8º CONGRESSO IBEROAMERICANO DE ENGENHARIA MECANICA Cusco, 23 a 25 de Outubro de 2007

8º CONGRESSO IBEROAMERICANO DE ENGENHARIA MECANICA Cusco, 23 a 25 de Outubro de 2007

ANÁLISE TÉCNICA -ECONÔMICA DE UM SISTEMA DE COGERAÇÃO APLICADO A INDÚSTRIA DE PAPEL E CELULOSE

Coronado. C. R, Tuna. C. E, Okawa. R. M, Silveira. J. L

UNESP – Sao Paulo State University – Faculty of Engineering of Guaratinguetá Av. Ariberto Pereira da Cunha, 333 – Guaratinguetá – SP - Brasil

CEP: 12516-410 Tel.: 55-12-3123.2836 www.feg.unesp.br/gose

christian@feg.unesp.br; celso.tuna@feg.unesp.br; renata_okawa@yahoo.com.br; joseluz@feg.unesp.br

Resumo: O setor de papel e celulose trabalha tradicionalmente com sistemas a vapor, nos quais os processos consumidores de calor são associados a extrações de turbinas a vapor de contrapressão ou condensação. Este trabalho avalia técnica e economicamente a proposta de um ciclo térmico composto no primeiro caso por uma turbina de contrapressão e no segundo caso por uma turbina de condensação; ambas atendendo as demandas energéticas de uma empresa em particular do setor de papel e celulose (operando em paridade térmica). O trabalho apresenta a configuração dos sistemas propostos e os índices básicos de avaliação pertinentes à proposta, tais como: rendimento termodinâmico e global, produtividade da caldeira, consumo específico de vapor e combustível, potência gerada (térmica e elétrica/mecânica), identificação de disponibilidade ou déficit de algumas das formas de energia, avaliação preliminar da atratividade econômica do projeto obtendo o custo da eletricidade e do vapor de processo em US$/kWh, receita anual e análise de sensibilidade dependendo do custo de venda da energia elétrica.

Palavras chave: Analise técnica, ciclo rankine, análise energética, cogeração, economia, payback.

1. INTRODUÇÃO

Na segunda metade do século XIX surgiu no Brasil a indústria de papel e celulose. Sendo sua principal matéria prima a madeira, que é utilizada na fabricação de pastas (química e mecânica) empregadas na manufatura de diversas qualidades de papel. Em questão de importância, após a madeira, vem a água e a energia, que por sua vez são consumidas como energia elétrica e térmica, sendo utilizadas para circulação, aquecimento ou evaporação de água. Os combustíveis utilizados neste tipo de planta podem ser os derivados do petróleo, resíduos da própria industria (licor negro), as biomassas florestais e combustíveis alternativos. Para este trabalho foram utilizados os três tipos de combustíveis comumente usados nesta indústria: o óleo combustível A1; o licor negro e a biomassa (cascas / resíduos de madeira). Com a crescente necessidade de economizar as fontes de energia foi estimulado o uso dos sistemas de cogeração, por utilizar técnicas de conservação de energia primaria que visa a produção de energia térmica e mecânica/elétrica simultaneamente. A incorporação de esquemas de cogeração é oportuna em termos econômicos e estratégicos.

Este trabalho compara dois tipos de sistemas propostos para a industria de papel e celulose, um sistema proposto com duas turbinas de contrapressão e o outro sistema proposto com uma turbina de condensação. As turbinas são classificadas quanto o nível de pressão do vapor na saída, por exemplo, a turbina de contrapressão expande toda a vazão de vapor recebida desde uma dada condição inicial, de alta pressão, até níveis de pressão superiores à pressão atmosférica; já no caso da turbina de condensação o vapor na saída se encontra em uma condição de pressão abaixo da pressão atmosférica, potencializando assim a geração de energia elétrica devido a uma grande diferença entálpica.

[Balestieri, 2002]. Nos casos em que a demanda térmica é prioritária sobre a geração elétrica, é freqüente o emprego das turbinas de contrapressão, normalmente operadas com pressão constante do vapor, e tendo as flutuações na geração elétrica supridas pela conexão da unidade de processo à rede da concessionária local. Nas empresas em que a energia elétrica é fator prioritário, tem sido freqüente o emprego de turbinas de condensação e extração, de modo a atender, ainda que parcialmente, às necessidades energéticas das unidades de processo. Em um contexto industrial, os principais fatores que influenciam a decisão de se instalar um sistema de cogeração são: utilização de combustíveis originados no próprio processo e a necessidade de um fornecimento confiável de energia elétrica e/ou mecânica. Neste setor, tem-se utilizado a cogeração, mas não se tem vendido quantidades significativas de energia para as concessionárias. O maior problema que tem existido na transação de excedentes de cogeração tem sido a questão institucional e tarifária, mas não há duvida que é a interligação que permite maximizar os benefícios da cogeração. Com a redução da participação do governo na atividade de geração elétrica; a geração de energia para venda de excedentes está gradualmente passando para a iniciativa privada [Balestieri, 2007].

2. METODOLOGIA E DEMANDAS ENERGÉTICAS

Estas propostas serão realizadas baseando-se na configuração tradicional deste setor com as variantes próprias do trabalho e dados reais de uma conhecida empresa de papel e celulose localizada no estado de São Paulo, contidos no seu Relatório Anual da Célula de Utilidades do ano 2003.

Os consumos térmicos dos processos são de 130 ton/h de vapor a 12 bar e 195°C e 240 ton/h de vapor expandido a 4,5 bar e 152°C. O consumo máximo de combustíveis é de 2160 ton/dia de licor negro e 864 ton/dia de biomassa. A demanda interna de energia elétrica é de 40.000 kW. Os poderes caloríficos inferiores dos combustíveis empregados são: 14000 kJ/kg para o licor negro, cuja densidade é 1480 kg/m³; o PCI biomassa é de 5,72 MJ/kg para cascas (resíduo da própria industria) e 41,7 MJ/kg para o óleo combustível A1.

3. PRIMEIRO SISTEMA PROPOSTO -TURBINAS A CONTRAPRESSÃO COM UMA EXTRAÇÃO Na figura e tabela 1, apresenta-se a configuração proposta para este sistema de cogeração, bem como as condições termodinâmicas das linhas de vapor (temperatura, pressão, entalpia e entropia).

Tabela 1. Principais parâmetros termodinâmicos do primeiro sistema proposto.

Ponto (m) kg/s

(p) MPa

(T)

°C

(h) kJ/kg

(s) kJ/kg °K

1 88 9 490 3361 6,624

2 15 9 490 3361 6,624

3 36 1,2 239 2911 6,783

4 67 0,45 151 2751 6,873

5 67 0,1013 100 419 1,307

6 67 9,2 101 431 1,313

7 36 0,1013 100 419 1,307

8 36 9,2 101 431 1,313

9 103 9,2 101 431 1,313

Fig. 1 – Primeiro sistema proposto, ciclo com T.V de contrapressão.

Os principais componentes do ciclo são:

- Caldeira de Recuperação Química CR1; aquatubular; com queima suplementar (combustível principal: licor negro (ln), combustível secundário: Óleo Combustível A1).

- Caldeira C2: aquatubular, com fornalha e queima suplementar (combustível principal: Biomassa (Bio), combustível secundário: óleo combustível A1).

- Duas turbinas a vapor de contrapressão - Duas bombas

3.1 CONSIDERAÇÕES TECNICAS

No caso da caldeira CR1, esta trabalhará a uma pressão de 9 MPa e uma temperatura de 490 °C, para a caldeira C2, esta trabalhará também a uma pressão de 9 MPa e uma temperatura de 490 °C. Para ambas caldeiras CR1 e C2 consideram-se uma eficiência de 77% e 85% respectivamente. A caldeira CR1 trabalha com licor negro como combustível principal e óleo combustível A1 como combustível secundário. Já a caldeira C2 utiliza como combustível principal, cascas de madeira e óleo combustível A1 como combustível secundário. De acordo com o consumo máximo dos combustíveis dos dados iniciais, considera-se para este primeiro sistema proposto;

23 kg/s para o caso do licor negro e 9 kg/s para o caso da biomassa (cascas). Considera-se uma eficiência isentrópica tanto das turbinas como das bombas de 85% e 80% respectivamente [Wylen, 2003]. Por outro lado, a perda de carga nas caldeiras seria de 0,2 MPa e um valor de 5% de perda na conversão elétrica.

3.2 ANALISE TECNICA

( )

1 1

ln ln

9 1 1

1 . .

.

CR óleo CR

oleó

CR m PCI m PCI

h h n m

+

= −

(1)

( )

2 2

9 2 2

2 . .

.

C óleo C

óleo Bio Bio

C m PCI m PCI

h h n m

+

= −

(2)

W_EIXOTV1=m₃.

(

h₁−h₃

)

(3)

(

1 4

)

4

2 m .h h

W_EIXOTV = −

(4)

( )

bomba

B n

h h W ₁ m⁸. ⁸− ⁷

=

(5)

( )

bomba

B n

h h W ₂ m⁶. ⁶− ⁵

=

(6)

(

3 7

)

3

1 m.h h

E_C = −

(7)

(

_{4 5}

)

4

2 m .h h

E_C = −

(8)

2

1 C

C

C E E

E = +

(9)

1 1

ln ln

1 . _óleoCR. _óleoCR

CR

COMB m PCI m PCI

E = + (10)

2 2

2 _Bio. _{Bio óleoC} . _óleoC

C

COMB m PCI m PCI

E = + (11)

(

WEIXOTV WB

)

nGerEle

Ep₁ = ₁− ₁ × _. (12)

(

W_EIXOTV W_B

)

n_GerEle

Ep₂ = ₂ − ₂ × _. (13)

2

1 Ep

Ep

Ep= + (14)

TOTAL COMB EL E

n = Ep (15)

TOTAL COMB

T E

n = Ec (16)

TOTAL COMB

C

G E

E

n = Ep+ (17)

Bio A

óleo

Bio Bio A

óleo A óleo

COMB m m m

m m

C m

+ +

+

= +

ln 1

ln ln 1

1.Pr .Pr .Pr

(18)

_⎥

⎦

⎢ ⎤

⎣

⎡ ⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

⎛ −

⎥⎦

⎢ ⎤

⎣

⎡ ⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

⎛ −

⎥ +

⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡ ⎟

⎠

⎜ ⎞

⎝

⎛

− + −

= 150

exp 28 42 .

, 10 exp 866 . 5 1 1 .

90 , 0 1 1 . . 784

7 8

,

0 SAIDA SAIDA

V CAL

P H T

C α

*

(19)

⎥⎦

⎢ ⎤

⎣

⎡ ⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

⎛ −

⎥ +

⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

⎛

− + −

= 10,42

exp 866 . 5 1 1 .

95 , 0 1 1 . . 7490

3 70

,

0 ENTRADA

TV p

TV

T E n

C

*

(20)

*

PSAIDA em kgf/cm²; TENTRADA e TSAIDA em °K 41

, 1 1 .

80 , 0 1 1 . . 3540

3 71

, 0

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

⎛

− + −

=

B P

B W n

C (21)

(

CAL TV B ^.1,3

PL C C C

I = + +

)

(22)

B MAM TV

MAN CAL MAN

M C C C

C = _. + _. + _. (23)

( )

[ ]

(

^{. −−11}

)

= ^k_k q

q

f q (24)

1 100r

q= + (25)

C p

p

EP E E

F E

= + (26)

p C EC C

E E F E

= + (27)

p M

PO Sal N

C .

24 . 30 ⎟⎟⎠

⎜⎜ ⎞

⎝

=⎛ (28)

( )

p EP PO p

EP M EL COMB EP

p PL

EL E

F C E

F C n F C E H

f

C I . .

. .

. + + +

= (29)

( )

C EC PO C

EC M T

COMB EC

C PL

V E

F C E

F C n F C E H

f

C I . .

. .

. + + +

= (30)

(

_{ELECONCES EL}

) (

_{p r}

) (

_{VEL EL}

)

r

Pel E H C C E E H P C

G = . . − + − . . _. − (31)

(

_{VCC V}

)

C

Pv E H C C

G = . . − (32) RA=G_Pel +G_Pv (33) Em um ciclo a vapor, como é o caso apresentado, há certos parâmetros a serem considerados e a obter, por exemplo; as vazões de óleo combustível A1 suplementar que vão utilizar as caldeiras CR1 e C2 foram obtidas pelas Eq. (1) e (2), respectivamente; as potências totais geradas no eixo das turbinas foram obtidas a partir das Eq (3) e (4); o cálculo da potência das bombas feito pelas Eq (5) e (6) e a potência total do eixo obtido pela soma das potências dos eixos das turbinas menos das bombas.

Para o cálculo das potências térmicas utilizaram-se as Eq (7) e (8) e pela sua soma obteve-se a potência térmica total do sistema (EC) Eq (9). A potência dos combustíveis utilizados nas caldeiras é obtida pelas Eq (10) e (11). Considerando uma perda de 5% na conversão elétrica utilizando as Eq (12), (13) e (14) calculo-se a energia elétrica produzida (Ep). Por outro lado as eficiências elétrica, térmica e global do ciclo são calculadas segundo as Eq (15), (16) e (17) respectivamente. Os resultados desta análise são apresentados na tabela 2.

Tabela 2. Resultados da analise técnica para o primeiro sistema proposto PARAMETROS VALOR PARAMETROS VALOR

moleo CR 1 1 111 kg/h ECOMB CR 1 334 872 kW moleo C2 20 kg/h ECOMB C 2 51 708 kW

WEIXOTV 1 16 907 kW ECOMB TOTAL 386 580 kW

WEIXOTV 2 40 847 kW η_EL 13,65 %

WB 1 534 kW η_T 63,63 %

WB 2 994 kW ηG 77,3 %

WEIXOTOTAL 55 526 kW EP1 14 890 kW

Ec1 89 704 kW EP2 37 860 kW

Ec2 156 267 kW EP 57 750 kW

EC 245 971 kW

3.3 ANALISE TÉCNICO - ECONÔMICA

De acordo com Silveira (1990), a maioria dos casos de avaliação econômica para sistemas de cogeração são específicos. Alguns fatores já definidos são usados para realizar a analise econômica simplificada, como por exemplo; eficiência de geração de energia elétrica (η_EL), eficiência de geração de energia térmica (η_T), custo de produção de energia elétrica (CEL), custo de produção de energia térmica (CV), receita anual (RA), custo de investimento, período equivalente de utilização (H), fator de anuidade (f), custo de pessoal de operação e manutenção (CPO), dentre outros mais.

3.3.1. PREÇO DO COMBUSTÍVEL

Segundo a ANP (Agencia Nacional do Petróleo – Brasil), o preço do Óleo Combustível A1, Maio 2007 é 0,6353 R$/kg, utilizando o PCI deste tipo de combustível, podemos obter o preço em US$/MWh. Para o caso da biomassa utilizada, considerou-se as cascas e os resíduos de madeira com um preço de 20 US$/ton, Para o caso do licor negro, tem-se a tendência de não considerar um preço para este combustível, ou seja, um custo nulo, por se considerar um resíduo da própria industria; mas se considerará um preço de 0,0005 US$/MWh. O custo total dos combustíveis é obtido pela Eq (18). A tabela 3 apresenta-se um resumo dos preços dos combustíveis utilizados.

Tabela 3. Preços dos combustíveis, [ANP, 2007] e [Silveira, 1990]

COMBUSTIVEL PREÇO (US$ / kWh)

Óleo Combustível A1 0,0271

Biomassa (Casca/Resíduo) 0,01258

Licor negro (lixívia) 0,0005

3.3.2. CUSTO DE INVESTIMENTO

Para os propósitos de otimização, em que os cálculos são geralmente efetuados por programas computacionais, o uso de funções de custos de investimentos de cada componente em função de sua capacidade é apropriado e largamente utilizado. [Tuna 1999]. As equações desenvolvidas por Frangopoulos [Frangopoulos, 1992] e utilizadas por Lazzaretto e Marcor [Lazzaretto e Marcor, 1995] para determinar os custos de aquisições de caldeiras (CCAL), turbinas a vapor (CTV) e bombas (CB); considerando também o custo de instalação na planta, equipamentos elétricos, sistemas de controles, proteção contra incêndio e isolamento acústico; são apresentadas nas Eq (19), (20) e (21), respectivamente.

O custo de investimento (IPL) é dado pela soma dos custos dos componentes principais do sistema; o resultado obtido deve ser multiplicado por um fator próximo de 1,3 que corresponde ao acréscimo devido a custos de transporte, seguro, administração de obras, projetos de engenharia, etc [Silveira 1994]. Eq (22). Por outro lado, é considerado, um período equivalente de utilização de 7200 h/ano (H), o custo de manutenção (CM) é dado pela soma dos custos de manutenção das caldeiras, turbinas a vapor e das bombas, o custo para cada um deles é 3%

do custo total de cada equipamento. Eq (23)

O custo de produção de energia elétrica depende do capital investido na implantação e operação (custo de projetos, obras civis, compra e instalação de equipamentos, custo de combustível, eficiência de geração de energia elétrica e custos de operação e manutenção). O custo de produção de energia térmica é constituído por fatores similares ao custo de geração de energia elétrica, ou seja, custo do capital investido, custo do combustível utilizado, eficiência de geração de calor, custos de operação e manutenção e do custo da geração de energia elétrica (considerado como subproduto). A receita anual (RA) depende diretamente dos custos de geração de energia elétrica e térmica, bem como de outros fatores tais como: potencia gerada, potencia requerida nos processos, período de utilização, custo de energia elétrica industrial (concessionária), entre outros. [Junior, 2002]

O custo de produção de energia elétrica e o custo de produção de energia térmica podem ser estimados de uma forma simplificada segundo Silveira (1990) pelas Eq (29) e (30). Na tabela 4, apresentam-se os custos calculados para os principais equipamentos da planta.

3.3.3 CALCULO DA RECEITA ANUAL

A receita anual esperada e calculada pela soma dos ganhos ou benefícios anuais devido à instalação de um sistema. A partir da metodologia desenvolvida por Silveira (1994) pode-se analisar os custos de produção de eletricidade e vapor na cogereção. O beneficio ou receita anual decorrente da instalação da planta de cogereção e determinado pela soma dos ganhos associados a produção eletricidade e calor útil. Se este valor for negativo significa que os custos associados à planta de cogereção são maiores do que os custos associados aos sistemas convencionais de atendimento. [Tuna, 1999]

Tabela 4. Principais custos dos equipamentos e custo de investimento total da planta.

PARAMETROS VALOR PARAMETROS VALOR CCOMB 0,004123 US$/kWh CTOTAL TV 18 925 951 US$

CCAL CR1 31 640 902 US$ CB 1 862 962 US$

CCAL C2 7 492 413 US$ CB 2 1 341 313US$

CTOTAL CAL 39 133 315 US$ CTOTALB 2 204 276 US$

CTV 1 6 477 572 US$ CM 251 US$/h

CTV 2 12 448 379 US$ IPL 78 342 607 US$

Segundo os dados iniciais da demanda energia elétrica interna, Er (40000 kW), se está no caso de exportação de excedentes de eletricidade, neste caso tem-se o ganho na produção de eletricidade (GPel) o qual é definido pela Eq. (31), o ganho de produção de calor (GPv) é obtido pela Eq. (32). Por outro lado segundo dados da ANEEL 2007 (Agencia Nacional de Eletricidade – Brasil), o preço médio de energia elétrica industrial (CELE.CONCES) na região sudeste é US$ 0,1108 /kWh; de acordo com Silveira et al, (1997), o custo de vapor gerado em caldeira convencional (CVCC) é de 0,015 US$/kWh. A receita anual (RA) esperada seria a soma dos dois ganhos Eq (33).

Para este estudo, será estimado o comportamento dos custos de energia elétrica e do calor produzido em função das taxas anuais de juros (r) para financiamentos pelo BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento - Brasil).

3.4 RESULTADOS

Na figura 2 é apresentado o comportamento do custo de eletricidade e calor produzido em função da taxa anual de juros e do payback adotado. Uma maior taxa de juros implica em maiores custos de produção de eletricidade, para menores períodos de amortizações de capital investido. O Custo de geração de calor no sistema é baixo, tendo em vista o baixo custo associado aos insumos energéticos (licor negro, resíduos/cascas de madeira), utilizados como combustíveis.

Custo da Eletricidade Produzida

0,034 0,035 0,036 0,037 0,038 0,039 0,04 0,041

5 7 9 11 13 15

Taxa Anual de Juros, r (%) CEL (US$/kWh)

K = 6 anos K = 8 anos K = 10 anos K = 14 anos K = 20 anos

Custo do Calor Produzido

0,01 0,011 0,012 0,013 0,014 0,015 0,016 0,017

5 7 9 11 13 15

Taxa Anual de Juros, r (%)

Cv (US$/kWh)

K = 6 anos K = 8 anos K = 10 anos K = 14 anos K = 20 anos

Fig.2. Custo da eletricidade e calor produzido. (US$/kWh)

3.4.1 RECEITA ANUAL

A figura 3 abaixo apresenta o payback (k) em função da receita anual (RA) e da taxa anual de juros (R), com variação do preço de venda da eletricidade.

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,03 US$/kWh)

-15.000.000,00 -10.000.000,00 -5.000.000,00 0,00 5.000.000,00 10.000.000,00 15.000.000,00 20.000.000,00

1 2 3 4 5

Payback (K) anos

RA (US$/ANO)

r = 6 % r = 8 % r = 10 %

r = 12 % r = 14 %

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,08 US$/kWh)

-15.000.000,00 -10.000.000,00 -5.000.000,00 0,00 5.000.000,00 10.000.000,00 15.000.000,00 20.000.000,00

1 2 3 4 5

Payback (K) anos

RA (US$/ANO

r = 6 % r = 8 % r = 10 %

r = 12 % r = 14 %

)

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,05 US$/kWh)

-15.000.000,00 -10.000.000,00 -5.000.000,00 0,00 5.000.000,00 10.000.000,00 15.000.000,00 20.000.000,00

1 2 3 4

Payback (K) anos

RA (US$/ANO

5

)

r = 6 % r = 8 % r = 10 %

r = 12 % r = 14 %

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,11 US$/kWh)

-15.000.000,00 -10.000.000,00 -5.000.000,00 0,00 5.000.000,00 10.000.000,00 15.000.000,00 20.000.000,00

1 2 3 4 5

Payback (K) anos

RA (US$/ANO

r = 6 % r = 8 % r = 10 %

r = 12 % r = 14 %

)

Fig. 3. Receita Anual considerando o PV.EL = 0,03; 0,05; 0,08 e 0,11 US$/kWh

4. SEGUNDO SISTEMA PROPOSTO -TURBINA DE CONDENSAÇÃO COM DUAS EXTRAÇÕES Na figura 4 e tabela 5, apresentam-se a configuração proposta do segundo sistema de cogeração, bem como as condições termodinâmicas das linhas de vapor (vazão, temperatura, pressão, entalpia e entropia).

Tabela 5. Principais parâmetros termodinâmicos do segundo sistema proposto

Ponto (m) kg/s

(p) MPa

(T)

°C

(h) kJ/kg

(s) kJ/kg °K

1 308 9 490 3361 6,624

2 36 1,2 239 2911 6,783

3 67 0,45 151 2751 6,873

4 227 0,07 89,95 2501 7,042

5 227 0,07 89,95 376,7 1,192

6 67 0,1013 100 419 1,307

7 36 0,1013 100 419 1,307

8 22 9 490 3361 6,624

9 227 9,2 91,2 389 1,2

10 67 9,2 101 431 1,313

11 36 9,2 101 431 1,313

12 330 9,2 101 431 1,313

Fig. 4. Segundo sistema proposto, T.V de condensação

Os equipamentos utilizados neste sistema são os mesmos utilizados no primeiro sistema proposto com a diferença que em vez de utilizar duas turbinas de contrapressão, vai se utilizar uma turbina de condensação com duas extrações, por tanto os equipamentos adicionais são; o condensador, torre de resfriamento e componentes auxiliares.

4.1 ANÁLISE TÉCNICA E TERMOECONÔMICA DO SISTEMA

Serão mantidas as mesmas considerações técnicas que o primeiro sistema tanto em pressões, temperaturas e eficiências das caldeiras. De acordo com o consumo máximo dos combustíveis dos dados iniciais, considera-se para este segundo sistema proposto; 25 kg/s para o caso do licor negro e 10 kg/s para o caso da biomassa (cascas de madeira). Considera-se uma eficiência isentrópica tanto da turbina como das bombas de 85% e 80%

respectivamente.

Serão seguidos os mesmos passos que o caso anterior para calcular os principais parâmetros termodinâmicos e custos associados referido ao segundo sistema. A diferencia do caso anterior o custo de operação e manutenção (t) serão estimados sendo 10% dos investimentos por ano (t = 0,1), de acordo com Silveira (1990). Os valores são apresentados nas tabelas 6 e 7.

Por outro os custo de produção de energia elétrica e energia térmica são estimados de uma forma simplificada pelas Eq. (34) e (35) a diferença das turbinas de contrapressão.

4.2. CALCULO DA RECEITA ANUAL ESPERADA

Segundo os dados iniciais da demanda energia elétrica interna, Er (40000 kW), se está no caso também de exportação de excedentes de eletricidade, neste caso tem-se o ganho na produção de eletricidade ( GPel). A receita anual (RA) esperada é a suma dos dois ganhos. Os cálculos são similares ao caso anterior e para este estudo também, será estimado o comportamento dos custos de energia elétrica e do calor produzido em função das taxas anuais de juros (r) para financiamentos pelo BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento - Brasil).

Tabela 6. Resultados da analise técnica para o segundo sistema.

PARAMETROS VALOR PARAMETROS VALOR moleo CR 1 70 964 kg/h ECOND 482 203 kW

moleo C2 1 609 kg/h EC 728 174 kW

WEIXOTV 1 252 288 kW ECOMB CR 1 1 172 kW

WB 1 3 355 kW ECOMB C 2 75 835 kW

WB 2 994 kW ECOMB TOTAL 1 247 835 kW

WB 3 540 kW η_EL 18,83 %

WB 4 889 kW η_T 58,36 %

WEIXOTOTAL 247 398 kW η_G 77,2 %

Ec1 89 704 kW EP 235 028 kW

Ec2 156 267 kW

Tabela 7. Principais custos dos equipamentos e custo de investimento total da planta.

PARAMETROS VALOR PARAMETROS VALOR

CCOMB 0,004123 US$/kWh CB 2 1 341 313US$

CCAL CR1 86 196 241 US$ CB 3 869 464 US$

CCAL C2 10 178 221 US$ CB TOTAL 5 391 184 US$

CTOTAL CAL 96 374 463 US$ CCOND 30 000 000 US$

CTOTAL TV 44 685 961 US$ t 10 %

CB 1 3 180 406 US$ IPL 229 387 092 US$

( ) ( )

[ ]

EL COMB p

CAL PL

EL n

C E

H

t f C

C I − + +

= .

1 .

. (34)

[ ( ) ]

C EL p T COMB C

V E

C E n C E

H t f

C IPL .

. 1 .

. + + −

= (35)

4.3. RESULTADOS

Na figura 5 é apresentado o comportamento do custo de eletricidade e calor produzido em função da taxa anual de juros e do payback adotado.

Custo da Eletricidade Produzida

0,072 0,075 0,078 0,081 0,084 0,087

5 7 9 11 13 15

Taxa Anual de Juros (%)

Cel (US$/kWh)

K = 6 anos K = 8 anos K = 10 anos K = 14 anos K = 20 anos

Custo do Calor Produzido

0,0015 0,0025 0,0035 0,0045 0,0055

5 7 9 11 13 15

Taxa Anual de Juros (%)

Cv (US$/kWh)

K = 6 anos K = 8 anos K = 10 anos K = 14 anos K = 20 anos

1

Fig.5.Custo da eletricidade e calor produzido 4.5. RECEITA ANUAL

A figura 6 abaixo apresenta o payback (k) em função da receita anual (RA) e da taxa anual de juros (R), com variação do preço de venda da eletricidade.

.

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,03 US$/kWh)

-40.000.000,00 -31.000.000,00 -22.000.000,00 -13.000.000,00 -4.000.000,00 5.000.000,00

4 5 6 7 8 9 10

Payback (K) anos

R.A (US$/ANO)

R = 6 % R = 8 % R = 10 %

R = 12 % R = 14 %

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,05 US$/kWh)

-20.000.000,00 -11.000.000,00 -2.000.000,00 7.000.000,00 16.000.000,00 25.000.000,00 34.000.000,00

2 3 4 5 6 7 8

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,08 US$/kWh)

-30.000.000,00 -15.000.000,00 0,00 15.000.000,00 30.000.000,00 45.000.000,00 60.000.000,00

0 1 2 3 4 5 6

Payback (K) anos

R.A (US$/ANO

R = 6 % R = 8 % R = 10 %

R = 12 % R = 14 %

)

Payback (K) anos

R.A (US$/ANO)

R = 6 % R = 8 % R = 10 %

R = 12 % R = 14 %

RECEITA ANUAL (P_V.EL=0,11 US$/kWh)

-30.000.000,00 -10.000.000,00 10.000.000,00 30.000.000,00 50.000.000,00 70.000.000,00 90.000.000,00 110.000.000,00

1 2 3 4 5

Payback (K) anos

R.A (US$/ANO

R = 6 % R = 8 % R = 10 %

R = 12 % R = 14 %

)

Fig. 6. Receita Anual considerando o PV.EL = 0,03; 0,05; 0,08 e 0,11 US$/kWh

Nomenclatura

α Eficiência na câmara de combustão da caldeira ηC2 Rendimento da caldeira C2

η_CR1 Rendimento da caldeira CR1

ηEL Eficiência de geração de energia elétrica η_G Rendimento global da cogeração

η_T Eficiência de geração de calor

ηTV Eficiência isentrópica da turbina η_B Eficiência da bomba

η_{Ger. Ele} Eficiência na conversão a energia elétrica (Turbogerador) CB Custo de investimento das bombas [US$]

CCAL Custo de investimento das caldeiras [US$]

CCOND Custo Condensador [US$]

CCOMB Custo do combustível [US$/kWh]

CEL Custo da energia elétrica gerada [US$/kWh]

CELE CONCES Custo da energia elétrica da concessionária [US$/kWh]

CM Custo de manutenção do sistema [US$/h]

CMAN.B Custo de manutenção das bombas [US$/h]

CMAN.CAL Custo de manutenção das caldeiras [US$/h]

CMAN.TV Custo de manutenção das turbinas a vapor [US$/h]

CPO Custo do pessoal de operação [US$/h]

CTV Custo de investimento das turbinas a vapor [US$]

CV Custo da energia térmica gerada [US$/kWh]

CVCC Custo da geração de vapor em caldeira convencional [US$/KWh]

EC Energia térmica consumida no processo [kW]

ECOND Energia térmica consumida no Condensador [kW]

ECOMB Potência suprida pelo combustível [kW]

EP Energia elétrica gerada [kW]

Er Energia elétrica requerida [kW]

f Fator de anuidade

FEC Fator de ponderação da energia térmica produzida FEP Fator de ponderação da eletricidade produzida

GPel Ganho de produção de eletricidade [US$/ano]

GPv Ganho de produção de calor [US$/ano]

h Entalpia específica [kJ/kg]

H Número de horas de operação do sistema de cogeração [h/ano]

IPL Custo de investimento do sistema de cogeração [US$/kW]

k Período de amortização [ano]

m Vazão mássica [kg/s]

mBio Vazão mássica da biomassa [kg/s]

mln Vazão mássica de combustível – Licor Negro [kg/s]

móleo C2 Vazão mássica de óleo combustível – A1 (Cald. C2) [kg/s]

móleo CR1 Vazão mássica de óleo combustível – A1 (Cald. CR1) [kg/s]

Np Número de pessoal de operação [-]

p Pressão [MPa]

PCI Poder Calorífico Inferior do combustível [kJ/kg]

PrBio Preço médio da biomassa [US$/kWh]

Prln Preço médio do licor negro [US$/kWh]

PróleoA1 Preço médio do óleo combustível A1 [US$/kWh]

PV.EL Preço de venda da eletricidade [US$/kWh]

r Taxa anual de juros [%]

RA Receita Anual [US$]

s Entropia específica [kJ/kg ºK]

SalM Salário pago ao mês [US$]

t Custo de operação e manutenção [%]

ton Tonelada [t]

T Temperatura [ºC]

WEIXO Trabalho no eixo da turbina [kW]

WB Trabalho no eixo da bomba [kW]

Area temática Termodinâmica- Termotecnia

5. CONCLUSÕES

Este trabalho apresentou uma análise de sistemas de cogeração aplicado para uma indústria de papel e celulose, mostrando algumas características técnicas do funcionamento, bem como a análise técnica-econômica dos sistemas propostos e a viabilidade da implantação comparando ambos sistemas segundo o preço de venda de eletricidade, diante a geração de excedentes de energia elétrica. Cabe ressaltar que as bombas citadas neste trabalho, não representam a quantidade total, pelo contrario cada uma delas representa um conjunto de bombas utilizadas para alcançar a pressão desejada em cada sistema.

Ao analisar a proposta do primeiro sistema, utilizando duas turbinas de contrapressão, diante do segundo sistema utilizando uma turbina de condensação com duas extrações, pode-se verificar o valor do coeficiente β (relação entre a energia elétrica produzida Ep e a energia térmica produzida EC) , em torno de 0,214 (para o sistema de turbinas a vapor de contrapressão) e de 0,323 (para o sistema de turbina a vapor de condensação com duas extrações). Estes coeficientes β são coerentes de acordo com as literaturas técnicas disponíveis, indicando que sistemas com turbinas de condensação, ainda sendo mais custosas, têm-se um maior aproveitamento da energia contida no vapor, pois o excedente de vapor é extraído em uma zona de pressão vácuo, gerando assim uma maior variação entálpica associada a uma maior geração de eletricidade.

Neste trabalho pode-se verificar o baixo custo associado a geração de energia elétrica e térmica do processo, devido ao emprego de resíduos industrias como combustíveis (lixívia, casca/resíduo de madeira).

Com taxa de juros de 6 % e período de amortização para 10 anos, encontrou-se, para o primeiro sistema, custos de 0,036 US$/kWh (para a produção de energia elétrica) e 0,0123 US$/kWh (para a produção de energia térmica do processo), valores inferiores aos custos da energia elétrica industrial comprada da concessionária (0,110 US$/kWh) e da energia térmica gerada por caldeiras convencionais (0,015 US$/kWh). No segundo sistema de cogeração proposto (turbina a vapor de condensação com duas extrações), pode-se verificar a influência do aproveitamento de resíduos como combustíveis empregados nas caldeiras, pois os custos de geração de energia elétrica e térmica diante das taxas de juros e do período de amortização, apresentaram também valores inferiores a 0,11 US$/kWh e 0,015 US$/kWh.

Pode-se verificar também que, se o preço de venda de eletricidade do sistema fosse 0,05 US$/kWh, o retorno do capital investido variaria entre 2 e 3 anos para o 1^ro sistema, e entre 4 e 5 anos para o segundo sistema; por outro lado, se o preço de venda de eletricidade fosse 0,08 US$/kWh, o retorno do capital investido ficaria entre 2 anos para o primeiro sistema, e entre 2 e 3 anos para o segundo sistema; tendo em vista o baixo custo associado aos combustíveis originados no próprio processo industrial.

Conclui-se que a cogeração tem se apresentado como sendo uma técnica extremamente viável como fonte geradora de energia elétrica e térmica. Sob o ponto de vista econômico, a utilização de resíduos industriais como insumos energéticos utilizados nas caldeiras, tem-se mostrado como um fator predominante para a viabilidade econômica do sistema associado a indústria de papel e celulose.

6. REFERENCIAS

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SILVEIRA, J.L. ‘Estudo de sistema de cogeração aplicado a fabricação de papel e celulose”. Itajubá, 1990.

141p. Dissertação de Mestrado. Escola Federal de Engenharia de Itajubá – EFEI.

SILVEIRA, J.L. Cogeração disseminada para pequenos usuários: estudo de casos para o setor terciário.

Campinas 1994 . Dissertação de Doutorado. Universidade de Campinas. UNICAMP.

SILVEIRA, J.L.; STOCCO, E.B. Analise da viabilidade técnica e econômica do emprego de turbina a vapor de condensação com extração para cogeração em uma industria química, III Congreso Iberoamericano de Mecânica. Havana, Cuba. Setembro de 1997.

TUNA, C. E. “Um método de Analise Exergoeconômica para otimização de sistemas energéticos”

Guaratinguetá 1999, Tese de Doutorado. Faculdade de Engenharia de Guaratinguetá - FEG.

WYLEN, V, Fundamentos da termodinâmica. 6ª Edição. São Paulo : Editora Edgard Blücher Ltda, 2003. 577p.

Area temática Termodinâmica- Termotecnia