapor 37 B9 Vapor 38 B9+ρ10-9 Vapor 39 B10 Vapor 40 B11 Vapor 41 B19 Condensado 42 B20 Condensado 43 B14 Condensado 44 B11-B19 Vapor 45 B11-B19+ρ18-16 Vapor 46 B18-B17 Água 47 B18 Água 48 B2 Vapor 49 B5 Vapor 50 B6+ρ7-6 Água 51 B7 Água 52 B5+B7 Água+Vapor 53 B5+B7+ρ5-8+ρ7-8 Água+Vapor 54 B8 Vapor
134
APÊNDICE C – Equações dos custos exergéticos unitários derivados da
estrutura produtiva
• Entradas:
1*1 =k
1*2 =k
1*12 =k
1*43 =k
• Subsistemas:
Caldeira Calkkk .3
*4
∗=
Turbina Tvkkk .7
*8
∗=
Redutor + Gerador rgkkk .8*9
∗=
Subestação 59*10 .kkk ∗=
Bomba 1 128*29 . bkkk ∗=
Bomba 2 232*33 . bkkk ∗=
Pré-aquecedor Pakkk .45*46
∗=
Válvula de Controle Vckkk .38*39
∗=
Valv. Cont. Dessup. Vcdkkk .50
*51
∗=
Purgador Pukkk .41
*42
∗=
Dessuperaquecedor Deskkk .53
*54
∗=
Desaerador Darkkk .30
*31
∗=
Condensador Conkkk .16*17
∗=
• Junções:
J1 *3k = ( ( (
+
+
3
27*27
3
2*2
3
1*1 ...
B
Bk
B
Bk
B
Bk
J2 *5k = ( (
+
5
47*47
5
4*4 ..
B
Bk
B
Bk
135
J3 *7k = ( ( (
+
+
7
19*19
7
18*18
7
6*6 ...
B
Bk
B
Bk
B
Bk
J4 *16k = ( (
+
16
15*15
16
14*14 ..
B
Bk
B
Bk
J5 *28k = ( (
+
28
23*23
28
11*11 ..
B
Bk
B
Bk
J6 *30k = ( ( ( ( (
+
+
+
+
30
43*43
30
42*42
30
39*39
30
29*29
30
24*24 .....
B
Bk
B
Bk
B
Bk
B
Bk
B
Bk
J7 *32k = ( ( (
+
+
32
31*31
32
25*25
32
13*13 ...
B
Bk
B
Bk
B
Bk
J8 *38k = ( (
+
38
37*37
38
22*22 ..
B
Bk
B
Bk
J9 *45k = ( (
+
45
44*44
45
26*26 ..
B
Bk
B
Bk
J10 *47k = ( (
+
47
46*46
47
35*35 ..
B
Bk
B
Bk
J11 *50k = ( (
+
50
34*34
50
21*21 ..
B
Bk
B
Bk
J12 *52k = ( (
+
52
51*51
52
49*49 ..
B
Bk
B
Bk
J13 *53k = ( (
+
53
52*52
53
20*20 ..
B
Bk
B
Bk
• Bifurcações:
B1 *6k = *
5k
*15k = *
5k
*48k = *
5k
B2 *11k = *
12k
*13k = *
12k
136
*14k = *
12k
B3 *36k = *
48k
*49k = *
48k
B4 *18k = *
17k
*19k = *
17k
*20k = *
17k
*21k = *
17k
*22k = *
17k
*23k = *
17k
*24k = *
17k
*25k = *
17k
*26k = *
17k
*27k = *
17k
B5 *34k = *
33k
*35k = *
33k
B6 *37k = *
36k
*40k = *
36k
B7 *41k = *
40k
*44k = *
40k
137
APÊNDICE D – Vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima
Resultados referentes a variante 3 e ao tipo de operação 1
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 4,358 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
3 1,192 20,0 60,1 231,6 2541,0 7,7040
4 0,428 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
5 3,931 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
6 0,097 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,097 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 4,028 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,090 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
10 0,090 855,0 202,8 806,3 2842,0 6,7930
11 0,338 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
12 1,192 20,0 60,1 6,9 251,3 0,8318
13 1,192 340,0 60,1 7,2 251,8 0,8322
14 4,028 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,647 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,647 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,338 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,338 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 102,100 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 102,100 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 102,100 102,4 55,1 2,1 328,8 5,7890
138
APÊNDICE D – Vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 1
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 18398,57 18398,57 1,000 0,11013 6 22 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 18589,19 19427,78 1,045 0,11431 6 22 4 Vapor 5274,22 19228,56 3,646 0,39874 76 272 5 Vapor 5672,10 27497,33 4,848 0,49528 87 314 6 Vapor 1821,60 8830,80 4,848 0,49528 272 979 7 Vapor 1863,83 9058,81 4,860 0,49579 266 958 8 Potência 1259,00 8853,56 7,032 0,72238 574 2066 9 Potência 1172,00 8853,56 7,554 0,77678 663 2386 10 Potência 1172,00 8853,56 7,554 0,77717 663 2387 11 Potência 0,55 0,55 1,000 0,00843 15214 54771 12 Potência 135,24 135,24 1,000 0,00843 62 224 13 Potência 32,79 32,79 1,000 0,00843 257 926 14 Potência 101,90 101,90 1,000 0,00843 83 298 15 Vapor 276,07 1338,32 4,848 0,49528 1794 6459 16 Vapor 369,79 1440,22 3,895 0,37207 1006 3622 17 Negentropia 266,75 1440,22 5,399 0,51775 1941 6988 18 Negentropia 5,05 27,24 5,399 0,51775 102607 369384 19 Negentropia 37,18 200,77 5,399 0,51775 13924 50125 20 Negentropia 0,00 0,00 5,399 0,51775 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 5,399 0,51775 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 5,399 0,51775 0 0 23 Negentropia 0,02 0,08 5,399 0,51775 0 0 24 Negentropia 21,15 114,18 5,399 0,51775 24484 88142 25 Negentropia 0,19 1,05 5,399 0,51775 2667776 9603993 26 Negentropia 12,54 67,69 5,399 0,51775 41297 148669 27 Negentropia 190,62 1029,21 5,399 0,51775 2716 9778 28 Potência 0,57 0,64 1,120 0,02231 39162 140982 29 Água 0,40 0,62 1,536 0,03065 75860 273096 30 Água+Vapor 269,31 805,07 2,989 0,25602 951 3422 31 Água 210,01 741,86 3,532 0,30286 1442 5192 32 Potência 32,98 775,69 23,517 1,93975 58809 211711 33 Água 25,02 771,13 30,825 2,54263 101639 365901 34 Água 3,24 99,76 30,825 2,54263 785672 2828421 35 Água 230,99 7120,35 30,825 2,54263 11007 39627 36 Vapor 350,64 1699,82 4,848 0,50371 1437 5172 37 Vapor 73,83 357,94 4,848 0,50371 6822 24560 38 Vapor 73,83 357,94 4,848 0,50371 6822 24560 39 Vapor 72,58 357,94 4,931 0,51245 7060 25417 40 Vapor 276,82 1341,96 4,848 0,50371 1820 6551 41 Condensado 41,28 200,10 4,848 0,50371 12203 43932 42 Condensado 34,76 200,10 5,756 0,59812 17206 61941 43 Condensado 132,24 132,24 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,54 1141,86 4,848 0,50371 2139 7699 45 Vapor 248,08 1209,55 4,876 0,50442 2033 7320 46 Água 166,89 1148,43 6,881 0,71239 4269 15367 47 Água 397,88 8268,77 20,782 1,77495 4461 16060 48 Vapor 3574,43 17328,21 4,848 0,50371 141 507 49 Vapor 3224,21 15630,38 4,848 0,50371 156 562 50 Água 3,24 99,76 30,825 2,54263 785672 2828421 51 Água 3,01 99,76 33,106 2,73081 906256 3262522 52 Água+Vapor 3227,22 15730,14 4,874 0,50579 157 564 53 Água+Vapor 3227,22 15730,14 4,874 0,50579 157 564 54 Vapor 3219,58 15730,14 4,886 0,50707 157 567
139
APÊNDICE D – Vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 1
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 5,336 0,000 0,000 0,000
Custos totais 5,34 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 5,34 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,009311
Custo do cavaco 144 R$/t
Consumo do cavaco 0,767 kg/s
Custo do cavaco por ano 3,308 3,308 3,308 3,308
Valor atualizado, MR$/ano 3,308 3,308 3,308 3,308
Valor presente, 2009R$/s 0,110126
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 1125,502 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 253238,0 253238,0 253238,0 253238,0
Valor atualizado, MR$/ano 0,253 0,253 0,253 0,253
Valor presente, 2009R$/s 0,008432
140
APÊNDICE D – Vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 1
Calculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 2,277 Z2 0,005043
3 Redutor + Gerador 0,350 Z3 0,000776
4 Subestação 0,175 Z4 0,000388
5 Bomba 1 0,025 Z5 0,000054
6 Bomba 2 0,046 Z6 0,000101
7 Pré-aquecedor 0,210 Z7 0,000466
8 Válvula de Controle 0,026 Z8 0,000058
9 Válvula Controle Des. 0,025 Z9 0,000054
10 Purgador 0,011 Z10 0,000023
11 Dessuperaquecedor 0,035 Z11 0,000078
12 Desaerador 0,149 Z12 0,000330
13 Condensador 0,876 Z13 0,001940
Custo de Equipamento (CE) total 4,205
Custo de instalação 0,505
Construção 0,627
Custo total de investimento 5,336 1591 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 18398,57 19427,78 1,06 5274,22 19228,56 3,65 13124,35 0,29 3,49 0,71 Turbina 1821,60 9058,81 4,97 1259,00 8853,56 7,03 562,60 0,69 1,45 0,03
Redutor + Gerador 1259,00 8853,56 7,03 1172,00 8853,56 7,55 87,00 0,93 1,07 0,00 Subestação 1172,00 8853,56 7,55 1172,00 8853,56 7,55 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,55 0,64 1,15 0,40 0,62 1,54 0,15 0,73 1,37 0,00 Bomba 2 32,79 775,69 23,66 25,02 771,13 30,83 7,77 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,54 1209,55 5,14 166,89 1148,43 6,88 68,65 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 73,83 357,94 4,85 72,58 357,94 4,93 1,25 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 3,24 99,76 30,83 3,01 99,76 33,11 0,22 0,93 1,07 0,00
Purgador 41,28 200,10 4,85 34,76 200,10 5,76 6,51 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 3227,22 15730,14 4,87 3219,58 15730,14 4,89 7,64 1,00 1,00 0,00
Desaerador 248,16 805,07 3,24 210,01 741,86 3,53 38,15 0,85 1,18 0,00 Condensador 369,79 1440,22 3,89 266,75 1440,22 5,40 103,05 0,72 1,39 0,01
Planta de cogeração 18530,81 18530,81 1,00 4391,58 24583,69 5,60 14139,23 0,24 4,22 0,76
141
APÊNDICE E – Vendendo EE / Cavaco / Extração Média
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 2
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,616
2 2,523 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,746
3 3,027 20,0 60,0 219,2 2416,0 7,327
4 0,558 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,746
5 1,965 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,746
6 0,049 4020,0 97,0 33,24 409,4 1,2700
7 0,049 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 2,014 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,220 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
10 0,220 855,0 202,8 806,3 2842,0 6,7930
11 0,338 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
12 3,027 20,0 60,0 6,9 251,3 0,8318
13 3,027 340,0 60,0 7,2 251,8 0,8322
14 2,014 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,599 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,599 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,338 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,338 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 245,100 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 245,100 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 245,100 102,4 55,0 2,0 328,8 5,7890
142
APÊNDICE E – Vendendo EE / Cavaco / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 2
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 18398,57 18398,57 1,000 0,11013 6 22 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 18882,77 22026,41 1,166 0,12682 7 24 4 Vapor 5274,22 21461,59 4,069 0,44240 84 302 5 Vapor 5672,10 38925,81 6,863 0,72636 128 461 6 Vapor 2939,22 20170,90 6,863 0,72636 247 890 7 Vapor 3009,32 20696,13 6,877 0,72717 242 870 8 Potência 2191,00 20214,02 9,226 0,98054 448 1611 9 Potência 2040,00 20214,02 9,909 1,05390 517 1860 10 Potência 2040,00 20214,02 9,909 1,05428 517 1860 11 Potência 1,41 1,41 1,000 0,01736 12332 44396 12 Potência 278,52 278,52 1,000 0,01736 62 224 13 Potência 32,51 32,51 1,000 0,01736 534 1923 14 Potência 244,60 244,60 1,000 0,01736 71 256 15 Vapor 663,52 4553,51 6,863 0,72636 1095 3941 16 Vapor 887,36 4798,11 5,407 0,54792 617 2223 17 Negentropia 640,40 4798,11 7,492 0,76115 1189 4279 18 Negentropia 12,82 96,03 7,492 0,76115 59384 213782 19 Negentropia 57,28 429,19 7,492 0,76115 13287 47834 20 Negentropia 0,00 0,00 7,492 0,76115 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 7,492 0,76115 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 7,492 0,76115 0 0 23 Negentropia 0,04 0,30 7,492 0,76115 0 0 24 Negentropia 53,72 402,45 7,492 0,76115 14170 51013 25 Negentropia 0,49 3,69 7,492 0,76115 1543984 5558344 26 Negentropia 31,85 238,61 7,492 0,76115 23901 86042 27 Negentropia 484,20 3627,84 7,492 0,76115 1572 5659 28 Potência 1,45 1,70 1,177 0,03763 25998 93591 29 Água 1,03 1,66 1,615 0,05169 50370 181330 30 Água+Vapor 353,77 1991,82 5,630 0,58187 1645 5921 31 Água 208,23 1689,39 8,113 0,83880 4028 14502 32 Potência 33,00 1725,60 52,286 5,32077 161221 580395 33 Água 24,80 1699,82 68,531 6,97403 281170 1012213 34 Água 1,62 110,89 68,531 6,97403 4309949 15515817 35 Água 230,99 15830,11 68,531 6,97403 30192 108690 36 Vapor 457,26 3138,04 6,863 0,74372 1626 5855 37 Vapor 180,44 1238,33 6,863 0,74372 4122 14838 38 Vapor 180,44 1238,33 6,863 0,74372 4122 14838 39 Vapor 177,39 1238,33 6,981 0,75660 4265 15355 40 Vapor 276,82 1899,71 6,863 0,74372 2687 9672 41 Condensado 41,28 283,27 6,863 0,74372 18018 64866 42 Condensado 34,76 283,27 8,149 0,88311 25404 91454 43 Condensado 66,12 66,12 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,54 1616,44 6,863 0,74372 3158 11367 45 Vapor 267,39 1855,05 6,938 0,74580 2789 10041 46 Água 166,89 1634,11 9,792 1,05306 6310 22716 47 Água 397,88 17464,21 43,893 4,49051 11286 40630 48 Vapor 2069,36 14201,39 6,863 0,74372 359 1294 49 Vapor 1611,69 11060,53 6,863 0,74372 461 1661 50 Água 1,62 110,89 68,531 6,97403 4309949 15515817 51 Água 1,51 110,89 73,602 7,49009 4971369 17896930 52 Água+Vapor 1613,20 11171,42 6,925 0,75002 465 1674 53 Água+Vapor 1613,20 11171,42 6,925 0,75002 465 1674 54 Vapor 1609,79 11171,42 6,940 0,75169 467 1681
143
APÊNDICE E – Vendendo EE / Cavaco / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 2
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 5,336 0,000 0,000 0,000
Custos totais 5,34 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 5,34 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,009311
Custo do cavaco 144 R$/t
Consumo do cavaco 0,767 kg/s
Custo do cavaco por ano 3,308 3,308 3,308 3,308
Valor atualizado, MR$/ano 3,308 3,308 3,308 3,308
Valor presente, 2009R$/s 0,110126
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 2317,827 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 521511,0 521511,0 521511,0 521511,0
Valor atualizado, MR$/ano 0,522 0,522 0,522 0,522
Valor presente, 2009R$/s 0,017364
144
APÊNDICE E – Vendendo EE / Cavaco / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 2
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 2,277 Z2 0,005043
3 Redutor + Gerador 0,350 Z3 0,000776
4 Subestação 0,175 Z4 0,000388
5 Bomba 1 0,025 Z5 0,000054
6 Bomba 2 0,046 Z6 0,000101
7 Pré-aquecedor 0,210 Z7 0,000466
8 Válvula de Controle 0,026 Z8 0,000058
9 Válvula Controle Des. 0,025 Z9 0,000054
10 Purgador 0,011 Z10 0,000023
11 Dessuperaquecedor 0,035 Z11 0,000078
12 Desaerador 0,149 Z12 0,000330
13 Condensador 0,876 Z13 0,001940
Custo de Equipamento (CE) total 4,205
Custo de instalação 0,505
Construção 0,627
Custo total de investimento 5,336 2826 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 18398,57 22026,41 1,20 5274,22 21461,59 4,07 13124,35 0,29 3,49 0,71 Turbina 2939,22 20696,13 7,04 2191,00 20214,02 9,23 748,22 0,75 1,34 0,04
Redutor + Gerador 2191,00 20214,02 9,23 2040,00 20214,02 9,91 151,00 0,93 1,07 0,01 Subestação 2040,00 20214,02 9,91 2040,00 20214,02 9,91 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 1,41 1,70 1,21 1,03 1,66 1,61 0,38 0,73 1,37 0,00 Bomba 2 32,51 1725,60 53,08 24,80 1699,82 68,53 7,71 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,54 1855,05 7,88 166,89 1634,11 9,79 68,65 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 180,44 1238,33 6,86 177,39 1238,33 6,98 3,06 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 1,62 110,89 68,53 1,51 110,89 73,60 0,11 0,93 1,07 0,00
Purgador 41,28 283,27 6,86 34,76 283,27 8,15 6,51 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 1613,20 11171,42 6,93 1609,79 11171,42 6,94 3,41 1,00 1,00 0,00
Desaerador 300,05 1991,82 6,64 208,23 1689,39 8,11 91,83 0,69 1,44 0,00 Condensador 887,36 4798,11 5,41 640,40 4798,11 7,49 246,96 0,72 1,39 0,01
Planta de cogeração 18464,69 18464,69 1,00 3649,79 31385,44 8,60 14814,90 0,20 5,06 0,78
145
APÊNDICE F – Vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 3
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 0,814 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
3 4,736 20,0 60,0 215,0 2372,0 7,1970
4 0,679 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
5 0,136 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
6 0,003 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,003 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 0,139 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,341 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
10 0,341 855,0 202,8 806,3 2842,0 6,7930
11 0,338 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
12 4,736 20,0 60,0 6,9 251,3 0,8318
13 4,736 340,0 60,1 7,2 251,8 0,8322
14 0,139 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,553 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,553 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,338 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,338 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 375,700 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 375,700 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 375,700 102,4 55,0 2,1 328,8 5,7890
146
APÊNDICE F – Vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 3
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 18398,57 18398,57 1,000 0,11013 6 22 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 18429,44 37611,05 2,041 0,21904 12 43 4 Vapor 5274,22 37548,04 7,119 0,76411 145 522 5 Vapor 5672,10 136624,77 24,087 2,54992 450 1618 6 Vapor 3986,05 96012,69 24,087 2,54992 640 2303 7 Vapor 3989,71 98285,64 24,635 2,60721 653 2353 8 Potência 3126,00 98195,66 31,413 3,32957 1065 3834 9 Potência 2910,00 98195,66 33,744 3,57749 1229 4426
10 Potência 2910,00 98195,66 33,744 3,57788 1230 4426 11 Potência 2,20 2,20 1,000 0,02553 11592 41732 12 Potência 409,44 409,44 1,000 0,02553 62 224 13 Potência 32,24 32,24 1,000 0,02553 792 2850 14 Potência 375,00 375,00 1,000 0,02553 68 245 15 Vapor 1018,24 24526,51 24,087 2,54992 2504 9015 16 Vapor 1360,76 24901,51 18,300 1,91511 1407 5067 17 Negentropia 40,02 24901,51 622,288 65,12589 1627495 5858983 18 Negentropia 0,82 508,58 622,288 65,12589 79687173 286873821 19 Negentropia 2,84 1764,37 622,288 65,12589 22969695 82690902 20 Negentropia 0,00 0,00 622,288 65,12589 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 622,288 65,12589 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 622,288 65,12589 0 0 23 Negentropia 0,00 1,56 622,288 65,12589 0 0 24 Negentropia 3,42 2131,33 622,288 65,12589 19014927 68453739 25 Negentropia 0,03 19,56 622,288 65,12589 2071866487 7458719354 26 Negentropia 2,03 1263,62 622,288 65,12589 32072237 115460052 27 Negentropia 30,87 19212,48 622,288 65,12589 2109414 7593891 28 Potência 2,20 3,77 1,709 0,09979 45264 162951 29 Água 1,61 3,76 2,344 0,13691 85278 306999 30 Água+Vapor 351,86 9872,75 28,058 2,96118 8416 30296 31 Água 206,52 9776,65 47,341 4,99651 24194 87100 32 Potência 32,27 9828,45 304,556 32,06336 993552 3576789 33 Água 24,60 9818,88 399,145 42,02171 1708214 6149571 34 Água 0,11 44,58 399,145 42,02171 376247319 1354490347 35 Água 230,99 92198,88 399,145 42,02171 181919 654909 36 Vapor 556,59 13406,62 24,087 2,54992 4581 16493 37 Vapor 279,77 6738,87 24,087 2,54992 9114 32812 38 Vapor 279,77 6738,87 24,087 2,54992 9114 32812 39 Vapor 275,03 6738,87 24,502 2,59394 9432 33953 40 Vapor 276,82 6667,75 24,087 2,54992 9212 33162 41 Condensado 41,28 994,23 24,087 2,54992 61777 222397 42 Condensado 34,76 994,23 28,601 3,02774 87098 313553 43 Condensado 4,56 4,56 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,54 5673,52 24,087 2,54992 10826 38973 45 Vapor 237,57 6937,14 29,200 3,08477 12985 46745 46 Água 166,89 6877,84 41,212 4,35422 26091 93926 47 Água 397,88 99076,72 249,012 26,22228 65905 237258 48 Vapor 667,81 16085,57 24,087 2,54992 3818 13746 49 Vapor 111,22 2678,95 24,087 2,54992 22927 82537 50 Água 0,11 44,58 399,145 42,02171 376247319 1354490347 51 Água 0,10 44,58 428,678 45,13096 433984941 1562345786 52 Água+Vapor 111,32 2723,53 24,465 2,58970 23263 83746 53 Água+Vapor 111,32 2723,53 24,465 2,58970 23263 83746 54 Vapor 111,10 2723,53 24,514 2,59491 23356 84081
147
APÊNDICE F – Vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 3
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 5,336 0,000 0,000 0,000
Custos totais 5,34 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 5,34 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,009311
Custo do cavaco 144 R$/t
Consumo do cavaco 0,767 kg/s
Custo do cavaco por ano 3,308 3,308 3,308 3,308
Valor atualizado, MR$/ano 3,308 3,308 3,308 3,308
Valor presente, 2009R$/s 0,110126
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 3407,376 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 766659,7 766659,7 766659,7 766659,7
Valor atualizado, MR$/ano 0,767 0,767 0,767 0,767
Valor presente, 2009R$/s 0,025526
148
APÊNDICE F – Vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 3 e ao tipo de operação 3
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 2,277 Z2 0,005043
3 Redutor + Gerador 0,350 Z3 0,000776
4 Subestação 0,175 Z4 0,000388
5 Bomba 1 0,025 Z5 0,000054
6 Bomba 2 0,046 Z6 0,000101
7 Pré-aquecedor 0,210 Z7 0,000466
8 Válvula de Controle 0,026 Z8 0,000058
9 Válvula Controle Des. 0,025 Z9 0,000054
10 Purgador 0,011 Z10 0,000023
11 Dessuperaquecedor 0,035 Z11 0,000078
12 Desaerador 0,149 Z12 0,000330
13 Condensador 0,876 Z13 0,001940
Custo de Equipamento (CE) total 4,205
Custo de instalação 0,505
Construção 0,627
Custo total de investimento 5,336 10251 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 18398,57 37611,05 2,04 5274,22 37548,04 7,12 13124,35 0,29 3,49 0,71 Turbina 3986,05 98285,64 24,66 3126,00 98195,66 31,41 860,05 0,78 1,28 0,05
Redutor + Gerador 3126,00 98195,66 31,41 2910,00 98195,66 33,74 216,00 0,93 1,07 0,01 Subestação 2910,00 98195,66 33,74 2910,00 98195,66 33,74 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 2,20 3,77 1,71 1,61 3,76 2,34 0,60 0,73 1,37 0,00 Bomba 2 32,24 9828,45 304,85 24,60 9818,88 399,14 7,64 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,54 6937,14 29,45 166,89 6877,84 41,21 68,65 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 279,77 6738,87 24,09 275,03 6738,87 24,50 4,74 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 0,11 44,58 399,14 0,10 44,58 428,68 0,01 0,93 1,07 0,00
Purgador 41,28 994,23 24,09 34,76 994,23 28,60 6,51 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 111,32 2723,53 24,47 111,10 2723,53 24,51 0,22 1,00 1,00 0,00
Desaerador 348,44 9872,75 28,33 206,52 9776,65 47,34 141,92 0,59 1,69 0,01 Condensador 1360,76 24901,51 18,30 40,02 24901,51 622,29 1320,74 0,03 34,01 0,07
Planta de cogeração 18403,13 18403,13 1,00 3021,10 100919,2 33,40 15382,03 0,16 6,09 0,86
149
APÊNDICE G – Vendendo EE / Moinha / Extração Máxima
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 4
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 4,358 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
3 1,192 20,0 60,0 231,6 2541,0 7,7040
4 0,428 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
5 3,931 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
6 0,097 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,097 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 4,028 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,090 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
10 0,090 855,0 202,8 806,3 2842,0 6,7930
11 0,338 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
12 1,192 20,0 60,0 6,9 251,3 0,8318
13 1,192 340,0 60,1 7,2 251,8 0,8322
14 4,028 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,647 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,647 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,338 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,338 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 102,100 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 102,100 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 102,100 102,4 55,0 2,1 328,8 5,7890
150
APÊNDICE G – Vendendo EE / Moinha / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 4
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 17381,45 17381,45 1,000 0,06292 4 13 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 17572,07 18361,46 1,045 0,06529 4 13 4 Vapor 5274,22 18162,28 3,444 0,21516 41 147 5 Vapor 5672,10 26082,71 4,598 0,26645 47 169 6 Vapor 1821,60 8376,49 4,598 0,26645 146 527 7 Vapor 1863,83 8593,60 4,611 0,26678 143 515 8 Potência 1259,00 8398,89 6,671 0,39103 311 1118 9 Potência 1172,00 8398,89 7,166 0,42084 359 1293
10 Potência 1172,00 8398,89 7,166 0,42122 359 1294 11 Potência 0,55 0,55 1,000 0,00843 15214 54771 12 Potência 135,24 135,24 1,000 0,00843 62 224 13 Potência 32,79 32,79 1,000 0,00843 257 926 14 Potência 101,90 101,90 1,000 0,00843 83 298 15 Vapor 276,07 1269,47 4,598 0,26645 965 3475 16 Vapor 369,79 1371,37 3,708 0,20124 544 1959 17 Negentropia 266,75 1371,37 5,141 0,28092 1053 3791 18 Negentropia 5,05 25,94 5,141 0,28092 55673 200421 19 Negentropia 37,18 191,17 5,141 0,28092 7555 27197 20 Negentropia 0,00 0,00 5,141 0,28092 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 5,141 0,28092 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 5,141 0,28092 0 0 23 Negentropia 0,02 0,08 5,141 0,28092 0 0 24 Negentropia 21,15 108,72 5,141 0,28092 13285 47824 25 Negentropia 0,19 1,00 5,141 0,28092 1447486 5210950 26 Negentropia 12,54 64,46 5,141 0,28092 22407 80665 27 Negentropia 190,62 980,01 5,141 0,28092 1474 5305 28 Potência 0,57 0,63 1,113 0,01586 27833 100201 29 Água 0,40 0,62 1,526 0,02180 53955 194238 30 Água+Vapor 269,31 770,90 2,862 0,13600 505 1818 31 Água 210,01 710,37 3,383 0,16103 767 2760 32 Potência 32,98 744,16 22,561 1,03534 31389 113001 33 Água 25,02 739,78 29,572 1,35718 54252 195307 34 Água 3,24 95,70 29,572 1,35718 419368 1509724 35 Água 230,99 6830,85 29,572 1,35718 5875 21152 36 Vapor 350,64 1612,37 4,598 0,26645 760 2736 37 Vapor 73,83 339,52 4,598 0,26645 3609 12991 38 Vapor 73,83 339,52 4,598 0,26645 3609 12991 39 Vapor 72,58 339,52 4,678 0,27110 3735 13446 40 Vapor 276,82 1272,92 4,598 0,26645 963 3465 41 Condensado 41,28 189,81 4,598 0,26645 6455 23239 42 Condensado 34,76 189,81 5,460 0,31640 9102 32766 43 Condensado 132,24 132,24 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,54 1083,12 4,598 0,26645 1131 4072 45 Vapor 248,08 1147,57 4,626 0,26718 1077 3877 46 Água 166,89 1089,58 6,529 0,37756 2262 8144 47 Água 397,88 7920,43 19,907 0,94628 2378 8562 48 Vapor 3574,43 16436,74 4,598 0,26645 75 268 49 Vapor 3224,21 14826,26 4,598 0,26645 83 298 50 Água 3,24 95,70 29,572 1,35718 419368 1509724 51 Água 3,01 95,70 31,760 1,45765 483740 1741464 52 Água+Vapor 3227,22 14921,96 4,624 0,26756 83 298 53 Água+Vapor 3227,22 14921,96 4,624 0,26756 83 298 54 Vapor 3219,58 14921,96 4,635 0,26827 83 300
151
APÊNDICE G – Vendendo EE / Moinha / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 4
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 5,336 0,000 0,000 0,000
Custos totais 5,34 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 5,34 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,009311
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,315 kg/s
Custo da moinha por ano 1,89 1,89 1,89 1,89
Valor atualizado, MR$/ano 1,89 1,89 1,89 1,89
Valor presente, 2009R$/s 0,062924
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 1125,502 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 253238,0 253238,0 253238,0 253238,0
Valor atualizado, MR$/ano 0,253 0,253 0,253 0,253
Valor presente, 2009R$/s 0,008432
152
APÊNDICE G – Vendendo EE / Moinha / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 4
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 2,277 Z2 0,005043
3 Redutor + Gerador 0,350 Z3 0,000776
4 Subestação 0,175 Z4 0,000388
5 Bomba 1 0,025 Z5 0,000054
6 Bomba 2 0,046 Z6 0,000101
7 Pré-aquecedor 0,210 Z7 0,000466
8 Válvula de Controle 0,026 Z8 0,000058
9 Valv. Controle Dessup. 0,025 Z9 0,000054
10 Purgador 0,011 Z10 0,000023
11 Dessuperaquecedor 0,035 Z11 0,000078
12 Desaerador 0,149 Z12 0,000330
13 Condensador 0,876 Z13 0,001940
Custo de Equipamento (CE) total 4,205
Custo de instalação 0,505
Construção 0,627
Custo total de investimento 5,336 1591 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 17381,45 18361,46 1,06 5274,22 18162,28 3,44 12107,23 0,30 3,30 0,69 Turbina 1821,60 8593,60 4,72 1259,00 8398,89 6,67 562,60 0,69 1,45 0,03
Redutor + Gerador 1259,00 8398,89 6,67 1172,00 8398,89 7,17 87,00 0,93 1,07 0,00 Subestação 1172,00 8398,89 7,17 1172,00 8398,89 7,17 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,55 0,63 1,14 0,40 0,62 1,53 0,15 0,73 1,37 0,00 Bomba 2 32,79 744,16 22,69 25,02 739,78 29,57 7,77 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,54 1147,57 4,87 166,89 1089,58 6,53 68,65 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 73,83 339,52 4,60 72,58 339,52 4,68 1,25 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 3,24 95,70 29,57 3,01 95,70 31,76 0,22 0,93 1,07 0,00
Purgador 41,28 189,81 4,60 34,76 189,81 5,46 6,51 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 3227,22 14921,96 4,62 3219,58 14921,96 4,63 7,64 1,00 1,00 0,00
Desaerador 248,16 770,90 3,11 210,01 710,37 3,38 38,15 0,85 1,18 0,00 Condensador 369,79 1371,37 3,71 266,75 1371,37 5,14 103,05 0,72 1,39 0,01
Planta de cogeração 17513,69 17513,69 1,00 4391,58 23320,85 5,31 13122,11 0,25 3,99 0,74
153
APÊNDICE H – Vendendo EE / Moinha / Extração Média
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 5
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 2,523 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
3 3,027 20,0 60,0 219,2 2416,0 7,3270
4 0,558 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
5 1,965 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
6 0,049 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,049 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 2,014 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,220 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
10 0,220 855,0 202,8 806,3 2842,0 6,7930
11 0,338 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
12 3,027 20,0 60,0 6,9 251,3 0,8318
13 3,027 340,0 60,1 7,2 251,8 0,8322
14 2,014 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,599 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,599 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,338 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,338 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 245,100 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 245,100 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 245,100 102,4 55,1 2,1 328,8 5,7890
154
APÊNDICE H – Vendendo EE / Moinha / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 5
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 17381,45 17381,45 1,000 0,06292 4 13 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 17865,66 20825,20 1,166 0,07233 4 15 4 Vapor 5274,22 20260,78 3,841 0,23835 45 163 5 Vapor 5672,10 36844,40 6,496 0,38723 68 246 6 Vapor 2939,22 19092,34 6,496 0,38723 132 474 7 Vapor 3009,32 19590,92 6,510 0,38776 129 464 8 Potência 2191,00 19134,55 8,733 0,52522 240 863 9 Potência 2040,00 19134,55 9,380 0,56487 277 997
10 Potência 2040,00 19134,55 9,380 0,56526 277 998 11 Potência 1,41 1,41 1,000 0,01736 12332 44396 12 Potência 278,52 278,52 1,000 0,01736 62 224 13 Potência 32,51 32,51 1,000 0,01736 534 1923 14 Potência 244,60 244,60 1,000 0,01736 71 256 15 Vapor 663,52 4310,03 6,496 0,38723 584 2101 16 Vapor 887,36 4554,63 5,133 0,29434 332 1194 17 Negentropia 640,40 4554,63 7,112 0,40978 640 2304 18 Negentropia 12,82 91,16 7,112 0,40978 31971 115094 19 Negentropia 57,28 407,41 7,112 0,40978 7153 25753 20 Negentropia 0,00 0,00 7,112 0,40978 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 7,112 0,40978 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 7,112 0,40978 0 0 23 Negentropia 0,04 0,28 7,112 0,40978 0 0 24 Negentropia 53,72 382,03 7,112 0,40978 7629 27464 25 Negentropia 0,49 3,51 7,112 0,40978 831235 2992447 26 Negentropia 31,85 226,50 7,112 0,40978 12867 46323 27 Negentropia 484,20 3443,74 7,112 0,40978 846 3047 28 Potência 1,45 1,69 1,167 0,02806 19383 69780 29 Água 1,03 1,64 1,601 0,03855 37568 135245 30 Água+Vapor 353,77 1890,03 5,343 0,30506 862 3104 31 Água 208,23 1603,05 7,699 0,43991 2113 7606 32 Potência 33,00 1639,07 49,664 2,79879 84804 305295 33 Água 24,80 1614,58 65,095 3,66847 147901 532443 34 Água 1,62 105,33 65,095 3,66847 2267112 8161604 35 Água 230,99 15036,31 65,095 3,66847 15881 57173 36 Vapor 457,26 2970,24 6,496 0,38723 847 3049 37 Vapor 180,44 1172,11 6,496 0,38723 2146 7726 38 Vapor 180,44 1172,11 6,496 0,38723 2146 7726 39 Vapor 177,39 1172,11 6,608 0,39397 2221 7995 40 Vapor 276,82 1798,13 6,496 0,38723 1399 5036 41 Condensado 41,28 268,12 6,496 0,38723 9381 33773 42 Condensado 34,76 268,12 7,713 0,45981 13227 47618 43 Condensado 66,12 66,12 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,54 1530,01 6,496 0,38723 1644 5918 45 Vapor 267,39 1756,51 6,569 0,38992 1458 5250 46 Água 166,89 1547,30 9,271 0,55078 3300 11881 47 Água 397,88 16583,62 41,680 2,36077 5933 21360 48 Vapor 2069,36 13442,02 6,496 0,38723 187 674 49 Vapor 1611,69 10469,11 6,496 0,38723 240 865 50 Água 1,62 105,33 65,095 3,66847 2267112 8161604 51 Água 1,51 105,33 69,911 3,93995 2615049 9414175 52 Água+Vapor 1613,20 10574,44 6,555 0,39055 242 872 53 Água+Vapor 1613,20 10574,44 6,555 0,39055 242 872 54 Vapor 1609,79 10574,44 6,569 0,39145 243 875
155
APÊNDICE H – Vendendo EE / Moinha / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 5
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 5,336 0,000 0,000 0,000
Custos totais 5,34 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 5,34 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,009311
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,315 kg/s
Custo da moinha por ano 1,89 1,89 1,89 1,89
Valor atualizado, MR$/ano 1,89 1,89 1,89 1,89
Valor presente, 2009R$/s 0,062924
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 2317,827 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 521511,0 521511,0 521511,0 521511,0
Valor atualizado, MR$/ano 0,522 0,522 0,522 0,522
Valor presente, 2009R$/s 0,017364
156
APÊNDICE H – Vendendo EE / Moinha / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 5
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 2,277 Z2 0,005043
3 Redutor + Gerador 0,350 Z3 0,000776
4 Subestação 0,175 Z4 0,000388
5 Bomba 1 0,025 Z5 0,000054
6 Bomba 2 0,046 Z6 0,000101
7 Pré-aquecedor 0,210 Z7 0,000466
8 Válvula de Controle 0,026 Z8 0,000058
9 Válvula Controle Des. 0,025 Z9 0,000054
10 Purgador 0,011 Z10 0,000023
11 Dessuperaquecedor 0,035 Z11 0,000078
12 Desaerador 0,149 Z12 0,000330
13 Condensador 0,876 Z13 0,001940
Custo de Equipamento (CE) total 4,205
Custo de instalação 0,505
Construção 0,627
Custo total de investimento 5,336 2826 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 17381,45 20825,20 1,20 5274,22 20260,78 3,84 12107,23 0,30 3,30 0,69 Turbina 2939,22 19590,92 6,67 2191,00 19134,55 8,73 748,22 0,75 1,34 0,04
Redutor + Gerador 2191,00 19134,55 8,73 2040,00 19134,55 9,38 151,00 0,93 1,07 0,01 Subestação 2040,00 19134,55 9,38 2040,00 19134,55 9,38 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 1,41 1,69 1,20 1,03 1,64 1,60 0,38 0,73 1,37 0,00 Bomba 2 32,51 1639,07 50,42 24,80 1614,58 65,09 7,71 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,54 1756,51 7,46 166,89 1547,30 9,27 68,65 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 180,44 1172,11 6,50 177,39 1172,11 6,61 3,06 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 1,62 105,33 65,09 1,51 105,33 69,91 0,11 0,93 1,07 0,00
Purgador 41,28 268,12 6,50 34,76 268,12 7,71 6,51 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 1613,20 10574,44 6,55 1609,79 10574,44 6,57 3,41 1,00 1,00 0,00
Desaerador 300,05 1890,03 6,30 208,23 1603,05 7,70 91,83 0,69 1,44 0,01 Condensador 887,36 4554,63 5,13 640,40 4554,63 7,11 246,96 0,72 1,39 0,01
Planta de cogeração 17447,57 17447,57 1,00 3649,79 29708,99 8,14 13797,78 0,21 4,78 0,77
157
APÊNDICE I – Vendendo EE / Moinha / Extração Mínima
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 6
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 0,814 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
3 4,736 20,0 60,0 215,0 2372,0 7,1970
4 0,679 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
5 0,136 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
6 0,003 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,003 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 0,139 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,341 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
10 0,341 855,0 202,8 806,3 2842,0 6,7930
11 0,338 950,0 205,0 820,2 2842,0 6,7460
12 4,736 20,0 60,1 6,9 251,3 0,8318
13 4,736 340,0 60,1 7,2 251,8 0,8322
14 0,139 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,553 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,553 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,338 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,338 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 375,700 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 375,700 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 375,700 102,4 55,1 2,1 328,8 5,7890
158
APÊNDICE I – Vendendo EE / Moinha / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 6
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 17381,45 17381,45 1,000 0,06292 4 13 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 18138,79 25977,70 1,432 0,08881 5 18 4 Vapor 5274,22 24893,07 4,720 0,29269 55 200 5 Vapor 5672,10 59975,75 10,574 0,64717 114 411 6 Vapor 3986,05 42147,80 10,574 0,64717 162 584 7 Vapor 4075,65 43164,79 10,591 0,64796 159 572 8 Potência 3126,00 42215,87 13,505 0,83127 266 957 9 Potência 2910,00 42215,87 14,507 0,89375 307 1106
10 Potência 2910,00 42215,87 14,507 0,89414 307 1106 11 Potência 2,20 2,20 1,000 0,02553 11592 41732 12 Potência 409,44 409,44 1,000 0,02553 62 224 13 Potência 32,24 32,24 1,000 0,02553 792 2850 14 Potência 375,00 375,00 1,000 0,02553 68 245 15 Vapor 1018,24 10766,68 10,574 0,64717 636 2288 16 Vapor 1360,76 11141,68 8,188 0,49130 361 1300 17 Negentropia 981,60 11141,68 11,351 0,68302 696 2505 18 Negentropia 20,05 227,55 11,351 0,68302 34070 122652 19 Negentropia 69,55 789,43 11,351 0,68302 9821 35354 20 Negentropia 0,00 0,00 11,351 0,68302 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 11,351 0,68302 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 11,351 0,68302 0 0 23 Negentropia 0,06 0,70 11,351 0,68302 0 0 24 Negentropia 84,02 953,62 11,351 0,68302 8130 29267 25 Negentropia 0,77 8,75 11,351 0,68302 885817 3188941 26 Negentropia 49,81 565,38 11,351 0,68302 13712 49364 27 Negentropia 757,34 8596,24 11,351 0,68302 902 3247 28 Potência 2,26 2,90 1,282 0,04344 19191 69088 29 Água 1,61 2,82 1,758 0,05964 37146 133724 30 Água+Vapor 432,45 4355,69 10,072 0,61340 1418 5106 31 Água 206,52 3509,49 16,994 1,03528 5013 18047 32 Potência 33,01 3550,48 107,554 6,51755 197435 710767 33 Água 24,60 3467,55 140,959 8,54187 347233 1250040 34 Água 0,11 15,74 140,959 8,54187 76480819 275330948 35 Água 230,99 32560,18 140,959 8,54187 36979 133125 36 Vapor 556,59 5885,26 10,574 0,64717 1163 4186 37 Vapor 279,77 2958,24 10,574 0,64717 2313 8328 38 Vapor 279,77 2958,24 10,574 0,64717 2313 8328 39 Vapor 275,03 2958,24 10,756 0,65838 2394 8618 40 Vapor 276,82 2927,02 10,574 0,64717 2338 8416 41 Condensado 41,28 436,45 10,574 0,64717 15679 56444 42 Condensado 34,76 436,45 12,555 0,76846 22106 79582 43 Condensado 4,56 4,56 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,54 2490,57 10,574 0,64717 2748 9891 45 Vapor 285,35 3055,95 10,709 0,65343 2290 8244 46 Água 166,89 2522,51 15,115 0,92269 5529 19904 47 Água 397,88 35082,69 88,174 5,34604 13436 48371 48 Vapor 667,81 7061,27 10,574 0,64717 969 3489 49 Vapor 111,22 1176,01 10,574 0,64717 5819 20948 50 Água 0,11 15,74 140,959 8,54187 76480819 275330948 51 Água 0,10 15,74 151,388 9,17394 88217719 317583788 52 Água+Vapor 111,32 1191,75 10,705 0,65514 5885 21186 53 Água+Vapor 111,32 1191,75 10,705 0,65514 5885 21186 54 Vapor 111,10 1191,75 10,727 0,65651 5909 21273
159
APÊNDICE I – Vendendo EE / Moinha / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 6
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 5,336 0,000 0,000 0,000
Custos totais 5,34 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 5,34 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,009311
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,315 kg/s
Custo da moinha por ano 1,89 1,89 1,89 1,89
Valor atualizado, MR$/ano 1,89 1,89 1,89 1,89
Valor presente, 2009R$/s 0,062924
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 3407,376 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 766659,7 766659,7 766659,7 766659,7
Valor atualizado, MR$/ano 0,767 0,767 0,767 0,767
Valor presente, 2009R$/s 0,025526
160
APÊNDICE I – Vendendo EE / Moinha / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 6 e ao tipo de operação 6
Calculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 2,277 Z2 0,005043
3 Redutor + Gerador 0,350 Z3 0,000776
4 Subestação 0,175 Z4 0,000388
5 Bomba 1 0,025 Z5 0,000054
6 Bomba 2 0,046 Z6 0,000101
7 Pré-aquecedor 0,210 Z7 0,000466
8 Válvula de Controle 0,026 Z8 0,000058
9 Válvula Controle Des. 0,025 Z9 0,000054
10 Purgador 0,011 Z10 0,000023
11 Dessuperaquecedor 0,035 Z11 0,000078
12 Desaerador 0,149 Z12 0,000330
13 Condensador 0,876 Z13 0,001940
Custo de Equipamento (CE) total 4,205
Custo de instalação 0,505
Construção 0,627
Custo total de investimento 5,336 2826 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 17381,45 25977,70 1,49 5274,22 24893,07 4,72 12107,23 0,30 3,30 0,70 Turbina 3986,05 43164,79 10,83 3126,00 42215,87 13,50 860,05 0,78 1,28 0,05
Redutor + Gerador 3126,00 42215,87 13,50 2910,00 42215,87 14,51 216,00 0,93 1,07 0,01 Subestação 2910,00 42215,87 14,51 2910,00 42215,87 14,51 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 2,20 2,90 1,32 1,61 2,82 1,76 0,60 0,73 1,37 0,00 Bomba 2 32,24 3550,48 110,13 24,60 3467,55 140,96 7,64 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,54 3055,95 12,97 166,89 2522,51 15,11 68,65 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 279,77 2958,24 10,57 275,03 2958,24 10,76 4,74 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 0,11 15,74 140,96 0,10 15,74 151,39 0,01 0,93 1,07 0,00
Purgador 41,28 436,45 10,57 34,76 436,45 12,56 6,51 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 111,32 1191,75 10,71 111,10 1191,75 10,73 0,22 1,00 1,00 0,00
Desaerador 348,44 4355,69 12,50 206,52 3509,49 16,99 141,92 0,59 1,69 0,01 Condensador 1360,76 11141,68 8,19 981,60 11141,68 11,35 379,17 0,72 1,39 0,02
Planta de cogeração 17386,02 17386,02 1,00 3021,10 43407,62 14,37 14364,91 0,17 5,75 0,79
161
APÊNDICE J – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 7
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 4,233 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 1,317 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,340 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 3,893 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,135 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,135 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 4,028 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,006 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,006 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,334 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 1,317 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 1,317 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 4,028 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,685 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,685 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,334 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,334 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 42,350 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 42,350 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 42,350 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
162
APÊNDICE J – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 7
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 18398,57 18398,57 1,000 0,02139 1 4 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 18874,20 20661,81 1,095 0,02325 1 4 4 Vapor 5274,22 20141,13 3,819 0,08110 15 55 5 Vapor 5672,10 24664,48 4,348 0,08648 15 55 6 Vapor 1553,30 6754,36 4,348 0,08648 56 200 7 Vapor 1606,18 7005,99 4,362 0,08676 54 194 8 Potência 969,80 6775,33 6,986 0,14270 147 530 9 Potência 902,91 6775,33 7,504 0,15385 170 613
10 Potência 902,91 6775,33 7,504 0,15385 170 613 11 Potência 0,46 0,46 1,000 0,00472 10227 36819 12 Potência 75,74 75,74 1,000 0,00472 62 224 13 Potência 33,01 33,01 1,000 0,00472 143 515 14 Potência 42,27 42,27 1,000 0,00472 112 402 15 Vapor 609,64 2650,95 4,348 0,08648 142 511 16 Vapor 608,96 2693,22 4,423 0,08690 143 514 17 Negentropia 565,99 2693,22 4,758 0,09494 168 604 18 Negentropia 17,34 82,49 4,758 0,09494 5476 19715 19 Negentropia 35,54 169,13 4,758 0,09494 2671 9616 20 Negentropia 0,00 0,00 4,758 0,09494 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 4,758 0,09494 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 4,758 0,09494 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 4,758 0,09494 0 0 24 Negentropia 5,71 27,19 4,758 0,09494 16615 59814 25 Negentropia 0,48 2,30 4,758 0,09494 196056 705802 26 Negentropia 31,28 148,86 4,758 0,09494 3035 10926 27 Negentropia 475,63 2263,24 4,758 0,09494 200 719 28 Potência 0,46 0,46 1,000 0,00472 10227 36819 29 Água 0,36 0,46 1,298 0,00617 17356 62480 30 Água+Vapor 220,67 359,68 1,630 0,02048 93 334 31 Água 211,43 350,36 1,657 0,02106 100 359 32 Potência 33,49 385,68 11,515 0,13899 4150 14939 33 Água 25,18 380,10 15,093 0,18225 7237 26052 34 Água 4,47 67,48 15,093 0,18225 40765 146753 35 Água 230,99 3486,25 15,093 0,18225 789 2840 36 Vapor 281,86 1225,64 4,348 0,08648 307 1105 37 Vapor 5,12 22,27 4,348 0,08648 16888 60795 38 Vapor 5,12 22,27 4,348 0,08648 16888 60795 39 Vapor 5,03 22,27 4,423 0,08801 17481 62933 40 Vapor 276,72 1203,29 4,348 0,08648 313 1125 41 Condensado 40,82 177,52 4,348 0,08648 2118 7626 42 Condensado 34,38 177,52 5,163 0,10270 2987 10753 43 Condensado 132,24 132,24 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,90 1025,77 4,348 0,08648 367 1320 45 Vapor 267,18 1174,62 4,396 0,08747 327 1179 46 Água 166,89 1037,09 6,214 0,12398 743 2674 47 Água 397,88 4523,35 11,369 0,15781 397 1428 48 Vapor 3509,16 15259,17 4,348 0,08648 25 89 49 Vapor 3227,30 14033,53 4,348 0,08648 27 96 50 Água 4,47 67,48 15,093 0,18225 40765 146753 51 Água 4,16 67,48 16,209 0,19578 47030 169308 52 Água+Vapor 3231,46 14101,01 4,364 0,08662 27 96 53 Água+Vapor 3231,46 14101,01 4,364 0,08662 27 96 54 Vapor 3219,58 14101,01 4,380 0,08699 27 97
163
APÊNDICE J – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 7
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo do cavaco 144 R$/t
Consumo do cavaco 0,149 kg/s
Custo do cavaco por ano 0,643 0,643 0,643 0,643
Valor atualizado, MR$/ano 0,643 0,643 0,643 0,643
Valor presente, 2009R$/s 0,021394
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 630,322 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 141822,5 141822,5 141822,5 141822,5
Valor atualizado, MR$/ano 0,142 0,142 0,142 0,142
Valor presente, 2009R$/s 0,004722
164
APÊNDICE J – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 7
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Válvula Controle Des. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 1107 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 18398,57 20661,81 1,12 5274,22 20141,13 3,82 13124,35 0,29 3,49 0,71 Turbina 1553,30 7005,99 4,51 969,80 6775,33 6,99 583,50 0,62 1,60 0,03
Redutor + Gerador 969,80 6775,33 6,99 902,91 6775,33 7,50 66,89 0,93 1,07 0,00 Subestação 902,91 6775,33 7,50 902,91 1136,71 1,26 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,46 0,46 1,00 0,36 0,46 1,30 0,11 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 33,01 385,68 11,68 25,18 380,10 15,09 7,83 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,90 1174,62 4,98 166,89 1037,09 6,21 69,01 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 5,12 22,27 4,35 5,03 22,27 4,42 0,09 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 4,47 67,48 15,09 4,16 67,48 16,21 0,31 0,93 1,07 0,00
Purgador 40,82 177,52 4,35 34,38 177,52 5,16 6,44 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 3231,46 14101,01 4,36 3219,58 14101,01 4,38 11,88 1,00 1,00 0,00
Desaerador 214,96 359,68 1,67 211,43 350,36 1,66 3,53 0,98 1,02 0,00 Condensador 608,96 2693,22 4,42 565,99 2693,22 4,76 42,97 0,93 1,08 0,00
Planta de cogeração 18530,81 18530,81 1,00 4122,49 20876,34 5,06 14408,32 0,22 4,50 0,75
165
APÊNDICE K – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Média
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 8
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 3,330 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 2,151 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 1,179 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,204 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 1,947 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,067 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,067 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 2,014 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,004 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,004 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,200 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 1,179 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 1,179 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 2,014 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 3,397 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 3,397 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 3,330 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 3,330 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,200 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,200 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 37,940 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 37,940 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 37,940 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
166
APÊNDICE K – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 8
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 11042,95 11042,95 1,000 0,02139 2 7 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 11468,74 13147,13 1,146 0,02429 2 8 4 Vapor 3164,53 12659,03 4,000 0,08476 27 96 5 Vapor 3403,26 15378,03 4,519 0,09070 27 96 6 Vapor 1074,32 4854,45 4,519 0,09070 84 304 7 Vapor 1121,66 5088,39 4,536 0,09106 81 292 8 Potência 578,00 4873,64 8,432 0,17301 299 1078 9 Potência 538,20 4873,64 9,055 0,18638 346 1247
10 Potência 538,20 4873,64 9,055 0,18638 346 1247 11 Potência 0,41 0,41 1,000 0,00362 8743 31475 12 Potência 58,00 58,00 1,000 0,00362 62 224 13 Potência 19,73 19,73 1,000 0,00362 183 660 14 Potência 37,86 37,86 1,000 0,00362 96 344 15 Vapor 545,76 2466,08 4,519 0,09070 166 598 16 Vapor 545,17 2503,94 4,593 0,09105 167 601 17 Negentropia 506,69 2503,94 4,942 0,09940 196 706 18 Negentropia 15,52 76,69 4,942 0,09940 6405 23058 19 Negentropia 31,82 157,25 4,942 0,09940 3124 11246 20 Negentropia 0,00 0,00 4,942 0,09940 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 4,942 0,09940 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 4,942 0,09940 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 4,942 0,09940 0 0 24 Negentropia 5,12 25,28 4,942 0,09940 19432 69956 25 Negentropia 0,43 2,14 4,942 0,09940 229301 825482 26 Negentropia 28,00 138,39 4,942 0,09940 3550 12778 27 Negentropia 425,79 2104,18 4,942 0,09940 233 840 28 Potência 0,41 0,41 1,000 0,00362 8743 31475 29 Água 0,32 0,41 1,299 0,00474 14886 53591 30 Água+Vapor 133,58 216,05 1,617 0,02249 168 606 31 Água 126,33 207,77 1,645 0,02311 183 659 32 Potência 20,16 229,64 11,389 0,15049 7464 26869 33 Água 15,05 224,71 14,932 0,19738 13116 47218 34 Água 2,24 33,38 14,932 0,19738 88298 317874 35 Água 138,59 2069,49 14,932 0,19738 1424 5127 36 Vapor 169,03 763,80 4,519 0,09070 537 1932 37 Vapor 3,00 13,54 4,519 0,09070 30264 108951 38 Vapor 3,00 13,54 4,519 0,09070 30264 108951 39 Vapor 2,95 13,54 4,596 0,09230 31328 112780 40 Vapor 166,05 750,31 4,519 0,09070 546 1966 41 Condensado 24,50 110,69 4,519 0,09070 3702 13329 42 Condensado 20,63 110,69 5,365 0,10771 5221 18795 43 Condensado 66,12 66,12 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 141,55 639,62 4,519 0,09070 641 2307 45 Vapor 169,56 778,01 4,589 0,09214 543 1956 46 Água 100,13 649,51 6,486 0,13059 1304 4695 47 Água 238,73 2719,00 11,390 0,16937 709 2554 48 Vapor 1783,18 8057,50 4,519 0,09070 51 183 49 Vapor 1614,06 7293,33 4,519 0,09070 56 202 50 Água 2,24 33,38 14,932 0,19738 88298 317874 51 Água 2,08 33,38 16,037 0,21203 101868 366724 52 Água+Vapor 1616,14 7326,71 4,533 0,09085 56 202 53 Água+Vapor 1616,14 7326,71 4,533 0,09085 56 202 54 Vapor 1609,79 7326,71 4,551 0,09127 57 204
167
APÊNDICE K – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 8
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo do cavaco 144 R$/t
Consumo do cavaco 0,149 kg/s
Custo do cavaco por ano 0,643 0,643 0,643 0,643
Valor atualizado, MR$/ano 0,643 0,643 0,643 0,643
Valor presente, 2009R$/s 0,021394
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 482,706 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 108608,8 108608,8 108608,8 108608,8
Valor atualizado, MR$/ano 0,109 0,109 0,109 0,109
Valor presente, 2009R$/s 0,003616
168
APÊNDICE K – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 8
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Válvula Controle Des. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 2188 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 11042,95 13147,13 1,19 3164,53 12659,03 4,00 7878,42 0,29 3,49 0,71 Turbina 1074,32 5088,39 4,74 578,00 4873,64 8,43 496,32 0,54 1,86 0,04
Redutor + Gerador 578,00 4873,64 8,43 538,20 4873,64 9,06 39,80 0,93 1,07 0,00 Subestação 538,20 4873,64 9,06 538,20 1050,50 1,95 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,41 0,41 1,00 0,32 0,41 1,30 0,10 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 19,73 229,64 11,64 15,05 224,71 14,93 4,68 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 141,55 778,01 5,50 100,13 649,51 6,49 41,42 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 3,00 13,54 4,52 2,95 13,54 4,60 0,05 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 2,24 33,38 14,93 2,08 33,38 16,04 0,15 0,93 1,07 0,00
Purgador 24,50 110,69 4,52 20,63 110,69 5,37 3,87 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 1616,14 7326,71 4,53 1609,79 7326,71 4,55 6,35 1,00 1,00 0,00
Desaerador 128,46 216,05 1,68 126,33 207,77 1,64 2,13 0,98 1,02 0,00 Condensador 545,17 2503,94 4,59 506,69 2503,94 4,94 38,49 0,93 1,08 0,00
Planta de cogeração 11109,07 11109,07 1,00 2147,99 12200,35 5,68 8961,08 0,19 5,17 0,77
169
APÊNDICE L – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 9
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 1,110 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 0,202 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 0,908 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,067 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 0,134 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,005 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,005 1300,0 97,5 30,9 409,4 1,2770
8 0,139 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,001 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,001 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,067 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 0,908 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 0,908 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 0,139 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 1,115 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 1,115 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 1,110 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 1,110 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,067 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,067 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 29,200 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 29,200 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 29,200 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
170
APÊNDICE L – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 9
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 3680,67 3680,67 1,000 0,02139 6 21 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 4008,52 5607,11 1,399 0,02968 7 27 4 Vapor 1054,84 5148,51 4,881 0,10356 98 353 5 Vapor 1134,42 6109,93 5,386 0,11240 99 357 6 Vapor 546,58 2943,83 5,386 0,11240 206 740 7 Vapor 583,03 3158,01 5,417 0,11305 194 698 8 Potência 226,00 2960,58 13,100 0,27715 1226 4415 9 Potência 210,40 2960,58 14,071 0,29828 1418 5104
10 Potência 210,40 2960,58 14,071 0,29828 1418 5104 11 Potência 0,32 0,32 1,000 0,00224 7035 25327 12 Potência 35,93 35,93 1,000 0,00224 62 224 13 Potência 6,47 6,47 1,000 0,00224 346 1246 14 Potência 29,14 29,14 1,000 0,00224 77 277 15 Vapor 420,22 2263,29 5,386 0,11240 267 963 16 Vapor 419,76 2292,43 5,461 0,11268 268 966 17 Negentropia 390,14 2292,43 5,876 0,12268 314 1132 18 Negentropia 11,95 70,22 5,876 0,12268 10267 36959 19 Negentropia 24,50 143,96 5,876 0,12268 5007 18027 20 Negentropia 0,00 0,00 5,876 0,12268 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 5,876 0,12268 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 5,876 0,12268 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 5,876 0,12268 0 0 24 Negentropia 3,94 23,14 5,876 0,12268 31148 112131 25 Negentropia 0,33 1,96 5,876 0,12268 367541 1323148 26 Negentropia 21,56 126,70 5,876 0,12268 5689 20482 27 Negentropia 327,85 1926,44 5,876 0,12268 374 1347 28 Potência 0,32 0,32 1,000 0,00224 7035 25327 29 Água 0,25 0,32 1,299 0,00295 12037 43332 30 Água+Vapor 46,11 76,84 1,666 0,03259 707 2545 31 Água 41,47 70,28 1,695 0,03339 805 2899 32 Potência 6,81 78,71 11,565 0,21160 31091 111927 33 Água 4,94 74,85 15,154 0,27733 56145 202122 34 Água 0,15 2,34 15,154 0,27733 1797314 6470331 35 Água 46,20 700,06 15,154 0,27733 6003 21611 36 Vapor 56,24 302,90 5,386 0,11240 1999 7195 37 Vapor 0,90 4,84 5,386 0,11240 125083 450298 38 Vapor 0,90 4,84 5,386 0,11240 125083 450298 39 Vapor 0,88 4,84 5,478 0,11438 129466 466078 40 Vapor 55,34 298,08 5,386 0,11240 2031 7312 41 Condensado 8,16 43,97 5,386 0,11240 13767 49561 42 Condensado 6,88 43,97 6,395 0,13348 19412 69884 43 Condensado 4,56 4,56 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 47,18 254,11 5,386 0,11240 2382 8577 45 Vapor 68,74 380,81 5,540 0,11563 1682 6055 46 Água 33,38 261,36 7,830 0,16379 4907 17665 47 Água 79,58 961,42 12,082 0,22970 2887 10392 48 Vapor 167,62 902,81 5,386 0,11240 671 2414 49 Vapor 111,42 600,09 5,386 0,11240 1009 3632 50 Água 0,15 2,34 15,154 0,27733 1797314 6470331 51 Água 0,14 2,34 16,275 0,29789 2073403 7464249 52 Água+Vapor 111,56 602,43 5,400 0,11264 1010 3635 53 Água+Vapor 111,56 602,43 5,400 0,11264 1010 3635 54 Vapor 111,10 602,43 5,422 0,11317 1019 3667
171
APÊNDICE L – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 9
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo do cavaco 144 R$/t
Consumo do cavaco 0,149 kg/s
Custo do cavaco por ano 0,643 0,643 0,643 0,643
Valor atualizado, MR$/ano 0,643 0,643 0,643 0,643
Valor presente, 2009R$/s 0,021394
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 299,013 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 67277,87 67277,87 67277,87 67277,87
Valor atualizado, MR$/ano 0,067 0,067 0,067 0,067
Valor presente, 2009R$/s 0,002240
172
APÊNDICE L – Não vendendo EE / Cavaco / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 9 e ao tipo de operação 9
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Válvula Controle Des. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 24815 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 3680,67 5607,11 1,52 1054,84 5148,51 4,88 2625,82 0,29 3,49 0,71 Turbina 546,58 3158,01 5,78 226,00 2960,58 13,10 320,58 0,41 2,42 0,09
Redutor + Gerador 226,00 2960,58 13,10 210,40 2960,58 14,07 15,60 0,93 1,07 0,00 Subestação 210,40 2960,58 14,07 210,40 2960,58 14,07 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,32 0,32 1,00 0,25 0,32 1,30 0,07 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 6,47 78,71 12,16 4,94 74,85 15,15 1,53 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 47,18 380,81 8,07 33,38 261,36 7,83 13,80 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 0,90 4,84 5,39 0,88 4,84 5,48 0,02 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 0,15 2,34 15,15 0,14 2,34 16,27 0,01 0,93 1,07 0,00
Purgador 8,16 43,97 5,39 6,88 43,97 6,40 1,29 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 111,56 602,43 5,40 111,10 602,43 5,42 0,46 1,00 1,00 0,00
Desaerador 42,17 76,84 1,82 41,47 70,28 1,69 0,70 0,98 1,02 0,00 Condensador 419,76 2292,43 5,46 390,14 2292,43 5,88 29,62 0,93 1,08 0,01
Planta de cogeração 3685,23 3685,23 1,00 321,50 3563,00 11,08 3363,73 0,09 11,46 0,82
173
APÊNDICE M – Não vendendo EE / Moinha / Extração Máxima
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 10
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 5,550 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 4,233 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 1,317 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,340 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 3,893 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,135 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,135 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 4,028 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,006 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,006 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,334 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 1,317 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 1,317 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 4,028 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 5,685 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 5,685 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 5,550 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 5,550 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,334 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,334 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 42,350 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 42,350 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 42,350 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
174
APÊNDICE M – Não vendendo EE / Moinha / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 10
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 17381,45 17381,45 1,000 0,01224 1 3 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 17393,96 19616,32 1,128 0,01367 1 3 4 Vapor 5274,22 19602,21 3,717 0,04506 9 31 5 Vapor 5672,10 24350,28 4,293 0,04870 9 31 6 Vapor 1553,30 6668,32 4,293 0,04870 31 113 7 Vapor 1554,69 6916,79 4,449 0,05046 32 117 8 Potência 969,80 6910,60 7,126 0,08456 87 314 9 Potência 902,91 6910,60 7,654 0,09141 101 364
10 Potência 902,91 6910,60 7,654 0,09141 101 364 11 Potência 0,46 0,46 1,000 0,00472 10227 36819 12 Potência 75,74 75,74 1,000 0,00472 62 224 13 Potência 33,01 33,01 1,000 0,00472 143 515 14 Potência 42,27 42,27 1,000 0,00472 112 402 15 Vapor 609,64 2617,18 4,293 0,04870 80 288 16 Vapor 608,96 2659,45 4,367 0,04908 81 290 17 Negentropia 14,89 2659,45 178,665 2,00948 134999 485998 18 Negentropia 0,46 81,46 178,665 2,00948 4407469 15866890 19 Negentropia 0,93 167,01 178,665 2,00948 2149692 7738892 20 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 178,665 2,00948 0 0 24 Negentropia 0,15 26,85 178,665 2,00948 13371814 48138530 25 Negentropia 0,01 2,28 178,665 2,00948 157787404 568034654 26 Negentropia 0,82 146,99 178,665 2,00948 2442529 8793106 27 Negentropia 12,51 2234,86 178,665 2,00948 160647 578329 28 Potência 0,46 0,46 1,000 0,00472 10227 36819 29 Água 0,36 0,46 1,298 0,00617 17356 62480 30 Água+Vapor 215,11 356,79 1,659 0,01182 55 198 31 Água 211,43 356,54 1,686 0,01226 58 209 32 Potência 33,02 391,83 11,865 0,08401 2544 9158 33 Água 25,18 391,67 15,552 0,11018 4375 15750 34 Água 4,47 69,53 15,552 0,11018 24645 88722 35 Água 230,99 3592,41 15,552 0,11018 477 1717 36 Vapor 281,86 1210,02 4,293 0,04870 173 622 37 Vapor 5,12 21,98 4,293 0,04870 9511 34238 38 Vapor 5,12 21,98 4,293 0,04870 9511 34238 39 Vapor 5,03 21,98 4,367 0,04958 9849 35455 40 Vapor 276,72 1187,96 4,293 0,04870 176 634 41 Condensado 40,82 175,26 4,293 0,04870 1193 4295 42 Condensado 34,38 175,26 5,097 0,05784 1682 6057 43 Condensado 132,24 132,24 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 235,90 1012,70 4,293 0,04870 206 743 45 Vapor 236,72 1159,69 4,899 0,05552 235 844 46 Água 166,89 1155,66 6,925 0,07882 472 1700 47 Água 397,88 4748,07 11,933 0,09703 244 878 48 Vapor 3509,16 15064,79 4,293 0,04870 14 50 49 Vapor 3227,30 13854,76 4,293 0,04870 15 54 50 Água 4,47 69,53 15,552 0,11018 24645 88722 51 Água 4,16 69,53 16,703 0,11838 28437 102372 52 Água+Vapor 3231,46 13924,29 4,309 0,04879 15 54 53 Água+Vapor 3231,46 13924,29 4,309 0,04879 15 54 54 Vapor 3219,58 13924,29 4,325 0,04903 15 55
175
APÊNDICE M – Não vendendo EE / Moinha / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 10
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,061 kg/s
Custo da moinha por ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor atualizado, MR$/ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor presente, 2009R$/s 0,012235
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 630,322 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 141822,5 141822,5 141822,5 141822,5
Valor atualizado, MR$/ano 0,142 0,142 0,142 0,142
Valor presente, 2009R$/s 0,004722
176
APÊNDICE M – Não vendendo EE / Moinha / Extração Máxima (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 10
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Válvula Controle Des. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 1107 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 17381,45 19616,32 1,13 5274,22 19602,21 3,72 12107,23 0,30 3,30 0,69 Turbina 1553,30 6916,79 4,45 969,80 6910,60 7,13 583,50 0,62 1,60 0,03
Redutor + Gerador 969,80 6910,60 7,13 902,91 6910,60 7,65 66,89 0,93 1,07 0,00 Subestação 902,91 6910,60 7,65 902,91 6910,60 7,65 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,46 0,46 1,00 0,36 0,46 1,30 0,11 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 33,01 391,83 11,87 25,18 391,67 15,55 7,83 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 235,90 1159,69 4,92 166,89 1155,66 6,92 69,01 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 5,12 21,98 4,29 5,03 21,98 4,37 0,09 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 4,47 69,53 15,55 4,16 69,53 16,70 0,31 0,93 1,07 0,00
Purgador 40,82 175,26 4,29 34,38 175,26 5,10 6,44 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 3231,46 13924,29 4,31 3219,58 13924,29 4,32 11,88 1,00 1,00 0,00
Desaerador 214,96 356,79 1,66 211,43 356,54 1,69 3,53 0,98 1,02 0,00 Condensador 608,96 2659,45 4,37 14,89 2659,45 178,67 594,08 0,02 40,91 0,03
Planta de cogeração 17513,69 17513,69 1,00 4122,49 20834,90 5,05 13391,20 0,24 4,25 0,77
177
APÊNDICE N – Não vendendo EE / Moinha / Extração Média
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 11
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 3,330 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 2,151 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 1,179 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,204 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 1,947 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,067 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,067 1300,0 97,5 31,0 409,4 1,2770
8 2,014 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,004 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,004 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,200 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 1,179 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 1,179 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 2,014 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 3,397 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 3,397 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 3,330 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 3,330 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,200 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,200 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 37,940 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 37,940 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 37,940 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
178
APÊNDICE N – Não vendendo EE / Moinha / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 11
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 10428,87 10428,87 1,000 0,01224 1 4 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 10854,67 12421,05 1,144 0,01390 1 5 4 Vapor 3164,53 11933,82 3,771 0,04581 14 52 5 Vapor 3403,26 14546,93 4,274 0,04919 14 52 6 Vapor 1074,32 4592,09 4,274 0,04919 46 165 7 Vapor 1121,66 4813,58 4,291 0,04942 44 159 8 Potência 578,00 4610,43 7,977 0,09562 165 596 9 Potência 538,20 4610,43 8,566 0,10326 192 691
10 Potência 538,20 4610,43 8,566 0,10326 192 691 11 Potência 0,41 0,41 1,000 0,00362 8743 31475 12 Potência 58,00 58,00 1,000 0,00362 62 224 13 Potência 19,73 19,73 1,000 0,00362 183 660 14 Potência 37,86 37,86 1,000 0,00362 96 344 15 Vapor 545,76 2332,80 4,274 0,04919 90 324 16 Vapor 545,17 2370,66 4,348 0,04949 91 327 17 Negentropia 506,69 2370,66 4,679 0,05470 108 389 18 Negentropia 15,52 72,61 4,679 0,05470 3524 12688 19 Negentropia 31,82 148,88 4,679 0,05470 1719 6188 20 Negentropia 0,00 0,00 4,679 0,05470 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 4,679 0,05470 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 4,679 0,05470 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 4,679 0,05470 0 0 24 Negentropia 5,12 23,93 4,679 0,05470 10693 38494 25 Negentropia 0,43 2,03 4,679 0,05470 126175 454229 26 Negentropia 28,00 131,03 4,679 0,05470 1953 7031 27 Negentropia 425,79 1992,18 4,679 0,05470 128 462 28 Potencia 0,41 0,41 1,000 0,00362 8743 31475 29 Água 0,32 0,41 1,299 0,00474 14887 53592 30 Água+Vapor 133,58 207,99 1,557 0,01223 92 330 31 Água 126,33 200,02 1,583 0,01269 100 361 32 Potência 20,16 221,78 10,999 0,08420 4176 15033 33 Água 15,05 217,01 14,421 0,11046 7340 26425 34 Água 2,24 32,24 14,421 0,11046 49416 177896 35 Água 138,59 1998,61 14,421 0,11046 797 2869 36 Vapor 169,03 722,52 4,274 0,04919 291 1048 37 Vapor 3,00 12,81 4,274 0,04919 16414 59091 38 Vapor 3,00 12,81 4,274 0,04919 16414 59091 39 Vapor 2,95 12,81 4,348 0,05008 16998 61191 40 Vapor 166,05 709,76 4,274 0,04919 296 1066 41 Condensado 24,50 104,71 4,274 0,04919 2008 7229 42 Condensado 20,63 104,71 5,075 0,05843 2832 10195 43 Condensado 66,12 66,12 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 141,55 605,05 4,274 0,04919 348 1251 45 Vapor 169,56 736,08 4,341 0,05010 295 1064 46 Água 100,13 614,50 6,137 0,07117 711 2559 47 Água 238,73 2613,12 10,946 0,09398 394 1417 48 Vapor 1783,18 7622,04 4,274 0,04919 28 99 49 Vapor 1614,06 6899,17 4,274 0,04919 30 110 50 Água 2,24 32,24 14,421 0,11046 49416 177896 51 Água 2,08 32,24 15,488 0,11868 57018 205266 52 Água+Vapor 1616,14 6931,40 4,289 0,04928 30 110 53 Água+Vapor 1616,14 6931,40 4,289 0,04928 30 110 54 Vapor 1609,79 6931,40 4,306 0,04953 31 111
179
APÊNDICE N – Não vendendo EE / Moinha / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 11
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,061 kg/s
Custo da moinha por ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor atualizado, MR$/ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor presente, 2009R$/s 0,012235
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 482,706 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 108608,8 108608,8 108608,8 108608,8
Valor atualizado, MR$/ano 0,109 0,109 0,109 0,109
Valor presente, 2009R$/s 0,003616
180
APÊNDICE N – Não vendendo EE / Moinha / Extração Média (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 11
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Válvula Controle Des. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 2188 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 10428,87 12421,05 1,19 3164,53 11933,82 3,77 7264,34 0,30 3,30 0,69 Turbina 1074,32 4813,58 4,48 578,00 4610,43 7,98 496,32 0,54 1,86 0,05
Redutor + Gerador 578,00 4610,43 7,98 538,20 4610,43 8,57 39,80 0,93 1,07 0,00 Subestação 538,20 4610,43 8,57 538,20 4610,43 8,57 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,41 0,41 1,00 0,32 0,41 1,30 0,10 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 19,73 221,78 11,24 15,05 217,01 14,42 4,68 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 141,55 736,08 5,20 100,13 614,50 6,14 41,42 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 3,00 12,81 4,27 2,95 12,81 4,35 0,05 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 2,24 32,24 14,42 2,08 32,24 15,49 0,15 0,93 1,07 0,00
Purgador 24,50 104,71 4,27 20,63 104,71 5,08 3,87 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 1616,14 6931,40 4,29 1609,79 6931,40 4,31 6,35 1,00 1,00 0,00
Desaerador 128,46 207,99 1,62 126,33 200,02 1,58 2,13 0,98 1,02 0,00 Condensador 545,17 2370,66 4,35 506,69 2370,66 4,68 38,49 0,93 1,08 0,00
Planta de cogeração 10494,99 10494,99 1,00 2147,99 11541,83 5,37 8347,00 0,20 4,89 0,75
181
APÊNDICE O – Não vendendo EE / Moinha / Extração Mínima
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 12
Resultado do balanço de massa e energia por fluxo no arranjo físico
Item m (kg/s) p (kPa) T(°C) af (kJ/kg) h (kJ/kg) s (kJ/kg)
0 Ar ambiente 101,4 27,5 0,0 115,3 0,4019
1 1,110 2620,0 300,0 1022,0 3004,0 6,6160
2 0,202 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
3 0,908 105,0 101,0 462,9 2610,0 7,1620
4 0,068 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
5 0,134 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
6 0,005 4020,0 97,0 33,2 409,4 1,2700
7 0,005 1300,0 97,5 30,9 409,4 1,2770
8 0,139 950,0 180,7 799,3 2783,0 6,6200
9 0,001 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
10 0,001 855,0 212,9 815,0 2865,0 6,8410
11 0,067 950,0 215,0 829,0 2865,0 6,7950
12 0,908 105,0 101,0 32,6 423,2 1,3180
13 0,908 340,0 101,0 32,9 423,5 1,3180
14 0,139 240,0 101,1 32,8 423,7 1,3190
15 1,115 140,0 106,3 37,2 445,7 1,3770
16 1,115 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
17 1,110 4020,0 107,0 41,6 451,5 1,3820
18 1,110 3620,0 137,0 71,7 578,5 1,7050
19 0,067 950,0 177,7 122,3 753,0 2,1170
20 0,067 140,0 109,3 103,0 753,0 2,1810
21 29,200 101,4 27,5 0,0 301,1 5,7040
22 29,200 102,4 28,5 186,6 302,1 5,7040
23 29,200 102,4 96,0 7,7 370,1 5,9080
182
APÊNDICE O – Não vendendo EE / Moinha / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 12
Análise termoeconômica Fluxo Tipo B B* k* C* C* C* N° kW kW R$/s R$/GJ R$/MWh
1 Comb. 3476,29 3476,29 1,000 0,01224 4 13 2 Ar 0,00 0,00 1,000 0,00000 0 0 3 Ar+Comb. 3804,14 5288,23 1,390 0,01697 4 16 4 Vapor 1054,84 4832,48 4,581 0,05592 53 191 5 Vapor 1134,42 5742,10 5,062 0,06085 54 193 6 Vapor 546,58 2766,60 5,062 0,06085 111 401 7 Vapor 583,03 2968,05 5,091 0,06124 105 378 8 Potência 226,00 2782,49 12,312 0,15187 672 2419 9 Potência 210,40 2782,49 13,225 0,16370 778 2801
10 Potência 210,40 2782,49 13,225 0,16370 778 2801 11 Potência 0,32 0,32 1,000 0,00224 7035 25327 12 Potência 35,93 35,93 1,000 0,00224 62 224 13 Potência 6,47 6,47 1,000 0,00224 346 1246 14 Potência 29,14 29,14 1,000 0,00224 77 277 15 Vapor 420,22 2127,03 5,062 0,06085 145 521 16 Vapor 419,76 2156,17 5,137 0,06107 145 524 17 Negentropia 390,14 2156,17 5,527 0,06715 172 620 18 Negentropia 11,95 66,04 5,527 0,06715 5620 20230 19 Negentropia 24,50 135,41 5,527 0,06715 2741 9867 20 Negentropia 0,00 0,00 5,527 0,06715 0 0 21 Negentropia 0,00 0,00 5,527 0,06715 0 0 22 Negentropia 0,00 0,00 5,527 0,06715 0 0 23 Negentropia 0,00 0,00 5,527 0,06715 0 0 24 Negentropia 3,94 21,77 5,527 0,06715 17049 61377 25 Negentropia 0,33 1,84 5,527 0,06715 201180 724247 26 Negentropia 21,56 119,17 5,527 0,06715 3114 11211 27 Negentropia 327,85 1811,94 5,527 0,06715 205 737 28 Potência 0,32 0,32 1,000 0,00224 7035 25327 29 Água 0,25 0,32 1,299 0,00295 12037 43332 30 Água+Vapor 46,11 72,53 1,573 0,01772 384 1383 31 Água 41,47 66,33 1,600 0,01826 440 1585 32 Potência 6,81 74,65 10,968 0,11669 17146 61726 33 Água 4,94 70,99 14,371 0,15297 30970 111491 34 Água 0,15 2,22 14,371 0,15297 991398 3569033 35 Água 46,20 663,93 14,371 0,15297 3311 11920 36 Vapor 56,24 284,67 5,062 0,06085 1082 3895 37 Vapor 0,90 4,55 5,062 0,06085 67713 243768 38 Vapor 0,90 4,55 5,062 0,06085 67713 243768 39 Vapor 0,88 4,55 5,149 0,06194 70109 252391 40 Vapor 55,34 280,14 5,062 0,06085 1099 3958 41 Condensado 8,16 41,33 5,062 0,06085 7453 26830 42 Condensado 6,88 41,33 6,010 0,07227 10510 37836 43 Condensado 4,56 4,56 1,000 0,00000 0 0 44 Vapor 47,18 238,81 5,062 0,06085 1290 4643 45 Vapor 68,74 357,98 5,208 0,06283 914 3290 46 Água 33,38 245,69 7,361 0,08915 2671 9616 47 Água 79,58 909,62 11,431 0,12620 1586 5709 48 Vapor 167,62 848,46 5,062 0,06085 363 1307 49 Vapor 111,42 563,96 5,062 0,06085 546 1966 50 Água 0,15 2,22 14,371 0,15297 991398 3569033 51 Água 0,14 2,22 15,435 0,16433 1143814 4117732 52 Água+Vapor 111,56 566,18 5,075 0,06098 547 1968 53 Água+Vapor 111,56 566,18 5,075 0,06098 547 1968 54 Vapor 111,10 566,18 5,096 0,06129 552 1986
183
APÊNDICE O – Não vendendo EE / Moinha / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 12
Fluxo de caixa dos custos para cálculo do vetor de valorização externa
Ano 0 1 2 20
Fator de capacidade 0,95 0,95 0,95 0,95
Manutenção 0,000 0,245 0,245 0,245
Pessoal 0,000 0,000 0,000 0,000
Água 0,000 0,000 0,000 0,000
Materiais inertes 0,000 0,000 0,000 0,000
Tratamento das cinzas 0,000 0,000 0,000 0,000
Seguros 0,000 0,000 0,000 0,000
Capital de trabalho 0,000 0,000 0,000 0,000
Investimento de capital 3,649 0,000 0,000 0,000
Custos totais 3,65 0,24 0,24 0,24
Taxa de juros 0,09 0,09 0,09 0,09
Fator de capitalização 1,00 0,11 0,11 0,11
Valor atualizado, MR$/ano 3,65 0,03 0,03 0,03
Valor presente, 2009R$/s 0,006636
Custo da moinha 200 R$/t
Consumo da moinha 0,061 kg/s
Custo da moinha por ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor atualizado, MR$/ano 0,367 0,367 0,367 0,367
Valor presente, 2009R$/s 0,012235
Custo da energia consumida 225 R$/MWh
Consumo da energia consumida 299,013 MWh/Ano
Custo da energia consumida por ano 67277,87 67277,87 67277,87 67277,87
Valor atualizado, MR$/ano 0,067 0,067 0,067 0,067
Valor presente, 2009R$/s 0,002240
184
APÊNDICE O – Não vendendo EE / Moinha / Extração Mínima (Continuação)
Resultados referentes à variante 12 e ao tipo de operação 12
Cálculo do vetor de valorização externa (Z)
Item Subsistema (CE) 2009MR$ 2009R$/s
1 Caldeira 0,000 Z1 0,000000
2 Turbina 1,625 Z2 0,003751
3 Redutor + Gerador 0,250 Z3 0,000577
4 Subestação 0,000 Z4 0,000000
5 Bomba 1 0,018 Z5 0,000040
6 Bomba 2 0,033 Z6 0,000075
7 Pré-aquecedor 0,150 Z7 0,000346
8 Válvula de Controle 0,019 Z8 0,000043
9 Válvula Controle Des. 0,018 Z9 0,000040
10 Purgador 0,008 Z10 0,000017
11 Dessuperaquecedor 0,025 Z11 0,000058
12 Desaerador 0,106 Z12 0,000245
13 Condensador 0,625 Z13 0,001443
Custo de Equipamento (CE) total 2,875
Custo de instalação 0,345
Construção 0,429
Custo total de investimento 3,649 24815 R$/kW
Análise termoeconômica dos subsistemas
Subsistema F F* kF* P P* kP* I η kj �
Caldeira 3476,29 5288,23 1,52 1054,84 4832,48 4,58 2421,45 0,30 3,30 0,70 Turbina 546,58 2968,05 5,43 226,00 2782,49 12,31 320,58 0,41 2,42 0,09
Redutor + Gerador 226,00 2782,49 12,31 210,40 2782,49 13,22 15,60 0,93 1,07 0,00 Subestação 210,40 2782,49 13,22 210,40 2782,49 13,22 0,00 1,00 1,00 0,00
Bomba 1 0,32 0,32 1,00 0,25 0,32 1,30 0,07 0,77 1,30 0,00 Bomba 2 6,47 74,65 11,53 4,94 70,99 14,37 1,53 0,76 1,31 0,00
Pré-aquecedor 47,18 357,98 7,59 33,38 245,69 7,36 13,80 0,71 1,41 0,00 Válvula de Controle 0,90 4,55 5,06 0,88 4,55 5,15 0,02 0,98 1,02 0,00
Válvula Controle Des. 0,15 2,22 14,37 0,14 2,22 15,43 0,01 0,93 1,07 0,00
Purgador 8,16 41,33 5,06 6,88 41,33 6,01 1,29 0,84 1,19 0,00 Dessuperaquecedor 111,56 566,18 5,08 111,10 566,18 5,10 0,46 1,00 1,00 0,00
Desaerador 42,17 72,53 1,72 41,47 66,33 1,60 0,70 0,98 1,02 0,00 Condensador 419,76 2156,17 5,14 390,14 2156,17 5,53 29,62 0,93 1,08 0,01
Planta de cogeração 3480,85 3480,85 1,00 321,50 3348,67 10,42 3159,35 0,09 10,83 0,81
