O terceiro caso estudado foi o do Hospital das Clínicas da Universidade de Campinas, estudado por GONZALES (2002). Este caso é interessante para ser Figura 44 - Relatório com os resultados da simulação para o caso do supermercado.
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento utilizado - Motor GE J612 GS 2MW
Quantidade - 1
Potência Instalada [kW] - 1.990
Dimensão do Chiller [TR] 480 600
Necessidade de chiller de queima direta - Não
Dimensão do chiller de queima direta [TR] - 0
Energia elétrica gerada por ano [kWh/ano] - 9.297.280
Energia térmica gerada por ano [kWh/ano] - 8.169.926
Potência contratada da Rede na Ponta [kW] 1.200 60
Potência contratada da Rede Fora da Ponta [kW] 1.600 80
Energia elétrica da rede consumida por ano [kWh/ano] 7.745.184 552.571 Consumo anual de gás natural pela CAG de queima direta [m³/ano] - 0
Consumo anual de gás natural pelo(s) equipamento(s) [m³/ano] - 2.162.204,9 Combustível utilizado na caldeira Gás natural Gás natural
Consumo anual de gás natural pela caldeira [m³] 0,0 0,0
Consumo anual de óleo combustível pela calderia [m³] 0 0,0
Custo anual de Energia Elétrica [R$] R$ 2.212.294,1 R$ 146.950,7
Custo anual com combustível [R$] R$ 0,0 R$ 2.496.580,7
Custo anual Extra de Operação e Manutenção da Planta [R$] - R$ 204.540,2 Custo anual com Manutenção do Ar Condicionado [R$] R$ 77.280,0 R$ 41.400,0 Custo com reposição de água e tratamento químico do AC [R$] R$ 2.400,0 R$ 3.000,0
Total de despesas operacionais [R$] R$ 2.291.974,1 R$ 2.892.471,6 Preço médio de venda de Energia Elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de Energia Elétrica [R$] - R$ 0,00
Calor útil para cogeração [kW] - 1.749
Fator de Utilização de Energia (FUE) - 81,08%
Índice de geração de potência (IGP) - 74,00%
Fator de poupança de energia (S) - 35,61%
Qualificação da coegração pela ANEEL - QUALIFICADO
Custo total de Operação da Planta [R$] R$ 2.212.294,10 R$ 2.892.471,59
Custo total de Instalação da planta [R$] R$ 6.309.299,60
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhe] 0,679
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,361
Custo da Energia - COE [R$/kWh gerado] 0,202
Tempo de projeto (anos) 10 anos
Economia operacional anual da planta [R$] -R$ 635.777,49
Economia operacional anual da planta [%] -28,74%
Taxa Interna de Retorno (TIR) 0,00%
PAY-BACK (anos) 0,00
RESULTADOS DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Custos
Venda de Energia Elétrica
Desempenho energético da Cogeração
Resultados Financeiros Equipamento Selecionado
Geração de Energia
81
analisado, pois a planta disponibiliza as demandas de eletricidade, vapor e água gelada durante os diferentes meses. Para este caso, foi estudado a viabilidade da implantação de trigeração no sistema.
Os dados sobre as demandas (elétrica, vapor e água gelada) do hospital foram obtidos por NIPE (2002). Esses dados foram inseridos na aba “Demandas” gerando os gráficos apresentados na Figura 45, Figura 46 e Figura 47. No caso da demanda térmica foi considerado (GONZALES, 2002) que as demandas nos dias de semana são iguais as dos fins de semana.
Figura 45 – Curva de demanda elétrica no caso do hospital.
Figura 46 – Curva de consumo elétrico no caso do hospital.
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 0 2 4 6 8 10 12 De m an d a El étr ic a [kW ] Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda na Ponta Demanda Fora da Ponta 0,00 200000,00 400000,00 600000,00 800000,00 1000000,00 1200000,00 1400000,00 1600000,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Co n su m o El étr ico [ kW h ] Mês do ano
Curva de Consumo Elétrico
Consumo na Ponta Consumo Fora da Ponta
82
Figura 47 – Curva de demanda térmica diária no caso do hospital.
A partir das curvas obtidas na aba “Demandas”, foram retirados os dados de entrada da planilha, mostrados na Tabela 38 e na Tabela 39. Além disso, para os cálculos da compra de eletricidade foi utilizada (GONZALES, 2002) a tarifa do tipo A4. Para o rendimento da caldeira foi considerado (SOUZA, 2011) o valor de 91%. Assim como no caso do supermercado uma eficiência de 90% foi adotada para os trocadores de calor. O tempo de projeto adotado (GONZALES, 2002) foi de 20 anos.
Tabela 38 – Entradas de demanda elétrica no caso do hospital.
DEMANDA ELÉTRICA
Potência contratada de Ponta [kW] 1.700
Potência contratada Fora de Ponta [kW] 2.100
Fator de Carga na Ponta 86%
Fator de Carga Fora da Ponta 87%
Consumo de Energia Elétrica na Ponta [kWh/ano] 1.105.272
Consumo de energia Elétrica Fora da ponta [kWh/ano] 14.404.068
Consumo total de energia elétrica [kWh/ano] 15.509.340
Tarifa de Energia Elétrica Azul – A4
0,00 500,00 1.000,00 1.500,00 2.000,00 2.500,00 3.000,00 3.500,00 4.000,00 0 5 10 15 20 kW Tempo [horas]
Demanda térmica diária
83
Tabela 39 – Entradas de demanda térmica no caso do hospital. DEMANDA TÉRMICA (sem Cogeração)
Demanda térmica da caldeira nos dias de semana [kW] 1.904,04
Demanda térmica da caldeira no fim de semana [kW] 1.904,04
Demanda térmica para refrigeração nos dias de semana [kW] 1.672,00
Demanda térmica para refrigeração no fim de semana [kW] 1.672,00
Fator de Carga Térmico da caldeira nos dias de semana 83%
Fator de Carga Térmico da caldeira no fim de semana 83%
Fator de Carga térmico de refrigeração nos dias de semana 78%
Fator de Carga térmico de refrigeração no fim de semana 78%
Tarifa de Combustível Industrial
Consumo de energia térmica da CAG nos dias de semana [kWh/ano] 8.217.436
Consumo de energia térmica da CAG no fim de semana [kWh/ano] 3.274.381
Consumo de energia térmica da caldeira nos dias de semana [kWh/ano] 9.899.332
Consumo de energia térmica da caldeira no fim de semana [kWh/ano] 3.944.562
Consumo Total de energia térmica na Caldeira [kWh/ano] 13.843.894
Consumo total de energia térmica [kWh/ano] 25.335.711
Consumo anual de combustível sem cogeração [m³] 1.390.514,2
Para o caso do sistema não ser capaz de gerar toda potência térmica necessária, o déficit de energia térmica será suprido mediante queima adicional de combustível na caldeia. Para possibilitara a analise supondo que o suprimento de calor seja feito por queima adicional de óleo combustível, foi obtida uma média do preço do óleo combustível no ano de 2013, no valor de 1.750 R$\m³ (US Energy Information Administration, 2013).
No caso de produção excedente de energia elétrica, considerou-se (GONZALES, 2002) que o excedente poderia ser vendido ao campus da UNICAMP. Dessa forma, foi selecionada a opção de venda do excedente por um valor de 0,16 R$\kWh, mesmo adotado por SOUZA (2011), como pode ser visto na Tabela 40.
Tabela 40 – Venda de energia excedente no caso do hospital.
VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA
Deseja vender energia elétrica excedente? Sim
Preço para venda de energia elétrica [R$/kWh] 0,16
A Figura 48 apresenta os dados calculados pela planilha para auxiliar na seleção dos equipamentos. Observa-se, a partir da Figura 48, que a partir da razão elétrico-térmica calculada para esta planta, é recomendada a utilização de motores a combustão interna
84
ou de turbinas a gás. A Figura 48 também apresenta os dados sobre a demanda elétrica do sistema com cogeração. A demanda elétrica da planta com cogeração é diferente da demanda elétrica da planta sem cogeração, já que o chiller elétrico da planta sem cogeração é substituído por um chiller de absorção.
A fim de se encontrar o ponto de operação econômica para o projeto de cogeração, forma feitas simulações com equipamentos distintos e seus resultados comparados. A partir de uma análise preliminar alguns resultados importantes foram obtidos:
O alto preço do óleo combustível em 2013 fez com que as simulações, utilizando queima adicional de óleo combustível, fossem sempre desfavoráveis, se comparadas com as simulações utilizando queima adicional de gás natural, para o caso estudado;
Nenhuma das simulações utilizando as turbinas a gás, disponíveis no banco de dados da planilha, apresentou viabilidade econômica. A Tabela 41 apresenta alguns resultados de duas dessas simulações, em ambos os casos houve prejuízo operacional da planta. Os altos custos do gás natural são possíveis causas da inviabilidade desse tipo de tecnologia, para o caso estudado;
As simulações utilizando motores de combustão interna se mostraram economicamente viáveis. 0,587 Recomendado Recomendado 1.573 1.173 10.787.618 762.475 11.550.093 SELEÇÃO DO EQUIPAMENTO
Geração Elétrica com cogeração Relação Elétrico-térmica da planta
Equipamentos Recomendados Motor de Combustão Interna
Turbina a gás Microturbina Turbina a Vapor
Demanda Elétrica a ser gerada fora da ponta [kW] Demanda Elétrica a ser gerada na ponta [kW]
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido fora da ponta [kWh] Consumo de Energia Elétrica a ser suprido na ponta [kWh]
Consumo Total de Energia Elétrica a ser suprido [kWh]
85
Tabela 41 – Exemplos de resultados obtidos com turbinas a gás para o caso do hospital. Equipamento Custo de combustível [R$] Custo com energia elétrica da rede [R$] Faturamento com venda de energia elétrica [R$] Custo anual com O&M do equipamento [R$] Prejuízo operacional anual da planta [%] TURBINA 1.15MW 5.587.191,9 694.743,2 0,0 258.914,2 0,5% Turbina CENTAUR40 3.5MW 9.741.022,2 206.254,7 2.052.386,24 474.129,9 28%
Com isso, foram simuladas configurações de cogeração utilizando cinco motores diferentes e queima adicional com gás natural. A Tabela 42 compara os resultados obtidos para cada um dos motores analisados.
Tabela 42 – Comparação dos resultados obtidos para o caso do hospital com diferentes motores.
ANÁLISE DE COGERAÇÃO UTILIZANDO MOTOR DE COMBUSTÃO INTERNA Equipamento Motor GE J612 GS Motor GE J624 GS Motor GE J420 GS Motor GE J416 GS Motor GE J620 GS Quantidade 1 1 1 1 1 Potência Elétrica [kW] 1.990 4.008 1.426 1.137 3.332 Calor útil para recuperado [kW] 1.749 3.483 1.479 1.182 2.910
Energia elétrica gerada
[kWh/ano] 13.945.920 28.088.064 9.993.408 7.968.096 23.350.656 Energia térmica gerada
[kWh/ano] 12.935.717 25.764.912 10.938.437 8.741.429 21.524.021 Consumo de energia elétrica da
rede [kWh/ano] 775.467 775.467 1.061.834 3.012.087 775.467 Custo com energia elétrica
[R$/ano] 206.255 206.255 273.912 721.331 206.255 Consumo de gás natural do
equipamento [m³/ano] 3.243.307 6.442.766 2.491.341 1.996.342 5.405.477 Queima adicional Sim Não Sim Sim Sim
Combustível Gás natural - Gás natural Gás natural Gás natural Consumo adicional de
combustível [m³/ano] 1.671.742 0 1.947.114 2.250.023 487.641 Custo total com combustível
[R$/ano] 5.466.476 7.114.647 4.952.304 4.745.069 6.521.661 Custo operacional total [R$/ano] 6.099.569 8.002.691 5.586.086 5.777.662 7.314.957
Faturamento com venda de
energia elétrica [R$] 342.434 2.605.177 - - 1.847.192 FUE [%] 83,2% 83,9% 84,3% 84,0% 83,3% Economia operacional [%] 10,7% 16,2% 13,5% 10,8% 14,0%
TIR [%] 10,5% 9,5% 18,7% 17,7% 10,1%
86
A partir da Tabela 42, é possível observar para todos os equipamentos analisados o fator de utilização da energia (FUE) calculado foi maior que 80%, o que indica um eficiente aproveitamento da energia. Além disso, em todos os casos houve uma redução anual dos custos maior que 10%. A maior economia operacional encontrada foi de 16,2% para o motor GE J624 GS, devido ao elevado faturamento com venda de excedente de energia elétrica. Contudo, foi considerado como sendo o ponto de operação econômica da planta (ponto de operação em que os fatores econômicos são mais vantajosos) a instalação do motor GE J420 GS já que a economia operacional foi uma das maiores, de 13,5%, e ainda obteve o maior TIR, 18,7%, e menor pay-back, 8 anos, dentre os motores analisados. Além disso, é o motor que traz o maior aproveitamento de energia, de acordo com o FUE calculado de 84,3%. Esses critérios são importantes pois representam o retorno do investimento feito e a eficiência global do sistema de cogeração.
A Figura 49 e a Figura 50 mostram que o motor GE J420 GS não é capaz de suprir toda demanda elétrica e térmica do hospital, o que justifica o elevado custo com compra de energia elétrica adicional da rede e com combustível. Porém, é a opção mais viável economicamente para instalação de acordo com os resultados apresentados na Tabela 42
.
Isso destaca a importância de se realizar simulações antes de se tomar uma decisão em um projeto de engenharia. Os resultados mais detalhados da simulação da cogeração, tais como o relatório final do projeto de cogeração e os gráficos comparativos de custos, com o motor GE J420 podem ser vistos no Apêndice B.87
Figura 49 – Comparação entre as demandas elétricas e a potência gerada pelo equipamento no caso do hospital.
Figura 50 – Comparação entre a demanda térmica nos fins de semana e o calor recuperado do equipamento no caso do hospital.
Embora o resultado da simulação do hospital com o motor GE J420 ter sido satisfatório, a implantação da planta de cogeração requer altos investimentos. Assim, apesar da taxa interna de retorno se mostrar atrativa (19%), o pay-back encontrado teve um valor um pouco elevado, o que poderia levar alguns empresários a optar por não implementar a cogeração. 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 0 2 4 6 8 10 12 De m an d a El étr ic a [kW ] Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda na Ponta Demanda Fora da Ponta Potência Instalada [kW] 0,00 500,00 1.000,00 1.500,00 2.000,00 2.500,00 3.000,00 3.500,00 4.000,00 0 5 10 15 20 Tempo [horas]
Demanda térmica diária
Demanda Térmica [kW] Calor útil para cogeração [kW]
88
Um dos parâmetros que tem maior influência no custo operacional de uma planta de cogeração é a tarifa do gás natural. Sabe-se que entre os anos de 2004 e 2011 a tarifa do gás natural para o segmento de cogeração estava sendo reajustada com média anual de 5,5% ao ano. Esta política de preços trazia certa segurança ao investidor pela estabilidade ao longo destes anos (ANDREOS, 2013). No entanto, em maio de 2012 houve um aumento significativo na tarifa, de aproximadamente 31,2% , e em dezembro do mesmo ano ocorreu mais um reajuste de 9,1 % (ANDREOS, 2013). Estes aumentos consecutivos trouxeram bastante insegurança quanto à estabilidade de preços da tarifa de gás natural além de comprometer a viabilidade dos projetos de cogeração a gás natural. Estes reajustes são ilustrados na Figura 51 (ANDREOS, 2013).
Figura 51 – Reajustes na tarifa de gás natural do segmento de cogeração, COMGÁS (ANDREOS, 2013).
Esse fato foi observado nos estudos de caso. No primeiro estudo de caso, utilizado para validação, foram utilizadas as mesmas tarifas do trabalho de SOUZA (2011). Neste caso, o pay-back encontrado foi de 4 anos. Já no caso do supermercado e do hospital, onde as tarifas utilizadas foram as de 2013, não houve viabilidade econômica no caso do supermercado e o pay-back, para o melhor cenário do caso do hospital, foi de 8 anos, o dobro do caso da Fabrica de papel, apesar de ter um porte menor.
89
5 Conclusões
A utilização de sistemas de cogeração como forma de atendimento de demandas térmicas e elétricas em plantas industriais, comerciais ou de grande porte, pode ser uma alternativa para aumentar a eficiência do consumo de recursos energéticos. Em determinadas situações, as centrais de cogeração podem reduzir significativamente os custos de operação de diversas instalações.
Entretanto, cada uma dessas plantas apresenta suas peculiaridades energéticas, ou seja, suas demandas, térmica e elétrica, variam de acordo com tipo de aplicação industrial e com o tamanho da planta. Por isso, antes de se propor uma solução de cogeração definitiva para determinada planta, existe a necessidade de se realizar simulações com diferentes centrais de cogeração, para avaliar o desempenho de cada uma no suprimento das demandas da instalação. Dessa forma, o empreendedor pode optar pelo equipamento que melhor se encaixa em sua estratégia de aplicação.
Neste contexto, o programa computacional COGENERA M12 tinha como objetivo servir de ferramenta para as etapas de mapeamento de demandas e avaliação de soluções, para um projeto de cogeração. Assim, critérios técnicos sobre a eficiência energética, e econômicos sobre o retorno do investimento, serviram para auxiliar na decisão sobre a viabilidade de implementação das propostas de implementação da cogeração.
Os estudos de caso realizados com a utilização do programa mostraram a eficiência e flexibilidade da ferramenta para avaliar diferentes projetos de cogeração para variados tipos de instalações.
A validação feita no primeiro estudo de caso (Fabrica de papel) mostrou, a partir de comparações com resultados publicados, que o programa possui confiabilidade, uma vez que os desvios encontrados entre os resultados da planilha e os reportados foram relativamente pequenos.
Os outros dois estudos de caso avaliaram a viabilidade de implantação de centrais de cogeração utilizando as tarifas atuais de combustível e energia elétrica. O caso do supermercado foi baseado no trabalho de ANDREOS (2013). Porém ao invés de utilizar o sistema em paridade elétrica, como feito por ANDREOS (2013), optou-se por simular um sistema com paridade térmica. A cogeração teve uma eficiência global de 81%, porém foi economicamente inviável, uma vez que o consumo de combustível fazia com
90
que o custo operacional com cogeração fosse cerca de 29% maior que o da planta original.
No caso do hospital, foram simulados diferentes equipamentos para cogeração com a finalidade de se encontrar a operação mais econômica para a planta. Concluiu-se que o melhor resultado da cogeração para o Hospital seria a implantação de um motor GE J420 GS. Este sistema teria uma eficiência global de 84%, uma economia operacional de cerca de 14% ao ano, uma taxa de retorno do investimento de 19% , e o pay-back de 8 anos.
Apesar de o resultado encontrado ter sido satisfatório, devido ao alto porte de investimentos requeridos pela implantação de uma planta de cogeração e à complexidade técnica acoplada a essa tecnologia, muitos empresários optam por implantar uma tecnologia menos eficiente energeticamente, que forneça um retorno de investimento em um prazo mais curto (RAMÓN, 2001). Dessa forma, foi identificado que um dos principais fatores responsáveis por afetar o custo operacional da planta, reduzindo o tempo de retorno do investimento, é o preço do gás natural.
A partir dos estudos desenvolvidos no presente trabalho, pode-se concluir que a implantação de sistemas de cogeração pode ser uma forma de elevar significativamente a eficiência energética de uma planta. Além disso, é possível que esse maior aproveitamento energético traga vantagens financeiras para o empresário que opta pela cogeração com gás natural. Essas decisões podem ser facilitadas pelo emprego da ferramenta desenvolvida.
91
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92
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US Energy Information Administration. 2013. New York Harbor No. 2 Heating Oil
93
APÊNDICE A – BANCO DE DADOS DE EQUIPAMENTOS
Inicialmente, foram embutidas no banco de dados do programa as tabelas da “U.S.
Environmental Protection Agency” de valores típicos para sistemas completos de
cogeração, ciclo topping, utilizando motores, turbinas à gás e microturbinas.
Figura A. 1 - Parâmetros de desempenho típica de sistemas de cogeração usando motores à gás.
94
Figura A. 2 - Parâmetros de performance típica de sistemas de cogeração usando turbinas à gás.
Figura A. 3 - Parâmetros de desempenho típico de sistemas de cogeração usando microturbinas.
95
Também foram inseridos motores de combustão interna à gás natural da linha
Jenbacher da fabricante GE Energy.
Figura A. 4 – Especificações dos motores GE Jenbacheri type 2.
Figura A. 5 - Especificações dos motores GE Jenbacheri type 3.
96
Figura A. 7 - Especificações dos motores GE Jenbacheri type 6.
Para avaliar sistemas de cogeração utilizando turbinas a gás, foram inseridos no banco de dados do programa, dados relativos à turbinas a gás da fabricante Solar
Turbines.
97
Figura A. 9 - Especificações da turbina a gás modelo MARS 100.
98
Figura A. 11 - Especificações da turbina a gás modelo TITAN 130.
99
APÊNDICE B – RESULTADOS DO CASO DO HOSPITAL
COM O MOTOR GE J420 GS.
Figura B. 1 – Tabela de seleção de equipamento para o caso do hospital com o motor GE J420 GS.
100
Figura B. 2 – Balanço de energia do sistema de cogeração para o caso do hospital com o motor GE J420 GS.
Figura B. 3 – Análise dos índices de desempenho energético da cogeração (CHP) para o caso do hospital com o motor GE J420 GS.
101
Figura B. 4 – Relatório completo com os resultados do projeto de cogeração para o caso do hospital com o motor GE J420 GS.