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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
RODRIGO ALVES DE MORAES
ESTUDO DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA INSERÇÃO DA
MICROGERAÇÃO EÓLICA: ESTUDO DE CASO PRÉDIO DE ENGENHARIA
ELÉTRICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
CURITIBA
2013
RODRIGO ALVES DE MORAES
ESTUDO DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA INSERÇÃO DA
MICROGERAÇÃO EÓLICA: ESTUDO DE CASO PRÉDIO DE ENGENHARIA
ELÉTRICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ .
Trabalho de Conclusão de Curso de
Graduação, apresentada à disciplina
TE105 – Projeto de Graduação, do Curso
Superior de Engenharia Elétrica, do
Departamento de Engenharia Elétrica,
Setor de Tecnologia, Universidade
Federal do Paraná, como requisito para
obtenção do título de Engenheiro
Eletricista.
Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay
Vila
CURITIBA
2013
AGRADECIMENTOS
Primeiramente agradeço a Deus, por proporcionar o momento desses
agradecimentos. Aos meus pais, Lidia e Raimundo, por sempre me proverem de
ensinamentos para vida e para todas as questões em meus momentos mais difíceis.
À minha irmã, Catia pela atenção, carinho e amor incondicional dedicados
a minha pessoa, tanto em momentos de alegria quanto a momentos tumultuados.
Aos meus irmãos Rogério e Reginaldo agradeço a paciência e a confiança.
Agradeço também a toda minha família pelo apoio e compreensão.
A todos meus amigos, principalmente a Renata, que fez parte de toda minha
vida acadêmica, desde meu primeiro dia na UFPR até os momentos atuais e espero
pela vida inteira, aos amigos Felipe e Matheus, por todas as provas e trabalhos que
realizamos juntos, momentos mais de descontração do que concentração nos
estudos e ao Thiago pela ajuda nesse trabalho, pessoa que tive mais contato nesse
ultimo período, no entanto já respeito de forma pessoal e profissional. Obrigado a
todos.
Agradeço ao meu orientador Clodomiro pela atenção e energia despendida
nesse trabalho. Estou certo que minha formação acadêmica e pessoal não estaria
completa sem os seus diálogos e conselhos, que sempre levo comigo.
Agradeço a banca examinadora por todos os apontamentos e
direcionamentos no desenvolvimento desse trabalho.
Sendo assim, agradeço a todos aqueles que contribuíram direta ou
indiretamente na elaboração desse trabalho, manifestando meus sinceros
agradecimentos.
RESUMO
Este trabalho tem como objetivo estabelecer uma metodologia de instalações de micro geração eólica em paralelo com o sistema de distribuição da concessionária. O método usado para comprovar a metodologia foi através de um estudo de caso, onde simulou-se a inserção de aerogerador no departamento de engenharia elétrica da Universidade Federal do Paraná. Foram elaborados estudos de caráter técnicos e econômicos. Os resultados apontam para a não viabilidade econômica para o cenário atual, porém chegou-se a conclusão que a partir de 1.53 R$/kWh o empreendimento se tornará viável, pelo sistema de faturamento net metering.
Palavras-chave: microgeração Distribuída. Viabilidade técnica de microgeradores
eólicos. Viabilidade econômica para net metering.
ABSTRACT
This work aims to establish a methodology for micro wind generation facilities in parallel with the distribution system of the utility. The method used was to prove the methodology through a case study, which was simulated insertion turbine in the department of electrical engineering at the Federal University of Paraná. Were drawn character studies technical and economic. The results indicate no economic viability for the current scenario, but came to the conclusion that from 1.53 R$ / kWh the project becomes viable, the net metering billing system. Key words: Distributed microgeneration. Technical feasibility of wind
microgenerators. Economic viability for net metering.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
FIGURA 1.1: GERAÇÃO ELÉTRICA POR FONTE NO MUNDO NO ANO 1980 E
2009 EM (%) ............................................................................................................. 15
FIGURA 1. 2: MATRIZ ELÉTRICA DO BRASIL ........................................................ 16
FIGURA 2.1: PROSPECÇÃO DE USO DE FONTES RENOVÁVEIS NO MUNDO .. 19
FIGURA 2.2: PRAZOS ENVOLVIDOS PARA ACESSO AO SISTEMA DE
DISTRIBUIÇÃO ......................................................................................................... 25
FIGURA 2.3: CONFIGURAÇÃO DE UM SISTEMA EÓLICO ISOLADO ................... 26
FIGURA 2.4: CONFIGURAÇÃO TÍPICA SISTEMA HÍBRIDO ................................... 27
FIGURA 2.5: CONFIGURAÇÃO TÍPICA INJEÇÃO NA REDE .................................. 28
FIGURA 2.7: MODELAGEM PARA OPERAÇÃO DE MICRO REDE CC
CONECTADO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO .................................................... 33
FIGURA 3.1: PRINCIPAIS MARCOS DO DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA
EÓLICA NO PERÍODO DO SÉCULO XI AO SÉCULO XIX. ..................................... 36
FIGURA 3.2: PRINCIPAIS MARCOS DO DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA
EÓLICA A PARTIR DO SÉCULO XX. ....................................................................... 38
FIGURA 3.3: EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA E DO DIÂMETRO DO ROTOR DOS
AÉROGERADORES ................................................................................................. 38
FIGURA 3.4: EVOLUÇÃO DO USO DE ENERGIA EÓLICA ..................................... 39
FIGURA 3.5: EVOLUÇÃO DO USO DE ENERGIA EÓLICA ..................................... 39
FIGURA 3.6: POTENCIAL EÓLICO DO BRASIL ...................................................... 40
FIGURA 3.7: POTÊNCIAL EÓLICO DO PARANÁ .................................................... 41
FIGURA 3.8: TURBINA DARRIEUS E SAVONIUS ................................................... 42
FIGURA 3.9: DIMENSÕES TÍPICAS DAS TURBINAS EÓLICAS NO MERCADO
ATUAL COMPARANDO COM AS DIMENSÕES DO BOEING 747 .......................... 43
FIGURA 3.10: CONFIGURAÇÃO TÍPICA DE UM AEROGERADOR DE EIXO
VERTICAL ................................................................................................................. 44
FIGURA 3.11: CURVA DE POTÊNCIA DE UM AEROGERADOR COM CONTROLE
DE PASSO ................................................................................................................ 46
FIGURA 3.12: CURVA DE POTÊNCIA DE UM AEROGERADOR COM CONTROLE
POR ESTOL .............................................................................................................. 46
FIGURA 3.13: HISTOGRAMA TOTAL DE VELOCIDADE ........................................ 48
FIGURA 3.14: EXEMPLO DOS EFEITOS DA RUGOSIDADE E DA ESTABILIDADE
TÉRMICA VERTICAL ................................................................................................ 50
FIGURA 3.15: CÁLCULO DA ENERGIA ANUAL GERADA ...................................... 51
FIGURA 3.16: COMPLEMENTARIEDADE ENTRE ENERGIA EÓLICA E
HIDRAÚLICA ............................................................................................................. 52
FIGURA 3.17: ESTIMATIVA DE MORTES DE PÁSSAROS POR ANO ................... 53
FIGURA 4.1: EXEMPLO FATURA DE ENERGIA DA COPEL .................................. 59
FIGURA 5.1: VISTA DO NOVO PRÉDIO DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA
ELÉTRICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ........................................ 65
FIGURA 5.2: VISTA DO NOVO PRÉDIO DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA
ELÉTRICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ........................................ 66
FIGURA 5.3: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FUNÇÃO WEIBULL-
DADOS DE CURITIBA .............................................................................................. 68
FIGURA 5.4: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FORMA WEIBULL-
DADOS DO RIO GRANDE DO SUL. ........................................................................ 69
FIGURA 5.5: CURVA CARACTERÍSTICA DO AEROGERADOR H4.6-3 kW ........... 72
FIGURA 5.6: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FORMA WEIBULL-
DADOS DE CURITIBA. ............................................................................................. 73
FIGURA 5.7: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FORMA WEIBULL-
DADOS DO RIO GRANDE DO SUL. ........................................................................ 74
FIGURA 5.8: REGIÕES DE OPERAÇÃO DO AEROGERADOR H4.6-3kW ............. 75
FIGURA 5.9: PERFIL DE CARGA ANUAL DO PRÉDIO DE ENGENHARIA
ELÉTRICA ................................................................................................................. 78
FIGURA 5.10: FLUXO DE CAIXA LÍQUIDO.............................................................. 88
LISTA DE TABELAS
TABELA 2.1: PROTEÇÕES MÍNIMAS PARA CONEXÃO DE GERADORES
EÓLICOS NO SISTEMA DE BT ................................................................................ 22
TABELA 2.2: PROTEÇÕES MÍNIMAS EXIGIDAS PELA COPEL E SUAS FUNÇÕES
.................................................................................................................................. 23
TABELA 2.3: ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DO PROJETO DE MICROGERAÇÃO
DISTRIBUÍDA ............................................................................................................ 25
TABELA 2.4: DISTÚRBIOS CAUSADOS POR AEROGERADORES NA REDE
ELÉTRICA ................................................................................................................. 29
TABELA 3.1: COEFICIENTE DE ATRITO PARA AS VÁRIAS CARACTERÍSTICAS
DO TERRENO .......................................................................................................... 49
TABELA 5.1: PARÂMETROS DO AEROGERADOR – HUMMER 4.6 – 3kW ........... 71
TABELA 5.2: EXEMPLO DE COMO CALCULAR A EAG-CURITIBA ....................... 76
TABELA 5.3: EXEMPLO DE COMO CALCULAR A EAG-RS ................................... 76
TABELA 5.4: RESUMO DOS DADOS ...................................................................... 77
TABELA 5.5: RESUMO DOS DADOS ...................................................................... 80
TABELA 5.6: SISTEMA DE FATURAMENTO NET METERING- ASSUMINDO
DADOS DE VENTOS DO RS .................................................................................... 83
TABELA 5.7: PARÂMETROS A SEREM CONSIDERADOS NO FLUXO DE CAIXA 84
TABELA 5.8: DISCRIÇÃO DOS VALORES POR EQUIPAMENTOS UTILIZADOS .. 85
TABELA 5.9: SAC PARA O CAPITAL PRÓPRIO ..................................................... 87
TABELA 5.10: SAC DO CAPITAL FINANCIADO ...................................................... 87
TABELA 5.11: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE .......................................................... 89
LISTA DE ABREVIATURAS
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica;
ART: Anotação de Responsabilidade Técnica;
BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social;
BT: Baixa Tensão;
CA: Corrente Alternada;
CC: Corrente Contínua;
COPEL: Companhia Paranaense de Energia;
CEPEL: Centro de Pesquisas de Energia Elétrica;
CREA: Conselho Regional de Engenharia e Agronomia;
CRESESB: Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sergio de Salvo Brito;
DELT: Departamento de Energia Elétrica;
DPS: Dispositivo Protetor de Surto;
EAG: Energia Anual Gerada;
EIA: Energy Information Administration – Departamento de Informação de Energia;
EPE: Empresa de Pesquisa Energética;
FC: Fator de Capacidade;
GD: Geração Distribuida;
GEEs: Gases de Efeito Estufa;
IAP: Instituto Ambiental do Paraná;
INMET: Instituto Nacional de Meteorologia;
IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo;
MDL: Mecanismo de Desenvolvimento Limpo;
MR: Microrrede;
NTC: Norma Técnica COPEL;
OPEP: Organização dos Países Exportadores de Petróleo;
PAC: Programa de Aceleração do Crescimento;
PAE: Produção Anual de Energia;
PRODIST: Procedimentos de Distribuição;
PROINFA: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica;
RCE: Redução Certificada de Emissão;
TIR: Taxa Interna de Retorno;
TMA: Taxa Mínima de Atratividade;
UFPR: Universidade Federal do Paraná;
VPL: Valor Presente Líquido;
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................... 15
1.1 CONTEXTO ................................................................................................. 15
1.2 OBJETIVOS ................................................................................................. 17
1.2.1 Objetivo geral......................................................................................... 17
1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................. 17
1.3 JUSTIFICATIVA ........................................................................................... 17
1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO ..................................................................... 18
2 GERAÇÃO DISTRIBUIDA .................................................................................. 19
2.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................ 19
2.2. REGULAMENTAÇÃO ..................................................................................... 20
2.2.1 RESOLUÇÃO NORMATIVA 482/2012 ...................................................... 20
2.2.2 NORMA TÉCNICA 905100/2012 .............................................................. 22
2.3. TIPOS DE SISTEMAS DE GERAÇÃO ........................................................... 25
2.4. IMPACTOS DA GERAÇÃO DISTRIBUIDA ..................................................... 28
2.5. MECANISMOS DE INCENTIVO NO BRASIL ................................................. 29
2.6. MECANISMOS DE MEDIÇÃO E TARIFAÇÃO ............................................... 30
2.6.1. NET METERING ...................................................................................... 30
2.6.2. FEED IN TARIFFS - FIT ........................................................................... 31
2.6. MICRO REDE CORRENTE CONTÍNUA ........................................................ 32
2.7. ESTADO DA ARTE......................................................................................... 33
2.8. CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ................................................... 35
3 ENERGIA EÓLICA ............................................................................................. 36
3.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................ 36
3.2. ENERGIA EÓLICA ......................................................................................... 37
3.2.1. HISTÓRICO E EVOLUÇÃO DA ENERGIA EÓLICA ................................ 37
3.2.2. POTENCIAL EÓLICO DO BRASIL E DO PARANÁ ................................. 40
3.2.3 TURBINAS EÓLICAS ................................................................................ 41
3.2.4 A POTÊNCIA DE UMA TURBINA EÓLICA ............................................... 47
3.3. COMPLEMENTARIEDADE COM HIDRAULICA ............................................ 52
3.4. ASPECTOS SOCIO AMBIENTAIS ................................................................. 53
3.7. CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ................................................... 54
4 MATERIAL E MÉTODOS ................................................................................... 55
4.1 MATERIAL ................................................................................................... 55
4.1.1 MICROSOFT OFFICE EXCEL .................................................................. 55
4.1.2 AutoCAD ................................................................................................... 55
4.1.3 INMET ....................................................................................................... 56
4.2 MÉTODOS ................................................................................................... 56
4.2.1 DETERMINAÇÃO DO POTENCIAL EÓLICO ........................................ 56
4.2.2 ESCOLHA DO AEROGERADOR .......................................................... 57
4.2.3 CÁLCULO DA ENERGIA ANUAL GERADA .......................................... 58
4.2.4 CÁLCULO DA DEMANDA. .................................................................... 59
4.2.5 ESCOLHA DO INVERSOR DE FREQUÊNCIA ..................................... 60
4.2.6 VIABILIDADE ECONÔMICA.................................................................. 61
4.2.7 PROJETO ELÉTRICO ........................................................................... 62
4.2.8 CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO...................................... 62
4.2.9 FLUXOGRAMA DA METODOLOGIA PROPOSTA ............................... 63
5 ANÁLISE DOS RESULTADOS E DISCUSSÃO ................................................. 65
5.1 APLICAÇÃO DA METODOLOGIA PROPOSTA .......................................... 66
5.2.1 DETERMINAÇÃO DO POTENCIAL EÓLICO ........................................ 66
5.2.2 ESCOLHA DO AEROGERADOR .......................................................... 69
5.2.3 CÁLCULO DA ENERGIA ANUAL GERADA .......................................... 72
5.2.4 CÁLCULO DA DEMANDA. .................................................................... 77
5.2.5 ESCOLHA DO INVERSOR DE FREQUÊNCIA ..................................... 80
5.2.6 VIABILIDADE ECONÔMICA.................................................................. 82
5.2.7 PROJETO ELÉTRICO ........................................................................... 89
5.2.8 CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO...................................... 92
6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ...................................................... 94
15
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTO
Desde o choque do petróleo que marca a década de 1970, quando a
Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) elevou substancialmente
os preços internacionais dos barris de petróleo, o mundo tem vivido diversas crises
de energia (CUSTÓDIO, 2009).
Devido à escassez desse combustível e seu grau poluente, um dos grandes
desafios desse século é diminuir a dependência de energia térmica convencional, ou
seja, por queima de combustíveis fósseis e diversificar a matriz energética através
de fontes limpas, o que esta ocorrendo e é observado na FIGURA 1.1.
FONTE: U.S. Energy Information Administration (EIA); Elaboração Empresa de Pesquisa Energética
(EPE, 2009)
FIGURA 1.1: GERAÇÃO ELÉTRICA POR FONTE NO MUNDO NO ANO 1980 E 2009 EM (%)
16
No ano de 1997, foi assinado o protocolo de Kyoto. Esse protocolo firmava
um compromisso, por parte dos países desenvolvidos, em reduzir as emissões de
Gases do Efeito Estufa (GEEs). No entanto, as metas do protocolo de Kyoto não
vinham sendo cumpridas de maneira efetiva, sendo assim foi criado o Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL). O MDL possui políticas de incentivo que corroboram
com o uso de fontes limpas que diminuam o GEEs, ou seja, diminuir a participação
de combustíveis fósseis e aumentar a participação de fontes como bioenergia,
fotovoltaica e eólica (IGES & MIZUNO, 2009).
O Brasil possui uma matriz energética diversificada, porém muito
dependente de energia hidráulica como pode ser observado na FIGURA 1.2 (EPE &
MME, 2013). No entanto seus grandes empreendimentos hidráulicos, com grandes
reservatórios, já foram construídos. Sendo assim as próximas usinas no país, serão
a fio d’água, cuja energia não fica armazenada, diminuindo assim a energia
assegurada e aumentando a dependência por termoelétrica para o atendimento da
demanda.
FIGURA 1. 2: MATRIZ ELÉTRICA DO BRASIL
FONTE: (EPE, & MME, 2013)
17
Perspectivas futuras apontam cada vez mais o uso de fonte renováveis,
fontes de energia que gerem mínimos impactos ambientais possíveis. A geração
hidrelétrica tem por característica principal, ficar longe das unidades consumidoras
de energia, gerando gastos com transporte e distribuição causando prejuízos
através de perdas de energia (VINÍCIUS & DIAS, 2004).
Devido a essa e outras vantagens destaca-se a geração distribuída, ou seja,
geração mais perto da unidade consumidora.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 Objetivo geral
O objetivo geral deste trabalho é estudar, dimensionar, comparar e analisar
a viabilidade da instalação de microgeração eólica no prédio de engenharia elétrica
da Universidade Federal do Paraná.
1.2.2 Objetivos específicos
Os objetivos específicos estão descritos nos seguintes tópicos:
• mostrar a tecnologia empregada nos geradores eólicos conectados à
baixa tensão;
• reunir a legislação vigente no país a respeito de geração distribuída;
• criar uma metodologia de análise para aplicação de geração eólica;
• aplicar a metodologia a um estudo de caso no Departamento de
Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Paraná.
1.3 JUSTIFICATIVA
Devido à escassez do combustível fóssil aliado à dependência de
termoelétricas para suprir sua demanda no Brasil, a Geração Distribuída apresenta-
se como uma das possíveis soluções (VINÍCIUS & DIAS, 2004). O atlas do potencial
eólico do Brasil mostra que o mesmo possui grandes locos para geração eólica
(SCHUBERT & EÓLICA, 2001). O diferencial deste trabalho de conclusão de curso
está em estudar, compreender, dimensionar e consequentemente apresentar uma
18
metodologia que atenda a legislação a respeito de Geração Distribuída e mostrar
como implantar micro geração eólica, levando em consideração a viabilidade técnica
e econômica da mesma.
1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO
Esse trabalho de conclusão de curso apresenta seis capítulos. No primeiro
capitulo é apresentada uma contextualização, os objetivos e a justificativa deste
trabalho. No segundo faz-se uma revisão bibliográfica a respeito de Geração
Distribuída (GD), seu conceito, características, legislação, tarifação e interferências
ao sistema elétrico.
No terceiro capítulo, faz-se uma revisão bibliográfica sobre energia eólica,
apresentando aspectos técnicos relevantes, tipos de tecnologias e equipamentos
usados na GD de acordo com normas da Companhia Paranaense de Energia,
COPEL.
O quarto capitulo apresenta os materiais e métodos utilizados de forma a
elaborar uma metodologia a ser aplicado ao estudo de caso. No quinto apresenta o
estudo de caso, as característica e análise dos resultados da micro central eólica no
Departamento de Energia Elétrica da Universidade Federal do Paraná.
Por último, o capítulo 6 é destinado a apresentar as conclusões deste
trabalho e apontar os trabalhos futuros. Como forma de fechar o trabalho é
apresentada as referências que deram respaldo ao mesmo.
19
2 GERAÇÃO DISTRIBUIDA
2.1. INTRODUÇÃO
Tal como foi mencionado no capítulo anterior, o Brasil tem como
característica produção de energia através de fonte hidráulica, essa por sua vez fica
afastada das unidades consumidoras, gerando gastos com transporte de energia,
subestações, perdas nas linhas de transformação dentre outros aspectos (VINÍCIUS
& DIAS, 2004). Tudo isso aliado ao esgotamento dos recursos hídricos
aproveitáveis e às dificuldades de construir novas usinas hidrelétricas devido a
pressões socioambientais faz com que haja uma necessidade de diversificação da
matriz energética para garantir a segurança do suprimento de energia de curto em
no longo prazo.
Sendo assim o incentivo para o uso de fonte renováveis é cada vez mais
incisivo como pode ser observado na FIGURA 2.1, sendo essa retirada do relatório
do Word Energy Outloock 2012, uma publicação anual da EIA e apresenta tendência
dos investimentos globais no setor de energias alternativas, prospectando seu
crescimento para os próximos anos (EIA, 2012).
FIGURA 2.1: PROSPECÇÃO DE USO DE FONTES RENOVÁVEIS NO MUNDO
FONTE: (EIA, 2012)
A Geração Distribuída surge como uma solução para diminuir os impactos
ambientais de grandes construções de parques de geração. Existem diversas
20
definições de GD, no entanto a mais aceita é a que diz que GD é uma fonte de
geração conectada diretamente ao consumidor ou à rede de distribuição, não sendo
necessária a estipulação da potência instalada.
No entanto a ANEEL discrimina a GD em minigeração e microgeração
distribuída através da sua potência, essa com potência instalada menor ou igual a
100 kW que utilize fonte com base de energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou
cogeração qualificada e aquela com potência instalada superior a 100 kW e menor
ou igual a 1 MW(ANEEL, 2012a).
2.2. REGULAMENTAÇÃO
As resoluções que incidem sobre a geração distribuída no Brasil são:
resolução normativa nº 482/2012 da ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, e
o PRODIST, (ANEEL, 2012b), Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional, módulo três que trata do acesso ao Sistema de
distribuição também da ANEEL.
A Norma Técnica da COPEL, Companhia Paranaense de Energia, NTC
905100/2012, Manual de acesso de geração distribuída ao sistema da COPEL
(COPEL & PARANÁ, 2012), é abordada, pois este trabalho é desenvolvido no
estado do Paraná. Cada distribuidora de energia possui sua norma especifica, sendo
assim, essa deve ser abordada e respeitada para ter acesso ao sistema da mesma.
A NTC 905100/2012 (COPEL & PARANÁ, 2012) abrange completamente as
outras resoluções e acrescenta as especificidades do sistema de distribuição da
COPEL, sendo assim serão esmiuçadas a resolução nº482/2012 e a
NTC905100/2012.
2.2.1 RESOLUÇÃO NORMATIVA 482/2012
Essa resolução estabelece as condições gerais para acesso para o acesso
de microgeração e minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição de energia
elétrica e o sistema de compensação de energia elétrica. Conforme Art.2º define-se
microgeração como:
21
“microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fonte com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras”
2.2.1.1 Do acesso ao Sistema de Distribuição
As distribuidoras como a COPEL, deveram adequar seus sistemas
comerciais e elaborar ou revisar normas técnicas para tratar do acesso de
minigeração e microgeração distribuída e essa devem estar em concordância com
os PRODISTs, as normas técnicas brasileiras e de forma a complementar as normas
internacionais. Essa etapa foi cumprida pela distribuidora local com o lançamento da
NTC 905100/2012.
2.2.1.2 Do sistema de compensação de energia elétrica
O consumo a ser faturado é a diferença ente a energia consumida e a
energia injetada na rede, por posto horário. Caso esse saldo seja positivo, ou seja, o
consumidor ficar com saldo positivo a ser faturado nos próximos 36 meses em
qualquer local que seja atendido pela mesma concessionária e que possua o mesmo
titular. Vale ressaltar que o valor mínimo a ser faturado é referente ao custo de
disponibilidade para o consumidor.
2.2.1.3 Da medição de energia e das responsabilidades
O interessado deve pagar os custos de adequação do sistema de medição.
Os custos de adequação são a diferença de valores entre os equipamentos que
posam aferir o novo sistema de compensação com os equipamentos usados
convencionalmente pelas distribuidoras. A manutenção e substituição por danos
ficam a cargo da concessionária. Caso seja comprovada irregularidades no sistema
que possam causar danos ao sistema elétrico de distribuição, os créditos de energia
ativa não poderão mais ser compensados.
22
2.2.2 NORMA TÉCNICA 905100/2012
A NTC 905100/2012, Manual de Acesso de Geração Distribuída ao sistema
da COPEL, estabelece padrões que visam à uniformização e à adoção de
procedimentos, observando as exigências técnicas e de segurança recomendadas,
em conformidade com as prescrições vigentes nos Procedimentos de Distribuição e
nas resoluções normativas da ANEEL(COPEL & PARANÁ, 2012).
Segue a partir desse ponto as especificidades para a conexão ao sistema de
distribuição da COPEL com requisitos da instalação em Baixa Tensão, BT, com
potência instalada de até 75 kW, considerando que exista um ponto de acesso, ou
seja, que a concessionária atenda a esse consumidor previamente. No entanto, para
pedir um novo ponto de acesso ao sistema de distribuição ou para operar com
unidades geradoras com potência instalada acima de 75 kW a norma deve ser
consultada de maneira integral, sendo esse resumo desconsiderado.
No caso de microgeradores a conexão será em Baixa Tensão, diretamente
na rede da COPEL, para cálculos e dimensionamentos deve-se sempre considerar a
potência total instalada de geração. Para conectar uma usina com potência instalada
de até 75 kW, as proteções mínimas são apresentadas na TABELA 2.1.
TABELA 2.1: PROTEÇÕES MÍNIMAS PARA CONEXÃO DE GERADORES EÓLICOS NO SISTEMA
DE BT
Proteções mínimas para conexão de geradores eólicos no sistema BT Classificação de tensão de atendimento BT
Tipo de Gerador MONOFÁSICO, BIFÁSICO OU TRIFÁSICO Faixa da usina até 75kW
Tipo de conexão no sistema COPEL Conexão na BT Elemento de desconexão manual-visível Chave Seccionadora
Requisitos na usina Equipamentos Objetivo Especificação
Disjuntor na BT
Elemento de interrupção (EI)
Disjuntor/religador com relés
Desconectar o gerador do sistema COPEL em casos de faltas e distúrbios na rede
50/51-50/51N-50BF
INVERSOR
FONTE: Adaptado da NTC905100 (2012)
Os inversores de frequência para serem homologados pela COPEL devem
possuir no mínimo as seguintes funções de proteção 27/59; 81U/0; 25; 78; 81 df/dt.
23
Essas funções de proteção são especificadas na TABELA 2.2, proteções mínimas
exigidas pela COPEL e suas funções. Todo o sistema de proteção assim como o
sistema de disparo e religamento dos disjuntores devem ser alimentados por uma
fonte de energia auxiliar, ininterrupta em corrente contínua, com sistema de disparo
capacitivo para acionamento a falta de energia.
A entrada de serviço da instalação do acessante, constante de
transformador, religador, disjuntores, quadro de medição e ramal, devem ser
compatível com a máxima corrente gerada ou consumida.
TABELA 2.2: PROTEÇÕES MÍNIMAS EXIGIDAS PELA COPEL E SUAS FUNÇÕES
PROTEÇÕES MÍNIMAS
Nome ANSI Função
Relé de sobrecorrente
50/51 Atuar quando ocorrer sobrecorrente nas
fases
Relé de sobrecorrente de
neutro 50/51N
Atuar quando ocorrer sobrecorrentes no neutro
Relé de falha do disjuntor
50BF Atuar quando ocorrer falhas nos
disjuntores/religadores dos geradores
Relé de sub e sobre tensão
27/59 Monitoram valores eficazes de tensão no
ponto de instalação
Relé de sobre e subfrequencia
81U/O Calcula a freqüência no local onde estão
instalados
Relé de verificação de sincronismo
25 Atuar quando não houver sincronismo
entre a energia gerada e da rede
Relé salto de vetor 78 Verifica o deslocamento de fases de
tensão
Relé derivada de frequência
81df/dt Detectar ilhamentos quando a variação
da freqüência é lenta FONTE: Adaptado da NTC905100(2012)
As instalações do acessante de geração deveram dispor de equipamentos
adequados para supervisão das condições de sincronismo para possibilitar o
paralelismo entre acessante e distribuidora. No entanto a COPEL não se
responsabiliza por equipamentos de proteção do usuário, recomendando que o
mesmo possua equipamentos de proteção sobressalentes para a substituição
imediata dos mesmos, caso eles apresentem problemas e necessitem de
substituição imediata.
24
Em caso de falta de energia as proteções devem atuar de maneira a desligar
o gerador antes do subseqüente tentativa de religamento. Conforme o item “r” da
NTC 905100, define como a proteção anti-ilhamento deve atuar.
“A proteção anti-ilhamento deve desconectar o gerador da rede, sem qualquer retardo intencional, em caso de falta de tensão oriunda da rede de distribuição. O gerador não poderá injetar energia na rede se esta não estiver com sua tensão adequada em todas as fases. O circuito de sincronismo do gerador só deve permitir nova sincronização num tempo de retardo ajustável nos relés de proteção, contado após o retorno de tensão oriunda da rede de distribuição da COPEL. Para este valor de retardo, é sugerido um valor superior a 2 minutos, ficando a cargo do engenheiro projetista a sua adoção ou valores diferentes que sejam estudados para cada caso de conexão”.
Para microgeração conectada por inversor não serão necessárias
aprovação previa da COPEL. No entanto, será necessário a apresentação de
Anotação de Responsabilidade Técnica, ART, assinada por um profissional
responsável.
Para viabilizar um projeto junto a COPEL devem ser respeitadas algumas
etapas como:
• projeto elétrico;
• projeto do sistema de medição e do faturamento;
• Anotação de Responsabilidade Técnica, ART.
Para o projeto elétrico e de medição serão necessários apresentar:
• memorial descritivo contendo todas as características técnicas da
medição e geração;
• esquema unifilar;
• planta de situação;
• projeto da instalação
• tabela de distribuição de carga;
• detalhes da carga instalada;
• ART do responsável técnico;
• licença prévia ou dispensa, emitida pelo Instituto Ambiental do
Paraná, IAP;
• detalhes do painel de medição.
25
Para viabilizar essa instalação são necessárias algumas etapas. A TABELA
2.3 apresenta todas as etapas envolvidas desde o primeiro contato com a
concessionária até a operação paralela do sistema.
TABELA 2.3: ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DO PROJETO DE MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Etapa Observações
I Consulta de acesso Ficha de dados cadastrais, Anexo IV da NTC905100, ou
anexo I deste documento. II Informação de Acesso Emissão pela COPEL
III Solicitação de Acesso Memorial descritivo, localização, arranjo físico, esquemas trifilares, Anexo III da NTC 905100, formulário de registro
de usina eólica, ou anexo II deste documento.
IV Parecer de acesso Emissão pela COPEL.
V Realização das Obras Antes de iniciar o consumidor deverá encaminhar as
especificações, desenhos e modelos para conferência da COPEL.
VI Vistoria e liberação para
operação O acessante deverá comunicar a conclusão das obras para
COPEL realizar uma vistoria e liberar a operação. FONTE: Adaptado da NTC905100 (2012)
O prazo para conexão ao sistema de distribuição é de aproximadamente 82
dias, a FIGURA 2.2 mostra os dias envolvidos em cada etapa.
FONTE: ANEEL, 2012.
2.3. TIPOS DE SISTEMAS DE GERAÇÃO
A Geração Distribuída através de geração eólica pode operar com três
configurações diferentes: sistemas isolados, sistemas híbridos, sistemas de injeção
direta.
FIGURA 2.2: PRAZOS ENVOLVIDOS PARA ACESSO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
26
Sistemas isolados são aqueles que não possuem conexão com a rede
elétrica de uma concessionária de forma que a energia gerada seja proveniente de
apenas uma fonte. O problema para esse tipo de configuração é a sazonalidade dos
das fontes renováveis, por exemplo, no uso de solar não existe a incidência do sol
ao logo das 24 horas, ou mesmo a eólica que existem momentos que a velocidade
do vento é menor que a velocidade de partida do aerogerador sendo assim
indispensável o uso de armazenadores de energia, banco de baterias (CRESESB &
CEPEL, 2008).
Sistemas isolados não necessariamente excluem uma rede elétrica, pois
esse parque pode estar isolado de uma concessionária. No entanto, alimentando
diversos consumidores formando uma rede desconectada da rede da
concessionária.
No Brasil existem sistemas isolados principalmente na região norte do país,
pois as distâncias elétricas são grandes para o atendimento muitas vezes de uma
carga pequena, não justificando o investimento em linhas de transmissão. A
FIGURA 2.3 mostra a configuração de um sistema isolado.
FIGURA 2.3: CONFIGURAÇÃO DE UM SISTEMA EÓLICO ISOLADO
FONTE: (CRESESB, 2008)
Sistemas híbridos são caracterizados por utilizarem mais de uma fonte
primária para geração de energia elétrica. O funcionamento é o mesmo do que nos
sistemas isolados a diferença ocorre no carregamento das baterias estacionárias
que é feito por mais de um gerador. Esses sistemas podem ter diversas
27
configurações usando como fonte a energia solar, módulos fotovoltaicos, hidráulica,
pequenas centrais hidráulicas e de ventos, aerogeradores (CRESESB & CEPEL,
2008).
Uma das maiores vantagens dessa configuração é a não dependência de
uma única fonte, aumentando assim a confiabilidade do sistema. A FIGURA 2.4
mostra um exemplo de sistema hibrido com aerogerador, módulos fotovoltaicos e um
gerador síncrono.
A última configuração é o sistema de injeção na rede, essa configuração é
caracterizada por inserir energia na rede. Esses sistemas operam em paralelismo
com a rede da concessionária. Diferentemente dos sistemas isolados, híbridos ou
não, o sistema conectado é utilizado em locais atendidos por energia elétrica
(CRESESB & CEPEL, 2008).
Este trabalho pretende usar essa configuração para o desenvolvimento do
projeto elétrico através da fonte eólica. A FIGURA 2.5 apresenta a configuração
típica para o sistema de injeção na rede.
FIGURA 2.4: CONFIGURAÇÃO TÍPICA SISTEMA HÍBRIDO
FONTE: (CRESESB & CEPEL, 2008)
28
FIGURA 2.5: CONFIGURAÇÃO TÍPICA INJEÇÃO NA REDE
FONTE: SOLAR,2013
2.4. IMPACTOS DA GERAÇÃO DISTRIBUIDA
Aspectos positivos da geração distribuída são muitos como, por exemplo,
evitar a interrupção por acidentes naturais, redução nos custos por poder gerar
energia no horário de ponta melhorando o perfil de demanda, melhoria na qualidade
de energia em áreas congestionadas, no final de trechos longos, aumento do uso de
energia limpa(VINÍCIUS & DIAS, 2004).
Entretanto a geração distribuída apresenta impactos negativos na rede a
qual se conecta, no caso de aerogeradores podem causar os problemas citados na
TABELA 2.4, distúrbios causados por aerogeradores na rede elétrica.
29
TABELA 2.4: DISTÚRBIOS CAUSADOS POR AEROGERADORES NA REDE ELÉTRICA
Distúrbios Causa
Elevação/queda de tensão Valor médio de potência entregue
Flutuação de tensão e cintilação
Operação de chaveamento
Erro de passo da pá
Erro de mudança de direção
Distúrbio Vertical do vento
Flutuações da velocidade do vento
Intensidade de turbulência
Harmônicos Conversores de frequência
Consumo de potência reativa Componentes indutivos ou sistemas de geração FONTE: adaptado de CARVALHO (2003), BANDEIRA JUNIOR (2010)
As perturbações sobre a rede elétrica devem ser mantidas dentro dos limites
regulamentos pela exigência do procedimento de distribuição módulo 8 referente a
qualidade de energia elétrica. Para minimizar esses impactos as concessionárias
realizam um série de exigências essas comentadas na TABELA 2.1.
2.5. MECANISMOS DE INCENTIVO NO BRASIL
O inicio da Geração Distribuída começou com a inserção da energização
rural. O programa de aceleração e crescimento, PAC, que teve início em 2007-2010,
PAC-1, estando em vigência atualmente o PAC 2, esse programa incorporou
políticas de incentivos em diversas áreas do desenvolvimento. Incluindo assim
saneamento básico e distribuição de energia para todos.
Alguns de seus programas de incentivo como o programa “Luz para todos”,
criado pelo governo federal no ano de 2003, visam distribuir energia elétrica para
todo o Brasil, aumentando assim o uso da geração distribuída por sistemas isolados.
No entanto outros programas como o PROINFA, Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica, criado no ano de 2002. Iniciou no Brasil
chamadas públicas para seleção de projetos de geração de energia elétrica a partir
de fonte renováveis (SCHUBERT, LACTEC, & COPEL, 2007)
No mesmo âmbito do PROINFA o Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social, BNDES, criou um programa de apoio financeiro específico para
investimentos em fontes renováveis, esse financia até 70% dos itens financiáveis
(SCHUBERT ET AL., 2007).
30
O MDL, Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, consiste na implantação de
um projeto em um país em desenvolvimento com o objetivo de reduzir as emissões
de GEEs contribuindo assim para o desenvolvimento sustentável local. Cada
tonelada de dióxido de carbono equivalente deixada de ser emitida ou retirada da
atmosfera se transforma em uma unidade de crédito de carbono, chamada Redução
Certificada de Emissão (RCE), que pode ser negociada no mercado mundial de
carbono. Em 2010 foi criado o Instituto Carbono Brasil, ICB, esse tem como objetivo
conscientizar a sociedade sobre os desafios socioambientais, propondo inovações
tecnológicas que ajudem a reduzir os impactos causados pela humanidade na
biosfera (ICB, 2010).
Os principais compradores são países, empresas ou indivíduos que estão
obrigados a reduzir as emissões de GEEs sendo assim os RCEs apresentam-se
como uma forma mais barata do que investir em ações no próprio território(ICB,
2012).
2.6. MECANISMOS DE MEDIÇÃO E TARIFAÇÃO
O sistema de tarifação convencional mede a quantidade de energia
consumida por uma consumidora em um determinado intervalo de tempo. Como o
fluxo de em sistemas tradicionais é unidirecional, o consumidor paga somente por
energia que consome.
No entanto como a geração distribuída traz a possibilidade de gerar sua
própria energia, exigiu-se a criação de mecanismos específicos que norteiem como
essa energia irá ser faturada. Existem muitos mecanismos regulatórios para
incentivos às energias renováveis (EPE, 2012; DEMBISKI, 2012). Os mecanismos
descritos, neste trabalho são apenas o net metering e feed in tariffs.
2.6.1. NET METERING
O mecanismos de incentivo regulatório denominado de net metering,
também conhecido como o sistema de compensação de energia, garante que os
consumidores que possuam microgeração tenham uma fonte confiável de energia,
da companhia de utilidade pública, quando seus geradores de energia renovável não
estão produzindo energia.
31
Esta forma de tarifação permite ao consumidor compensar seu consumo de
eletricidade com a sua geração própria num período determinado, para a COPEL
serão considerados como período máximo 36 meses.
Caso o consumidor gere mais que consome será necessário apenas o
pagamento da tarifa de utilização, um exemplo disto pode ser observado na TABELA
2.5 onde é exemplificada uma simulação de faturamento.
TABELA 2.5: SIMULAÇÃO DE FATURAMENTO
FONTE: ANELL, 2010
Esse é o tipo se sistema adotado no Brasil, no entanto como forma de
comparação também será apresentado o sistema feed in tariffs.
2.6.2. FEED IN TARIFFS - FIT
O principal objetivo do FIT é garantir que o empreendimento seja seguro e
rentável ao produtor, é um mecanismo que garante que o produtor de energias
renováveis possa vender sua energia a um preço fixo garantido por contrato, por um
período de tempo determinado.
Segundo VILLALVA & GAZOLLI, 2012, no sistema feed in existem três tipos
de tarifas:
• Tarifa de geração: o proprietário do sistema eólico recebe por cada quilowatt-hora [kWh] gerado a partir de uma fonte renovável, independente de essa energia ser consumida localmente ou ser exportada para a rede.
• Tarifa de exportação: se a residência produzir mais do que consome, o proprietário recebe um valor adicional por cada quilowatt-hora [kWh] exportado para a rede elétrica.
32
• Tarifa de consumo: a energia efetivamente consumida da rede elétrica, que é a diferença entre o que foi retirado da rede e o que foi exportado, é tarifada pelo preço normal da eletricidade. O mesmo preço que qualquer consumidor pagaria se não tivesse um sistema de energia fotovoltaica.
2.6. MICRO REDE CORRENTE CONTÍNUA
Com intuito de aumentar a eficiência e diminuir os custos e as perdas, surge
o conceito de micro rede (MR). As MR são redes locais de potência capazes e
gerenciar as fontes de energia e demanda utilizando fontes de energia distribuída. A
arquitetura de uma micro rede associada ao avanço da eletrônica de potência tem
tornado a distribuição Corrente Contínua, CC, mais eficiente que a Corrente
Alternada, CA, em alguns aspectos (XUNG & CHENG, 2011).
Conceitualmente uma micro rede CC tem como objetivo eliminar as perdas
de conversão CC-CA e CA-CC. Uma vez que atualmente grande parte das cargas
presentes em residências e edifícios comerciais, opera em corrente contínua,
utilizando para tal um conversor CA/CC, que retifica e baixa a tensão da rede ao
nível de operação dos equipamentos. Esses equipamentos poderiam ser
alimentados diretamente em corrente contínua, utilizando apenas um regulador de
tensão interno, ou conforme proposto pelos autores (SHENAI & SHAH, 2011) utilizar
várias redes com diferentes níveis de tensão.
A micro rede pode operar de forma ilhada, ou seja, a geração distribuída
sendo capaz de suprir toda a demanda da carga ou operar de maneira conectada ao
sistema de distribuição como é exemplificado na FIGURA 2.7 (TAHIM, PAGANO,
LAGO, & HELDWEIN, 2012).
33
FIGURA 2.6: MODELAGEM PARA OPERAÇÃO DE MICRO REDE CC CONECTADO AO SISTEMA
DE DISTRIBUIÇÃO
FONTE:(TAHIM et al., 2012)
2.7. ESTADO DA ARTE
Muitos trabalhos de conclusão de curso e dissertações vêm sendo
desenvolvidos nessa área na UFPR, e em outras Universidades. Alguns serviram
como referência nesse estudo segue os a seguir os principais trabalhos:
O trabalho de conclusão de curso de Etri Bandeira Junior (BANDEIRA
JUNIOR, 2010) trata da análise de investimentos de geração eólica, no entanto essa
foi elucubrada de maneira qualitativa. O mesmo apresentava um método com
Análise Dinâmica de Sistemas, seus resultados foram uma metodologia qualitativa
de investimentos em empreendimentos eólicos de grande porte.
A dissertação de Ana Claudia Nioac de Salles (SALLES, 2004) trata de
metodologias de análise de riscos para avaliação financeira de projetos de geração
eólica. Essa dissertação trabalha com algo parecido com o que será desenvolvido
nesse trabalho, pois a partir de parâmetros técnicos a mesma analisa de forma
econômica o risco financeiro, com uma abordagem de planejamento energético.
O trabalho de conclusão de curso de Isadora Girard Machado (MACHADO,
2012) faz uma análise de viabilidade econômica-financeira de uma usina eólio-
34
elétrica de 30 MW. Nesse trabalho foi desenvolvido uma metodologia de análise
econômica que será utilizada como referência nesse trabalho.
O trabalho de conclusão de curso do Aramis Schwanka Trevisan
(TREVISAN, 2011) analisa os efeitos da geração distribuída em sistemas de
distribuição de baixa tensão, analisa o efeito da inserção de aerogeradores e painéis
fotovoltaicos através de simulações no MatLab, esse trabalho analisa a GD pelo
ponto da concessionária.
A dissertação do Gabriel Tibola (TIBOLA, 2009), apresenta um sistema
eólico de pequeno porte para geração de energia elétrica com rastreamento de
máxima potência, esse trabalho dedica-se ao estudo de obter um conversor capaz
de rastrear a máxima potência e otimizar o sistema.
A dissertação de Gilberto Martins de Melo (MELO, 2009), faz um estudo da
viabilidade de pequenos aerogeradores na produção de energia elétrica, analisa os
resultados técnicos e econômicos através de um procedimento chamado PEL, perfil
de energia local. Esse método ajuda na escolha da turbina do aerogerador, o
diferencial desse trabalho está na análise do potencial do vento através das
temperatura e da velocidade do vento.
O trabalho de conclusão de curso do Gilson Luis Eggert (EGGERT, 2013),
faz o projeto elétrico de um edifício de uso coletivo com geração distribuída, esse
trabalho apresenta um estudo técnico detalhado de como deve ser realizada a
inserção de painéis fotovoltaicos na geração distribuída.
O trabalho de Danusa Dembiski (DEMBISKI, 2012), analisa a nova
regulação de acesso ao sistema de distribuição pela micro e minigeração distribuída,
apresentando os sistemas de incentivo a geração distribuída. Esse trabalho traz de
maneira detalhada os sistemas de faturamento por net metering, feed in tariffs
dentre outros, sendo assim será utilizado como referência na área de compensação
de energia.
Muitos trabalhos vêm sendo desenvolvidos nessa área como se pode
perceber, no entanto existem ainda os trabalhos realizados por pesquisadores do
Brasil e do Mundo. No entanto esses referentes a microrredes de corrente contínua
e smart grids. Esses trabalhos serão referenciados e utilizados ao longo deste
Trabalho de conclusão de curso.
35
2.8. CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
O Brasil está caminhando rumo ao incremento da participação das fontes
renováveis, a prova disso são as resoluções normativas da ANEEL que
pressionaram as distribuidoras de energia a lançarem suas resoluções normativas
especificas.
Políticas de incentivo do governo e facilidades de financiamento podem
proporcionar o desenvolvimento da geração distribuída no Brasil, tanto para a
energia eólica quanto para energia solar, ou mesmo para geração híbrida.
Entretanto, devido ao porte do sistema interligado nacional é necessário
estudar a influência da geração distribuída em nosso sistema de distribuição
principalmente quanto às proteções.
As concessionárias tentam reverter essa situação exigindo algumas
proteções, porém para viabilizar redes inteligentes, que é a tendência no mundo e
do Brasil, ainda são necessários mais incentivos financeiros e as pesquisas nessa
área.
O capítulo 3, a seguir, apresenta os aspectos técnicos relevantes para
geração eólica.
36
3 ENERGIA EÓLICA
3.1. INTRODUÇÃO
De acordo com a ANEEL, energia eólica é a energia cinética contida nas
massas de ar em movimento (vento). Seu aproveitamento ocorre por meio da
conversão da energia cinética de translação em energia cinética de rotação, com o
emprego de turbinas eólicas, também denominadas aerogeradores, para a geração
de eletricidade, ou cata ventos (e moinhos), para trabalhos mecânicos como
bombeamento d’água(ANEEL, 2010).
Gerar eletricidade é essencial para o nosso estilo de vida moderno. No
entanto o uso da energia dos ventos é antiga. Os primeiros moinhos de ventos
datam da Persa 2000 anos A.C. A eficiência era muito baixa, no entanto vinham
substituir esforços dos homens e de animais(CRESESB & CEPEL, 2008). A FIGURA
3.1 mostra os principais marcos do desenvolvimento da energia eólica até o século
XIX.
FONTE: DUTRA, 2001
Por mais que tenha ocorrido um declínio no uso dos moinhos de ventos após
a revolução industrial outros eventos influenciaram positivamente o desenvolvimento
dessa tecnologia, hoje esses aerogeradores possuem dimensões extraordinárias
com eficiência acima de 80 %, com torres acima de 100 metros. No entanto
FIGURA 3.1: PRINCIPAIS MARCOS DO DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA EÓLICA NO
PERÍODO DO SÉCULO XI AO SÉCULO XIX.
37
fenômenos metereologicos e físicos influenciam diretamente no desempenho das
turbinas eólicas. Assim, o estudo destes parâmetros é fundamental para o
desempenho destas plantas (CUSTÓDIO, 2009).
3.2. ENERGIA EÓLICA
O vento é o ar em movimento, provocado pelo aquecimento desigual da
terra. Sendo assim uma variável aleatória, e dessa forma, seu aproveitamento como
energia exige uma análise probabilística. Essa característica estocástica torna a
energia eólica uma fonte complementar, uma vez que não há garantia de geração
de energia elétrica (CUSTÓDIO, 2009).
Os ventos que sopram em escala global e aqueles que se manifestam em
pequena escala são influenciados por diferentes aspectos, entre os quais se
destacam a altura, a rugosidade, os obstáculos e o relevo (CRESESB & CEPEL,
2008).
A seguir serão descritos o histórico, a evolução de geração eólica e os
principais fatores de influência no regime dos ventos.
3.2.1. HISTÓRICO E EVOLUÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
A adaptação dos cata ventos para energia elétrica teve início no final do
século XIX. O responsável por essa adaptação foi Charles F. Bruch, no ano de 1888,
tratava-se de uma cata vento que fornecia 12 kW em corrente contínua para
carregamento de baterias, as quais forneciam energia para 350 lâmpadas
incandescentes. A primeira turbina eólica comercial ligada à rede elétrica foi
instalada em 1976, na Dinamarca. A FIGURA 3.2, mostra os principais marcos do
desenvolvimento da energia eólica no século XX, esta ajuda a elucubrar a evolução
da energia eólica.
O aumento da potência dessas usinas está ligado principalmente ao
diâmetro do rotor, quanto maior a máquina maior a potência nominal da mesma,
como pode ser observado na FIGURA 3.3.
38
FIGURA 3.2: PRINCIPAIS MARCOS DO DESENVOLVIMENTO DA ENERGIA EÓLICA A PARTIR
DO SÉCULO XX.
FONTE: DUTRA, 2001
FIGURA 3.3: EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA E DO DIÂMETRO DO ROTOR DOS AÉROGERADORES
FONTE: (CRESESB & CEPEL, 2008)
Políticas de incentivo, ao uso de recursos naturais que agridam cada vez
menos o meio ambiente emitindo níveis mínimos de GEEs, incentivam cada vez
39
mais a geração eólica, como pode ser observado na FIGURA 3.4, que apresenta o
crescimento de potência através do uso de energia eólica no mundo.
FIGURA 3.4: EVOLUÇÃO DO USO DE ENERGIA EÓLICA
FONTE: (COPEL, ANELL, SCHUBERT, & LACTEC, 2007)
No Brasil também não é diferente, os incentivos para geração eólica só
crescem e a geração também como pode ser observado na FIGURA 3.5: Evolução
da geração de energia eólica no Brasil.
FIGURA 3.5: EVOLUÇÃO DO USO DE ENERGIA EÓLICA
FONTE: (EPE & MME, 2013)
40
3.2.2. POTENCIAL EÓLICO DO BRASIL E DO PARANÁ
O potencial eólico brasileiro para aproveitamento energético tem sido objeto
de estudos e inventários desde os anos 1970. Destacam-se as áreas de baixíssima
rugosidade das dunas do litoral cearense, com velocidades médias anuais da ordem
de 9m/s (SCHUBERT & Eólica, 2001).
No ano de 2001, foi lançado o trabalho com o potencial eólico brasileiro, a
técnica utilizada consiste na integração das áreas através de software de
geoprocessamento e revela um potencial aproveitável da ordem de 272,2 TWh/ano,
o maior potencial estimado no Brasil se localiza na região nordeste 144,3 TWh/ano,o
que já é um indicio da complementaridade entre eólica e hídrica pois é a região mais
castigada pela falta de chuva ou seja não tem potencial hidrelétrico. A FIGURA 3.6
mostra esse potêncial por região.
FIGURA 3.6: POTENCIAL EÓLICO DO BRASIL
FONTE: (SCHUBERT & EÓLICA, 2001)
41
No estado do Paraná no ano de 2007 a COPEL juntamente ao LACTEC
disponibilizou o atlas do potencial eólico do estado do Paraná. No nosso estado
existem áreas com grande incidência de vento como pode ser observado na
FIGURA 3.7. Por exemplo, na região 1 , região de Palmas, a velocidade dos ventos
é em média 8m/s. Nesse local existem já diversos parques instalados, mas como é
uma região de divisa com Santa Catarina, existe uma divisão nos parques porém
existem aproximadamente 9 parques localizados nessa área (COPEL et al., 2007).
A região 2, campos de Castro e Tibagi apresentam ventos com velocidade
média de 7 a 7,5 m/s. Portanto para moradores dessas regiões a energia eólica é
apresentada como fonte alternativa de energia.
FONTE: adaptado de COPEL et al., 2007
3.2.3 TURBINAS EÓLICAS
As turbinas eólicas são as máquinas responsáveis pela extração da energia
cinética dos ventos. Para aproveitamento da energia eólica, a potência do vento é
convertida em potência mecânica, para realização de trabalho ou conversão em
energia elétrica (CUSTÓDIO, 2009).
FIGURA 3.7: POTÊNCIAL EÓLICO DO PARANÁ
42
As turbinas podem ser dividas em dois grupos, turbinas de arraste e de
sustentação. Com um exemplo de como forças atuam nas turbinas eólicas segue a
explicação (CRESESB & CEPEL, 2008):
“Um corpo que obstrui o movimento do vento sofre a ação de forças que atuam perpendicularmente ao escoamento (forças de sustentação) e de forças que atuam na direção do escoamento (forças de arraste)”
.
Porém a classificação mais usual é em eixo vertical ou horizontal, tanto
turbinas de eixo vertical e horizontal sofrem ações de forças de araste e de
sustentação.
Turbinas de eixo horizontal não necessitam de mecanismos direcionais.
Possuem como vantagem, o gerador e transmissão serem instalados no solo. As
turbinas Darrieus e Savonius são os exemplos apresentados na FIGURA 3.8.
FIGURA 3.8: TURBINA DARRIEUS E SAVONIUS
FONTE: (GIE, 2013)
As características das turbinas Savonius são: possuir torque de partida
médio ou alto; velocidade de rotação baixa; controle de torque com regulação da
passagem de ar entre as pás; são utilizadas para bombeamento de água e moagem
de grão.
Diferentemente da Savonius, a Darrieus, tem por característica principal
gerar energia elétrica, sendo assim possui velocidade de rotação alta, movendo-se
mais rápida que o vento. As vantagens desses tipos de turbinas são: gerador é
instalado no solo facilitando a operação e manutenção; não necessitam de
mecanismos de acompanhamento para variações da direção do vento e produzem
baixo ruído.
43
Turbinas de eixo horizontal precisam se manter perpendicular à direção do
vento, para capturarem o máximo de energia. Essas turbinas são usadas para gerar
eletricidade, atualmente atingiram grandes alturas com rotores de grande potência
proporcionando assim um melhor aproveitamento de energia cinética dos ventos.
Essas geram cada vez mais potência ativa por unidade geradora, a evolução pode
ser observada na FIGURA 3.9.
FIGURA 3.9: DIMENSÕES TÍPICAS DAS TURBINAS EÓLICAS NO MERCADO ATUAL
COMPARANDO COM AS DIMENSÕES DO BOEING 747
FONTE: (ANELL, 2010)
Para que a energia cinética do ventos seja extraída e transformada em
energia elétrica são necessárias várias etapas. Essas etapas são realizadas por
alguns componentes como caixa multiplicadora, gerador síncrono ou assíncrono,
dentre outros. Sendo assim, a FIGURA 3.10 mostra todos componentes de um
aerogerador típico de eixo vertical.
44
FIGURA 3.10: CONFIGURAÇÃO TÍPICA DE UM AEROGERADOR DE EIXO VERTICAL
FONTE: (ANEEL, 2010)
Segundo Custodio, 2009, as principais partes do aerogerador são:
• Nacele: carcaça montada sobre a torre, onde se encontram gerador,
caixa de acoplamento e demais dispositivos localizados no alto;
• Eixo: responsável pelo acionamento do aerogerador, fazendo a
transferência de energia mecânica da turbina;
• Pás: são perfis aerodinâmicos responsáveis pela interação com o
vento, convertendo energia cinética dos ventos em energia mecânica;
• Torre: Estrutura com a função de elevar a turbina do solo;
45
• Caixa multiplicadora e transmissão: possui a finalidade de transmitir a
energia mecânica entregue pelo eixo do rotor até o gerador,
aumentando a velocidade de rotação. Os aerogeradores mais
modernos estão perdendo essa caixa multiplicadora e como solução
para alcançar a elevada rotação dos geradores, utilizam-se geradores
múltiplos de baixa velocidade e grandes dimensões.
• Gerador: é o responsável pela produção de energia elétrica, existem
várias alternativas de geradores entre eles gerador de corrente
contínua, geradores síncronos, geradores assíncronos, geradores de
comutador de corrente alternada, cada um com suas vantagens e
desvantagens. No entanto para aerogeradores de velocidade variável
normalmente utilizam-se de geradores síncronos, que tem a
capacidade de controlar, através da excitação, a tensão e a potência
reativa gerada, o que é impossível nos assíncronos.
3.2.3.1. MECANISMOS DE CONTROLE
Os mecanismos de controle destinam-se a controlar a operação dos
aerogeradores na finalidade de mantê-los nos valores especificados de operação.
Pois conforme aumenta-se o fluxo de ar, aumentam-se as forças de sustentação
aerodinâmicas, aumentando assim a potência mecânica e a potência extraída do
aerogerador. Essa situação necessita de um controle, que pode ser realizado de
maneira ativa, controle de passo, ou de maneira passiva, controle por estol.
Controle de passo, também conhecido por picth control, necessita de uma
informação vinda do gerador de potência, sempre que esse exceder a potência
nominal, as pás serão giradas em torno do seu eixo longitudinal, mudando o ângulo
de passo e reduzindo o ângulo de ataque do fluxo de ar. O ângulo escolhido é
aquele no qual o aerogerador produza apenas sua potência nominal. A FIGURA
3.11 mostra a curva de potência típica de um aerogerador por controle de passo.
46
FIGURA 3.11: CURVA DE POTÊNCIA DE UM AEROGERADOR COM CONTROLE DE PASSO
FONTE: (CRESESB & CEPEL, 2008)
Controle por estol, também conhecido por stall control, reage à velocidade
do vento. As pás do rotor são fixas não permitindo girar em torno de seu eixo, sendo
assim o ângulo de passo é escolhido de forma que, para velocidade de ventos
superiores a velocidade nominal, o escoamento em torno do perfil da pá descola da
superfície, surgindo regiões de turbulência entre este fluxo e a superfície, reduzindo
assim as forças de sustentação e aumentando as de arrasto. A FIGURA 3.12 mostra
a curva de potência típica de um aerogerador controlado por estol.
FIGURA 3.12: CURVA DE POTÊNCIA DE UM AEROGERADOR COM CONTROLE POR ESTOL
FONTE: (CRESESB & CEPEL, 2008)
47
3.2.3.2 PROTEÇÃO CONTRA PARA RAIOS
O Brasil é o país com maior incidência de raios no mundo, sendo esses
inevitáveis para turbinas eólicas, na maioria das vezes sendo atingidas nas pontas
das pás, ou seja, o ponto mais alto da turbina, provocando danos consideráveis.
Os materiais que são construídos as pás não possuem condutância elétrica,
portanto acreditava-se que devido a esse fato, podia-se dispensar o uso de sistemas
de proteção, uma vez que a torre e nacele já estão aterradas. Entretanto observou-
se na prática sua necessidade.
Sendo assim a proteção mais indicada é inserir um receptor metálico na
ponta da pá, esse receptor pode ser aparafusado, conectado por um fio condutor
dentro da pá conectada a uma fita metálica flexível dentro do cubo e assim ao
sistema de aterramento da turbina (PINTO, 2013).
3.2.4 A POTÊNCIA DE UMA TURBINA EÓLICA
A potência do vento é influenciada por diversos fatores, como relevo,
rugosidade do terreno, temperatura, altitude dentre outros fatores. A potência é
diretamente proporcional ao cubo da velocidade do vento de acordo com a equação
3.1 (CUSTÓDIO, 2009).
� = �� ����� (3.1)
onde:
P = potências da turbina eólica [W];
�� = coeficiente de potência [adimensional]; � = massa específica do ar [kg/m³]; n = eficiência do gerador [adimensional];
A = área varrida pelas pás da turbina eólica [m²];
v = velocidade do vento que incide na turbina eólica [m/s].
A massa do ar �, em condições metereologicas padrão, isto e, 15ºC e 1.013,0 Pa, é igual a 1,225 kg/m³. No entanto esse �, é dependente da temperatura e da altitude como mostra a equação 3.2:
48
� = � �,���� �������
�,����
���,� �� (3.2)
onde:
z = altitude do local [m];
T = temperatura ambiente [ºC].
Outro dado importante é o coeficiente de potência ��, esse indica a relação entre a potência realmente extraída do vento por uma turbina eólica e a potência
disponível no vento, seu valor máximo é 59,3% no entanto, turbinas operam com
aproximadamente 44%.
Como o vento tem uma característica estocástica e sua velocidade é uma
variável aleatória contínua, faz-se necessário sua discretização, de forma a facilitar a
análise. Divide-se o vento em faixas de ocorrência e conta-se o número de
ocorrência possibilitando assim o cálculo da frequência relativa. Um dos gráficos
mais importantes da distribuição do vento é gerado pela frequência de distribuição
(%) versus velocidade do vento (m/s), conhecido como histograma total de
velocidade, FIGURA 3.13 (SCHUBERT et al., 2007).
FIGURA 3.13: HISTOGRAMA TOTAL DE VELOCIDADE
FONTE: (SCHUBERT et al., 2007)
A função de densidade de probabilidade, f(v), mais adequada à distribuição
de vento é a função de Weibull e é dada pela equação 3.3.
49
���� = ! �
"!�
��#��$%� (3.3)
onde:
k = fator forma [adimensional];
C = velocidade média [m/s].
Esse fator forma assumirá valores distintos até que a forma assuma a mais
parecida possível com a da curva do seu histograma.
A velocidade do vento está diretamente ligada à altura, sendo que quanto
mais alto maior será sua velocidade. O padrão de medição é de 10 metros de altura
sendo assim caso sua instalação esteja acima ou abaixo desse valor será
necessário passar por uma correção. Essa correção é realizada através da equação
3.4 (PINTO, 2013).
� ""&� = �''&�( (3.4)
onde :
v = velocidade estimado do vento a uma altura H;
�) = velocidade do vento a uma altura*); + = é o coeficiente de atrito;
Esse coeficiente de atrito varia de acordo com as características explicitadas
na TABELA 3.1, Coeficiente de atrito para as várias características do terreno.
TABELA 3.1: COEFICIENTE DE ATRITO PARA AS VÁRIAS CARACTERÍSTICAS DO TERRENO
Características do terreno Coeficiente de atrito
Terreno firme, águas calmas 0,10
Grama alta em terreno plano 0,15
Plantações e arbustos altos 0,20
Florestas e muitas árvores 0,25
Vilas com árvores e arbustos 0,30
Cidades grandes com edifícios altos 0,40 FONTE: (FARRET, 2010)
50
A rugosidade pode ser entendida como uma medida de aspereza de uma
superfície de fato, a rugosidade causa redução na velocidade do vento, e um
aumento na turbulência do escoamento. A influência desse parâmetro pode ser
observada na FIGURA 3.14 (SCHUBERT et al., 2007).
FIGURA 3.14: EXEMPLO DOS EFEITOS DA RUGOSIDADE E DA ESTABILIDADE TÉRMICA
VERTICAL
FONTE: (SCHUBERT et al., 2007)
A determinação da Energia Anual Gerada, EAG ou PAE, pode ser calculada pela
integração das curvas de potência em função da velocidade, P(v), e da frequência
de ocorrência da velocidade do vento, f(v), (CUSTÓDIO, 2009) como pode ser
observada na equação 3.5 e exemplificada na FIGURA 3.15.
,- = ∑/���� ∗ ����1 ∗ 8760 [kWh] (3.5) Onde:
v = velocidade do vento [m/s];
f(v) = frequência de ocorrência da velocidade do vento v [%];
P(v) = potência produzida pelo aerogerador na velocidade do vento v [kW].
51
FIGURA 3.15: CÁLCULO DA ENERGIA ANUAL GERADA
FONTE: (SCHUBERT et al., 2007)
O fator de capacidade é definido como a razão entre a energia efetivamente
gerada e a energia teórica que seria gerada considerando-se a potência nominal do
aerogerador e é definida de acordo com a equação 3.6:
6� = 789:�;)∗<=
(3.6)
onde:
FC = fator de capacidade [adimensional];
AEG = energia anual gerada [kWh];
�> =potência nominal [kW].
Com esses parâmetros é possível analisar o potencial de geração eólica do
local onde se pretende realizar a instalação da micro central.
52
3.3. COMPLEMENTARIEDADE COM HIDRÁULICA
Um dos fatores de incentivo a geração eólica é a sua complementaridade
com a energia hidrelétrica, visto que o maior potencial eólico do Brasil, está
localizado na região Nordeste, no período onde há menor disponibilidade hídrica
existe a possibilidade de aproveitar essa energia, através do Sistema Interligado
Nacional (ANEEL, 2010).
Estudo da Empresa de Pesquisa Energética, EPE, com a Associação
Brasileira de Energia Eólica apontam que em um cenário de escassez hídrica, como
ocorrido no ano de 2001, associado ao racionamento, teria sido amenizado pela
energia eólica. Ao mesmo tempo, o cenário de escassez eólica teria sido abrandado
por energia secundária hidroelétrica, beneficiando o sistema (EPE, 2013). Essa
complementaridade pode ser vista na FIGURA 3.16.
FIGURA 3.16: COMPLEMENTARIEDADE ENTRE ENERGIA EÓLICA E HIDRAÚLICA
FONTE: (ANEEL, 2010)
53
3.4. ASPECTOS SOCIO AMBIENTAIS
A energia eólica também pode produzir impactos ambientais, no entanto
esses não estão relacionais a emissões de GEEs. Os impactos descritos a seguir
são: impactos visuais, emissões de ruído, impacto na fauna e impactos de
interferência eletromagnética.
Impactos Visuais são influenciados por fatores como paisagem, as cores, o
número de pás, a quantidade e o design das turbinas. Uma maneira de minimizar
esse efeito é pintar as turbinas na cor do ambiente na qual será instalada, tentando
assim camuflá-la na paisagem (CUSTÓDIO, 2009).
Impactos sonoros mesmo sendo mínimos, efeitos na faixa de infrassons,
frequências abaixo de 20 Hz, são conhecidos por causar náuseas e dores de
cabeça. O nível de som produzido por uma turbina de grande porte é
aproximadamente 40 dB, nível que se aproxima ao som de uma área residencial a
noite (PINTO, 2013).
Impacto nas aves é possivelmente o único impacto na fauna, no entanto
comparado a outras atividades esse se torna indiferente como pode ser observado
na FIGURA 3.17. Políticas não governamentais reconhecem como principal fonte de
morte para os pássaros, o aquecimento global e essas enxergam na energia eólica a
possibilidade de amenizar esse problema (PINTO, 2013).
FIGURA 3.17: ESTIMATIVA DE MORTES DE PÁSSAROS POR ANO
FONTE: (BOURILLON, 1999), (TERCIOTE, 2002)
54
Aerogeradores podem refletir ondas eletromagnéticas, no entanto essas
interferências não são significativas a não ser que esteja perto de aeroportos ou
zonas de retransmissão, caso esteja nessas áreas será necessário um estudo mais
aprofundado com a finalidade de reposicionar esses aerogeradores (CUSTÓDIO,
2009).
3.7. CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
A energia eólica é utilizada desde a época dos Persas 200 anos A. C., houve
uma época de recessão nas pesquisas com aerogeradores, época da revolução
industrial até o choque do petróleo, sendo que essa impulsionou novamente a
pesquisas em fontes renováveis de energia.
Atualmente aerogeradores chegam a mais de 120 metros de altura nas pás
e podem produzir até 7 MW e estudos apontam que essa potência nominal vai
aumentar.
Para analisar o potencial de geração do vento serão necessários estudos
estatísticos pautados em todas as equações descritas nesse capítulo.
A energia eólica apresenta poucos impactos ambientais, sendo o mais
relevante deles a emissão de infrassons que podem causar desconforto nas
pessoas que moram próximos a instalação do mesmo.
55
4 MATERIAL E MÉTODOS
4.1 MATERIAL
Para estudar o comportamento do vento e o potencial eólico são necessários
ferramentas de simulação. A ferramenta de cálculo utilizada nesse trabalho foi o
Microsoft Office Excel® mais especificamente a extensão “Análise de dados”. Para
fazer cálculos estatísticos, é necessário a instalação dessa extensão.
Para os desenhos das plantas de instalação foi utilizado o software
AutoCAD®.
A fonte de dados do vento foi extraída do Instituto Nacional de Meteorologia,
INMET (INMET, 2013).
4.1.1 MICROSOFT OFFICE EXCEL
Microsoft Office Excel® é um programa de planilha eletrônica escrita e
produzida pela Microsoft para computadores que utilizam o sistema operacional da
Microsoft Windows®. Seus recursos permitem realizar cálculos construção de
gráficos e análise de dados.
A extensão análise de dados não vem configurada previamente sendo
necessária a instalação desta ferramenta, que permite realizar de maneira
automática o cálculo de freqüência relativa, dado utilizado na geração de
histogramas.
4.1.2 AutoCAD
O AutoCAD é um software do tipo CAD, Desenho Auxiliado por Computador,
criado e comercializado pela Autodesk®. É utilizado principalmente para a
elaboração de peças de desenho técnico em duas dimensões e modelos
tridimensionais. Para plantas elétricas desenhos em duas dimensões são
suficientes.
56
4.1.3 INMET
A missão do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), órgão do Ministério
da Agricultura, Pecuária e Abastecimento, é prover informações meteorológicas à
sociedade brasileira e influir construtivamente no processo de tomada de decisão,
contribuindo para o desenvolvimento sustentável do país. Esta missão é alcançada
por meio de monitoramento, análise e previsão de tempo e de clima, que se
fundamentam em pesquisa aplicada, trabalho em parceria e ,compartilhamento do
conhecimento, com ênfase em resultados práticos e confiáveis(INMET, 2013).
Esses dados são disponibilizados em seus bancos de dados. Para uma
previsão de vento confiável são necessários pelo menos três anos de medição e o
INMET disponibiliza dados desde 1992.
.
4.2 MÉTODOS
Essa etapa servirá como um manual para consumidores que queiram inserir
geração distribuída em suas residências. Serão apresentadas todas as etapas
necessárias para verificar a viabilidade técnica e econômica dessa instalação.
Neste trabalho a metodologia proposta foi dividida basicamente em oito
etapas, desde a primeira que consiste na determinação do potencial eólico até a
instalação da microgeraçao eólica na unidade consumidora.
4.2.1 DETERMINAÇÃO DO POTENCIAL EÓLICO
Para a determinação do potencial eólico, primeiramente deve ser realizada
a busca por dados de séries de ventos, isso pode ser realizado no site do INMET,
sendo necessário realizar um cadastro prévio para ter acesso a séries longas.
A estação mais próxima ao local de instalação deve ser localizada, caso o
INMET não possua nenhuma estação em sua localidade, procure em outros órgãos
como SIMEPAR, no caso do Paraná, este também disponibiliza esses dados.
Dados metereologicos podem ser extraídos de qualquer anemômetro, desde
que localizado o mais próximo possível do local de instalação do aerogerador. De
57
acordo com a empresa Camargo Schubert, 2007, é aconselhável pelo menos três
anos de medição para que a série seja considerada confiável.
Com esses dados cria-se um histograma e encontra-se a função Weibull
dessa distribuição. Isso deve ser realizado com o auxilio do Excel e da equação 3.3.
4.2.2 ESCOLHA DO AEROGERADOR
A escolha do aerogerador deve ser realizada respeitando a distribuição de
probabilidade encontrada anteriormente. Pois com o auxilio da mesma pode-se
analisar em qual região de velocidade de vento possui maior possibilidade de
geração de energia.
Os principais dados que devem ser observados são:
• Tecnologia do aerogerador: turbina de arraste, sustentação, eixo
vertical ou horizontal;
• Tipo do gerador: síncrono, assíncrono, imã permanente e etc.;
• Velocidade mínima do vento para geração;
• Velocidade máxima do vento para geração;
• Velocidade máxima de resistência do vento;
• Proteção contra altas velocidades;
• Diâmetro da hélice;
• Coeficiente de potência;
• Rendimento;
• Potência nominal;
• Potência máxima;
• Tensão de saída;
• Corrente nominal;
• Número de fases;
• Custo.
O importante é observar os intervalos de velocidade dos ventos para
maximizar a extração de potência. As turbinas de eixo vertical são mais utilizadas
para o meio urbano. No entanto no Brasil é mais fácil encontrar turbinas com eixo
horizontal.
58
Os geradores mais encontrados para baixa potência no mercado são de imã
permanente com transmissão direta, pois apresentam elevada confiabilidade e
baixos custos de manutenção (FERNANDES, GODOY, MELO, SEIXAS & CANESIN,
s.d.).
O diâmetro das hélices está diretamente relacionado com a potência como
pode ser observado na equação 3.1. No entanto é importante também observar o
local onde será instalado, pois as mesmas devem girar sem enfrentar obstáculos.
O sistema de freio deve suportar a velocidade máxima de vento encontrada,
pois caso o local de instalação tenha vento maior que a velocidade máxima de
resistência do vento, isso trará danos irreversíveis ao seu equipamento.
Os parâmetros elétricos como tensão, corrente, número de fases são
importantes para especificar o inversor de frequência que será utilizado.
Aerogeradores com maior potência nominal possuem um melhor custo benefício, no
entanto para a escolha da potência dever-se realizar um estudo econômico mais
específico.
Outro ponto importante são as torres disponíveis para o aerogerador em
questão. Portanto encontrando-se o aerogerador, imediatamente deve-se selecionar
a torre de instalação, essa é de extrema importância na próxima etapa.
4.2.3 CÁLCULO DA ENERGIA ANUAL GERADA
Com o perfil dos ventos discretizados em freqüência relativa e com o
aerogerador escolhido, poder-se realizar o cálculo da energia anual gerada.
A metodologia para essa é a seguinte: primeiro adequar a velocidade de
vento com a altura da torre de instalação através da equação 3.4; verificar se com
essa diferença todos os limites do aerogerador continuam sendo respeitados.
Com a altura corrigida calcula-se um novo histograma e encontra uma nova
função Weibull para o mesmo. No caso, como isso está modelado, basta realizar
uma adaptação dos parâmetros.
Com o auxílio da equação 3.1, pode-se calcular a potência gerada para cada
região de vento apresentada na frequência relava. Essa é uma questão mais
delicada, pois ao se escolher o aerogerador, este fornece uma curva de potência
característica. Uma região da curva respeita corretamente a equação 3.1, no
entanto, outras regiões podem não respeitar. Sugere-se então que separe por
59
regiões a curva de potência. Onde haver respeito pela equação 3.1, pode-se calcular
por ela mesma, se não, podem ser realizadas aproximações através de regressões
lineares.
Importante também é verificar a faixa de geração, pois como a equação 3.1
é função da velocidade do vento ao cubo. Caso seja inserido na mesma o valor de 1
m/s como velocidade do vento a mesma apresentará um valor de potência gerada,
no entanto geralmente para 1m/s a força de aceleração não supera a força peso,
sendo assim o aerogerador continuará na inércia, sem gerar energia.
Limitando então a faixa de operação do aerogerador e separando em
diversas regiões a curva de carga pode-se finalmente encontrar a potência gerada e
com o auxílio da equação 3.5 pode-se calcular a energia anual gerada.
Para uma análise de viabilidade técnica recomenda-se calcular o fator de
capacidade, esse pode ser obtido através da equação 3.6. A literatura indica que um
bom gerador eólico deve ter fator de capacidade aproximadamente de 30%.
4.2.4 CÁLCULO DA DEMANDA.
Como esse trabalho tem por finalidade atender a usuários já atendidos por
uma concessionária a demanda pode ser obtida através da suas faturas de energia
antigas.
No caso da COPEL esse valor vem na fatura de energia como pode ser
observado na FIGURA 4.1
FONTE: (COPEL, 2013)
FIGURA 4.1: EXEMPLO FATURA DE ENERGIA DA COPEL
60
A COPEL disponibiliza os 3 últimos meses na fatura no entanto em contato
com a concessionária facilmente consegue-se mais detalhes de todo o ano.
Nesse momento, deve-se verificar se a capacidade instalada da micro usina
proposta atende a demanda, se não atende, deve analisar a possibilidade de instalar
mais um aerogerador ou escolher outro aerogerador de maior capacidade,
respeitando a interferência de um no outro. A indicação é de que na direção
predominante do vento a distância mínima seja de 8 a 10 vezes o diâmetro do rotor
e na direção perpendicular a esta de 3 a 4 vezes (SCHUBERT et al., 2007).
4.2.5 ESCOLHA DO INVERSOR DE FREQUÊNCIA
As características a serem observadas na escolha do inversor de frequência
são:
• Potência de entrada;
• Corrente de entrada;
• Tensão de entrada;
• Tensão de saída;
• Freqüência de saída;
• Distorção de corrente injetada na rede;
• Rendimento;
• Estágios de conversão;
• Proteções;
• Custo.
Os aerogeradores utilizados em aplicações propostas, geralmente possuem
um gerador de imãs permanente, sendo assim sua forma de geração é em corrente
contínua, CC, sendo necessário um inversor de corrente contínua para corrente
alternada, CC/CA. O nível de tensão da entrada do inversor deve ser adequado a
saída do aerogerador.
Entretanto, caso seja escolhido o aerogerador cuja a saída esteja em CA, é
necessário um inversor que realize dois estágios de conversão CA/CC, que retifica a
tensão, por conseguinte CC/CA, que injeta potência na mesma fase e amplitude
que o sinal da rede.
61
4.2.6 VIABILIDADE ECONÔMICA
Utiliza-se a análise econômica clássica nesse trabalho, o método consiste
em criar um fluxo de caixa onde possa ser levado em consideração o investimento, a
depreciação dos ativos, políticas de incentivo e os impostos incidentes.
A análise é realizada através da análise dos parâmetros de Taxa Interna de
Retorno, TIR, Valor Presente Líquido, VPL, e Taxa Mínima de Atratividade, TMA.
Segundo Abreu Filho (2007), somando-se o valor presente de todos os
fluxos de caixa na data zero e subtraindo-se do investimento feito na mesma data,
tem-se o valor presente líquido (VPL) do projeto. Essa varia de acordo com a
equação 4.1
?�@ = 6�) + B!����C�� +
B!����C�� +⋯+ B!=
���C�= (4.1)
onde:
VPL- Valor presente líquido (R$);
FC- fluxo de caixa líquido no período (R$);
d- taxa de desconto(%)
n-vida útil do projeto(anos)
A taxa interna de retorno é a taxa percentual que zera o valor presente do
fluxo de caixa de um empreendimento. Essa é apresentada na equação 4.2
6�) + B!�����EF�� +
B!�����EF�� +⋯+ B!=
����EF�= = 0 (4.2)
onde:
FC- fluxo de caixa líquido no período (R$);
TIR- taxa Interna de retorno (%)
n-vida útil do projeto(anos)
No entanto essas funções econômicas estão disponíveis no Excel e são
podem ser usadas no caso a função “VPL” e “TIR”.
62
4.2.7 PROJETO ELÉTRICO
Nessa etapa, é necessário um profissional que possua registro no Conselho
Regional de Engenharia e Agronomia, CREA, pois a COPEL exige que sejam
recolhidas as ARTs dos projetos (COPEL, 2012)
Os projetos a serem elaborados são:
• Memorial descritivo contendo todas as características técnicas da
medição e geração;
• Esquema Unifilar;
• Planta de situação;
• Projeto da instalação;
• Tabela de distribuição de Carga;
• Detalhes da carga instalada;
• Detalhes do painel de medição.
Esse dimensionamento será melhor especificado no estudo de caso.
4.2.8 CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
Com os projetos em mão pode-se dar entrada do pedido de conexão ao
sistema da COPEL, esse leva no máximo o período de 82 dias.
No entanto, nesse período ainda deve-se conseguir a licença prévia ou
dispensa emitido pelo Instituto Ambiental do Paraná.
Ainda não consta no site um modelo para realização dessa etapa, porém
todos os documentos necessários estão descritos na TABELA 2.3.
Todos os documentos pertinentes como anexo I e II deste arquivo deveram
ser preenchidos e entregues quando solicitados.
63
TABELA 2.3: ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DO PROJETO DE MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Etapa Observações
I Consulta de acesso Ficha de dados cadastrais, Anexo IV da NTC905100, ou
anexo I deste documento. II Informação de Acesso Emissão pela COPEL
III Solicitação de Acesso Memorial descritivo, localização, arranjo físico, esquemas trifilares, Anexo III da NTC 905100, formulário de registro
de usina eólica, ou anexo II deste documento.
IV Parecer de acesso Emissão pela COPEL.
V Realização das Obras Antes de iniciar o consumidor deverá encaminhar as
especificações, desenhos e modelos para conferência da COPEL.
VI Vistoria e liberação para
operação O acessante deverá comunicar a conclusão das obras para
COPEL realizar uma vistoria e liberar a operação. FONTE: Adaptado da NTC905100 (2012)
Essa é a metodologia apresentada como viabilização técnica de um
empreendimento para geração distribuída no sistema de operação paralela com a
concessionária, neste caso a COPEL.
4.2.9 FLUXOGRAMA DA METODOLOGIA PROPOSTA
A seguir é mostrado um fluxograma que mostra o resumo da metodologia
proposta para o dimensionamento técnico e análise de viabilidade econômica de um
empreendimento de microgeraçao eólico, objeto deste trabalho de conclusão de
curso. O fluxograma é apresentado na FIGURA 4.2.
FIGURA 4.2: FLUXOGRAMA
FONTE: AUTOR
64
65
5 ANÁLISE DOS RESULTADOS E DISCUSSÃO
A metodologia sugerida neste trabalho será aplicada num projeto de
microgeraçao na cidade de Curitiba mais especificamente no departamento de
engenharia elétrica da Universidade Federal do Paraná. Esse projeto visa viabilizar o
uso de um aerogerador conectado ao sistema da COPEL.
O prédio situa-se na Rua Coronel Francisco Heráclito dos Santos, número
210, Jardim das Américas, Curitiba, Paraná - Brasil.
Dados relevantes para o projeto elétrico:
Área do telhado: 535,35 m²
Altura do telhado: 7,35 metros
A FIGURA 5.1 mostra uma das vistas do prédio.
FIGURA 5.1: VISTA DO NOVO PRÉDIO DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ.
FONTE: (UFPR, 2013)
Serão realizadas duas simulações de viabilidade técnica, considerando os
ventos de Curitiba e ventos do litoral do Rio Grande do Sul. Isso se dá devido ao
pequeno potencial de geração eólica de Curitiba.
Considerando os ventos do litoral do Rio Grande do Sul será realizada
análise econômica, considerando o sistema net metering.
66
5.1 APLICAÇÃO DA METODOLOGIA PROPOSTA
Serão realizadas as oito etapas da metodologia proposta, no estudo de caso
para criação do projeto. A FIGURA 5.2 mostra onde está localizado o novo prédio
de engenharia elétrica da UFPR.
FIGURA 5.2: VISTA DO NOVO PRÉDIO DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ.
FONTE: GOOGLE, 2013: (UFPR, 2013)
5.2.1 DETERMINAÇÃO DO POTENCIAL EÓLICO
Os dados de ventos utilizados nesse trabalho são todos do INMET, dados
das estações de medição denominado de CURITIBA - A807 e RIO GRANDE - A802,
foram utilizados dados de 2009 a 2013, totalizando quatro anos de medição.
67
Sendo assim com o auxilio da função de “análise de dados” criou-se uma
nova planilha que possui os intervalos relevantes dos dados e a frequência de
ocorrência da velocidade do vento na amostra. Porém, para criação do histograma é
necessário que esses dados estejam na forma de frequência percentual.
Essa relação é obtida dividindo a incidência de ocorrência pelo número total
de dados, assim pode-se criar o histograma de frequência de ventos por velocidade
dos ventos como é mostrado na FIGURA 5.3, para esse histograma de freqüência
foram considerados todos os dados de medição, aproximadamente 4400 dados
pertencentes aos últimos 4 anos, de 2009 a 2013, dados da estação de Curitiba.
No entanto para se analisar de maneira eficaz deve-se encontrar a função
de densidade de probabilidade, Weibull. Essa é calculada através da equação 3.3
���� = ! �
"!�
��#��$%� (3.3)
onde:
k = fator forma [adimensional];
C = velocidade média de 2,10 m/s
V= velocidade do vento em m/s.
Com essa equação modelada faz-se testes com o fator forma assumindo
valores de 1.0, 1.5, 2.0, 2.5, 3.0, 3.5, verificando-se para qual o valor de k assume-
se a forma de Weibull mais condizente com o histograma de velocidades de vento
do local de estudo. Nesta simulação o melhor k foi quando assumiu o valor 2,5,
como pode ser observado na FIGURA 5.3.
68
FIGURA 5.3: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FUNÇÃO WEIBULL- DADOS DE
CURITIBA
FONTE: AUTOR, 2013
Entretanto como pode ser observado na FIGURA 5.3 o potencial eólico na
capital paranaense é muito baixo. Sendo assim para estudar a viabilização de uma
microgeração eólica, foram considerados também os dados do estado do Rio
Grande do Sul, especificamente no cidade litorânea de Rio Grande que possuem
uma melhor incidência dos ventos como pode ser observado na FIGURA 5.4. A
velocidade média do vento nesse caso é de 3,0 m/s, a forma Weibull assumida
também foi 2,5.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5
Fre
qu
ên
cia
de
Dis
trib
uiç
ão(%
)
Velocidade do vento (m/s)
Distribuição da velocidade do vento e função Weibull- Curitiba
Dados de Vento
69
FIGURA 5.4: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FORMA WEIBULL- DADOS DO RIO
GRANDE DO SUL.
FONTE: AUTOR, 2013
5.2.2 ESCOLHA DO AEROGERADOR
Antes de escolher um aerogerador um ponto importante é limitar o máximo
de potência que poderá instalada na sua instalação de acordo com a REN 482/2012.
“A potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída participante do sistema de compensação de energia elétrica fica limitada à carga instalada, no caso de unidade consumidora do grupo B, ou à demanda contratada, no caso de unidade consumidora do grupo A”.
Nesse caso a potência instalada foi determinada através do limite máximo
de corrente do disjuntor de entrada do prédio de engenharia elétrica, 160 A,
considerando uma alimentação trifásica de 220/127 V, assim, pode-se calcular com
o auxilio da equação 5.1 a potência instalada:
�GHêJKLKMHLNLOL = √3 ∗ �GRR#H# ∗ S#MãG6LM#6LM# (5.1) �GHêJKLKMHLNLOL = √3 ∗ 160 ∗ 220 �GHêJKLKMHLNLOL = 60.968,184 Watts Portanto a potência máxima que pode ser instalada é de aproximadamente
60 kW, como esse valor é menor que 75 kW, esta a geração pode ter sua conexão
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
0,5 2,0 3,5 5,0 6,5 8,0 9,5 11,0 12,5
Fre
qu
ênci
a d
e D
istr
ibu
ição
(%)
Velocidade do vento (m/s)
Distribuição da velocidade do vento e função Weibull- Rio Grande do Sul
Dados de Vento
70
feita na rede de baixa tensão da ANEEL. Porém com pôde-se observar no item 5.2.1
o vento não possui esse potencial disponível na região, apresentando-se assim
como um fator não limitante nesse projeto.
Nesse ponto será importante observar os seguintes aspectos:
• Tecnologia do aerogerador: turbina de arraste, sustentação, eixo
vertical ou horizontal;
• Tipo do gerador: síncrono, assíncrono, imã permanente e etc.;
• Velocidade mínima do vento para geração;
• Velocidade máxima do vento para geração;
• Velocidade máxima de resistência do vento;
• Proteção contra altas velocidades;
• Diâmetro da hélice;
• Coeficiente de potência;
• Rendimento;
• Potência nominal;
• Potência máxima;
• Tensão de saída;
• Corrente nominal;
• Número de fases;
• Custo.
Quanto a tecnologia, para meios urbanos indica-se o uso de aerogeradores
de eixo vertical, pois esses aproveitam o vento em todas as direções, sem
mecanismo de controle. No entanto no Brasil essa tecnologia ainda é pouco
desenvolvida e comercializada, sendo assim encontra-se uma certa dificuldade para
comprar aerogeradores de eixo vertical. Existe a possibilidade de importação, porém
isso encareceria demasiadamente o projeto caso seja considerada a inserção de
impostos pela importação. Sendo assim a tecnologia escolhida neste trabalho será
aerogerador de eixo horizontal.
Critérios de tensão de saída, corrente nominal número de fases, implicaram
mais na escolha do inversor de frequência do que na escolha do aerogerador, sendo
assim para escolha dos aerogerador os aspectos mais importantes a serem
observados são as velocidades de operação, custo e a potência nominal.
71
Para microgeração os geradores mais indicados teram potência nominal de
2 a 5 kW acima desses valores de potência, o tamanho e peso e até mesmo os
custos ficariam muito elevados.
As velocidades mínimas de geração devem estar de acordo com os dados
apresentados na FIGURA 5.4 e na FIGURA 5.3. Para tornar esse projeto
interessante encontra-se um aerogerador que inicia sua geração de eletricidade com
a velocidade de 1 m/s, no entanto, valores reais para início de geração geralmente
ficam perto de 3 m/s, outro dado que deve ser observado é a velocidade máxima de
resistência do vento que deve ser o valor máximo de velocidade do vento
encontrado no seu período de medição, para esse projeto fica em torno de 12,5 m/s.
Para geradores comerciais essa velocidade fica em torno de 50 m/s não sendo
então um limitador nesse caso.
Considerando que esse aerogerador será instalado no telhado, para maior
aproveitamento do vento, o diâmetro da hélice não deve ser superior a largura do
seu telhado.
Observando as características acima e pesquisando entre alguns
fornecedores escolheu-se o aerogerador da Hummer® modelo H4.6-3 kW, essa é
uma turbina de eixo horizontal com potência nominal de 3 kW. Suas características
técnicas podem ser observadas na TABELA 5.1, e a sua curva de carga de carga na
FIGURA 5.5.
TABELA 5.1: PARÂMETROS DO AEROGERADOR – HUMMER 4.6 – 3kW
Parâmetros do aerogerador-Hummer 4.6 - 3kW Potência média (W) 3000
Potência máxima (W) 4500 Velocidade na qual começa a gerar(m/s) 2,5
Velocidade onde a potência é máxima(m/s) 14,3 Velocidade máxima de geração de energia (m/s) 25
Tensão de saída (V) 110/220 Velocidade máxima de resistência do vento (m/s) 50
Velocidade funcional do vento (m/s) 3 até 25 Cp (admensional) 0,4
Altura da torre disponível (m) 6 Rendimento (%) 0,8
Diâmetro da lâmina (m) 4,8 Área varrida pelas pás (m²) 18,1
FONTE: ADAPTADO DE CATALAGO DO FORNECEDOR (HUMMER)
72
FONTE: (BWS, 2013)
O custo deste aerogerador é aproximadamente 30 mil reais
desconsiderando taxas de transporte da máquina.
Este também fornece a torre para esse aerogerador, para esse modelo
existem torres estaiadas, permanente ou hidráulica, foi escolhida a torre estaiada por
possui um menor custo e menor peso. Essa custa aproximadamente 4000 reais para
um modelo de 6 metros de altura.
5.2.3 CÁLCULO DA ENERGIA ANUAL GERADA
Primeiro passo a ser realizado aqui é a adequação da velocidade do vento.
Pois tem-se agora a altura da torre, 6,0 m, e a altura do prédio, 7,35 m, sendo assim
o vento que era medido a 10,0 m de atura passará agora a ser de 13,35 m.
Essa relação é calculada de acordo com a equação 3.4
.
� ""&� = �''&�( (3.4)
onde :
v = velocidade estimado do vento a uma altura de 13,35m;
�) = velocidade do vento a uma altura de 10 m; + = coeficiente de atrito;
FIGURA 5.5: CURVA CARACTERÍSTICA DO AEROGERADOR H4.6-3 kW
73
H= altura final da instalação 13,35m;
*)=altura inicial do vento 10m. O coeficiente de atrito adotado foi de 0,35 que de acordo com a TABELA 3.1
corresponde a região entre vilas com arvores e grandes cidades com prédios,
acredita-se que seria o valor mais próximo do valor real para a região de instalação.
Adequando então a altura para as novas velocidades repete-se o item 5.2.1
criando-se um novo histograma tanto para Curitiba quanto para os dados do Rio
Grande do Sul como podem ser observados nas FIGURAS 5.6 e 5.7
respectivamente.
FIGURA 5.6: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FORMA WEIBULL- DADOS DE
CURITIBA.
FONTE: AUTOR, 2013
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
14,00%
16,00%
18,00%
0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5
Freq
uên
cia
de
Dis
trib
uiç
ão(%
)
Velocidade do vento (m/s)
Distribuição da velocidade do vento e função Weibull- Curitiba
Dados de Vento
Weibull
74
FIGURA 5.7: DISTRIBUIÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO E FORMA WEIBULL- DADOS DO RIO
GRANDE DO SUL.
FONTE: AUTOR, 2013
Através da equação 3.1 pode se calcular a potência para cada velocidade
apresentada no histograma. O cálculo é feito para ambos cenários, no entanto ao
simular a equação 3.1 pode se perceber que a potência de saída não corresponde a
curva de característica do aerogerador apresentada na FIGURA 5.4. A equação 3.1
funciona adequadamente para velocidades de até 10 m/s sendo assim existe uma
região na qual necessita de uma nova modelagem.
� = �� ����� (3.1)
Onde:
P = potências da turbina eólica [W];
�� = 0,4; � = 1,225 [kg/m³]; n = 0,8;
A = 18,1 [m²];
v = velocidade do vento que incide na turbina eólica [m/s].
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0
0%
5%
10%
15%
20%
25%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
0,5 2,0 3,5 5,0 6,5 8,0 9,5 11,0 12,5
Fre
qu
ên
cia
de
Dis
trib
uiç
ão(%
)
Velocidade do vento (m/s)
Distribuição da velocidade do vento e função Weibull- Rio Grande do Sul
Dados de Vento
Weibull
75
A modelagem proposta foi por linearização, ou seja, encontraram-se
equações de retas que representam de maneira mais real possível a curva
característica na região especificada. Sendo assim as duas regiões foram
modeladas por linearização, a primeira de 10 a 14,5 m/s e depois de 14,5 m/s a 25
m/s, que são as faixas de operação do aerogerador. Essas retas podem ser
observadas na FIGURA 5.8.
FIGURA 5.8: REGIÕES DE OPERAÇÃO DO AEROGERADOR H4.6-3kW
FONTE: ADAPTADO DE CATÁLOGO DO FORNECEDOR (BWS)
A equação que rege as linearizações são: para a segunda região a equação
5.1 e a equação 5.2 para a terceira região;
� = 201,4 ∗ � + 1.284,5 (5.1) � = −209,16 ∗ � + 7.497,7 (5.2)
onde:
P= potência [W];
v=velocidade do vento [m/s].
Essa linearização também não representa de maneira real a variação de
potência do aerogerador, no entanto minimiza os erros e aproxima o máximo
possível ao valor ensaiado no laboratório do fabricante.
Agora a potência de saída está sendo calculada de forma mais condizente
com a potência real extraída, no Excel® foi usada a função condicional “SE” com a
intenção de limitar as operações por região, criou-se também um fator a ser
76
multiplicado nas equações 3.1, 5.1 e 5.2 esse fator assume valor 0 ou 1: 0 caso a
velocidade não esteja na faixa de operação, 2,5 a 25 m, e 1 caso a velocidade esteja
na faixa de operação. O resultado é mostrado na TABELA 5.2 e na TABELA 5.3
representando os dados de Curitiba e do Rio Grande do Sul respectivamente:
FONTE: AUTOR
TABELA 5.3: EXEMPLO DE COMO CALCULAR A EAG-RIO GRANDE DO SUL
FONTE: AUTOR
Velocidade do vento m/s Frequência de ocorrencia Frequência (%) Fator Potência (W) f(v)*P(v) Weibull
0,5 258 5,89% 0 0 0 5%
1,0 748 17,07% 0 0 0 10%
1,5 0 0,00% 0 0 0 14%
2,0 0 0,00% 0 0 0 17%
2,5 868 19,80% 1 55,3896 10,9692386 18%
3,0 0 0,00% 1 95,7132288 0 19%
3,5 1 0,02% 1 151,9890624 0,034676948 19%
4,0 846 19,30% 1 226,8758016 43,79122249 18%
4,5 0 0,00% 1 323,0321472 0 16%
5,0 0 0,00% 1 443,1168 0 14%
5,5 672 15,33% 1 589,7884608 90,42615689 12%
6,0 0 0,00% 1 765,7058304 0 10%
6,5 0 0,00% 1 973,5276096 0 8%
7,0 428 9,77% 1 1215,912499 118,7338694 6%
7,5 0 0,00% 1 1495,5192 0 4%
8,0 0 0,00% 1 1815,006413 0 3%
8,5 300 6,84% 1 2177,032838 149,0097768 2%
9,0 0 0,00% 1 2584,257178 0 1%
9,5 121 2,76% 1 3039,338131 83,90598081 1%
10,0 0 0,00% 1 3544,9344 0 1%
10,5 0 0,00% 1 4103,704685 0 0%
11,0 96 2,19% 1 3199,9999 70,08897796 0%
11,5 0 0,00% 1 0 0%
12,0 0 0,00% 1 0 0%
12,5 45 1,03% 1 3802,234 39,03731006 0%
Soma 4383 605,9972099
EAG 5308,535559
TABELA 5.2: EXEMPLO DE COMO CALCULAR A EAG-CURITIBA Velocidade do vento m/s Frequencia de ocorrencia Frequencia (%) Fator Potência (W) f(v)*P(v) Weibull
0,5 310 7,14% 0 0 0 9%
1 317 7,30% 0 0 0 18%
1,5 421 9,69% 0 0 0 23%
2 592 13,63% 0 0 0 26%
2,5 682 15,70% 1 55,3896 8,6960652 26%
3 242 5,57% 1 95,7132288 5,3320906 24%
3,5 606 13,95% 1 151,9890624 21,202894 21%
4 317 7,30% 1 226,8758016 16,556084 16%
4,5 305 7,02% 1 323,0321472 22,680664 12%
5 82 1,89% 1 443,1168 8,3645436 9%
5,5 195 4,49% 1 589,7884608 26,475311 6%
6 90 2,07% 1 765,7058304 15,864071 4%
6,5 42 0,97% 1 973,5276096 9,4125598 2%
7 51 1,17% 1 1215,912499 14,275216 1%
7,5 25 0,58% 1 1495,5192 8,6068094 1%
8 12 0,28% 1 1815,006413 5,0138299 0%
8,5 22 0,51% 1 2177,032838 11,025489 0%
9 15 0,35% 1 2584,257178 8,92354 0%
9,5 18 0,41% 1 3039,338131 12,593943 0%
Soma 4344 195,02311
EAG 1708,4024
77
A energia anual gerada EAG é calculada através da equação 3.5, e os
resultados são apresentados na TABELA 5.4.
EAG = ∑/f�v� ∗ P�v�1 ∗ 8760 [kWh] (3.5) onde:
v = velocidade do vento [m/s];
f(v) = frequência de ocorrência da velocidade do vento v [%];
P(v) = potência produzida pelo aerogerador na velocidade do vento v [kW].
O fator de capacidade é calculado de acordo com a fórmula 3.6 e os
resultados são apresentados na TABELA 5.4
6� = 789:�;)∗<=
(3.6)
Onde:
FC = fator de capacidade [adimensional];
EAG = energia anual gerada [kWh];
�> =potência nominal [kW].
TABELA 5.4: RESUMO DOS DADOS
Resumo dos dados
P instalada (KW) 3,0
EAG - Curitiba (kWh) 1708,402
FC - Curitiba 0,07
EAG - Rio Grande do Sul (kWh) 5308,536
FC - Rio Grande do Sul 0,2 FONTE: AUTOR
A TABELA 5.4 mostra o motivo pelo qual foi necessária a escolha de outra
fonte de dados de velocidade de vento para realização desse trabalho, além de
Curitiba. A literatura traz como referência o valor de 0.3 como sendo um valor
aceitável de fator de capacidade para empreendimentos eólio-elétricos.
5.2.4 CÁLCULO DA DEMANDA.
A demanda do consumidor pode ser estipulada através de técnicas de
dimensionamento de carga de energia elétrica. No entanto como a ênfase desse
78
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
Ener
gia
con
sum
ida
(kW
h)
Tempo (meses)
Média de Consumo Anual (kWh)
trabalho é para consumidores residenciais ou comerciais que já estejam sendo
atendidos pela concessionária, a fatura de energia pode ser utilizada para o calculo
da demanda.
Essa traz o consumo dos três últimos meses, porém caso entre em contato
com a concessionária poderá obter um tempo maior de amostragem. Entretanto
para este trabalho foi considerado as dados de consumo de energia elétrica
medido por um medidor de energia eletrônico do bloco de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal do Paraná.
A demanda anual é apresenta na FIGURA 5.9, como pode-se perceber
existem dois meses que não sofrem alterações, julho e agosto, isto ocorre devido a
esses ficarem sem medições na data da elaboração deste TCC, sendo assim fez-se
uma extrapolação para esses meses, considerando o mês mais crítico como
referência, no caso o mês de maio.
Para apresentar um exemplo da comparação horária de demanda versus
produção de energia considerou-se um dia típico do mês de maio e fizeram-se as
comparações horárias e esses resultados são mostrados na FIGURA 5.10 e 5.11. A
FIGURA 5.10 compara a energia gerada com os ventos do RS e de Curitiba e a
FIGURA 5.11 mostra uma comparação entre a demanda e a produção de energia
horária. O gráfico de comparação de demanda versus geração de Curitiba não foi
apresentado, pois os valores de geração para o aerogerador considerado neste
trabalho são praticamente irrisórios se comparados com a demanda nos mesmos
horários.
FIGURA 5.9: PERFIL DE CARGA ANUAL DO PRÉDIO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
FONTE: AUTOR
79
0,00
5000,00
10000,00
15000,00
20000,00
25000,00
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:
00
11:
00
12:
00
13:
00
14:
00
15:
00
16:
00
17:
00
18:
00
19:
00
20:
00
21:
00
22:
00
23:
00
Ene
rgia
(W
h)
Tempo (horas)
Demanda x Produção dia típico de maio -Rio Grande do Sul
Consumo
Produção
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
4500,00
0:0
0
1:0
0
2:0
0
3:0
0
4:0
0
5:0
0
6:0
0
7:0
0
8:0
0
9:0
0
10:0
0
11:0
0
12:0
0
13:0
0
14:0
0
15:0
0
16:0
0
17:0
0
18:0
0
19:0
0
20:0
0
21:0
0
22:0
0
23:0
0
Ener
gia
(Wh
)
Tempo (horas)
Curitiba x Rio Grande do Sul
Curitiba
Rio Grande do Sul
FIGURA 5.10: COMPARAÇÃO ENTRE PRODUÇÃO DE ENERGIA GERADA EM CURITIBA E NO RS
FONTE: AUTOR
FIGURA 5.11: COMPARAÇÃO ENTRE PRODUÇÃO DE ENERGIA E A ENERGIA CONSUMIDA
FONTE: AUTOR
80
Como pode ser observado pela FIGURA 5.11, e considerando a escolha de
apenas um aerogerador de capacidade máxima tal como é apresentando na
TABELA 5.1, não existe um momento em que a geração seja maior que a demanda,
ou seja, algum momento que o sistema injete potência de rede.
Para suprir a demanda instantânea máxima seriam necessários pelo
menos quatro aerogeradores operando nas condições nominais, ou seja, vento
constante com velocidade mínima de 10 m/s. A instalação de 4 aerogeradores para
tentar suprir o consumo de energia elétrica do DELT/UFPR será ainda mais inviável
economicamente devido a seu baixo fator de capacidade principalmente entre outras
variáveis. Além do mais, para instalar 4 aerogeradores como esses no telhado,
esse teria que ser maior, pois a indicação é de que na direção predominante do
vento a distância mínima seja de 8 a 10 vezes o diâmetro do rotor e na direção
perpendicular a esta de 3 a 4 vezes. Caso for necessário a instalação mais 3
aerogeradores, estudos da melhor alocação destes no prédio DELT serão
necessários.
Os resumos dos dados dessa etapa estão na TABELA 5.5. Como pode ser
observado, no cenário considerando os ventos do RS, atenderemos no máximo a
6% da demanda do bloco.
TABELA 5.5: RESUMO DOS DADOS
Resumo dos dados
P instalada (KW) 3,0
Demanda Anual(kWh) 94424,6
EAG-Curitiba (kWh) 1708,4
% de consumo atendido com ventos de curitiba 2%
EAG-Rio Grande do Sul (kWh) 5308,5
% de consumo atendido com vento do Rio Grande do Sul 6,00% FONTE: AUTOR
5.2.5 ESCOLHA DO INVERSOR DE FREQUÊNCIA
Para a escolha dos inversores de frequência devem ser observadas as
seguintes característica:
• Potência de entrada;
• Corrente de entrada;
• Tensão de entrada;
81
• Tensão de saída;
• Freqüência de saída;
• Distorção de corrente injetada na rede;
• Rendimento;
• Estágios de conversão;
• Proteções;
• Custo.
Os aerogerador H4.6-3 kW possui um gerador de imãs permanente sendo
assim sua forma de geração é em corrente contínua, CC, sendo necessário um
inversor de corrente contínua para corrente alternada, CC/CA.
As características de entrada do inversor de frequência devem obedecer a
saída do gerador e saída deve estar de acordo com os níveis de tensão do sistema
de distribuição ao qual se conectará.
Características de saída do aerogerador:
Potência máxima fornecida = 4500 W
Fator de Potência = 1 [admensional]
Tensão =220 Vdc
Para o cálculo da corrente monofásica foi utilizada a equação 5.3.
b = <c (5.3)
onde:
P= potência ativa máxima, 4500 W;
V= tensão, 220 Vdc.
Portanto o valor máximo de corrente de entrada no inversor é 20,45 A.
Os valores de saída devem estar de acordo com os seguintes valores
estabelecidos pela NTC 905100:
Frequência: 60 Hz;
Tensão: 127/220 V.
Sendo assim o inversor que dever ser adquirido devem atender as
especificações acima e as seguintes funções de proteção: chave de desconexão,
82
proteção contra curto-circuito, monitoramento de falha a terra, monitorizarão da rede
e isolação galvânica.
Sendo assim, neste trabalho escolheu-se o modelo Wind Boy 5000 TL,
(SMA, 2013), com as seguintes características de saída:
Potência máxima de entrada: 5300 W
Máxima corrente de entrada: 30 A
Faixa de tensão de operação na entrada: 80-550V
Potência nominal de saída: 4600 W
Eficiência: 0,97
A frequência e a tensão e o fator de potência serão entregues de acordo
com os valores da concessionária. Neste caso a tensão é 127/220 V e um fator de
potência de no mínimo 0,92 que são os limites exigidos pela ANEEL. No entanto os
inversores operam em fase com o sistema, para garantia do sincronismo sendo
assim o fator de potência, a frequência e o nível de tensão são extraídos por
amostragem da a rede.
O custo desse inversor de freqüência é aproximadamente 8200 reais.
5.2.6 VIABILIDADE ECONÔMICA
A análise consiste basicamente em verificar se o projeto é viável
economicamente. Para tanto é será realizada a simulação com sistema de
faturamento considerando o mecanismo net metering, e uma análise de
sensibilidade com a finalidade de verificar quais parâmetros influenciam mais na
Taxa Interna de Retorno e no Valor Presente Líquido. Na seção anterior, foi
demonstrado que o potencial de ventos para microgeração eólica no prédio do
DELT/UFPR é insuficiente para encorajar um investimento (fator de capacidade
muito baixo) neste tipo de geração desde o ponto de vista financeiro. Porém para
fins acadêmicos de pesquisa e ensino e transferência tecnológica deste tipo
investimento, o mesmo terá que ser subsidiado economicamente. Por isso, neste
trabalho não são apresentados resultados de análise econômica considerando
dados de ventos do Centro Politécnico da UFPR.
Sendo assim, neste trabalho resultou mais interessante realizar a análise
econômica considerados apenas os dados da energia anual gerada com os dados
83
de ventos do Rio Grande do Sul, para tentar de maneira mais efetiva viabilizar esse
empreendimento.
A análise clássica de investimentos permite através da análise desses
parâmetros auxiliar um investidor na tomada de decisão. Essa etapa está mais
detalhada que as outras, pois é a primeira vez que esse tópico será abordado,em
um trabalho de conclusão de curso da UFPR.
Um Valor Presente Líquido, VPL, positivo significa que o projeto vale mais
do que custa, ou seja, é lucrativo. Um VPL negativo significa que o projeto custa
mais do que vale.
Segundo Lemes Júnior (2005), se a TIR do projeto é maior do que o custo
de capital da empresa significa que a empresa está aumentando sua riqueza ao
aceitá-lo. O custo de capital da empresa é a Taxa Mínima de Atratividade (TMA)
exigida pela empresa em seus projetos de investimento, um padrão para tomada de
decisões. A taxa mínima de atratividade nesse trabalho é considerada de 7,25%.
Para efeitos de fluxo de caixa são considerados como fluxo de caixa positivo
a diferença entre a fatura anual com GD e a fatura anual sem GD. Essa não é a
modelagem usual, pois o ideal seria considerar essa diferença somada ao quanto o
consumidor injetou na rede da distribuidora, no entanto como neste caso de estudo
não ocorre injeção de potência na rede, não haverá compensação, sendo assim
considera-se o valor que consumidor economizará como se este fosse o único valor
responsável pelo pagamento dos investimentos ao longo da vida útil da instalação.
Usando os resultados da TABELA 5.5 como referência pode-se criar a
TABELA 5.6, onde essa apresenta o sistema de faturamento net metering, para o
primeiro ano de investimento. Como os dados de demanda e geração são somente
para um ano considera-se essa inserção como constante ao longo da vida útil do
sistema eólio-elétrico. O valor da fatura considerado foi de 0,39 R$/kWh, esse valor
foi adotado pois é o valor praticado pela concessionária no mês de julho de 2013.
.
TABELA 5.6: SISTEMA DE FATURAMENTO NET METERING- ASSUMINDO DADOS DE VENTOS
DO RS
FONTE: AUTOR
Consumo
kWh/ano
Geração
kWh/ano
Credito Mensal
kWh/ano
Fatura anual
sem GD R$
Fatura anual
com GD R$Diferença R$
Ano 1 94.424,57 5.308,54 0 36.825,58R$ 34.755,25R$ 2.070,33R$
84
Os dados a serem considerados nessa análise estão apresentados na
TABELA 5.7, Parâmetros a serem considerados no fluxo de caixa. Os impostos
referentes ao transporte de energia e ao uso do sistema elétrico estão sendo
desconsiderados, pois entende-se que esses já estão incluídos na tarifa de energia
da COPEL. Portanto serão considerados somente os impostos referentes ao capital
gerados pelo investidor e os referentes aos sistemas de empréstimo.
Será realizada uma simulação considerando um empréstimo através do
BNDES, de 70%, valor máximo permitido para o de financiamento.
TABELA 5.7: PARÂMETROS A SEREM CONSIDERADOS NO FLUXO DE CAIXA
FONTE: ADAPATADO DE DADOS ECONOMICOS DO BRASIL, BNDES E ICB
Na sessão de parâmetros de projetos os valores de potência instalada e
EAG são extraídos da seção 5.2.4. O período considerado é de 20 anos, pois essa é
a vida útil dos equipamentos.
Os custos de investimentos variam de acordo com a TABELA 5.8 que
contém a descrição dos valores de todos os equipamentos envolvidos na geração
em questão. Porém provavelmente ainda teriam custos a serem considerados, pois
os dados de transporte dos equipamentos foram desconsiderados por falta de
fontes, o valor pelo qual a COPEL cobraria para adaptar o sistema de medição
também foi desconsiderado, isso se fez devido a falta de referência dessa
Potência Instalada (KW) 3 Percentual não Financiado 30,00%
EAG(kWh) $5.308,54 Taxa de juros 7,27%
Remuneração do capital próprio 6,00%
Depreciação dos equipamentos (anos) 20
Investimento
Custo de impletamentação 70.404,00R$ PIS/PASEP 1,65%
Total 70.404,00R$ COFINS 7,65%
CSLL 9,00%
IR ATÉ 240 mil 15,00%
Operação e Manutenção(%sobre CI) 1,00% ir excedente 10,00%
R$/kWh 0,39
Receita Bruta Anual $2.070,33
Creditos de Carbono
Percentual Financiado 70,00% Número de RCEs 1,5
Taxa de juros anual (nominal) 7,95% Períodos (anos) 21
Amortização do principal 12 Preço RCE mercado europeu(R$) 9,07
TJPL(nominal) 5,00% Receita Bruta Anual de Créditos de carbono 13,61R$
Financiamento
Capital Próprio
Impostos
Despesas
Períodos
Tarifa de Energia
DADOS DE ENTRADA
Parâmetros do projeto
85
adequação que pode ser apenas a diferença entre um valor de uma instalação
convencional com uma capaz de aferir o sistema de medição, no entanto a mesma
ainda não divulgou nenhuma nota de quais seriam as adequações nem tão pouco
qual o valor das mesmas.
As despesas consideradas com manutenção e operação correspondem a
1% do custo de implementação (CUSTÓDIO, 2009). O financiamento proposto é
pelo BNDES, financiamento de 70% do empreendimento, financiamento máximo,
com amortização de 12 anos, período máximo de amortização, dessa maneira o
investidor poderia instalar esse sistema em sua locação sem grandes prejuízos no
ano zero.
Para o cálculo do valor das Reduções Certificadas por Emissão, RCEs,
levou-se em consideração projetos passados onde parques eólicos com potência
instalada de 42 MW tinham como referência de não emissão o total de 20300 ton de
dióxido de carbono (MACHADO, 2012). Através de uma relação de proporção pode-
se perceber que para 3 kW o valor em reais seria irrisório. Portanto os créditos de
carbono neste trabalho são desconsiderados.
TABELA 5.8: DISCRIÇÃO DOS VALORES POR EQUIPAMENTOS UTILIZADOS
FONTE: ADAPTADO DE DADOS DE CATÁLOGO DE FORNECEDORES
O BNDES utiliza o Sistema de Amortização Constante denominado também
sistema SAC, ou seja, a amortização possui o mesmo valor para todo o período do
pagamento, e é calculado de acordo com a equação 5.4. As parcelas de
financiamento foram calculadas acordo com as equações 5.5 e 5.6. No entanto para
Valor unitário Quantidade Valor Final
30.000,00R$ 1 30.000,00R$
8.200,00R$ 1 8.200,00R$
4.000,00R$ 1 4.000,00R$
Conjunto de proteções CC - GE 400,00R$ 1 400,00R$
Conector- Nexans 40,00R$ 3 120,00R$
Disjuntor Tripolar 20A - SCHENEIDER 23,00R$ 3 69,00R$
QPCA - Valor médio de mercado 1.000,00R$ 1 1.000,00R$
Cojunto de proteções -valor médio de mercado 3.000,00R$ 1 3.000,00R$
2.000,00R$ 1 2.000,00R$
10.000,00R$ 1 10.000,00R$
5.715,00R$ 1 5.715,00R$
5.900,00R$ 1 5.900,00R$
70.404,00R$ Custo total
CA
Cabos elétricos -Valor médio de mercado
Mão de obra -Valor médio de mercado
SPDA - Valor médio de mercado
Projeto elétrico - Valor médio de mercado
Equipamento
Gerador - Hummer 4.6-3kW
Inversor- SMA WINDY BOY 5000TL
Torre- BWS
CC
86
o cálculo do fluxo de caixa acumulado fez-se necessário transladar o valor da
prestação para o valor presente encontrado surgindo assim os juros descontados e
o a amortização descontada. Os juros descontados são calculados através da
equação 5.8 e a amortização descontada é calculada através da equação 5.9.
Amortização = lmnopqrsmstrmuovwprououwmxopyrzmção (5.4)
Juros = SaldoDevedor ∗ TaxaJuros (5.5)
�R#MHLçãG = �GRHK�LçãG + ��RGM (5.6)
�LNOG�#�#OGR6KLN = �LNOG�#�#OGR − �GRHK�LçãG (5.7)
JurosDescontados = ��po������v��� (5.8)
AmortizaçãoDescontada = �xopyrzmção�����v��� (5.9)
onde:
TJCP: Taxa de juros do capital próprio
n: número de prestações
Os resultados são apresentados nas TABELAS 5.9 e 5.10, Sistema de
Amortização Constante para o capital próprio e o capital financiado respectivamente.
87
TABELA 5.9: SAC PARA O CAPITAL PRÓPRIO
FONTE: AUTOR
TABELA 5.10: SAC DO CAPITAL FINANCIADO
FONTE: AUTOR
21.121,20R$
6,00%
12
0
0 21.121,20R$
1 19.361,10R$ 1.760,10R$ 1.267,27R$ 3.027,37R$
2 17.601,00R$ 1.760,10R$ 1.161,67R$ 2.921,77R$
3 15.840,90R$ 1.760,10R$ 1.056,06R$ 2.816,16R$
4 14.080,80R$ 1.760,10R$ 950,45R$ 2.710,55R$
5 12.320,70R$ 1.760,10R$ 844,85R$ 2.604,95R$
6 10.560,60R$ 1.760,10R$ 739,24R$ 2.499,34R$
7 8.800,50R$ 1.760,10R$ 633,64R$ 2.393,74R$
8 7.040,40R$ 1.760,10R$ 528,03R$ 2.288,13R$
9 5.280,30R$ 1.760,10R$ 422,42R$ 2.182,52R$
10 3.520,20R$ 1.760,10R$ 316,82R$ 2.076,92R$
11 1.760,10R$ 1.760,10R$ 211,21R$ 1.971,31R$
12 -R$ 1.760,10R$ 105,61R$ 1.865,71R$
Taxa de Juros
Sistema de Amortização Constante -SAC
Capital Próprio
Nº de prestações
Inicio do Finaniamento
PeríodoSaldo
Devedor Amortização Juros Prestação
0 49.282,80R$
1 45.175,90R$ 4.106,90R$ 3.917,98R$ 8.024,88R$ 3.917,98R$ 4.106,90R$
2 41.069,00R$ 4.106,90R$ 3.591,48R$ 7.698,38R$ 3.348,08R$ 3.828,56R$
3 36.962,10R$ 4.106,90R$ 3.264,99R$ 7.371,89R$ 2.837,43R$ 3.569,09R$
4 32.855,20R$ 4.106,90R$ 2.938,49R$ 7.045,39R$ 2.380,61R$ 3.327,20R$
5 28.748,30R$ 4.106,90R$ 2.611,99R$ 6.718,89R$ 1.972,69R$ 3.101,71R$
6 24.641,40R$ 4.106,90R$ 2.285,49R$ 6.392,39R$ 1.609,12R$ 2.891,50R$
7 20.534,50R$ 4.106,90R$ 1.958,99R$ 6.065,89R$ 1.285,77R$ 2.695,53R$
8 16.427,60R$ 4.106,90R$ 1.632,49R$ 5.739,39R$ 998,86R$ 2.512,85R$
9 12.320,70R$ 4.106,90R$ 1.305,99R$ 5.412,89R$ 744,93R$ 2.342,54R$
10 8.213,80R$ 4.106,90R$ 979,50R$ 5.086,40R$ 520,83R$ 2.183,78R$
11 4.106,90R$ 4.106,90R$ 653,00R$ 4.759,90R$ 323,69R$ 2.035,78R$
12 0,00-R$ 4.106,90R$ 326,50R$ 4.433,40R$ 150,88R$ 1.897,81R$
Taxa de Juros 7,95%
Sistema de Amortização Constante -SAC
Capital Financiado 49.282,80R$
Nº de prestações 12
Inicio do Finaniamento 0
Amortização
DescontadaPeríodo
Saldo
Devedor Amortização Juros Prestação
Juros
Descontado
88
O cálculo da depreciação dos equipamentos trazidos a valor presente
através do desconto da inflação foi realizada através da equação 5.10 (LEMES
JÚNIOR, 2005):
�� = �!�∗).) �����!<=�� (5.10)
Onde:
�� = Depreciação dos equipamentos �E = Custo de implantação n = período
A tabela geral da parte econômica, pode ser encontrada no apêndice I, deste
documento. Neste anexo apresenta-se o fluxo de caixa, o fluxo de caixa acumulado,
a TIR e o VPL. A TIR foi calculado de acordo com a equação 4.2 e o VPL da
equação 4.1. No Excel essas funções já estão modeladas, podendo ser utilizadas da
mesma forma.
Para a simulação inicial com 30% de investimento e o empréstimo de 70%,
resultou um valor de VPL é negativo de R$ -81.718,56 o isso é um indicio da
inviabilidade do investimento nessas condições. Isso também pode ser observado
na FIGURA 5.12, fluxo de caixa líquido.
FIGURA 5.10: FLUXO DE CAIXA LÍQUIDO
FONTE: AUTOR
Sendo assim elaborou-se uma análise de sensibilidade variando dois
parâmetros, o primeiro: o nível de investimento com a finalidade de analisar como
-60000
-50000
-40000
-30000
-20000
-10000
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Sald
o A
cum
ula
do
(R
$)
Período (anos)
FLUXO DE CAIXA LIQUIDO EM CADA PERÍODO
89
reage o VPL e a TIR, o segundo: o valor da tarifa considerando o melhor caso de
financiamento, aumentando-se a tarifa até o investimento se tornar economicamente
viável. Os resultados dessas simulações estão apresentados na TABELA 5.11,
dados em vermelho sinalizam valores de VPL negativos.
TABELA 5.11: ANÁLISE DE SENSIBILIDADE
FONTE: AUTOR
Como pode-se perceber a partir da TABELA 5.11 o caso ótimo é quando o
investidor não realiza empréstimos e o valor da tarifa dever ser no mínimo 1,53
R$/kWh. A partir desse ponto o investimento torna-se economicamente viável.
5.2.7 PROJETO ELÉTRICO
Essa etapa deve ser realizada por um profissional com registro no Conselho
Regional de Engenharia e Agronomia. Esse deve elaborar os seguintes documentos:
EmprestimoCapital
proprio
Tarifa de
energia VPL TIR TMA
Decisão
70% 30% 81.718,56-R$ - Não Invista
60% 40% 76.127,16-R$ - Não Invista
40% 60% 64.944,36-R$ 1% Não Invista
20% 80% 53.761,56-R$ -2% Não Invista
0% 100% 42.578,76-R$ -4% Não Invista
70% 30% 71.594,51-R$ - Não Invista
60% 40% 66.003,11-R$ - Não Invista
40% 60% 54.820,31-R$ - Não Invista
20% 80% 43.637,51-R$ -3% Não Invista
0% 100% 32.454,71-R$ 0% Não Invista
70% 30% 54.391,22-R$ - Não Invista
60% 40% 48.799,82-R$ - Não Invista
40% 60% 37.617,02-R$ - Não Invista
20% 80% 26.434,22-R$ 2% Não Invista
0% 100% 15.251,42-R$ 4% Não Invista
70% 30% 37.652,89-R$ - Não Invista
60% 40% 32.061,49-R$ - Não Invista
40% 60% 20.878,69-R$ 1% Não Invista
20% 80% 9.695,89-R$ 5% Não Invista
0% 100% 1.486,91R$ 8% Invista
1,17
1,53
7.27
Simulações
0,39
0,8
90
• Memorial descritivo contendo todas as características técnicas da
medição e geração;
• Esquema multifilar;
• Planta de situação;
• Projeto da instalação;
• Tabela de distribuição de Carga;
• Detalhes da carga instalada;
• ART do responsável técnico;
• Licença previa ou dispensa, emitida pelo Instituto Ambiental do
Paraná, IAP.
São realizados nessa etapa, o projeto do diagrama multifilar e a planta de
situação, dimensionados os cabos, quadros e proteções caracterizando o projeto de
instalação. Os detalhes da carga já foram apresentados no item 5.2.4 e a licença
ambiental é abordada no item a seguir. O memorial descritivo é basicamente a união
dos itens 5.2.4, 5.2.5 e 5.2.7. Os projetos encontram-se nos apêndices II e III.
Uma vez que o inversor e o aerogerador foram escolhidos, são
dimensionados o quadro de proteção de corrente alternada, quadro de proteção
corrente contínua e os cabos.
A caixa de conexão do aerogerador consiste apenas de um conector que
conecta os fios que descem pela torre com os fios que entram no inversor de
frequência esse deve suportar uma corrente de 20.45 A, corrente máxima de saída
do aerogerador, calculada na secção 5.2.5.
5.2.7.1 QUADRO DE PROTEÇÃO DE CORRENTE CONTÍNUA.
O quadro de proteção de contínua deve conter no mínimo dispositivos que
permitam a desconexão manual do sistema e que protegem contra surtos
atmosféricos. A desconexão manual se faz necessária, para manutenção ou para
desconexão forçada caso ocorra algum problema e as outras proteções não atuem,
além de ser uma das exigências da COPEL.
O dispositivo protetor de surto, DPS, deve suportar tensão máxima VDC =
220. Sendo assim foi escolhido um DPS comercial com as seguintes especificações
20 kA - 660V, da fabricante GE.
91
A chave de desconexão de corrente contínua deve ser bifásica e suportar o
mesmo nível de tensão e corrente sendo assim a chave escolhida foi de 25 A.
5.2.7.2 QUADRO DE PROTEÇÃO DE CORRENTE ALTERNADA.
Esse é o quadro que recebe a saída do inversor nos níveis de tensão e
freqüência da rede elétrica que será conectada.
As características da rede são 220/127 V a 60 Hz. Para o inversor conectado
a esse quadro deve-se inserir um disjuntor tripolar, o dimensionamento desse
disjuntor segue na equação 5.11(CREDER, 1991).
�HRK = ?� × b × 3 (5.11)
b = �HRK?� × 3
b = 4600127 × 3
b = 12.07/1 onde:
Ptri: potência máxima trifásica na saída do inversor;
Vfn: tensão entre fase e neutro da rede;
I: corrente entregue ao sistema por cada fase do inversor.
Sendo assim um disjuntor trifásico de 20 A (valor comercial) é adequado
para proteção dos equipamentos. Como essa é a única fonte de energia o disjuntor
do quadro de proteção de corrente alternada também será de 20 A.
Serão necessários aqui DPS de corrente alternada. Sendo assim foi
escolhido um DPS comercial com as seguintes especificações 175V-20kA (valor
comercial).
5.2.7.3- CONDUTORES
Como as correntes de operação dos circuitos já estão dimensionadas os
condutores devem possuir capacidade de condução de corrente superior à corrente
nominal dos disjuntores, sendo assim estarão protegidos.
92
Os condutores utilizados serão de cobre e dimensionados de acordo com a
TABELA 36 da NBR 5410, que define a capacidade de condução para esse tipo de
condutor com isolação em PVC a temperatura de 70°C e serve para corrente
contínua e corrente alternada.O condutor encontrado foi de 4mm².
Para os itens 5.2.7.1, 5.2.7.2 e 5.2.7.3 não foram estabelecidas marcas
específicas, pois existem diversos fabricantes desses materiais com valores de
mercado bem parecidos.
5.2.8 CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
Com os projetos em mãos e com a certeza de que o projeto é
economicamente viável a próxima e última etapa é entrar em contato com o IAP
para conseguir o licenciamento ambiental.
Pesquisando no site do IAP sobre esse aspecto, encontra-se dificuldade,
pois não existe ainda um modelo que oriente os interessados em microgeração
distribuída, nem tão pouco uma legislação especifica sobre isso. No entanto essa
não é uma situação somente do Paraná, pois ao buscar esse documento em outros
institutos ambientais do Brasil não existe um modelo que oriente ao interessado em
conseguir essa licença.
Entretanto como se trata de inserir um aerogerador no meio urbano em cima
de uma propriedade já construída, acredita-se que não haja muitas dificuldades de
se conseguir essa liberação, sendo assim a orientação é entrar em contato com o
IAP, com os projetos em mãos e verificar qual o procedimento para conseguir essa
licença.
Com a licença e todos os documentos do item 5.2.7, deve-se entrar em
contato com a COPEL e a partir desse momento seguir o fluxo apresentado na
TABELA 2.3.
93
TABELA 2.3- ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DO PROJETO DE MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Etapa Observações
I Consulta de acesso Ficha de dados cadastrais, Anexo IV da NTC905100, ou
anexo I deste documento. II Informação de Acesso Emissão pela COPEL
III Solicitação de Acesso Memorial descritivo, localização, arranjo físico, esquemas trifilares, Anexo III da NTC 905100, formulário de registro
de usina eólica, ou anexo II deste documento.
IV Parecer de acesso Emissão pela COPEL.
V Realização das Obras Antes de iniciar o consumidor deverá encaminhar as
especificações, desenhos e modelos para conferência da COPEL.
VI Vistoria e liberação para
operação O acessante deverá comunicar a conclusão das obras para
COPEL realizar uma vistoria e liberar a operação. FONTE: Adaptado da NTC905100 (2012)
As fichas que deveram ser preenchidas seguem em anexo a este
documento, anexo 1 e 2.
As obras devem ser iniciadas somente depois da emissão da Copel e o
prazo máximo para a finalização desse processo, ou seja, a vistoria e liberação para
operação é de 82 dias.
94
6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
A geração distribuída é um sistema novo no Brasil, no entanto, como o país
está localizado na região tropical, surgem grandes potenciais de geração de energia
solar e eólica. A matriz energética brasileira é basicamente constituída por
hidrelétricas, essas possuem uma energia firme elevada se comparada a fontes
renováveis. Porém, devido aos grandes impactos ambientais dos reservatórios das
mesmas os empreendimentos que estão sendo liberados para construção, são
usinas a fio d’agua.
Usinas térmicas operam no sistema de faturamento feed in, ou seja,
recebem mesmo sem a produção de energia. Recebem pela disponibilidade, porém
essas estão sendo acionadas com frequência deixando de ser um sistema
coadjuvante para ser uma forma essencial de atender a demanda. O que está contra
a corrente mundial de não emissão de GEEs.
Nesse contexto surge esse trabalho com a finalidade de elaborar uma
metodologia para instalação de microgeração eólica, haja visto que essa interage de
maneira complementar à energia hidráulica, ou seja, momentos de maior incidência
de vento são justamente os momentos de seca, sendo assim poderia-se minimizar o
efeito da sazonalidade das hidráulicas, e evitar o uso demasiado de termoelétricas.
A regulamentação referente a GD no Brasil é muito recente, datando de
aproximadamente um ano e meio o surgimento da primeiro REN 482/2012 da
ANEEL a respeito desse ponto específico. Esta REN determina que as
concessionárias como a COPEL, criem suas normas especificas com a finalidade de
orientar os consumidores.
No final do ano de 2012, oito meses depois da publicação da REN da
ANEEL, a COPEL atualizou a NTC 915100, porém mesmo com essa norma ainda é
difícil entrar no sistema de distribuição da mesma. Essa NTC exige documentos que
os órgãos responsáveis ainda não estão preparados para emitirem como exemplo a
licença do IAP.
A metodologia proposta foi aplicada à inserção de geração eólica no prédio
de engenharia elétrica da Universidade Federal do Paraná. A metodologia se
95
mostrou muito eficaz quando aplicada no estudo de caso, a mesma pode ser
realizada por qualquer consumidor que tenha interesse em geração eólica.
O empreendimento é tecnicamente viável, no entanto o potencial eólico da
capital paranaense é muito baixo apresentando um fator de capacidade de 7%.
Assim sendo foi necessário o uso de outra base de dados para aplicação da
metodologia, com os ventos do Rio Grande do Sul o fator de capacidade subiu para
20%.
Esse empreendimento ainda não é viável economicamente para os valores
da tarifa da COPEL. Porém, chegou-se ao valor de 1,53 R$/kWh a partir desse valor,
o empreendimento eólico seria viável economicamente, considerando um cenário
onde o investidor não realize empréstimo.
Para trabalhos futuros indica-se a adaptação dessa metodologia para outras
fontes renováveis de energia. Quanto a inserção de aerogeradores no meio urbano
Indica-se também o estudo mais detalhado sobre disposição de aerogeradores,
analisando fatores de aceitação da população, nível de ruído, dentre outros.
Indica-se como estudo futuros verificar a influência desses aerogeradores no
sistema de distribuição da concessionária.
Para a simulação econômica indica-se ainda como trabalho futuro analisar
esse projeto caso os impostos sobre equipamentos utilizados não fossem taxados,
ou seja, com o subsídio do governo.
96
REFERÊNCIAS
ABREU FILHO, J. C. F. de. et al. Finanças Corporativas. 8. ed. Rio de Janeiro: Editora FGV, 2007. 151p.
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APÊNDICES
Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tarifa 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39
DRE
Receita Bruta 2070,329 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868
(=) Receita Bruta Total 2070,329 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868 2070,328868
(-) Impostos sobre a receita bruta 9,30% 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54 192,54
PIS/PASEP 1,65% 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16 34,16
COFINS 7,65% 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38 158,38
(=) Receita Operacional 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79 1877,79
(-) Custos/ Despesas Operacionais 3540,903289 3302,329093 3079,923764 2872,591492 2679,310731 2499,129169 2331,159036 2174,572728 2028,59873 1892,517814 1765,659497 1647,398738 1537,152855 1434,378655 1338,569763 1249,254118 1165,991653 1088,372129 1016,013105 948,558063
Operação e Manutenção 1,00% 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868 20,70328868
Depreciação equipamentos (anos) 20 3520,2 3281,625804 3059,220475 2851,888203 2658,607442 2478,425881 2310,455748 2153,869439 2007,895441 1871,814525 1744,956209 1626,695449 1516,449566 1413,675367 1317,866474 1228,550829 1145,288365 1067,66884 995,3098164 927,8547743
(=) Resultados Operacional -1663,12 -1424,54 -1202,14 -994,80 -801,52 -621,34 -453,37 -296,78 -150,81 -14,73 112,13 230,39 340,64 443,41 539,22 628,53 711,80 789,42 861,78 929,23
1663,12 1424,54 1202,14 994,80 801,52 621,34 453,37 296,78 150,81 14,73 112,13 230,39 340,64 443,41 539,22 628,53 711,80 789,42 861,78 929,23
(-) 6945,3546 6269,844727 5653,586991 5091,167678 4577,634722 4108,460003 3679,504624 3286,986953 2927,453209 2597,750392 2295,001377 2016,582003 0 0 0 0 0 0 0 0
Remuneração do Capital Próprio 6,00% 3027,372 2921,766 2816,16 2710,554 2604,948 2499,342 2393,736 2288,13 2182,524 2076,918 1971,312 1865,706 0 0 0 0 0 0 0 0
Juros do Financiamento 7,95% 3917,98 3348,08 2837,43 2380,61 1972,69 1609,12 1285,77 998,86 744,93 520,83 323,69 150,88 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
(=) Resultado antes do IR -8608,47 -4845,30 -4451,45 -4096,36 -3776,11 -3487,12 -3226,13 -2990,20 -2776,64 -2583,02 -2182,87 -1786,19 340,64 443,41 539,22 628,53 711,80 789,42 861,78 929,23
8608,469605 4845,303917 4451,45151 4096,364469 3776,112275 3487,119117 3226,13387 2990,202508 2776,642762 2583,020861 2182,872591 1786,192458 340,6354286 443,4096278 539,2185205 628,5341657 711,7966299 789,4161545 861,7751782 929,23022038608,469605 4845,303917 4451,45151 4096,364469 3776,112275 3487,119117 3226,13387 2990,202508 2776,642762 2583,020861 2182,872591 1786,192458 340,6354286 443,4096278 539,2185205 628,5341657 711,7966299 789,4161545 861,7751782 929,2302203
(-) Impostos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 81,75250288 106,4183107 129,4124449 150,8481998 170,8311912 189,4598771 206,8260428 223,0152529
IRPJ 15,00% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 51,0953143 66,51144417 80,88277807 94,28012486 106,7694945 118,4124232 129,2662767 139,384533
CSLL 9,00% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30,65718858 39,9068665 48,52966684 56,56807492 64,06169669 71,04745391 77,55976604 83,63071982
-8608,47 -4845,30 -4451,45 -4096,36 -3776,11 -3487,12 -3226,13 -2990,20 -2776,64 -2583,02 -2182,87 -1786,19 258,88 336,99 409,81 477,69 540,97 599,96 654,95 706,21
(=) Resultado Líquido 8608,469605 4845,303917 4451,45151 4096,364469 3776,112275 3487,119117 3226,13387 2990,202508 2776,642762 2583,020861 2182,872591 1786,192458 258,8829258 336,9913171 409,8060756 477,685966 540,9654387 599,9562774 654,9491354 706,2149674
FLUXO DE CAIXA ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Resultado Líquido -8608,47 -4845,30 -4451,45 -4096,36 -3776,11 -3487,12 -3226,13 -2990,20 -2776,64 -2583,02 -2182,87 -1786,19 258,88 336,99 409,81 477,69 540,97 599,96 654,95 706,21
(+) Depreciação 3520,2 3281,625804 3059,220475 2851,888203 2658,607442 2478,425881 2310,455748 2153,869439 2007,895441 1871,814525 1744,956209 1626,695449 1516,449566 1413,675367 1317,866474 1228,550829 1145,288365 1067,66884 995,3098164 927,8547743
(+) Remuneração do Capital Próprio 3027,372 2921,766 2816,16 2710,554 2604,948 2499,342 2393,736 2288,13 2182,524 2076,918 1971,312 1865,706 0 0 0 0 0 0 0 0
(+) Financiamento 49282,8
(-) Amortização do Financiamento 0 4106,90 3828,56 3569,09 3327,20 3101,71 2891,50 2695,53 2512,85 2342,54 2183,78 2035,78 1897,81
(-) Investimento 21121,2
Fluxo de Caixa Líquido 28161,6 -6167,80 -2470,48 -2145,16 -1861,13 -1614,27 -1400,85 -1217,47 -1061,05 -928,77 -818,07 -502,39 -191,60 1775,33 1750,67 1727,67 1706,24 1686,25 1667,63 1650,26 1634,07
(=) Saldo Acumulado 28161,6 21993,80 19523,33 17378,17 15517,04 13902,77 12501,93 11284,45 10223,40 9294,63 8476,56 7974,18 7782,57 9557,91 11308,57 13036,24 14742,48 16428,74 18096,36 19746,62 21380,69
ANEXOS
ANEXO I Anexo III da Resolução Normativa n. 391/2009 FORMULÁRIO DE REGISTRO DE USINA EÓLICA
Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração – SCG
SGAN 603 Módulo J 2º andar CEP 7 0.830-030 Brasília - DF Telefone (61) 2192-8750
1. IDENTIFICAÇÃO
Proprietário Nome
Telefone
( ) Fax
( )
Endereço
CEP:
Município
UF
CNPJ/CPF
Usina Denominação
Telefone
( ) Fax
( )
Endereço
CEP:
Município
UF
Coord. geográficas: Latitude
Longitude
2. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DA USINA
Usina Eólica - EOL Potência Instalada Total Bruta (kW):
Nº de Unidades Geradoras:
Geração Híbrida: ( ) Não Possui ( ) Possui -Especificar:
Geradores Potência
(kVA)
Tensão
(kV)
Fator de Potência
(cos φ) Data de Conclusão da Implantação
01
02
Declaro que as informações prestadas neste documento correspondem ao empreendimento em referência e estão de acordo com a legislação aplicável, em especial com o disposto nas Resoluções da ANEEL que tratam sobre a outorga de empreendimentos de geração. Declaro ainda que o referido empreendimento encontra-se com suas obras de construção concluídas e em plenas condições de operação. Estou ciente de que declarações falsas ou inexatas caracterizam crime de falsidade ideológica (art. 299 do Código Penal). Local_____________________________
Data______________________________
NOME DO PROPRIETÁRIO OU REPRES. LEGAL DO EMPREENDIMENTO
Assinatura
NOME DA CENTRAL GERADORA (OU DO CLIENTE, EM CASO DE MICRO OU MINIGERAÇÃO) CNPJ / CPF
ENDEREÇO BAIRRO
MUNICÍPIO
COORDENADAS DO PONTO DE CONEXÃO (FORNECER NOS DOIS FORMATOS): EM UTM EM GEO SAD69
NÚMERO DA UNIDADE CONSUMIDORA (SE JÁ FOR CLIENTE DA COPEL)
RESPONSÁVEL TELEFONES
ENDEREÇO ELETRÔNICO
FICHA DE DADOS CADASTRAIS IDENTIFICAÇÃO DA CENTRAL GERADORA
CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO FONTE PRIMÁRIA
[ ] CGH [ ] PCH [ ] UHE [ ] BIOMASSA [ ] EÓLICA [ ] BIOGÁS [ ] ÓLEO DIESEL [ ] OUTRA:
BALANÇO DE ENERGIA
CAPACIDADE DE GERAÇÃO: kW CARGA INSTALADA: kW MÁXIMA POTÊNCIA INJETÁVEL: kW
GERADOR – TIPO 1
QUANTIDADE: TENSÃO NOMINAL: V POTÊNCIA NOMINAL: kW [ ] SÍNCRONO [ ] ASSÍNCRONO FATOR DE POTÊNCIA: CONTROLE DE REATIVOS: [ ] SIM [ ] NÃO
GERADOR – TIPO 2
QUANTIDADE: TENSÃO NOMINAL: V POTÊNCIA NOMINAL: kW [ ] SÍNCRONO [ ] ASSÍNCRONO FATOR DE POTÊNCIA: CONTROLE DE REATIVOS: [ ] SIM [ ] NÃO
DATA PREVISTA PARA ENTRADA EM OPERAÇÃO
1ª ETAPA: kW / /
2ª ETAPA: kW / /
3ª ETAPA: kW / /
, de de .
ASSINATURA DO RESPONSÁVEL
OBS.: 1. Anexar documentos necessários conforme seção 3.1 dos Procedimentos de Distribuição. 2. Apresentar documentos que comprovem a regularidade perante a Aneel (ofícios, despachos, autorizações, etc.) 3. O proprietário é o responsável legal pelas informações prestadas.
![A7p2-Eletrotécnica-Exercicios [Modo de Compatibilidade] · A inserção de um banco de capacitores em paralelo pode solucionar o problema de sobrecarga. Deve-se determinar o fp mínimo](https://img.document.onl/doc/110x75/5be4a1ab09d3f20a668d1739/a7p2-eletrotecnica-exercicios-modo-de-compatibilidade-a-insercao-de-um.jpg)
