Luis Gustavo Poli. Simulação termoeconômica de um sistema híbrido de geração fotovoltaica com cogeração acoplado à rede elétrica

(1)

Luis Gustavo Poli

Simulação

termoeconômica

de

um

sistema híbrido de geração fotovoltaica

com cogeração acoplado à rede elétrica

Dissertação de Mestrado

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica da PUC-Rio.

Orientador: Prof. Sergio Leal Braga

Rio de Janeiro Abril de 2013 PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(2)

Luis Gustavo Poli

Simulação termoeconômica de um sistema

híbrido de geração fotovoltaica com

cogeração acoplado à rede elétrica

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.

Prof. Sergio Leal Braga Orientador Departamento de Engenharia Mecânica – PUC-Rio

José Alberto dos Reis Parise Departamento de Engenharia Mecânica – PUC-Rio

Reinaldo Castro Souza Departamento de Engenharia Elétrica – PUC-Rio

Gisele Maria Ribeiro Vieira Centro Federal de Educação Tecnológica Celso Suckow da Fonseca

José Eugênio Leal Coordenador Setorial do Centro Técnico Científico - PUC-Rio

Rio de Janeiro, 30 de abril de 2013

PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(3)

Luis Gustavo Poli

Graduou-se em Engenharia Mecânica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro em 2008. Atua no setor de infraestrutura, desenvolvendo projetos com foco na área de geração de energia e de produção e logística de gás natural e de combustíveis líquidos.

Ficha Catalográfica Poli, Luis Gustavo

Simulação termoeconômica de um sistema híbrido de geração fotovoltaica com cogeração acoplado à rede elétrica / Luis Gustavo Poli ; orientador: Sergio Leal Braga. – 2013.

212 f. : il. (color.) ; 30 cm

Dissertação (mestrado)–Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Mecânica, 2013.

Inclui bibliografia

1. Engenharia mecânica – Teses. 2. Viabilidade econômica. 3. Perfil de demanda médio horário. 4. Cogeração. 5. Fotovoltaico. 6. Análise termoeconômica. 7. Análise de sensibilidade. 8. Modelo computacional. 9. Shopping Center. 10. Autoprodução. I. Braga, Sergio Leal. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Mecânica. III. Título.

CDD: 621 PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(4)

Agradecimentos

Ao meu orientador, Prof. Sergio Leal Braga, pelo direcionamento e pela confiança na minha capacidade.

Aos membros da banca, Prof. José Alberto dos Reis Parise, Prof. Reinaldo Castro Souza e Prof. Gisele Maria Ribeiro Vieira, pela disponibilidade e pelas análises e críticas a este trabalho.

À Prof. Mônica Feijó Naccache, Coordenadora do Curso de Pós-Graduação do Departamento de Engenharia Mecânica da PUC-Rio, pela confiança e ajuda nos momentos turbulentos do curso.

A todos os professores do curso de Mestrado em Engenharia e Petróleo da PUC-Rio, pela transferência de conhecimento durante o curso.

À Rosely e Flavia, do Departamento de Engenharia Mecânica da PUC-Rio, pelo suporte e ajuda nos momentos difíceis.

Aos meus pais e irmão, pela contribuição ao longo de toda a minha vida. À Mariana de Matos Rodrigues, eterna companheira, pela compreensão e ajuda em todo o estudo e elaboração da Dissertação de Mestrado

Aos meus colegas de trabalho, pela compreensão e ajuda durante todo o estudo. PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(5)

Resumo

Poli, Luis Gustavo; Braga, Sergio Leal. Simulação termoeconômica de um

sistema híbrido de geração fotovoltaica com cogeração acoplado à rede elétrica. Rio de Janeiro, 2013. 212p. Dissertação de Mestrado -

Departamento de Engenharia Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

O presente trabalho teve como objetivo a elaboração de um modelo para simulação dos custos de implantação e operação de um sistema de cogeração operando em paralelo com um sistema de geração de energia elétrica fotovoltaica e com a rede de energia elétrica da concessionária distribuidora com base nos consumos médios horários mensais de energia elétrica e térmica para condicionamento de ar. O modelo contém um pequeno banco de dados com as especificações técnicas dos principais componentes do sistema para seu dimensionamento e para a realização dos cálculos energéticos em função das demandas médias horárias mensais do consumidor com o objetivo de determinar os custos de operação médios horários mensais do sistema e, consequentemente, dos custos de operação médios anuais. Simulou-se o caso hipotético de um shopping center na cidade do Rio de Janeiro com área total construída de 75.000 m² divididos em 03 andares, estimando sua curva de demanda de energia elétrica e de energia térmica para condicionamento do ar. Os resultados da simulação mostram que o sistema simulado apresenta viabilidade econômica pela economia gerada com a redução dos custos em diversos cenários simulados, fornecendo subsídios técnicos e econômicos para a tomada de decisão do consumidor para a realização do investimento no sistema de cogeração e de energia fotovoltaica em paralelo com a rede de energia elétrica como autoprodutor.

Palavras-chave

viabilidade econômica; perfil de demanda médio horário; cogeração; fotovoltaico; análise termoeconômica; análise de sensibilidade; modelo computacional; shopping center; autoprodução

(6)

Abstract

Poli, Luis Gustavo; Braga, Sergio Leal (Advisor). Thermoeconomic

simulation of a hybrid system of photovoltaic generation with cogeneration coupled to the grid. Rio de Janeiro, 2013. 212p. MSc.

Dissertation - Departamento de Engenharia Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

This work aimed at the development of a simulation model of performance and costs of a cogeneration system working in parallel of a photovoltaic generation plant and the energy grid based on average monthly hourly demand profiles of electric energy and cooling energy as chilled water. The model contains a small database with the technical specifications of the major system components for your design and to do the energy calculations based on the average monthly hourly demand profiles in order to determine the hourly average operating costs of the system and the average annual operating costs. A hypothetical case of a shopping mall situated in the city of Rio de Janeiro with 75,000 m² as total built área was simulated and its average hourly demand profile of electricity and termal energy as chilled water was estimated. The results showed that the savings generated by the reduction of costs of the simulated system is economically feasible for various simulated scenarios.The model results provide grants for technical and economic decision of the consumer to make investment in cogeneration cogeneration system and photovoltaic plants operating in parallel of the energy grid as self producer.

Keywords

economic feasibility, monthly average hourly demand profile, cogeneration, photovoltaic, thermoeconomics analysis, sensibility analysis; computacional model; shopping mal, self generation

(7)

Sumário

1 Introdução 21 1.1. Contexto geral 21 1.2. Objetivos 23 1.3. Organização do trabalho 24 1.4. Motivação 25 1.5. Revisão bibliográfica 27 2 Desenvolvimento do trabalho 29 2.1. Modelo desenvolvido 29

2.1.1. Visão geral da simulação 30

2.1.2. Consumo de energia elétrica e térmica para resfriamento 33 2.1.3. Geração de energia elétrica fotovoltaica 34

2.1.3.1. Dados de entrada do sistema FV 37

2.1.3.2. Cálculos realizados para o sistema FV 39 2.1.4. Geração de energia elétrica termelétrica 44

2.1.4.1. Dados de entrada do GMG 46

2.1.4.2. Cálculos realizados para o GMG 48

2.1.4.3. Combustível utilizado 54

2.1.5. Geração de frio no chiller de absorção 55

2.1.5.1. Dados de entrada do CAB 57

2.1.5.2. Cálculos realizados para o CAB 59

2.1.6. Geração de frio complementar no chiller elétrico 67

2.1.6.1. Dados de entrada do CEL 67

2.1.6.2. Cálculos realizados para o CEL 67

2.1.7. Compra de energia elétrica complementar da rede 68

2.1.7.1. Dados de entrada do CEEC 69

2.1.7.2. Cálculos realizados no CEEC 70

2.1.8. Geração de frio no chiller elétrico para o sistema convencional 77 2.1.8.1. Dados de entrada do CEL para o sistema convencional 77

2.1.8.2. Cálculos realizados para o CEL 77

(8)

2.1.9. Compra de energia elétrica da rede para o sistema

convencional 78

2.1.9.1. Dados de entrada do CEER 79

2.1.10. Econômico-financeiro 85

2.1.10.1. Cálculos realizados no módulo econômico-financeiro 85

3 Caso simulado 89

3.1. Qualificação do consumidor 89

3.2. Dados de entrada 90

3.2.1. Dimensionamento do sistema 90

3.2.2. Perfil de consumo de energia elétrica média horária mensal 91

3.2.3. Dados de radiação e temperatura 94

3.2.4. Perfil de consumo de energia térmica média horária mensal 98

3.2.5. Conexão à rede 102

3.2.6. Combustível utilizado 103

3.2.6.1. Características do combustível 103

3.2.6.2. Tarifação do Gás Natural 104

3.2.6.3. Taxas de câmbio utilizadas 105

3.3. Configuração do sistema 106 3.3.1. Sistema FV 106 3.3.1.1. Painel fotovoltaico 106 3.3.1.2. Central de monitoramento 107 3.3.1.3. Central inversora 108 3.3.1.4. Demais componentes 109 3.3.2. GMG 109 3.3.3. CAB 112 3.3.4. CEL 114 3.4. Resultados da Simulação 115 3.4.1. Geração e Consumo 115 3.4.2. Resultados econômicos 116 3.4.2.1. Investimento total 116 3.4.2.2. Custos de operação 116

3.4.2.3. Custos de amortização do capital 117

3.4.2.4. Custos totais anuais do sistema simulado 117

(9)

3.4.2.5. Custos anuais do sistema convencional 119 3.4.2.6. Comparativo dos custos anuais dos sistemas simulados 120

3.4.3. Análises de sensibilidade 121

3.4.3.1. Economia gerada pelo não investimento em sistema de

emergência 121

3.4.3.2. Variação na potência fotovoltaica instalada 123 3.4.3.3. Economia gerada pela variação no custo do gás natural 124 3.4.3.4. Economia gerada pela variação no custo da energia elétrica 126 3.4.3.5. Economia gerada pela diferença no reajuste anual dos

custos de energia elétrica e de gás natural 128 3.4.3.6. Economia gerada pela variação no valor do investimento

do sistema 130

3.4.3.7. Economia gerada pela variação na performance do chiller

elétrico do sistema convencional 131

3.4.3.8. Consumidor situado em outras capitais estaduais 132

4 Conclusões 137

4.1. Conclusões 137

4.2. Recomendações para trabalhos futuros 139

5 Referências bibliográficas 140

Apêndice A1 Programas e sub-rotinas escritos 145

Apêndice A2 Cópia das telas do programa 157

Apêndice A3 Balanço de geração e consumo de energia médio

horário mensal para o shopping center na cidade do Rio de Janeiro 161 Apêndice A4 Resultados da simulação para o shopping center na

cidade de Belo Horizonte 189

Apêndice A5 Resultados da simulação para o shopping center na

cidade de Curitiba 193

cidade de Florianópolis 197

cidade de Fortaleza 201 PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(10)

cidade de Recife 205

cidade de São Paulo 209

(11)

Lista de figuras

Figura 1 – Comparativo dos diagramas Sankey para sistema

degeração de energia termelétrica sem cogeração e com cogeração (adaptado de http://www.inee.org.br/forum_co_geracao.asp) 22 Figura 2 - Gráfico comparativo da tarifa industrial de consumo de

energia elétrica nos estados brasileiros e países selecionados

(FIRJAN) 26

Figura 3 – Fluxograma de processo sintético do programa 32 Figura 4 – Fluxograma do módulo de consumo de energia elétrica e

térmica 33

Figura 5 – Configuração do sistema fotovoltaico 35 Figura 6 – Fluxograma de processo detalhado do módulo de

geração elétrica fotovoltaica 36

Figura 7 – Configuração do sistema termelétrico 45 Figura 8 – Fluxograma de processo detalhado do módulo de

geração de energia elétrica termelétrica 46

Figura 9 – Fluxograma de processo detalhado do dimensionamento

do GMG e do CAB 49

Figura 10 – Configuração do sistema de geração de energia térmica

para climatização 56

Figura 11 - Fluxograma de processo detalhado do módulo de

geração de energia térmica para climatização 57 Figura 12 - Fluxograma de processo detalhado do módulo de

compra de energia elétrica complementar da rede 69 Figura 13 - Fluxograma de processo detalhado do módulo de

compra de energia elétrica da rede 79

Figura 14 - Exemplificação do fluxo de caixa gerado 88 Figura 15 - Consumo médio horário de iluminação e outros sistemas

eletrônicos 93

Figura 16- Curva da potência elétrica e térmica do GMG em

função do seu fator de carga 110

(12)

Figura 17 – Curva da eficiência elétrica e térmica do GMG em

função do seu fator de carga 111

Figura 18 – Curva do consumo de calor específico do CAB em

relação ao consumo específico em plena carga 113 Figura 19 – Fluxo de caixa das economias geradas pelo sistema

simulado 120

Figura 20 – Sensibilidade do período de retorno em função razão entre a potência total dos geradores diesel e a potência máxima

demandada pelo consumidor simulado 122

Figura 21 - Sensibilidade taxa interna de retorno real em função razão entre a potência total dos geradores diesel e a potência

máxima demandada pelo consumidor simulado 122

Figura 22 - Sensibilidade do período de retorno em função da

variação na potência fotovoltaica instalada 123 Figura 23 - Sensibilidade taxa interna de retorno real em função

da variação na potência fotovoltaica instalada 124 Figura 24 - Sensibilidade do período de retorno em função da

variação no custo do gás natural 125

Figura 25 - Sensibilidade taxa interna de retorno real em função

da variação no custo do gás natural 125

variação no custo da energia elétrica 126

Figura 27 - Sensibilidade taxa interna de retorno real em função

da variação no custo da energia elétrica 127

Figura 28 - Sensibilidade do período de retorno em função diferença dos reajustes anuais médios da energia elétrica e do

gás natural 129

Figura 29 - Sensibilidade do período de retorno em função diferença dos reajustes anuais médios da energia elétrica e do

gás natural 129

Figura 30- Sensibilidade do período de retorno em função da

variação no valor total do investimento 130

(13)

Figura 31- Sensibilidade da taxa interna de retorno real em função

da variação no valor total do investimento 131

variação no coeficiente de performance do chiller elétrico do sistema

convencional 132

Figura 33 - Sensibilidade da taxa interna de retorno real em função da variação no coeficiente de performance do chiller elétrico do

sistema convencional 132

Figura 34 - Sensibilidade do período de retorno em cada uma das

capitais simuladas 133

Figura 35 - Sensibilidade da taxa interna de retorno real em cada

uma das capitais simuladas 134

Figura 36 – Custos dos sistemas versus economia gerada em

cada uma das capitais simuladas 134

Figura A2-1 – Cópia da tela principal do programa 157 Figura A2-2 – Cópia da tela de entrada dos dados do consumo de

energia elétrica 157

Figura A2-3 – Cópia da tela de entrada dos dados do consumo de

energia térmica 158

Figura A2-4 – Cópia da tela de configuração do sistema simulado 158 Figura A2-5 – Cópia da tela de entrada das tarifas da distribuidora

concessionária de energia elétrica 158

Figura A2-6 – Cópia da tela de entrada das tarifas da distribuidora

concessionária de gás natural canalizado 159

Figura A2-7 – Cópia da tela de configuração do processo de

convergência do modelo 159

Figura A2-8 – Cópia da tela de configuração do sistema fotovoltaico 159 Figura A2-9 – Cópia da tela de configuração do sistema de

cogeração 160

Figura A2-10 – Cópia da tela de configuração do chiller elétrico 160 Figura A2-11– Cópia da tela de configuração da distribuidora

concessionária de energia elétrica 160

(14)

Lista de tabelas

Tabela 1 – Consumo médio horário de iluminação e outros sistemas

eletrônicos 92

Tabela 2 – Dados da estação meteorológica utilizada 94 Tabela 3 - Perfil da temperatura de bulbo seco máxima horária

mensal (˚C) 95

Tabela 4 - Perfil da temperatura de bulbo seco média horária

mensal (˚C) 96

Tabela 5 - Perfil da radiação direta média horária mensal (W/m²) 97 Tabela 6 - Perfil da radiação difusa média horária mensal (W/m²) 98 Tabela 7 – Temperatura externa de referência para o método de

graus-hora para resfriamento (˚C) 99

Tabela 8 – Graus-hora máximos horários mensais para resfriamento 100 Tabela 9 – Carga térmica média horária mensal 101 Tabela 10 – Tarifas binomiais para a modalidade horosazonal azul 102 Tabela 11 - Tarifas binomiais para a modalidade horosazonal verde 102 Tabela 12 – Composição média do gás natural no city-gate de Japeri 103 Tabela 13 – Características médias do gás natural no city-gate de

Japeri 104

Tabela 14 – Estrutura tarifária da CEG para consumidores do tipo

cogeração 105

Tabela 15 – Taxas de câmbio utilizadas 105

Tabela 16 – Dados dos painéis FV utilizado 106

Tabela 17 – Dados das centrais de monitoramento utilizado 107 Tabela 18 – Dados das centrais inversoras DC/AC utilizado 108

Tabela 19 – Dados do GMG utilizado 109

Tabela 20 – Dados do CAB utilizado 112

Tabela 21 – Dados do CEL utilizado 114

Tabela 22 – Balanço energético médio diário do consumidor

simulado 115 PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(15)

Tabela 23 – Custo de operação anual do consumidor simulado para o sistema de cogeração e de geração fotovoltaica 116 Tabela 24 – Amortização anual do investimento 117 Tabela 25 – Custo total anual do sistema simulado 118 Tabela 26 – Custo anual de compra de energia elétrica da rede para o sistema convencional de condicionamento de ar com chillers elétricos para o consumidor simulado considerando as modalidades

tarifarias horosazonais azul e verde 119

Tabela 27 – Comparativo da taxa interna de retorno real pela

variação nos custos do gás natural e de energia elétrica 127 Tabela 28 – Custo anual dos sistemas e economia gerada em cada

uma das capitais simuladas 135

Tabela 29 – Custo médio unitário do gás natural canalizado em

cada uma das capitais simuladas 135

Tabela 30 – Custo médio unitário da energia elétrica da distribuidora concessionária em cada uma das capitais simuladas 135 Tabela A3-31 – Consumo de energia médio horário no mês de

janeiro 161

Tabela A3-32 – Geração de energia médio horários no mês de

janeiro 162

Tabela A3-33 – Consumo de energia médio horário no mês de

fevereiro 163

fevereiro 164

março 165

março 166

Tabela A3-37 – Consumo de energia médio horário no mês de abril 167 Tabela A3-38 – Geração de energia médio horários no mês de abril 168 Tabela A3-39 – Consumo de energia médio horário no mês de maio 169 Tabela A3-40 – Geração de energia médio horários no mês de maio 170 Tabela A3-41 – Consumo de energia médio horário no mês de junho 171

(16)

Tabela A3-42 – Geração de energia médio horários no mês de junho 172 Tabela A3-43 – Consumo de energia médio horário no mês de julho 173 Tabela A3-44 – Geração de energia médio horários no mês de julho 174 Tabela A3-45 – Consumo de energia médio horário no mês de

agosto 175

agosto 176

setembro 177

setembro 178

outubro 179

outubro 180

novembro 181

novembro 182

dezembro 183

dezembro 184

Tabela A3-55 – Custo de operação anual do consumidor simulado para o sistema de cogeração e de geração fotovoltaica 185 Tabela A3-56 – Custo anual de compra de energia elétrica da rede para o sistema convencional para o consumidor simulado

considerando as modalidades tarifarias horosazonais azul e verde 186

Tabela A3-57 – Resultado econômico final 187

Tabela A3-58 – Resultado do processo de convergência 188 Tabela A4-59 – Custo de operação anual do consumidor simulado para o sistema de cogeração e de geração fotovoltaica 189

(17)

Tabela A4-60 – Custo anual de compra de energia elétrica da rede para o sistema convencional para o consumidor simulado

Tabela A4-62 – Resultado do processo de convergência 192 Tabela A5-63 – Custo de operação anual do consumidor simulado para o sistema de cogeração e de geração fotovoltaica 193 Tabela A5-64 – Custo anual de compra de energia elétrica da rede para o sistema convencional para o consumidor simulado

Tabela A8-78 – Resultado do processo de convergência 208

(18)

Tabela A9-79 – Custo de operação anual do consumidor simulado para o sistema de cogeração e de geração fotovoltaica 209 Tabela A9-80 – Custo anual de compra de energia elétrica da rede para o sistema convencional para o consumidor simulado

Tabela A9-82 – Resultado do processo de convergência 212

(19)

Lista de símbolos

AC Corrente alternada

ASTM American Society for Testing and Materials BD Banco de dados

CAB Chiller de absorção

CAPEX Investimento em bens de capital CCE Calor específico

CEC Comissão de Energia da Califórnia

CEEC Compra de energia elétrica complementar da rede CEER Compra de energia elétrica da rede

CEG Companhia Estadual de Gás do Rio de Janeiro

CEL Chiller elétrico

CIF Custo, seguro e frete

city-gate Ponto de acesso no gasoduto de gás natural para fornecimento a

uma cidade ou a um grande cliente

COFINS Contribuição para o financiamento da seguridade social COP Coeficiente de performance

DC Corrente contínua

FC Fator de carga do equipamento em relação a sua potência máxima FOB Livre a bordo para embarcação

FV Fotovoltaico

GMG Grupo motor gerador GN Gás natural

ICMS Impostos sobre circulação de mercadorias e serviços IPCA Índice Nacional de Preço ao Consumidor Amplo IPLV Valor integrado de cargas parciais

kW Quilowatt

kWe Quilowatt elétrico kWh Quilowatt-hora kWm Quilowatt mecânico kWp Quilowatt-pico kWt Quilowatt térmico

MMQ Método dos Mínimos Quadrados MWh Megawatt-hora PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1011986/CA

(20)

ƞ Eficiência de um equipamento Nm³ Normal metro cúbico (20⁰C e 1 atm) OPEX Despesas operacionais

PCI Poder calorífico inferior PCR Poder calorífico de referência PCS Poder calorífico superior PIS Programa de integração social

PMP Potência elétrica máxima de um painel fotovoltaico SFV Sistema fotovoltaico

SIS Sistema

VBA Visual Basic for Applications®