COGERAÇÃO – DESENVOLVIMENTO DE … · 3.2.1 Ciclo Rankine Ideal ... 3.2.3 Ciclo Regenerativo...

COGERAÇÃO – DESENVOLVIMENTO DE

METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO

ENERGÉTICA: ESTUDO DE CASO APLICADO A

INDUSTRIA DE PAPEL E CELULOSE

PUC-MG/ELETROBRÁS

Mestrando : Lideir Viana Júnior Orientador : Prof. Dr. Pyramo Pires da Costa Jr. Co-Orientadora : Prof. Dra. Elizabeth Marques D. Pereira

i

A Deus.

A minha querida esposa, Myrelle, por compartilhar minhas experiências

com afeto e dedicação, e aos meus filhos, Jonas e Sara.

ii

Agradecimentos

Aos meus pais e irmãs, que estiveram presentes em todos os momentos de minha vida,

incentivando e apoiando minhas decisões com muito amor.

A minha grande família, ao propiciar-me momentos de conforto e colaboração.

A professora Elizabeth, que sempre esteve com o coração aberto para orientar-me a superar

as dificuldades. Por sua amizade, sensibilidade e apoio.

Ao professor Pyramo, por levar-me a refletir sobre a importância desse trabalho para

minha vida.

Ao amigo González Pecotche, pelo apoio espiritual.

Ao corpo docente e funcionários do Mestrado em Engenharia Elétrica, pela colaboração e

atenção dispensadas.

A CENIBRA, pelo fornecimento dos dados.

Aos colegas do curso de Mestrado, pelo intercâmbio de informações e de carinho.

A ELETROBRAS, pela disposição em fomentar este trabalho.

Aos meus grandes amigos, pela oportunidade de compartilhar alegrias e dificuldades na

fase de realização deste trabalho.

iii

Resumo

Ao avaliar o panorama energético nacional, vislumbra-se um momento propício ao

desenvolvimento de novas tecnologias, que contemplem a eficiência na geração de energia.

A disponibilização do gás natural para os diversos parques industriais brasileiros, requer

uma adaptação para o correto aproveitamento desse combustível. Dentro desse contexto

atual, a cogeração apresenta-se como alternativa viável para atendimento da demanda dos

setores industrial e terciário. O aumento na eficiência energética para 80%, ou mais,

conferem grande importância à cogeração.

Dentre os setores industriais de maior interesse para cogeração, está o de papel e celulose,

que apresenta, em seus processos, características compatíveis a aplicação dessa forma de

gerar energia, motivo pelo qual foram utilizados dados de uma empresa de celulose para

estudo de caso.

Este trabalho tem dois objetivos principais. O primeiro é fazer uma apresentação dos

aspectos proeminentes da cogeração, com ilustração das principais tecnologias e

equipamentos empregados. Outro objetivo é desenvolver uma metodologia de apoio a

decisão em sistemas de cogeração, apresentando as vantagens ou desvantagens em sua

adoção. A metodologia adotada, enfoca a análise energética de um processo industrial.

Entretanto, destaca a necessidade de uma análise mais completa, onde sejam avaliados os

aspectos ambiental, econômico e político.

Na validação da metodologia, foi realizada a análise energética, apontando o índice

potência/calor como referencial na tomada de decisão, onde são definidos o ciclo

termodinâmico, equipamentos e configurações de planta mais adequados ao processo.

iv

Índice

Agradecimentos i

Resumo iii

Índice iv

Relação de Figuras viii

Relação de Tabelas xi

Nomenclatura xiii

Siglas xvi

Capítulo 1 - Introdução e objetivos gerais

1.1 Introdução.........................................................................................................................1

1.2 Estado da Arte...................................................................................................................3

1.3 Escopo...............................................................................................................................4

1.4 Relevância da tese.............................................................................................................6

Capítulo 2 - Panorama Energético Nacional e Cogeração

2.1 Introdução.........................................................................................................................7

2.2 Análise Energética Brasileira ...........................................................................................8

2.2.1 Panorama Nacional .................................................................................................8

v

2.2.2 Panorama Regional ...............................................................................................12

2.3 Cogeração .......................................................................................................................14

2.3.1 Histórico da Cogeração.........................................................................................18

2.3.2 Gás Natural e a Cogeração ...................................................................................19

2.3.3 Legislação Nacional..............................................................................................20

2.3.4 Impactos Ambientais ............................................................................................ 22

2.4 Conclusões ...............................................................................................................25

Capítulo 3 - Configuração de Ciclos Termodinâmicos Associados ao Estudo

da Cogeração

3.1 A Primeira Lei da Termodinâmica .................................................................................26

3.2 Ciclo Rankine .................................................................................................................27

3.2.1 Ciclo Rankine Ideal ..............................................................................................27

3.2.2 Ciclo Rankine com Reaquecimento......................................................................29

3.2.3 Ciclo Regenerativo Aquecedor de Água de Alimentação.................................... 30

3.2.4 Ciclo Rankine com Cogeração .............................................................................31

3.3 Equipamentos Térmicos e as Leis da Termodinâmica ...................................................32

3.3.1 Caldeiras ...............................................................................................................33

3.3.2 Turbinas a Vapor ..................................................................................................36

3.3.3 Turbinas a Gás ......................................................................................................38

3.3.4 Motores .................................................................................................................41

vi

3.4 Ciclo Brayton ..................................................................................................................43

3.5 Turbinas a Gás e Cogeração ...........................................................................................45

3.5.1 Ciclo de Tur bina a Gás com Injeção de Vapor .....................................................48

3.6 Ciclo Combinado ............................................................................................................ 49

3.7 Conclusões ......................................................................................................................51

Capítulo 4 - Sistemas de Apoio a Decisão

4.1 A Tomada de Decisão.....................................................................................................53

4.2 Ferramentas de Apoio a Decisão.................................................................................... 54

4.2.1 Pesquisa Operacional............................................................................................ 54

4.2.2 Inteligência Artific ial............................................................................................ 58

4.3 Conclusões ......................................................................................................................59

Capítulo 5 - Estratégia Decisória baseada em Análise Energética

5.1 Variáveis de Decisão......................................................................................................60

5.2 Fluxograma de Apoio a Decisão.....................................................................................61

5.2.1 Identificação das necessidades da Indústria .........................................................63

5.2.2 Análise Energética ................................................................................................ 63

5.2.2.1 Seleção do Ciclo de Cogeração..................................................................65

5.2.3 Análise Econômica ...............................................................................................68

vii

5.2.4 Aspectos Ambientais ............................................................................................ 70

5.2.5 Aspectos Legais .................................................................................................... 73

5.7 Conclusões ......................................................................................................................75

Capítulo 6 - Estudo de Caso

6.1 Análise Termodinâmica ..................................................................................................76

6.1.1 CENIBRA .............................................................................................................76

6.1.2 Balanço Energético...............................................................................................82

6.1.3 Validação da Metodologia .................................................................................... 85

6.2 Conclusões ......................................................................................................................87

Capítulo 7 - Conclusões

7.1 Conclusões finais ............................................................................................................ 88

7.2 Recomendações ..............................................................................................................89

Capítulo 8 - Referências Bibliográficas

8.1 Bibliografia Citada ..........................................................................................................90

8.2 Bibliografia Complementar ............................................................................................ 91

ANEXO 1 - O Setor de Papel e Celulose............................................................................ 96

viii

Relação de figuras

Capítulo 2

Figura 2.1 - Consumo de Energia no Setor Industrial.......................................................9

Figura 2.2 - Estatística Anual de Produção de Gás Natural no Brasil ...........................11

Figura 2.3 - Projeção de Consumo Final de Energia por Subsetor em Minas Gerais.... 13

Figura 2.4 - Participação da Cogeração na Potência Total Instalada ...........................15

Figura 2.5 - Ciclo Rankine em Regime Bottoming ..........................................................17

Figura 2.6 - Esquema de Central de Cogeração para Atender as Demandas Energéticas . 17

Capítulo 3

Figura 3.1 - Ciclo Rankine Ideal ..................................................................................... 27

Figura 3.2 - Diagrama T x s para o Ciclo Rankine ......................................................... 28

Figura 3.3 - Ciclo Rankine com Reaquecimento ............................................................. 30

Figura 3.4 - Ciclo Regenerativo com Aquecedor de Água de Alimentação .................... 30

Figura 3.5 - Ciclo Rankine com Cogeração para o Setor de Papel e Celulose ..............32

Figura 3.6 - Caldeira Aquatubular ..................................................................................34

Figura 3.7 - Caldeiras de Recuperação...........................................................................35

Figura 3.8 - Caldeira de Recuperação sem Queima Suplementar ..................................35

Figura 3.9 - Turbina a Vapor...........................................................................................36

Figura 3.10 - Rotor de Turbina a Vapor de Múltiplos Estágios ......................................37

ix

Figura 3.11 - Rotor de Turbina a Gás............................................................................. 39

Figura 3.13 - Turbina a Gás modelo LM 2500................................................................ 39

Figura 3.14 - Módulo de Cogeração com Motor Alternativo ..........................................41

Figura 3.15 - Sistema de Cogeração com Motor Diesel..................................................42

Figura 3.16 - Motor Diesel ..............................................................................................42

Figura 3.17 - Ciclo Brayton Fechado ............................................................................. 43

Figura 3.18 - Ciclo Air Botto ming ...................................................................................45

Figura 3.19 - Eficiência do uso do combustível baseado no Poder Calorífico

Superior(PCS) ..................................................................................................................46

Figura 3.20 - Cogeração com Turbina a Gás ................................................................. 46

Figura 3.21 - Correlação entre Energias Elétrica e Térmica em Processos de Cogeração 47

Figura 3.22 - Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor ......................................... 49

Figura 3.23 - Ciclo Combinado .......................................................................................49

Figura 3.24 - Ciclo Combinado com Caldeira de Dupla Pressão...................................51

Capítulo 4

Figura 4.1 - Representação simplificada do Processo de Modelagem............................ 54

Figura 4.2 - Rede de Grafos para Análise Final ............................................................. 56

Figura 4.3 - Fases de um estudo de Pesquisa Operacional............................................. 57

x

Capítulo 5

Figura 5.1 - Etapas do Processo de Decisão para implantar a Cogeração na indústria .... 62

Figura 5.2 – Comparação entre alternativas para Sistemas de Cogeração...................66

Figura 5.3 - Índice de Descarga Térmica X Eficiência Térmica ..................................... 72

Capítulo 6

Figura 6.1 – Esquema de planta energética característica do Setor de Celulose ...........79

Figura 6.2 – Fluxo Energético no Processo de Produção de Celulose ...........................85

Figura 6.3 – Comparação entre Alternativas para Sistemas de Cogeração...................86

ANEXO 1

Figura A.1 - Processo KRAFT......................................................................................... 96

xi

Relação de tabelas

Capítulo 2

Tabela 2.1 - Consumo Específico de Energia no Setor de Papel e Celulose ..................12

Tabela 2.2 - Custo de Investimento de Fontes de Geração Elétrica ...............................16

Tabela 2.3 - Emissão de Gases de Efeito Estufa de Sistemas de Potência Alternativos . 24

Capítulo 3

Tabela 3.1 - Grupos de Turbinas a Gás ..........................................................................40

Capítulo 5

Tabela 5.1 - Índice Energético para Setores Industriais ................................................ 65

Tabela 5.2 - Estudo Comparativo entre as Diferentes Soluções de Cogeração..............67

Tabela 5.3 - Legislação Brasileira para o Setor Elétrico ...............................................74

Capítulo 6

Tabela 6.1 - Produção de Vapor das Caldeiras ..............................................................77

Tabela 6.2 – Vapor Consumido na Planta de Celulose ...................................................78

Tabela 6.3 - Produção nas Turbinas a Vapor ................................................................. 79

Tabela 6.4 – Quadro das Propriedades Termodinâmicas ...............................................80

Tabela 6.5 – Potência Real Produzida/Consumida nos Equipamentos e Processos ......84

xii

Tabela 6.6 – Fases da Transferência de Calor ................................................................ 84

Tabela 6.7 – Rendimento das Turbinas a Vapor ............................................................. 84

ANEXO 1

Tabela A.1 - Consumos Energéticos na Indústria de Papel e Celulose ..........................98

xiii

NOMENCLATURA C: condensador

c: custo específico

cp: calor específico a pressão constante

ec: energia cinética específica (kJ/kg)

El: eletricidade

ep: energia potencial específica (kJ/kg)

Et: Energia térmica (kJ)

GN: Gás Natural

h: entalpia específica (kJ/kg)

I: índice

k: expoente isentrópico do gás

m& : vazão mássica (kg/s)

Tη : eficiência da turbina

Cη : eficiência do compressor

P: pressão (MPa)

Q: calor (J)

pr : relação de pressão

S: calor de processo

s: entropia específica (kJ/kg/K)

T: temperatura (ºC)

v: volume específico (m³/kg)

W: trabalho (J)

W& : potência (W)

w: potência específica (kJ/kg)

y: fração de vazão mássica

Subscritos 0: ambiente, referencial

b: bomba

bio: caldeira a biomassa

xiv

c: compra

CM: câmara de mistura

CR: ciclo Rankine

oleo: caldeira a óleo

cap: capital

cog: cogeração

comb: combustível

comp: compressor

cond: condensador

E: entrada

El: eletricidade

EN: energético

equip: equipamento

esp: específico

I: ideal

isoentrópico: processo isoentrópico

liq: líquido

man: manutenção

max: máximo

min: mínimo

oper: operacional

proc: processo

R: real

recuperação: caldeira de recuperação de lixívia

reversível: processo reversível

RP: regime permanente

S: saída

TG: turbina a gás

TV: turbina a vapor

V: vapor

Letras gregas

β: exergia (kJ/kg)

xv

η: eficiência térmica (%)

ε : eficiência exergética

xvi

SIGLAS

BEN Balanço Energético Nacional

CATT Computer Aided Thermodynamic Tables

CCGT Combined Cycle Gas Turbine (Ciclo Combinado com Turbina à Gás)

CEMIG Centrais Elétricas de Minas Gerais

CENIBRA Celulose Nipo Brasileira

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica

IDT Índice de Descarga Térmica

ISO International Standartization Organization

GLP Gás Liqüefeito de Petróleo

HRSG Heat Recovery Steam Generator (Caldeira de Recuperação de Vapor)

NEA National Energy Act

PIE Produtor Independente de Energia

PCS Poder Calorífico Superior

PROCEL Programa de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica

PURPA Power Utilities Regulatory Policies Act

SINTREL Sistema Nacional de Transmissão de Energia Elétrica

Capítulo 1 - Introdução e Objetivos Gerais

1

Capítulo 1 - Introdução e objetivos gerais

1.1 Introdução

A cogeração é definida, de forma genérica, como todo sistema que alia geração de energia

eletromecânica e térmica a partir de uma mesma fonte primária de energia. A cogeração

apresenta benefícios implícitos no setor industrial, refletido pela economia na energia

primária, petróleo, gás natural, carvão mineral e biomassa, ao fazer uso mais eficiente e

aproveitar energéticos disponíveis no próprio processo.

No contexto do desenvolvimento sustentável, diversos autores têm apontado a cogeração

como a alternativa mais viável para atender demandas térmicas e elétricas, com elevada

confiabilidade e redução nas emissões de poluentes, além de permitir às empresas a

oportunidade de se apropriar de uma nova fonte de recursos advinda da comercialização de

quaisquer excedentes energéticos disponíveis, de acordo com a regulamentação do setor no

Brasil, prevista no decreto 2003 de setembro de 1996.

Nogueira e Santos [1995] descreveram vantagens no uso de sistemas de cogeração no setor

terciário, a partir da redução acentuada das perdas térmicas decorrente da produção

combinada de calor e energia elétrica.

No cenário internacional, o uso racional e eficiente de energia através de sistemas

alternativos ou combinados tem grande respaldo na regulamentação adotada por seus

respectivos governos. Nos Estados Unidos, por exemplo, a cogeração teve como estímulo

o PURPA, documento que provocou uma profunda mudança no setor elétrico, ao

incrementar a participação de autoprodutores na oferta de energia elétrica. Já o governo

australiano tem se pautado na redução de índices de emissão de gases de combustão em

plantas energéticas, difundindo a geração através do gás natural e estimulando

autoprodutores à competição, ao adotar princípios de livre comércio e encorajar pequenos

projetos de cogeração.

No Brasil, investidores vêm vislumbrando a cogeração como opção de características

adequadas aos desafios dos novos tempos, por basear-se na flexibilidade de utilização


2

combustíveis, fósseis ou não, aliada a bons índices de eficiência e baixos impactos

ambientais.

Apesar de ser apontada como econômica e vantajosa, nota-se que no Brasil a cogeração

ainda é pouco difundida e extremamente concentrada em alguns poucos setores industriais.

Esse fato pode ser atribuído à tradição brasileira de geração de energia em hidrelétricas.

Entretanto, com o fim do monopólio estatal e esgotamento dos recursos de maior

rentabilidade, impõem-se novas oportunidades na área de geração e conservação de

energia, aumentando a atratividade da implantação de sistemas de cogeração.

Com o objetivo de promover o combate ao desperdício de energia elétrica, a Agência

Nacional de Energia Elétrica dá um passo importante com a publicação da Resolução nº

242, de 24 de julho de 1998. Esta Resolução estabelece que “...concessionários do serviço

público de distribuição de energia elétrica, cujos contratos de concessão prevejam o

desenvolvimento de ações com o objetivo de incrementar a eficiência no uso e na oferta de

energia elétrica, deverão aplicar anualmente recursos de, no mínimo, 1% da receita

operacional anual apurada no ano anterior.” A Resolução é um estímulo ao

desenvolvimento de sistemas alternativos de produção de energia elétrica, e da cogeração,

como forma de aumentar a eficiência energética dos processos.

Neste trabalho, a cogeração é mostrada em duas etapas consideradas principais.

Inicialmente é situada dentro de um panorama nacional caracterizado pela retomada do

crescimento, que procura estimular investimentos na implantação de novos sistemas para

atender à demanda energética. Do posicionamento do Brasil, em termos de energéticos,

analisa-se números referentes ao potencial de consumo nos setores industriais brasileiros e

as vantagens da introdução da cogeração nesse contexto.

Ainda na primeira etapa, passa-se à identificação dos ciclos termodinâmicos e

equipamentos empregados nos sistemas de cogeração, com classificação das opções de

configurações disponíveis para geração de energia térmica e elétrica. Procura-se nesta

etapa, ilustrar, através de exemplos, a utilização dos equipamentos de cogeração nos

diversos segmentos do setor industrial.


3

Outra etapa desse trabalho, enfoca-se o processo decisório em cogeração, que inicia na

ilustração das principais técnicas empregadas em tomada de decisão, passando à

sistematização das etapas para implantação de sistemas de cogeração. Finalizando-se o

trabalho com o estudo de caso para o setor de papel e celulose, onde busca-se a validação

da metodologia proposta.

1.2 Estado da Arte

Um dos indicadores da pouca divulgação da cogeração no País é a indisponibilidade de

livros nacionais específicos sobre o tema. Esse panorama dificulta pesquisas no campo da

cogeração, criando barreiras iniciais que tendem a ser superadas conforme o interesse de

empresas, concessionárias, estudante e professores, por esta forma de produção de energia.

Um número crescente de pesquisadores vêem estudando o emprego da cogeração nos

diversos setores e subsetores industriais brasileiro, onde várias experiências apontam para

grandes possibilidades e benefícios do uso eficiente de energia:

Nascimento et al. [1997] alertaram para o aumento do consumo de energia elétrica no

Brasil, apontando a cogeração como opção não-convencional para suprimento da demanda.

Ao avaliarem os aspectos técnicos da cogeração, os autores apontaram as vantagens do

emprego de turbinas à gás e a vapor em ciclo combinado, citando uma economia de mais

de 40% no consumo específico de combustível. Ressaltaram, ainda, a necessidade de

acesso à tecnologia, legislação e sinais tarifários para desenvolvimento da cogeração

Brasil.

Tuna e Silveira [1997] avaliaram quatro sistemas de cogeração possíveis para uma planta

química. Apresentaram um método de análise termoeconômica para otimização de

sistemas de produção combinada de calor e potência, baseada na Segunda Lei da

Termodinâmica. Os resultados indicam um bom retorno do investimento para as

configurações avaliadas.

Balestieri e Gushiken [1996] realizaram um estudo para a indústria cervejeira,

apresentando diversas configurações para atendimento à demanda energética do processo


4

de fabricação. Uma grande contribuição do artigo referiu-se à definição de um índice

conhecido por razão potência/calor de processo que pode ser calculado para cada setor

industrial. Na metodologia empregada, definiu-se que valores inferiores a unidade

representam maior interesse para a cogeração, como foi o caso da indústria de

alimentos/bebidas. Verificaram ainda, que o ciclo a gás e o ciclo combinado são atraentes

para a cogeração no setor cervejeiro.

Costa e Vieira [1996] apontaram a cogeração como alternativa mais adequada que a

geração termelétrica, do ponto de vista econômico e ambiental. Ressaltaram, também, o

papel a ser desempenhado pelo autoprodutor e produtor independente na geração de

energia, no cenário nacional e internacional.

Silveira e Balestieri [1995] avaliaram o emprego de turbinas a gás natural na indústria de

papel e celulose, destacando a produção de energia elétrica excedente. A possibilidade de

sua comercialização reforçaria o interesse na cogeração nesse subsetor industrial. O estudo

não analisou a viabilidade econômica da configuração proposta, mas os autores apontaram

essa necessidade, para avaliação de futuros investimentos no setor.

Silveira e Nogueira [1989] apresentaram um método de análise termodinâmica,

empregando um sistema de cogeração, para o setor de papel e celulose. A avaliação no

setor apontou grandes possibilidades de geração de excedentes de energia elétrica,

constituindo-se numa oportunidade a ser explorada.

1.3 Escopo

Ao avaliar o estado da arte referente às instalações de cogeração no país, considerando a

atividade associada ao processo, observa-se que o potencial de cogeração no setor

industrial brasileiro se mostra bastante interessante. Desta forma, esse trabalho propõe: A

apresentação e estudo dos aspectos proeminentes da cogeração, com ilustração das

principais tecnologias empregadas e equacionamento de variáveis dos processos de

produção combinada de energia elétrica e térmica. Os resultados são representados em

gráficos e tabelas, com análises qualitativas e quantitativas das configurações existentes e

propostas.


5

Desenvolvimento de uma metodologia para implantação de sistemas de cogeração,

priorizando a avaliação energética do processo, e abordando, sucintamente, os aspectos

ambiental, econômico e político.

Para validação da metodologia optou-se pelo setor de papel e celulose, devido a sua

expressiva participação atual como setor produtivo. Esse setor, que inclui as indústrias de

celulose, de papel/celulose integradas e de papel, possuem um potencial significativo de

cogeração, inclusive com ocorrência de excedentes de energia. Este potencial, aliado ao

cenário atual de regulamentação dos produtores independentes do setor elétrico e ao

aumento de eficiência decorrentes da utilização de novas tecnologias e combustíveis,

tornam a cogeração mais atrativa para esse setor.

No capítulo 2, apresenta-se uma visão geral da situação energética do Brasil e do Estado de

Minas Gerais, com destaque para o setor de papel e celulose. Apresenta-se também o

panorama brasileiro em relação à cogeração, enfocando o uso do gás natural, legislação e

impactos ambientais.

No capítulo 3, é feita uma apresentação dos conceitos fundamentais da Termodinâmica,

referentes às Primeira Lei da Termodinâmica. A seguir, são vistos os diversos ciclos

termodinâmicos que utilizam turbinas a gás e a vapor, além dos principais equipamentos

empregados em sistemas de cogeração, com suas respectivas características operacionais.

O capítulo 4 apresenta uma breve descrição das principais técnicas e ferramentas de apoio

a decisão.

No capítulo 5 é proposta uma metodologia de apoio à decisão, com destaque à análise

energética, para implantação da cogeração na indústria, fundamentada na Primeira Lei da

Termodinâmica.

O capítulo 6 mostra a aplicação da metodologia proposta para a CENIBRA.

O capítulo 7 apresenta as conclusões obtidas no estudo e o capítulo 8 traz a bibliografia

consultada.


6

1.4 Relevância da tese

Ao se basear no número incipiente de informações didáticas sobre cogeração no Brasil,

este trabalho pode ser visto como uma contribuição a estudantes e pesquisadores, visto que

busca a consolidação de informações disseminadas em inúmeras fontes e a

disponibilização de informações sobre equipamentos e ciclos termodinâmicos empregados

em sistemas de cogeração, na busca de alternativas econômicas e flexíveis.

Os resultados obtidos podem contribuir, como referência, na construção de uma base de

dados aberta, que disponibilize informações tratadas e consolidadas sobre equipamentos e

tecnologias utilizadas na cogeração.

A metodologia de apoio a decisão, apresentada nesse trabalho, busca sistematizar

elementos de análise para adoção de sistemas de cogeração, com ênfase à avaliação

energética.

Quanto ao setor de papel e celulose, o estudo de caso desenvolvido busca ilustrar e validar

a metodologia proposta.

Capítulo 2 – Panorama Energético Nacional e Cogeração 7

Capítulo 2 - Panorama Energético Nacional e Cogeração Este capítulo apresenta uma visão geral da situação energética do Brasil e do Estado de

Minas Gerais, com destaque para o setor de papel e celulose. Apresenta-se também o

panorama brasileiro em rela ção à cogeração, enfocando o uso do gás natural, legislação e

impactos ambientais.

2.1 Introdução O mundo atual vive momentos de mudanças de paradigmas em relação à geração e à

utilização da energia, onde são priorizados a eficiência e o uso correto e limpo de fontes

primárias de energia. Novas variáveis como o efeito estufa, degradação do solo,

esgotamento das reservas energéticas e aumento da população concorrem para tornar esse

panorama ainda mais desafiador, exigindo decisões conjuntas entre autoridades, empresas

e a própria população. Completando esse panorama, observa-se que, principalmente em

países subdesenvolvidos ou em desenvolvimento, o capital disponível para investimentos

em unidades geradoras é um fator a ser sempre ponderado.

No Brasil, o esgotamento dos grandes potenciais economicamente aproveitáveis e a

preocupação ambiental vêm sugerindo a adoção de novos conceitos quanto à utilização e à

produção de energia. Fatores como o eminente aumento da oferta de gás natural, os riscos

da falta de energia como efeito da redução dos investimentos no setor elétrico, as tarifas

crescentes de energia e a regulamentação sobre a venda de excedentes de eletricidade para

terceiros, tendem a estimular a busca por fontes energéticas e soluções que permitam

racionalizar a produção de eletricidade, conservar energia e aumentar a eficiência

energética das unidades consumidoras, adequando-se à nova realidade mundial de

produção e consumo de energia.

Na tentativa de adaptar-se a este contexto global, o Brasil vem implantando programas de

racionalização e eficientização da energia. O Programa de Mobilização Energética, uma

das principais linhas de ação conferida ao Ministério das Minas e Energia, insere-se no

conjunto de medidas que integram a Ação do Governo Federal na busca de soluções que


possibilitem a redução no consumo de combustíveis derivados de petróleo. Outra ação do

governo refere-se ao Programa de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica - PROCEL,

conjunto de ações dirigidas à conservação de energia elétrica no país, com apoio à

otimização de processos industriais e à adaptação e ao desenvolvimento de equipamentos,

em especial, para fins térmicos.

Esses programas mostram que a demanda por energia tem aumentado e que atendê-la é um

desafio para as grandes concessionárias. De acordo com o Balanço Energético Nacional

[1999], o Brasil possui um grande potencial hidrelétrico, contando em 1998, com 56,7 GW

de potência instalada, e custos de operação relativamente baixos. Esses números fazem do

país um dos maiores produtores mundiais de energia hidrelétrica. Entretanto, essa forma de

geração de energia, além de exigir investimentos vultuosos na construção de novas

unidades geradoras, produzir grandes impactos ambientais e exigir longos períodos de

tempo até sua disponibilização, não tem sido suficientes para evitar os "apagões" nas

épocas de seca

O país, que vive um momento onde o capital privado tende a superar os investimentos

públicos na ampliação do parque gerador, deve realizar esforços para modernizar a

legislação nacional, incentivando projetos de geração de energia de pequeno e médio porte.

Projetos de uso eficiente de energia devem ser colocados em prática no Brasil. Países

desenvolvidos têm apostado nas fontes alternativas como auxiliares às conv encionais para

diminuição de custos, aumento da confiabilidade no fornecimento de energia e mitigação

dos impactos ambientais, mostrando ser esse o caminho ideal para o uso da energia. Dessa

forma é possível gerar energia de qualidade para atender aos diversos setores da sociedade.

2.2 Análise Energética Brasileira

2.2.1 Panorama Nacional

Segundo estatísticas do Comitê Brasileiro do Conselho Mundial da Energia [1997] o

planejamento do setor elétrico nacional indica, para o período de 1998 a 2007, um

crescimento do mercado de energia elétrica da ordem de 5,2% a.a., representando

investimentos de 8 bilhões de dólares ao ano. Prevê também um déficit na faixa de 10%,


que exigirá esforços da iniciativa privada, responsável por 75% dos projetos, na

implantação de unidades geradoras de energia confiável. Para cobrir esse déficit previsto,

pesquisas por métodos eficazes de suprimento energético têm acentuado a avaliação das

variadas fontes de energia primárias disponíveis no Brasil, como carvão, energia nuclear,

biomassa, gás natural e fontes alternativas para aplicações específicas. Para aproveitamento

maior destes recursos surgem necessidades relativas ao equacionamento dos problemas

ambientais, da capacitação industrial e tecnológica para desenvolvimento de projetos, à

questão da adaptabilidade dos setores às novas fontes energéticas.

O Ministério de Minas e Energia [1998], mostra que o setor industrial consumiu em 97,

82823x10³ tEP1 entre diversos insumos energéticos, respondendo a eletricidade por 47,5%

do total, conforme FIG. 2.1. Algumas fontes energéticas começam a representar um grande

potencial no mercado brasileiro, como o gás natural, que em 10 anos aumentou sua

participação de 1,5% para 3,4% do consumo total de energia.

FIGURA 2.1 - Consumo de Energia no Setor Industrial

FONTE - Baseado no Balanço Energético Nacional (BEN), Ministério das Minas e Energia, 1998.

1 Para converter a maioria das formas de energia, são usados coeficientes calculados em laboratório, mas, para a forma hidráulica, o BEN considera que 1 kWh equivale à energia contida no óleo necessário para gerar esta quantidade de eletricidade, com uma equivalência de 1kWh → 3132 kcal → 0,29 x 10-3 tep. Este número é três vezes superior à conversão física, onde 1kWh → 860 kcal → 0,079 x 10-3 tep. Como a eletricidade no Brasil é, em grande parte, de origem hidráulica, este coeficiente é usado também para converter a eletricidade.

Consumo de EnergiaSetor Industrial (%)

47,5%

8,0%

10,8% 9,5%

5,9%

3%

3,4%3,8%

4,9%

2,2%

1,2%

GÁS NATURAL

CARVÃO MINERAL

LENHA

BAGAÇO DE CANA

OUTRAS FONTES PRIM.RENOVÁVEISÓLEO COMBUSTÍVEL

GÁS DE COQUERIA

COQUE DE CARVÃOMINERAL ELETRICIDADE

CARVÃO VEGETAL

OUTRAS


Dentre as diversas fontes primárias, o gás natural tem sido indicado como solução viável

aos problemas de abastecimento futuro, amparado pelo aumento de 300% das reservas

brasileiras, no período compreendido entre 1980 e 1996. Devido a sua crescente oferta,

financiamentos e baixos custos de instalação, quando comparado a outras alternativas pode

tornar-se um grande aliado na economia industrial, onde se exige a cada dia maior

rentabilidade e recursos com abastecimento mais confiáveis.

Segundo Baum [1987], no Brasil, há quinze anos atrás, o gás queimado em flare atingia

índices da ordem de 34% do total produzido, enquanto que na comunidade européia este

valor ficava em 5% da produção de gás natural. Nos EUA os índices eram nulos. Em 1998

com um nível de produção de gás natural chegando aos 27 milhões de metros cúbicos

diários, eram aproveitados 85% desse total, dos quais 66% como energéticos ou insumo

petroquímico e 15% de reinjeção nos campos.

De acordo com os dados do Comitê Brasileiro do Conselho Mundial de Energia [1997], é

prevista uma reserva da ordem de 228 bilhões de metros cúbicos, a partir de 1997, sendo a

metade no mar e cerca de um terço em águas territoriais da Bacia de Campos, RJ. Pelo

contrato assinado entre as empresas de Petróleo da Bolívia (YPFB) e do Brasil

(PETROBRAS), previu-se a importação de até 16 milhões de metros cúbicos diários,

disponibilizados para consumo nacional a partir de fins de 1998, distribuída por um

gasoduto de aproximadamente 3.150 km de extensão, sendo 557 km do lado boliviano e

2.593 km em solo brasileiro. A capacidade máxima do gasoduto será de 30 milhões de

m³/dia.

Em 1997, a produção nacional de gás natural atingiu valores significativos, sendo o estado

do Rio de Janeiro o maior produtor brasileiro, conforme o FIG. 2.2. Nota-se o grande

potencial existente na região nordeste para geração de energia, tendo o gás como

combustível.


Na indústria brasileira, destacam-se os setores de açúcar e álcool, o siderúrgico e o de

papel e celulose, com grande potencial para utilização de combustíveis alternativos ou

gerados no próprio processo. Autores como Coelho et al. [1995] estimaram para esses

setores um potencial de auto-suficiência de eletricidade de até 70%, no caso do setor

sucroalcooleiro, 40% para o de papel e celulose, e 12% para o siderúrgico. Além disso, a

aplicação de novas tecnologias como as turbinas a gás, que permitem a produção de

eletricidade com excedentes, ou a cogeração, surgem como uma forma eficaz de evitar ou

reduzir a compra de eletricidade, garantindo um fornecimento confiável e de qualidade a

esses setores.

A TAB. 2.1 mostra o consumo das fontes energéticas no setor de papel e celulose, ano base

1997, que utiliza diversas fontes primárias, com preponderância da eletricidade.

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500

Ceará

Paraná

Espírito Santo

Amazonas

São Paulo

Alagoas

Sergipe

Rio Grande do Norte

Bahia

Rio de Janeiro

Est

ado

Produção (x 1000m3)

FIGURA 2.2 - Estatística Anual Produção de Gás Natural no Brasil

FONTE - Baseado em PETROBRAS, 1997.


TABELA 2.1 - Consumo Específico de Energia no Setor de Papel e Celulose

FONTE CONSUMO (x 10³ tEP) PARTICIPAÇÃO (%)

Eletricidade 2982 42,5 Lixívia 1865 26,6 Óleo Combustível 902 12,8 Lenha 757 10,8 Outras 348 4,9 Gás Natural 143 2,0 Total 7007 100

FONTE - Baseada no Balanço Energético Nacional (BEN), Ministério das Minas e Energia, 1998.

2.2.2 Panorama Regional

Minas Gerais sobressai no âmbito nacional como Estado de economia forte, colocando-se

entre um dos maiores do País. O Estado apresenta características de produção de energia

elétrica similares às nacionais, contando com importantes usinas hidrelétricas. Des taca-se

por um parque industrial ativo, onde a demanda energética atinge, segundo o Ministério de

Minas e Energia [1998], os 30 milhões de tEP. O setor industrial é responsável por 55% do

consumo total de energia.

O carvão vegetal constitui insumo industrial e energético de grande importância para o

Estado. A CEMIG [1993] estimou um potencial de matas nativas e florestas plantadas de

9276 tEP/ano. O Estado apresenta um consumo de lenha com níveis superiores à média

nacional. Um dos problemas verificados com o elevado consumo de lenha é a degradação

das matas nativas, provocando acentuado desequilíbrio ambiental. Outro aspecto destacado

é a baixa eficiência energética utilizada para produção de carvão vegetal, perdendo-se 50%

da lenha enfornada.

Estudos realizados pela CEMIG [1990] para o setor industrial, avaliando cenários de

crescimento otimista e pessimista, projetam para o ano 2000 um consumo final de energia

médio de 15484x10³ tEP, chegando a 23084x10³ tEP no ano 2010. Nesse setor,

sobressaem-se as empresas siderúrgicas, alimentos e bebidas, papel e celulose, cimenteiras

e ferro-gusa. O FIG. 2.3 apresenta a projeção de consumo de energia nesses subsetores

para os anos 2000 e 2010.


FIGURA 2.3 - Projeção de Consumo Final de Energia por Subsetor em Minas Gerais

FONTE - Baseada em Centrais Elétricas de Minas Gerais (CEMIG), 1990.

Observa-se um crescimento de consumo previsto de 85% para a indústria cimenteira, 59%

para papel e celulose, 55% para a siderurgia e 51% para a de alimentos e bebidas. Esse

perfil faz do Estado um grande consumidor de energia em suas diversas formas, motivando

o estudo e implantação de novas tecnologias, necessários à adaptação a nova realidade

econômica e energética.

O Estado tem atuado preventivamente no sentido de conhecer seus recursos e reservas

naturais. A implantação do Plano Energético Estadual pela CEMIG em 1993, permitiu

estabelecer uma política energética para o Estado, baseado em informações de consumo,

produção, importação e exportação de energia. As conclusões apontaram a necessidade de

incorporação de novas políticas energéticas no Estado a curto e médio prazo. Dentre as

ações mais importantes destacamos: a introdução do gás natural na matriz energética

estadual, nos setores industrial e transporte; a conservação de energia através do aumento

da eficiência nos processos de produção, transformação e uso de energéticos; e o aumento

da oferta de energia elétrica através da cogeração em setores industriais, com

aproveitamento de combustíveis residuais.

Outra variável de indiscutível importância em Minas Gerais, refere-se à construção de

gasodutos interligando as principais cidades, representando uma contribuição significativa

à produção de energia elétrica. Historicamente, o Estado que utiliza energia hidráulica,

0100020003000400050006000700080009000

2000 2010Ano

Con

sum

o (x

10³

tE

P)

Siderurgia

Cimento

Papel e Celulose

Alimentos e Bebidas

Ferro-Gusa


lenha e carvão mineral, vem se adaptando ao novo contexto, impulsionado pela

disponibilização do gás natural oriundo da Bolívia. De acordo com a GASMIG, Minas

Gerais tem um potencial de 13,2 milhões de m³/dia, estando atualmente contratados 940

mil m³/dia.

O parque industrial necessita de amparo técnico nas tomadas de decisão quanto à correta

utilização desse potencial, definindo equipamentos e configurações para obtenção do

máximo rendimento. A instalação de plantas termelétricas e a adaptação de empresas aos

sistemas de cogeração tendem a crescer, ampliando a oferta energética no Estado.

2.3 Cogeração

Estudos realizados em relação à produção de energia têm resultado em soluções diversas,

que somente agora são redescobertas. É o caso da cogeração, uma tecnologia antiga,

aplicada em diversos países, com recursos naturais escassos ou preocupação ambiental,

mas de atuação ainda acanhada no Brasil. A cogeração, que corresponde à produção

simultânea de diferentes formas de energia útil, como as eletromecânica e térmica, a partir

de uma única fonte primária, pode ser uma alternativa viável e interessante para

complementar o suprimento da demanda energética brasileira.

Em relação aos processos convencionais de produção de energia elétrica e calor, as

vantagens do uso da cogeração são grandes. A combinação de produção de eletricidade à

energia térmica elimina grande parte da energia desperdiçada, e a conseqüente diminuição

dos gases prejudiciais ao meio ambiente, como os compostos de NOX e o SOX. A expansão

dessa tecnologia no Brasil pode adequá-lo às políticas ambientais globais, evitando

restrições de financiamentos, que atingem países que atuam em desacordo com os padrões

internacionais de controle ambiental.

Os sistemas de cogeração possuem características particulares quanto à configuração e

aplicação. Fatores técnicos, legislativos, ambientais e econômicos são variáveis

determinantes na opção por um ou outro sistema de cogeração. De modo genérico

podemos enumerar como principais vantagens do uso da cogeração:


1. Aumento na eficiência global do sistema;

2. Melhora na disponibilidade e confiabilidade energética;

3. Investimentos baixos quando comparados a sistemas convencionais de produção de

energia;

4. Emprego de combustíveis alternativos como gás natural, biomassa e combustíveis

sólidos e líquidos, muitas vezes oriundos do próprio processo industrial;

5. Redução dos impactos ambientais, com baixos índices de emissão de SOX e CO2;

6. Prazo de implantação reduzido;

7. Redução nos gastos com transmissão, já que as plantas de cogeração ficam

normalmente instaladas próximas ao consumidor final.

A produção de eletricidade por cogeração, embora pouco utilizada no Brasil, é largamente

empregada a nível mundial, conforme apresentado na FIG. 2.4.

FIGURA 2.4 - Participação da Cogeração na Potência Total Instalada

FONTE - Baseado em NASCIMENTO et al., Revista Eletricidade Moderna, 1997. p.86.

Observa-se na figura, que países como Holanda e Dinamarca possuem parques industriais

com participação significativa dessa forma combinada de produção de energia. No Brasil,

tem-se apenas 2% da potência instalada, enquanto em países com menor grau de

industrialização a participação da cogeração atinge valores da ordem de 10%. Portanto,

verifica-se um acentuado potencial de crescimento para a cogeração, inclusive com a

possibilidade de se tornar uma das principais fontes de expansão da oferta de energia em

nosso país.

0

10

20

30

40

Par

ticip

ação

na

Po

tên

cia

To

tal

Inst

alad

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)

EU

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.

Por

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Hol

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Ale

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Itália

Rus

.

Din

.


A cogeração ainda é considerada uma forma de geração marginal, e pode ser incorporada

ao planejamento do sistema elétrico nacional conforme a demanda por eletricidade

apresente forte tendência de crescimento, diante da escassez dos recursos disponíveis para

o financiamento de novas unidades de geração de energia elétrica.

A TAB. 2.2 apresenta valores referentes ao custo de algumas formas de geração elétrica;

observa-se que a cogeração situa-se como fonte de geração elétrica competitiva se

comparada à geração termelétrica convencional.

TABELA 2.2 - Custo de Investimento de Fontes de Geração Elétrica

FONTE DE GERAÇÃO FAIXA DE CUSTO (US$/KW)

Termelétrica a gás (ciclo combinado) 611 Cogeração (gás - ciclo combinado) 715 Termelétrica a óleo 780 Cogeração (óleo) 975 Termelétrica a carvão 1066 Hidrelétrica 1820-4680 Cogeração (biomassa) 2600

FONTE - LARSON, Biomass-Gasifier/Gas Turbine Cogeneration in the Pulp and Paper Industry. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, v. 114, n. 4, p. 670, 1992.

A cogeração está geralmente associada a indústrias de uso intensivo de energia, como

petroquímicas (refinarias e pólos petroquímicos), de papel e celulose, sucroalcooleiras,

químicas e siderúrgicas. Possui também grande penetração no setor terciário, onde

destacam-se hospitais, supermercados, hotéis e centros comerciais. Nesses setores, os

sistemas de cogeração vem sendo usados como importante medida de conservação de

energia e de apr ovada confiabilidade em seu suprimento.

Descrição do Princípio de Cogeração

Os sistemas de cogeração são classificados como topping e bottoming. O termo topping, é

empregado quanto a energia térmica de maior temperatura é inicialmente utilizada para

gerar energia elétrica ou mecânica, sendo a energia térmica, recuperada deste processo,

utilizada em aplicações subseqüentes. O regime topping é usado em indústrias e plantas

que comercializam eletricidade e/ou vapor. No regime bottoming o objetivo principal é


gerar vapor para o processo, sendo o vapor recuperado utilizado na geração de eletricidade.

A FIG. 2.5, apresenta um Ciclo Rankine em regime bottoming.

FIGURA 2.5 - Ciclo Rankine em Regime Bottoming

Normalmente, a cogeração está associada a processos industriais que exigem altos níveis

de temperatura. Uma central de cogeração apresenta máquinas térmicas semelhantes às

utilizadas em uma central de utilidades, gerando vapor e energia elétrica de forma

independente. A grande distinção presente entre estas duas formas de geração consiste,

basicamente, na caracterização do uso da energia utilizada para atendimento às demandas

apresentadas pela empresa ou população.

O esquema básico para atender as demandas por meio de centrais de cogeração deve estar

conectado a sistemas independentes de geração eletromecânica, à concessionária de

energia elétrica local e a caldeiras auxiliares, objetivando aumentar a confiabilidade de

geração térmica e elétrica. Conforme a nova legislação brasileira para o setor energético,

os excedentes elétricos podem, ainda, ser comercializados a terceiros ou concessionárias. A

FIG. 2.6 apresenta um esquema ilustrativo dessa conexão.

Calor

Vapor

Caldeira TV

Processo industrial

Condensador C

Energia Elétrica


FIGURA 2.6 - Esquema de Central de Cogeração para Atender as Demandas Energéticas

Um projeto de central de cogeração precisa atender às necessidades de demanda do

processo associado e com limites de custo aceitáveis. Ao considerar aspectos técnicos, o

projeto deve prever níveis de eficiência das máquinas, emissões de poluentes e

confiabilidade, para garantir o adequado funcionamento da unidade de geração.

2.3.1 Histórico da Cogeração Pierce [1995], identificou sua origem no século XIV, em sistemas de elevação a partir de

gases quentes das chaminés, que acionavam um espécie de turbina. Esse sistema,

denominado smokejack , teriam equipado um grande número de residências na Europa,

principalmente Alemanha e Itália.

No final do século XIX, a cogeração esteve intimamente relacionada ao aquecimento de

ambientes. No início do século XX, a produção combinada de calor e eletricidade teve

grande aceitação, justificado pelo aumento efetivo na eficiência de conversão global, sendo

economicamente vantajoso. Segundo Stephen [1994], os sistemas mais comuns utilizavam

calor excedente de equipamentos convencionais, passando os gases da combustão por um

trocador de calor, obtendo água quente para uso doméstico ou industrial. Quando era

requerida maior quantidade de energia térmica, esta era obtida com o aumento de

combustível primário em uma caldeira, incrementando-se dessa forma a temperatura do

vapor gerado. A seguir acionava-se um gerador elétrico e disponibilizava-se vapor para o

processo requerido, ou mesmo para aquecimento direto.

Central de

cogeraçãoProcesso

Geração elétrica

independenteConcessionária

Geração térmicaindependente

excedente

déficit

Terceiros

excedente


Várias eram as configurações utilizadas para atender energeticamente processos

residenciais e industriais. O uso de turbinas de múltiplos estágios ou extração intermediária

já eram técnicas empregadas no início do século.

Nesta época ainda não existiam grandes centrais provedoras de energia, sendo comum que

consumidores de médio e grande porte instalassem suas próprias centrais geradoras. Esse

panorama estendeu-se até a década de 40, quando os sistemas de cogeração chegaram a

representar 50% de toda energia elétrica gerada nos EUA.

O surgimento de um grande número de centrais elétricas permitiu a produção de energia

barata e abundante, fator que levou a uma queda acentuada no número de sistemas de

cogeração, chegando, no início da década de 70, a 3% de participação no mercado dos

Estados Unidos.

Este panorama começou a mudar precisamente no ano de 1973, quando ocorreu a primeira

crise do petróleo. A partir desse ano, vários países iniciaram suas pesquisas na busca de

fontes energéticas alternativas que viessem a suprir a demanda. Algumas formas de energia

como a solar e a eólica mostravam-se tecnicamente viáveis, embora limitadas por custos e

operacionalização intermitente.

A partir de 1978, quando aconteceu a segunda crise do petróleo, a cogeração se fortaleceu.

Na Europa foram implementados centenas de projetos, destacando-se países como

Dinamarca, Holanda, Itália e Alemanha. Nos Estados Unidos foi editado o National

Energy Act - NEA, composto de cinco blocos independentes. Dentre estes destaca-se o

Power Utilities Regulatory Policies Act - PURPA, legislação que restringiu o monopólio

aos segmentos de transmissão e distribuição elétrica, incentivando a geração

descentralizada, principalmente a cogeração.

2.3.2 Gás Natural e a Cogeração O uso de gás natural no Brasil foi iniciado na década de 40, devido às primeiras

descobertas de petróleo e aos esforços para evitar a queima do produto, disponibilizando-o


a terceiros. Estes utilizavam o gás como combustível, por exemplo, nas indústrias têxteis,

e de cerâmica do Recôncavo Baiano.

O gás natural é apontado como excelente combustível para uso em sistemas de cogeração,

devido às suas características termodinâmicas, ao elevado poder calorífico e

disponibilidade atuais; além dos aspectos ambientais, por suas baixas taxas de emissão de

resíduos na atmosfera. Além disso, o uso do gás natural contribui para promover o

desenvolvimento tecnológico do setor energético nacional, favorecendo os processos de

racionalização de energia, além de incentivar a modernização produtiva da economia

brasileira.

Segundo informações da Revista Brasil Energia [1998], no ano 2000 estariam disponíveis

57,5 milhões m3/dia de gás, sendo 30 milhões oriundos da Bolívia, se for de interesse de

Brasil e Bolívia, 2,5 da Argentina e 25 do Brasil. De acordo com a Revista Economia &

Energia [2000], de julho a dezembro de 1999 o gasoduto Bolívia -Brasil transportou

aproximadamente dois milhões de m³/dia. A TBG -Transportadora Brasileira Gasoduto

Bolívia-Brasil S.A., possui contratos de transporte com a PETROBRAS, que projetam um

volume transportado de até 9,1 milhões de m3/dia em 2000. A capacidade máxima do

projeto, de 30 milhões de m³/dia, deverá ser atingida em 2004.

Estes números requerem atenção especial por parte do governo e de investidores, no intuito

de empregar esse potencial em projetos para crescimento industrial e econômico do país.

Torna-se necessária a revisão dos processos disponíveis para proposição de soluções que

visem melhor eficiência na utilização deste recurso frente à aplicação pretendida.

Equipamentos para geração de energia, como as turbinas a gás, têm sido difundidos em

instalações que necessitam de calor residual para o processo ou grande quantidade de

eletricidade, obtidos em sistemas de cogeração que dispõem de gás natural. Estes

equipamentos permitem diversas configurações e níveis de potência, adequando-se às

necessidades de cada indústria avaliada. Como o gás natural é um combustível alternativo,

pouco poluente, que permite grande flexibilidade nas instalações, seu uso torna-se bastante

atrativo.


2.3.3 Legislação Nacional

Outro fator preponderante na atratividade de sistemas utilizando cogeração, é a legislação

em vigor no Brasil. Em diversos países, a legislação tem tornado a cogeração interessante

para os autoprodutores, com bons preços de venda de excedentes. Como exemplo,

podermos citar os EUA, onde a publicação da lei PURPA de 1978 impôs às

concessionárias a compra de energia de cogeradores e pequenos produtores qualificados,

criando grandes perspectivas para o crescimento da cogeração.

A legislação do setor elétrico brasileiro, no que diz respeito à atividade da cogeração,

começou a dar os primeiros passos a partir do Decreto-lei n. 1872, de 21 de maio de 1981,

que dispôs sobre a aquisição, pelos concessionários, de energia elétrica excedente dos

autoprodutores. A portaria DNAEE (Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica)

246/88 regulamenta a aquisição de excedentes e introduz a figura da cogeração.

A portaria nº 95 do DNAEE, de junho de 89, autorizou os concessionários de serviço

público de energia elétrica, integrantes do sistema interligados, a adquirir energia elétrica

excedente de autoprodutores

A cogeração teve novo impulso no Decreto 915/93, que autorizou a formação de

consórcios, permitindo uma maior flexibilidade na composição da figura do autoprodutor e

assegurando maiores facilidades na implantação de novas usinas. Esse decreto estabelece a

comercialização de excedentes com concessionários públicos de energia elétrica, sendo

vedada, portanto, a comercialização ou cessão a terceiros.

A criação do SINTREL (Sistema Nacional de Transmissão de Energia Elétrica), pelo

decreto 1009, de dezembro de 93, garantiu a transmissão de energia entre as fontes de

geração, propiciando a integração da malha básica de transmissão entre os sistemas

interligados da região sul, sudeste, centro-oeste e norte/nordeste.

A lei 8997de fevereiro de 95, disposta sobre o regime de concessão e permissão de

serviços públicos previsto no artigo 175 da Constituição Federal, definiu critérios gerais

para o regime de concessões e permissões da prestação de serviços públicos.


Um grande avanço na legislação do setor elétrico se deu com a lei 9074/jul.95. Esta lei tem

como pontos mais importantes:

• introdução da figura da rede básica;

• definição das opções de compra de energia elétrica por parte dos consumidores,

criando um mercado livre;

• garantia de livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição;

• dispensa de concessão, permissão ou autorização das instalações termelétricas, de

uso dos autoprodutores, até 5 MW, sendo entretanto necessária uma comunicação

ao poder concedente.

Em setembro/96, o decreto 2003 veio regulamentar as atividades do produtor independente

de energia (PIE) e autoprodutor. O PIE é definido pela legislação como “a pessoa jurídica

ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder

concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da

energia produzida, por sua conta e risco.” Ele está autorizado a comercializar potência e/ou

energia com:

• Concessionário ou permissionário de serviço público de energia elétrica;

• Consumidores de energia elétrica nas condições estabelecidas em legislação;

• Consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou comercial

aos quais forneça vapor ou outro insumo oriundo de processo de cogeração;

• Conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e

carga, nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de

distribuição.

O autoprodutor produz energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo, com excedentes ou

sem excedentes. No primeiro caso o autoprodutor produz energia elétrica além de suas

próprias necessidades, podendo vender a energia elétrica excedente, e no segundo ele

produz energia elétrica que é totalmente consumida nas suas instalações.

A definição por uma determinada categoria deve ser feita com base nas necessidades

energéticas atuais e de expansão da empresa, custo específico da energia cogerada e tarifas

para comercialização de excedentes. Enfim, um compromisso entre critérios técnicos e


econômicos, onde os aspectos ambientais discutidos a seguir, vêm ganhando cada ver mais

importância.

2.3.4 Impactos Ambientais

O novo panorama mundial, referente à situação ambiental, tem levado o homem a repensar

sua prática na produção de energia. Diversos grupos em todo o mundo têm discutido sobre

poluição e mudanças no clima causadas pela queima de combustíveis fósseis para geração

de energia. Dessas discussões surgem temas como eficiência energética, poluição,

depreciação dos recursos naturais, combustível limpo, efeito estufa, fontes renováveis, e

outras, exigindo a adoção da consciência ecológica por parte das empresas e da sociedade.

Dentre as diversas variáveis, a eficiência energética é uma das maneiras mais viáveis de se

produzir energia, em suas várias formas, sob os nomes de conservação, - através da

contenção dos desperdícios, novos processos de produção e postura cultural -

racionalização e cogeração. Os programas de conservação de energia têm sido

reconhecidos como medidas mitigadoras dos índices de déficit de suprimento de energia,

mas devem ser tratados como opção preferencial à elevação dos níveis de oferta.

As mudanças no clima, causados pelo aquecimento do planeta, pode impedir avanços na

busca do desenvolvimento sustentável. Isso representa altos custos na economia, colocando

comunidades em risco, onde todas são dependentes de fontes naturais. Para tratar desses

temas foram realizadas conferências em diversos países. Na Conferência do Clima de

1995, em Berlim, os governos concordaram que "não foram adequadas" as medidas

tomadas no sentido de tentar a redução das emissões de gases que provocam o efeito

estufa. A Conferência do Clima de 1996, em Genebra, concluiu com a declaração em que

os países "se comprometem a negociar a redução do uso de gases responsáveis pelo efeito

estufa". No ano de 1998, em Kyoto, Japão, uma conferência com a participação de 160

países, teve como resultado dos trabalhos o Protocolo de Kyoto , que estabelece um acordo

entre países de redução na emissão de gases de efeito estufa para 5,2% entre 2008 e 2012.

Os passos que os governos têm dado no sentido de coibir os danos causados pelo efeito

estufa ainda são tímidos, sendo necessária uma revisão de todas as formas de produção e

consumo de energia.


O prejuízo ambiental causado pelos gases de exaustão, especialmente em relação ao

aquecimento global, tem influenciado novos projetos de plantas de potência. O

combustível, formado em grande parte pelo carbono e hidrogênio (C e H), é misturado a

um comburente, produzindo a combustão. Dessa combustão são originados os compostos

de NOX, devido a presença de nitrogênio (ar) e SOX, devido ao enxofre contido nos

combustíveis, além de CO, CO2, partículas, CH4, e outros. Em decorrência da combustão

são produzidos rejeitos e subprodutos, que afetam o meio ambiente. Para controlar as

emissões de efluentes são utilizados desde filtros e desulfurizadores até precipitadores

eletrostáticos.

A TAB. 2.3 mostra dados sobre emissão de gases de efeito estufa de sistemas de potência

alternativos.

TABELA 2.3 - Emissão de Gases de Efeito Estufa de Sistemas de Potência Alternativos

EFICIÊNCIA TÉRMICA (%)1

EMISSÃO LÍQUIDA CO2 (t/MWh)

Cogeração- Gás Natural 77 0,26 Ciclo Combinado – Gás Natural 48 0,39 Térmica – gás natural 38 0,49 Térmica – carvão negro 35 0,93 Térmica – carvão marrom 29 1,23

1 PCS – Poder Calorífico Superior

FONTE - MERZ, Australian Cogeneration Association, 1997.

Observa-se na TAB. 2.3 que a cogeração atinge índices de eficiência térmica superiores à

geração convencional, apresentando emissão líquida de CO2 significativamente menor. Na

geração convencional, representada pelas unidades térmicas, a opção pelo gás natural

também resulta em índices até 60% menores de emissão de CO2 comparado ao carvão.

Analisando os fatores técnicos acima mencionados e o crescente interesse em sistemas de

gestão ambiental, surge a ISO 14000, uma série de normas ambientais internacionais

regulamentadoras do sistema de gerenciamento e auditoria ambiental que abrange seis

áreas bem definidas:

• Sistemas de gestão ambiental;

• Auditoria ambiental;


• Indicadores de desempenho ambiental;

• Classificação e rotulagem ambiental;

• Aspectos ambientais em normas de produtos;

• Análise de ciclo de vida do produto.

A aplicação dessas normas se torna uma ferramenta aliada das empresas para

reconhecimento e projeção nacional e internacional, de grande peso nas relações

comerciais atuais.

No Brasil, a ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) desenvolve o rótulo

ecológico - Qualidade Ambiental - conforme os conceitos básicos do projeto de norma ISO

14024 (Rótulos e Declarações Ambientais). Atualmente em fase experimental, esse rótulo

objetiva “promover a redução dos impactos ambientais negativos relacionados a produtos e

serviços, através da conscientização de fabricantes, consumidores e instituições públicas

sobre a vantagem de adotar produtos que causem o menor impacto ambiental possível

durante o seu ciclo de vida...”

2.4 Conclusões

A análise do panorama energético brasileiro aponta uma grande necessidade de

investimentos no setor de geração de energia elétrica. O governo federal tem feito esforços

para atender a demanda nacional, seja através de programas de economia e eficiência

energética, ou pela importação do gás natural, sendo necessário, entretanto, o

desenvolvimento e disponibilização de tecnologias consolidadas e dominadas. É preciso

adotar uma postura política que incentive a cogeração em todos os setores produtivos,

favorecendo os autoprodutores e investidores que possuem projetos baseados na

eficientização energética.

Nesse contexto, a cogeração surge como uma alternativa viável, com altos índices de

eficiência e produtividade. A implantação da cogeração na indústria nacional representa,

entre outras vantagens, aumento na eficiência energética, redução de impactos ambientais,

confiabilidade e baixos custos de instalação, fatores que conferem grande atratividade a

essa forma de produção energética.

Capítulo 3 - Ciclos Termodinâmicos Associados ao Estudo da Cogeração 26

Capítulo 3 - Ciclos Termodinâmicos Associados ao Estudo da

Cogeração

Neste capítulo são apresentados, inicialmente, os conceitos fundamentais da

Termodinâmica referentes à Primeira Lei da Termodinâmica. Estes conceitos estão

amplamente disponíveis na literatura e foram incorporados a esse texto com o objetivo de

introduzir e padronizar a nomenclatura adotada.

A seguir, são apresentados os ciclos de turbinas a gás e a vapor, além dos principais

equipamentos empregados em sistemas de cogeração, com suas respectivas características

operacionais.

3.1 A Primeira Lei da Termodinâmica

A Primeira Lei da Termodinâmica ou Princípio da Conservação de Energia, trata das trocas

energéticas entre o fluido de trabalho e a vizinhança, que ocorrem na forma de calor (Q) e

trabalho (W). Aplicada para um ciclo, pode-se escrever que:

WQ ∫∫ δ=δ (3.1)

onde a diferencial inexata (δ) é usada para evidenciar que calor e trabalho são funções de

linha, pois dependem dos processos termodinâmicos.

A Primeira Lei da Termodinâmica, aplicada a processos em regime permanente, é escrita

na forma

∑∑ ++−++=− )epech(m)epech(mWQ EEEESSSS &&&& (3.2)

Onde:

W& : potência de eixo;

Q& : taxa de transferência de calor;


m& : vazão mássica;

Os subscritos E e S representam, respectivamente, as condições de entrada e saída de cada

equipamento. Desprezando as variações das energias cinética e potencial, a equação geral

3.2 se reduz a

EESS hmhmWQ ∑∑ −=− &&&& (3.3)

que representa, na indústria, o balanço de energia dos diversos equipamentos, permitindo,

inclusive, avaliação de eventuais perdas térmicas. Neste trabalho, não se contempla

qualquer consideração sobre a disponibilidade da energia, análise restrita à Segunda Lei da

Termodinâmica.

3.2 Ciclo Rankine

3.2.1 Ciclo Ideal

O Ciclo Rankine, apresentado na FIG. 3.1, é utilizado para representar uma unidade motora

simples a vapor e consiste, basicamente, de quatro processos: dois isobáricos e dois

isoentrópicos. Na caldeira, onde ocorre queima de combustível, é fornecido calor ao

líquido, transformando-o em vapor à saída. Este vapor se expande na turbina a vapor (TV),

gerando potência para acionar, por exemplo, um gerador elétrico.

FIGURA 3.1 – Ciclo Rankine

Condensador

Líquido

Calor entra

Vapor

Bomba

Caldeira TV

4

2

3

1

Água de refrigeração C

W&


No Ciclo Rankine Ideal, não se consideram perdas por irreversibilidades internas como

atrito e perda de carga, além de serem desprezíveis as variações de energia potencial e

cinética do fluido. A FIG. 3.2 mostra o diagrama de temperatura x entropia para o ciclo

ideal.

FIGURA 3.2 - Diagrama T x s para o Ciclo Rankine Ideal Os processos de transferência de calor na caldeira (2-3 ou 2-3’) e condensador (4-1 ou 4’-

1) são isobáricos. Os estados 3 e 3' representam o estado termodinâmico do vapor à saída

da caldeira como vapor saturado e superaquecido, respectivamente. Tais estados definirão

o título do vapor à saída da turbina, considerada isoentrópica assim como o processo.

O título do vapor é definido como a razão entre a massa de vapor e a massa total da

mistura. Burghardt [1982] recomenda que seu valor seja superior a 85% para se evitar

corrosão e erosão nas palhetas da turbina, prolongando a vida útil e desempenho do

equipamento. Portanto, verifica-se que é desejável o superaquecimento do vapor à saída da

caldeira para garantir valores elevados de seu título.

Em analogia ao Ciclo de Carnot, o rendimento do Ciclo Rankine Ideal é definido pela

relação entre temperaturas médias em que o calor é rejeitado (Tmin) e fornecido (Tmax).

Assim,

max

minCR

T

T1−=η (3.4)

Palta

Pbaixa


Constata-se que o rendimento cresce com a redução da temperatura média no condensador,

limitada pelas condições ambientais, ou com o aumento da temperatura à saída da caldeira.

Em aplicações práticas essa temperatura é limitada a 550º C, devido a problemas

metalúrgicos.

Pela 1ª Lei da Termodinâmica, o rendimento do ciclo de potência é dado por

)hh(m

WW

Q

W

ES

bTV

entra

líq

−−

==η&&

& (3.5)

Onde:

T VW& : potência gerada pela turbina a vapor [kW];

bW& : potência consumida pela bomba [kW];

entraQ& : taxa de transferência de calor na caldeira.

O limite comercial da eficiência do Ciclo Rankine é da ordem de 40%.

3.2.2 Ciclo Rankine com Reaquecimento

O Ciclo Rankine com Reaquecimento, mostrado na FIG. 3.3, é uma variação do Ciclo

Rankine, recomendado para se evitar o excesso do teor de umidade nos estágios de baixa

pressão da turbina a vapor, caracterizado por títulos inferiores a 85%.

FIGURA 3.3 - Ciclo Rankine com Reaquecimento

Condensador

Líquido

Calor entra

Vapor

Bomba

Caldeira TV

6

2

3

1

Água de refrigeração

4

5

C


3.2.3 Ciclo Regenerativo com Aquecedor de Água de Alimentação

O Ciclo Rankine Regenerativo com Aquecedor de Água de Alimentação de Contato Direto

ou Câmara de Mistura, apresentado na FIG. 3.4, é recomendado em aplicações onde

ocorrem acentuadas variações diurnas ou sazonais na demanda de potência produzida pela

turbina a vapor. Este ciclo envolve a extração de uma fração do vapor (y) parcialmente

expandido na turbina. O aquecedor de água de alimentação de contato direto promove a

mistura dos fluidos efluentes da extração (estado 6) e do bombeamento (estado 2).

FIGURA 3.4 – Ciclo Regenerativo com Aquecedor de Água de Alimentação

A vazão mássica de vapor a ser extraída da turbina a vapor, é definida pelos balanços de

massa e energia de modo a ter-se, pelo menos, líquido saturado à entrada da bomba 2. A

partir do balanço de massa na câmara de mistura, que opera em regime permanente, tem-

se:

326 mmm &&& =+ (3.6)

Aplicando-se a equação 3.3 para o processo de mistura, considerado adiabático, tem-se:

662233 hmhmhm &&& += (3.7)

Resolvendo-se o sistema formado pelas equações 3.7 e 3.8 obtêm-se a fração da massa

extraída da turbina a vapor da FIG. 3.4, onde:

C Condensador

Calor entra

Bomba 1

Caldeira

Turbina a vapor

6

2 3

1

4

5

7

Aquecedor da água de alimentação

y

Bomba 2


63

32

2

6

hh

hh

m

my

−−

==&

& (3.8)

onde os índices referem-se aos estados mencionados na FIG. 3.4.

A potência específica produzida pela turbina a vapor é dado por:

)hh)(y1()hh(w 7675TV −−+−= [kJ/kg] (3.9)

onde TV refere-se à turbina a vapor.

O aumento no número de Câmaras de Mistura pode aumentar a eficiência do ciclo, sendo

este ganho compensado pelos custos de capital e manutenção. Pequenas plantas de

potência utilizam, normalmente, duas câmaras de mistura, enquanto que plantas maiores

utilizam até seis câmaras.

3.2.4 Ciclo Rankine com Cogeração

No Ciclo Rankine aplicado à cogeração, o vapor exaurido da turbina é aproveitado em

processos que utilizam energia térmica. A FIG. 3.5 mostra uma configuração típica de

cogeração para uma indústria de papel e celulose no Brasil. Neste caso, foram realizadas

extrações no corpo da turbina a vapor, com dois níveis de pressão, para atender as

demandas de vapor do processo.

FIGURA 3.5 - CicloRankine com Cogeração para o Setor de Papel e Celulose

TV

Caldeiras

b3

b2

b1

Processo MP

Processo BP

Gerador

C


Neste caso, define-se o rendimento do ciclo com cogeração como:

comb

ocPrBTV

Q

QWW

&

&&& +−=η (3.10)

Onde:

TVW& : potência produzida pela turbina a vapor;

bW& : potência consumida pelas bombas;

ocPrQ& : taxa de transferência de calor disponível para processos industriais à média e baixa

pressão, MP e BP, respectivamente;

CombQ& : taxa de transferência de calor fornecido pelo combustível nas caldeiras.

3.3 Equipamentos Térmicos e as Leis da Termodinâmica

Para composição de sistemas de cogeração, a escolha de equipamentos adequados é

preponderante para obtenção de desempenho térmico satisfatório. A seleção correta é

necessária para garantia da performance esperada do conjunto. Fatores como eficiência

isoentrópica do equipamento, vida útil, combustível disponível, condições de uso e

exigências térmicas e elétricas do sistema, demandam análises precisas que contribuam

para uma melhor composição.

Dentre os equipamentos empregados em sistemas de cogeração, as caldeiras, turbinas a

gás, turbinas a vapor e motores são tidos como principais. Somados a estes temos os

condensadores, válvulas, chillers, bombas, absorvedores e recuperadores de calor. A

seguir, são descritos alguns dos equipamentos de maior interesse em sistemas de

cogeração.

3.3.1 Caldeiras

A função da caldeira é transformar a energia contida no combustível em energia útil

transmitida ao fluido de trabalho e transportada até os pontos de utilização. Na produção de


vapor para sistemas de cogeração e para processos produtivos, as condições operacionais

da caldeira devem ser constantemente monitoradas, de modo a permitir a sua avaliação.

De acordo com o Agência para Aplicação de Energia [1998], as curvas de rendimento das

caldeiras apresentam valores entre 80 e 90% de sua capacidade nominal de produção de

vapor. A operação acima desta capacidade pode comprometer a vida útil do equipamento.

Por outro lado, a operação abaixo de 80% da capacidade nominal faz com que o

rendimento global do ciclo termodinâmico decresça, devido ao aumento relativo das perdas

decorrentes das trocas de calor ou condições inadequadas de combustão.

Caldeiras a Combustíveis As caldeiras que produzem vapor pela queima de combustíveis são classificadas,

basicamente, em dois grupos: aquatubulares e flamotubulares. O funcionamento das

caldeiras aquatubulares consiste na passagem de água através de tubos envolvidos pelos

gases de combustão. Esse tipo de caldeira produz vapor superaquecido a alta pressão

(maior que 6MPa), sendo recomendadas para sistemas de cogeração a vapor. A FIG. 3.6

apresenta uma caldeira aquatubular.

Nas caldeiras flamotubulares, os gases oriundos da combustão passam através de tubos,

mergulhados num reservatório, contendo água a ser aquecida para produzir vapor. Esse

tipo de caldeira apresenta baixo rendimento, sendo empregada em sistemas de pequeno

porte. Nestes equipamentos podem ser utilizados qualquer tipo de combustível, sólidos,

líquidos ou gasosos.


FIGURA 3.6 - Caldeira Aquatubular

FONTE - ANEEL, 1998.

Para atingir rendimentos da ordem de 85% nos sistemas de geração a vapor, os fabricantes

de caldeiras recomendam a observação dos seguintes parâmetros:

• Instalação de pré-aquecedor de ar e economizador;

• Tratamento de água de alimentação;

• Manutenção das pressões e temperaturas de vapor adequados ao sistema;

Caldeiras de Recuperação

A caldeira de recuperação ou HRSG (Heat Recovery Steam Generator), vista na FIG. 3.7,

é um equipamento utilizado no aproveitamento do calor residual do processo industrial,

para geração de vapor ou aquecimento de um fluido. De acordo com Allen e Kovacik [1994],

as opções de caldeiras de recuperação disponíveis são: caldeiras sem queima suplementar,

com queima suplementar e com queima total.


FIGURA 3.7 - Caldeiras de Recuperação

FONTE - VOGT-NEM, 1998.

A caldeira sem queima suplementar ou unfired HRSG, é basicamente um trocador de calor

com superfície convectiva projetada para recuperar parte do calor de um processo ou

exaustão de turbina a vapor ou a gás. Pode produzir vapor saturado na faixa de 1 MPa para

ser usado no processo ou, em condições de pressão elevadas, para expansão em uma

turbina a vapor. A FIG. 3.8 mostra planta com turbina a gás, com destaque a caldeira de

recuperação como forma de aproveitamento dos gases da turbina a gás.

FIGURA 3.8 - Caldeira de Recuperação sem Queima Suplementar

A caldeira de recuperação com queima suplementar ou supplementary Fired HRSG, é um

equipamento onde é realizada uma queima suplementar de combustível, que aumenta a

temperatura dos gases de exaustão de uma turbina ou de um processo.

Turbina Wliq Compressor

Ar

Turbina a gás

Câmara de combustão

Combustível

Água de alimentação

Vapor de processo

Exaustão

Caldeira de Recuperação


A caldeira de recuperação com queima total ou fully fired HRSG, é similar a caldeira. Esse

tipo de caldeira admite em seu sistema de combustão, somente a quantidade de gás

exaurido da turbina necessário para gerar a quantidade desejada de vapor que é da ordem

de 6 a 7 vezes superior ao valor disponível nas caldeiras de recuperação sem queima.

3.3.2 Turbinas a Vapor

As turbinas a vapor são classificadas de acordo com as características do vapor na saída da

turbina, como de contrapressão e de condensação, sendo que esta última pode apresentar

ou não extração de vapor no seu corpo. A turbina de condensação é usada quando o

objetivo principal é produzir energia elétrica, fornecendo em sua saída vapor úmido com

pressão inferior a atmosférica. A FIG. 3.9 apresenta um esquema típico de turbina a vapor.

FIGURA 3.9 – Esquema de Turbina a Vapor

FONTE - GRANET, 1990. p. 154.

As turbinas de contrapressão apresentam na saída condições de pressão e temperatura

compatíveis às necessidades do processo industrial. Conforme a demanda de vapor no

sistema, pode-se utilizar turbinas que permitam extração de vapor em condições pré-

definidas de temperatura e pressão. Segundo a Agência para Aplicação de Energia [1998],


a quantidade de vapor que pode ser extraído de uma turbina deve ser limitado a 30% do

vapor admitido.

Quanto ao número de estágios, as turbinas a vapor podem ser de simples ou de múltiplos

estágios. A turbina de múltiplos estágios consiste essencialmente de um rotor apoiado em

mancais e de uma carcaça cilíndrica externa. Como a eficiência do equipamento aumenta

com a diminuição do salto térmico por estágio, as turbinas de contrapressão de múltiplos

estágios apresentam eficiência térmica consideravelmente maiores que as de simples

estágio. A FIG. 3.10 mostra o interior de uma turbina a vapor de múltiplos estágios.

FIGURA 3.10 - Rotor de turbina a vapor de múltiplos estágios

FONTE - REVISTA INFOPOWER, maio, 1998.

A eficiência que mede a fração de conversão da energia do vapor em trabalho, dependendo

de fatores como aerodinâmica e materiais das palhetas, atrito nas paredes internas,

turbulência provocada pelo escoamento e vazamentos, a potência gerada por uma turbina a

vapor adiabática e com energia cinética e potencial desprezíveis é calculada pela equação

3.3 na forma:

)hh(mW seTV −= && [kW] (3.11)

A eficiência isoentrópica de uma turbina a vapor é calculada por:

caisoentrópi

realTV

W

W100(%)

&

&⋅=η (3.12)


onde realW& é a potência real gerada durante a expansão do vapor e caisoentrópiW& a potência

que seria gerada se o processo de expansão fosse isoentrópico.

3.3.3 Turbinas a Gás

As turbinas a gás são uma forma de motor térmico que produzem trabalho a partir de gases

quentes expandidos na própria turbina. A turbina a gás simples apresenta três seções

principais: compressor, queimador e turbina propriamente dita. Seu princípio de

funcionamento é baseado no direcionamento de um fluxo contínuo de gases aquecidos

sobre as pás do rotor da turbina, mostrados na FIG. 3.11.

FIGURA 3.11 - Rotor de Turbina a Gás

FONTE - SIEMENS, 1999.

Nas unidades atuais o ar é inicialmente comprimido, sendo então dirigido para a câmara de

combustão, onde o combustível é misturado e queimado com parte deste ar. O excesso do

ar é misturado aos gases quentes de modo a limitar a temperatura máxima de entrada da

turbina, devido a problemas técnicos e comprometendo, assim, sua eficiência. Em uma

turbina a gás estacionária com eficiência de 33%, aproximadamente 2/3 do trabalho é gasto

na compressão do ar, sendo o restante utilizado para acionar, por exemplo, um gerador

elé trico. A FIG. 3.12 apresenta uma turbina á gás com potência de 24 MW.


FIGURA 3.12 – Turbina a gás modelo LM 2500

FONTE - GENERAL ELECTRIC, 1998.

O rendimento térmico de uma turbina a gás depende da sofisticação do projeto, da relação

de pressão do ciclo e da temperatura de combustão. O aumento na temperatura de

admissão eleva o rendimento da turbina a gás, que atinge 40%, no ciclo simples.

Nigro e Granziera [1989] classificaram os modelos de turbina a gás em 3 grupos,

conforme mostrado na TAB. 3.1:

TABELA 3.1 – Grupos de Turbina a Gás

Grupo Potência Uso Rotação (rpm)

Tipos Temperatura Entrada (ºC)

Rend.

Grandes Turbinas

Industriais

70 a 140 MW

Geração de energia elétrica

3000 ou 3600

Com câmara de combustão no próprio

corpo (pode utilizar GLP e GN) e externa (óleo combustível).

± 1100 34%

Pequenas Turbinas

Industriais

180 KW a 45 MW

Geração de energia elétrica em

concessionária, p/ cogeração em

industrias, acionamento de

compressores em refinarias, etc.

53000 a 5400

Câmaras de combustão individuais

são integradas no corpo, podendo

queimar GN e GLP.

800 a 1100 18 a 35%

Turbinas Aeroderivadas

400 KW a 53 MW

Mesmo do grupo anterior mais

aplicações com velocidades

variáveis

40000 a 3600

Câmaras de combustão integradas no corpo permitindo queimar GN, GLP ou

combustíveis líquidos destilados.

800 a 1240 18 a 37%

FONTE - NIGRO e GRANZIERA, 1989.


As condições ISO

O desempenho de uma turbina a gás depende bastante das condições ambientais. Como

referência para comparação dos equipamentos foram normalizadas as seguintes condições

(ISO):

• temperatura ambiente de 15°C;

• pressão barométrica ao nível do mar (101,3 kPa);

• umidade relativa do ar de 60% e perda de carga nula na sucção e na descarga.

Normalmente as condições reais são diferentes das condições ISO. Se tivermos, por

exemplo, uma temperatura ambiente de 30 °C, a potência e a eficiência da turbina serão

menores, devido ao aumento do trabalho realizado pelo compressor. Nos itens posteriores

serão feitas maiores considerações.

3.3.4 Motores

Os motores alternativos de combustão interna apresentam-se como uma opção

tecnicamente viável para sistemas de cogeração cujo principal objetivo seja a produção de

energia elétrica ou força motriz. Esses motores possuem como características: baixo

investimento inicial, facilidade de operação e manutenção, limitações de potência por

unidade instalada e restrita faixa de temperatura para utilização do calor residual no

processo produtivo. A FIG. 3.13 apresenta um módulo de cogeração com motor

alternativo, utilizando gás natural como combustível.


FIGURA 3.13 - Módulo de Cogeração com Motor Alternativo.

FONTE - TECOGEN, 1997.

Os motores de combustão interna são adequados ao setor terciário, onde os sistemas de

cogeração têm porte reduzido, cujo processo de funcionamento segue os parâmetros dos

ciclos Otto ou Diesel. Estes motores são empregados em sistemas de energia, utilizados em

hospitais, centros comerciais e supermercados, para atender a demanda de energia térmica

e elétrica.

Estudos realizados com motores comprovam o alto rendimento térmico global obtido pelo

sistema. Segundo Silveira et al. [1997], da energia fornecida pela queima do combustível

num motor diesel, em torno de 35% é convertida em potência mecânica, sendo a restante

disponível na forma de calor residual. Para a cogeração, esse calor residual determinará o

nível de eficiência do sistema, que aumenta com a maior recuperação dessa energia. A

FIG. 3.14 apresenta um esquema de cogeração utilizando motor a diesel em um hospital.


FIGURA 3.14 – Esquema de Cogeração com Motor Diesel

FONTE - SILVEIRA et al., 1998.

As principais vantagens dos motores diesel são partida rápida, disponibilidade em diversos

tamanhos e a flexibilidade advinda da utilização de uma ampla variedade de combustíveis,

como óleo diesel, gás natural, biogás e GLP. A FIG. 3.15 apresenta um motor a diesel com

potência de 1000 kW, tipicamente usado em pequenas e médias centrais de produção de

energia elétrica.

FIGURA 3.15 - Motor Diesel

FONTE - SIMPOWER Mitsubishi, 1999.

Motor

Diesel

Sistema de recuperação

de água quente

Água refrigeração

HOSPITAL

Combustível Gases da descarga

Água quente

Potência


3.4 Ciclo Brayton O Ciclo Brayton é o ciclo padrão a ar correspondente à turbina a gás. O ciclo pode ser

fechado ou aberto, sendo mais comum o aberto, onde o ar atmosférico é continuamente

injetado no compressor. Neste ciclo, a entrada de energia vem do combustível queimado na

câmara de combustão, posteriormente expandido expandido na turbina para ser finalmente

exaurido para o ambiente. No ciclo fechado, a energia é adicionada ao fluido por uma fonte

de calor, oriunda de uma planta nuclear, da queima de biomassa, etc.

O Ciclo Brayton Padrão a Ar, apresentado na FIG. 3.16, corresponde ao ciclo ideal de

turbina a gás ideal em sistema fechado. Este ciclo é caracterizado pela adição e exaustão de

calor à pressão constante, onde o fluido de trabalho é o ar, considerado como gás ideal.

FIGURA 3.16 - Ciclo Brayton Fechado

Para o Ciclo Brayton Ideal, o rendimento térmico é dado por:

k/)1k(pr

11 −−=η (3.13)

Onde:

1

2P P

Pr = : razão de compressão no compressor;

Aquecedor

Compressor Turbina

2

1

3

4

Saída de Energia

Resfriador

Calor sai

Calor entra


k: expoente isentrópico do gás

=

v

p

c

ck , que no caso do ar, é considerado constante e

igual a 1,4.

A potência específica do compressor é dada por:

]1r[T.c

W k/)1k(p

c

1pComp −

η−= −& (3.14)

onde cP é o calor específico do gás a pressão constante, T1 o valor da temperatura na

entrada do compressor e ηc o rendimento isoentrópico do compressor.

O trabalho gerado durante a expansão na turbina é:

−η=

− k/)1k(p

3pTGTGr

11T.c.w (3.15)

onde ηTG é o rendimento isentrópico da turbina a gás e T3 o valor da temperatura à entrada

da turbina.

O rendimento térmico do Ciclo Brayton com turbina a gás é classicamente considerado

igual a 35%. Esse rendimento pode ser elevado em três condições termodinâmicas básicas:

• Aumento da potência realizada pela turbina;

• Redução da faixa de potência de compressão;

• Redução da quantidade de calor fornecida pelo combustível.

Para atingir o primeiro objetivo, recomenda-se o processo de expansão em duas ou mais

etapas, utilizando-se o reaquecimento intermediário de gases queimados. Dessa forma,

promove-se uma expansão extra e, consequentemente um aumento da potência gerada pela

turbina. O segundo objetivo é atingido com uma compressão de ar mais próxima da

isotérmica, a partir da divisão do processo de compressão em estágios que utilizam

resfriamentos intermediários. O uso de resfriadores entre os estágios de compressão


permite a queima de mais combustível e, consequentemente, a geração de mais potência. E

finalmente, a redução do calor fornecido pelo combustível é obtida com a transferência de

parte da energia térmica dos gases de descarga para o ar comprimido, através de um

trocador de calor, normalmente instalado em contracorrente.

Devido ao desenvolvimento de novos materiais cerâmicos e poliméricos e aumentando-se

a eficiência dos processos, a temperatura de admissão na turbina pode atingir valores de

1300°C. Uma elevação da temperatura de admissão acarretaria também um aumento na

temperatura dos gases de escape, atingindo valores da ordem de 590ºC. Tais valores são

atrativos para aplicação da cogeração, pois a energia contida nos gases de escape pode ser

recuperada na geração de vapor em caldeiras de recuperação de calor ou em turbinas a

vapor, para produção de energia térmica e elétrica.

3.5 Turbinas a Gás e Cogeração

A turbina a gás têm sido empregada há décadas em diversos países, como equipamento

confiável na produção de energia. Nesses países, setores industriais como papel e celulose,

químico, refinamento de petróleo e siderúrgico adotam a cogeração com turbina a gás no

atendimento às demandas energéticas dos processos, conferindo grande flexibilidade ao

sistema. O rendimento térmico de uma turbina a gás operando em ciclo simples varia de 25

a 37%. Com a cogeração esse valor chega a 80%, ou mais.

O esquema mais simples de cogeração com turbina a gás, mostrado na FIG. 3.19, é aquele

em que a energia contida nos gases exauridos da turbina é utilizada para gerar vapor numa

condição adequada e suficiente para o processo industrial. Se esta energia não for

suficiente para o processo, utiliza-se a combustão suplementar.


FIGURA 3.17 - Cogeração com Turbina a Gás

A taxa de transferência de calor fornecido pelo combustível, para uma vazão de gás m& , é

expressa por:

)hh(mQ 23 −= && (3.16)

A potência líquida produzida pela turbina a gás é expressa por:

|W||W|W compTGliq&&& −= (3.17)

onde TGW& corresponde a potência gerada na expansão.

A taxa de transferência de calor na de recuperação é dada por:

)hh(mQ 54CR −= && (3.18)

Allen e Kovacik [1984] apresentam uma comparação de sistemas de produção de energia,

ilustrados na FIG. 3.18, apontando os benefícios da cogeração com turbinas a gás. De

forma simplificada, adotou-se a mesma vazão mássica em todos os pontos do ciclo.

2 3

TG Wliq COMP.

Ar

Turbina a gás

CC

Combustível

Água de alimentação

Vapor de processo

Exaustão

Caldeira de Recuperação

1 4

5


FIGURA 3.18 - Eficiência do Uso do Combustível baseado no Poder Calorífico Superior PCS)

FONTE - ALLEN e KOVACIK, 1984. p. 726.

Allen e Kovacik [1984] desenvolveram um método que ilustra as diversas opções do uso de

turbinas a gás em sistemas de cogeração. O gráfico, apresentado na FIG. 3.19, refere-se à

performance da turbina a gás MS70001E, da General Electric, em diversas configurações.

A turbina produz 78,4 MW e utiliza gás natural como combustível.

FIGURA 3.19 - Correlação entre Energias Elétrica e Térmica em Processos de Cogeração

FONTE - ALLEN e KOVACIK, 1984.

D

A B

C

E

F 140

100

80

60

Vapor de processo 1 MPa

210 420 630 840 Vapor para Processo (x 106 BTU/h)

Potê

ncia

Elé

trica

(kW

)

Cogeração com Turbina a Gás

2% outros

15% perdas associadas

a caldeira

48% Condensado

35% Produção de Energia

74% Eletricidade e calor para o

processo.

2% outros

24% perdas térmicas


No gráfico, as letras A a F correspondem às seguintes situações:

A - Grupo turbogerador + caldeira de recuperação de baixa pressão, sem queima

suplementar;

B - Grupo turbogerador + caldeira de recuperação com queima suplementar, vapor

de processo a baixa pressão;

C - Ciclo combinado, caldeira de recuperação com dois níveis de pressão sem

queima suplementar, vapor de alta pressão a 10 MPa e 510 °C, vapor saturado de

baixa pressão a 1 MPa, turbina a vapor com expansor do vapor de alta pressão até o

nível do vapor de processo, 1MPa;

D - Ciclo combinado com caldeira de recuperação com combustão suplementar,

vapor a 10MPa e 510°C e turbina a vapor;

E - mesmo que C, mas com turbina a vapor de condensação com extração/admissão

intermediária;

F - mesmo que D, mas com turbina a vapor de condensação direta.

O polígono formado pelos pontos ABCD corresponde ao uso mais eficiente da turbina a

gás em cogeração. A linha EF corresponde à operação em ciclo combinado provendo

somente energia elétrica. A operação ao longo das linhas CE e DF, ou em qualquer ponto

intermediário à esquerda da linha CD, representa a geração de energia elétrica, na turbina a

vapor com condensação.

3.5.1 Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor

O Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor (STIG - Steam Injected Gas Turbine) é

um esquema de utilização de turbina a gás, que aumenta a eficiência de conversão da

máquina, produzindo maior potência ou geração de energia elétrica para a mesma

quantidade de combustível. Propicia ainda, maior flexibilidade à instalação de cogeração,

com maior produção de vapor ou eletricidade, dependendo da demanda. O principal ganho

do ciclo deve-se ao aumento do fluxo de massa, decorrente da injeção de vapor, e a mais

alta energia da mistura resultante. A FIG. 3.20 mostra um esquema de utilização de turbina

a gás com STIG.


FIGURA 3.20 - Ciclo de Turbina a Gás com Injeção de Vapor

FONTE - LARSON, 1989.

3.6 Ciclo Combinado

O Ciclo Combinado é definido quando a recuperação da energia térmica proveniente dos

gases de exaustão de uma turbina a gás, geram vapor em uma caldeira de recuperação e

que aciona uma turbina a vapor, gerando mais potência. A FIG. 3.21 apresenta um ciclo

combinado, que consiste basicamente em duas unidades, 1 e 2, correspondentes ao Ciclo

Brayton e Ciclo Rankine, respectivamente.

FIGURA 3.21 - Ciclo Combinado

TG Comp.

Ar

Vapor injetado Água de

alimentação

Vapor de processo

Caldeira de recuperação

Gases quentes

Combustível CC

Ar

TG Comp

4 1

3 2 CC

TV

5

C

Q1

Q2

1

2

& &m ma f+

&ma

&m f

&mv


Conhecida por Combined Cycle Plant (CCP) ou Combined Heat and Power (CHP), a

planta com Ciclo Combinado oferece as melhores soluções para aumentar o rendimento e

restringir a poluição do ar e o efeito estufa, representando hoje a solução mais efetiva. As

centrais termelétricas em ciclo combinado apresentam vários benefícios, como elevado

rendimento, flexibilidade, rápido prazo de implantação e melhor retorno de investimento.

Na década de 70, segundo Horlock [1995], a eficiência dos ciclos combinados

normalmente obtida encontrava-se em torno de 40%, e atualmente atingem valores de

60%. Esses números só tem sido possíveis com a melhoria nas condições operacionais das

turbinas a gás. Valores de temperaturas de exaustão de até 590°C têm influenciado

positivamente no rendimento global do ciclo.

O rendimento do ciclo combinado pode ser obtido por:

1

2liq1liqciclo

Q

)W()W(&

&& +=η (3.19)

Onde:

1Q& : taxa de transferência de calor fornecida pelo combustível à unidade 1;

1liq )W( & : potência líquida produzido pela unidade 1;

2liq )W( & : potência líquida fornecida pela unidade 2.

A necessidade de melhorar o rendimento dos ciclos combinados se deve ao compromisso

entre minimização de custos de investimentos, complexidade e confiabilidade deste ciclo.

Normalmente incluem climatização do ar de entrada, controle de sobrecarga e meia -carga,

introdução de turbinas a gás aeroderivadas em conjunto com ciclos a vapor de altas

temperaturas, propostas de resfriamento e o uso de hidrogênio como combustível.

Bannister et al. [1995] apresentaram um programa desenvolvido pela Westinghouse,

evidenciando as potencialidades desse ciclo, inclusive com rendimentos superiores a 60%.

Um arranjo de ciclo combinado, visto na FIG. 3.22, objetiva aumentar a produção de

energia elétrica. Este ciclo utiliza caldeira de recuperação com dois níveis de pressão e


turbina a vapor do tipo condensação, com extração/admissão intermediária. A turbina a

vapor pode ser de contrapressão ou de condensação com extração intermediária no caso de

cogeração.

FIGURA 3.22 - Ciclo Combinado com Caldeira de Dupla Pressão

FONTE - REVISTA ELETRICIDADE MODERNA, 1989.

TG Comp.

CC

Ar

Turbina a gás

Combustível

Vapor p/ processo (LP) Gases quentes

TV

Caldeira de recuperação com dois níveis de pressão

Água


52


Para desenvolvimento de uma metodologia de apoio à decisão é necessário buscar o

significado e importância desse termo, com o estudo preliminar das principais ferramentas

empregadas para tal fim.

Desta forma, este capítulo traz uma breve descrição das principais técnicas e ferramentas

de apoio à decisão.

4.1 A Tomada de Decisão

A tomada de decisão pode ser definida como o ato de selecionar, dentre as possíveis

alternativas, a melhor solução para alcançar um determinado objetivo. As situações de

tomada de decisão surgem tendo como objetivo primordial a maximização de lucro ou

minimização de custo.

Além dos fatores citados acima, o aspecto ambiental também representa uma variável de

crescente importância na decisão empresarial, visto que, em uma sociedade industrial

considerada avançada, o alto nível de dependência de eletricidade afeta diretamente o

consumo total de energia e indiretamente a qualidade do meio ambiente. Desta forma, as

decisões a serem tomadas nos projetos para produção e conversão de energia, devem

considerar, além da situação econômica, a qualidade de vida da população.

No Brasil, a tomada de decisão no setor energético é fundamental para gestão dos grandes

recursos naturais, evitando-se o uso indevido das fontes primárias de energia. Uma decisão

que desconsidere o aspecto regional, por exemplo, pode representar desperdício de capital

e significativos impactos ambientais. A opção pelo uso de sistemas de cogeração deve

partir de análises técnicas, econômicas e ambientais, onde as ferramentas de apoio a

decisão são de grande utilidade a empreendedores e executivos.

Segundo Pacca [1995], são elementos comuns em tomada de decisão:

• Decisor;

• Objetivo;


53

Sistema reduzido às variáveis principais

Sistema real existente

• Escala de valor ou preferência (critério adotado pelo decisor);

• Soluções ou estratégias alternativas, estado da natureza ou ambiente e resultado

pretendido ou conseqüência.

4.2 Ferramentas de Apoio a Decisão

4.2.1 Pesquisa Operacional

A Pesquisa Operacional (PO), é um ramo da ciência administrativa que fornece técnicas

para a análise de decisões, tais como a Programação Linear, não linear, dinâmica,

combinatória e a Simulação. A metodologia da Pesquisa Operacional utiliza dados, fatos e

idéias na abordagem de problemas para construção de um modelo do sistema real

existente, como meio de analisar e compreender o comportamento dessa situação e levá-lo

a apresentar o desempenho desejado. Esse sistema pode existir atualmente ou estar em

concepção. No primeiro caso, o objetivo do estudo é analisar o desempenho do sistema

para escolher uma ação no sentido de otimizá-lo. No segundo, o objetivo é identificar a

melhor estrutura do sistema futuro. A FIG. 4.1 mostra uma representação simplificada do

processo de modelagem.

FIGURA 4.1 - Representação simplificada do Processo de Modelagem

FONTE - ANDRADE, 1996.

O sistema real existente é um conjunto complexo de variáveis, de forma pouco definida. O

sistema real reduzido é o núcleo do sistema existente, que basicamente dita o

comportamento deste e que pode ser modelado, para efeito de análise, por uma estrutura

simplificada.

Modelo


54

Otimização

Em um modelo de otimização, é enfocado o objetivo de maximizar a utilidade do decisor,

avaliada por uma função de variáveis, denominada função objetivo. O conjunto de

alternativas disponíveis é representado matematicamente por restrições associadas a

valores que podem assumir outras funções das mesmas variáveis de decisão. O modelo

resulta num problema de programação matemática e classificada de acordo com o tipo das

funções e o caráter discreto ou contínuo das variáveis de decisão.

Um problema de programação matemática é dito de programação linear se as variáveis são

contínuas, e a função objetivo e todas as restrições são descritas por funções lineares. Para

problemas dessa classe são disponíveis programas comerciais, de baixo custo e alto

benefício econômico, com capacidade de resolução de modelos de milhares de variáveis,

como as planilhas eletrônicas.

Um caso particular de problema de programação matemática, onde a matriz tecnológica

corresponde à matriz de incidência de um grafo, caracteriza um problema linear de

otimização em redes. Um grafo é uma estrutura espacial composta por nós ligados através

de arcos. A estrutura do grafo, embutida no problema de álgebra linear, facilita

enormemente os algoritmos e estruturas de dados necessários ao cálculo de soluções

básicas viáveis.

Uma aplicação desta técnica em processo de tomada de decisão é ilustrada na FIG. 4.2, que

representa um modelo para projeto de uma central de cogeração para a indústria de papel e

celulose. O modelo, apresentado por Balestieri e Correia [1997], baseia-se em rede de

grafos associadas a um modelo inteiro e multiobjetivo. A partir desse modelo é possível

estruturar um número suficiente de possibilidades para a análise comparativa de

configurações destinadas a cogeração, com base em parâmetros técnicos e econômicos.


55

0

1

2

4

3

5 6

78

910

11

12

13

14

15

16

17 18

2

1

3

4

5

67

8

9

1314

1516

17

18

1920

2122

23

24

25

2627

28

29

30

31

32

33

34

35

3637

38

39

4041

42

43

44

45CD

BP

MP

46

19

FIGURA 4.2 - Rede de Grafos para Análise Final

FONTE - BALESTIERI e CORREIA, 1997. p.4.

Os nós representam equipamentos, combustíveis utilizados, extrações nas turbinas e

válvulas redutoras de pressão do projeto. Neste exemplo, os números superiores a 22

correspondem a extrações nas turbinas ou válvulas redutoras de pressão. As iniciais MP

(média pressão), BP (baixa pressão) e CD (condensado), representam o estado físico do

fluido de trabalho no estado específico.

Um modelo de otimização constitui um problema de programação não-linear se exibir

qualquer tipo de não-linearidade, seja na função objetivo ou em alguma das restrições. O

uso da programação não-linear exige a participação de um analista especializado e

computadores com boa capacidade de armazenamento.

A FIG. 4.3, apresentada a seguir, ilustra as fases de um processo de tomada de decisão,

utilizando técnica de Pesquisa Operacional.


56

FIGURA 4.3 - Fases de um estudo de Pesquisa Operacional

FONTE - Adaptado de ANDRADE, 1996.

Simulação

A necessidade de uso do modelo de simulação surge quando não é possível a utilização dos

modelos de otimização. Os modelos de simulação, por usarem, às vezes, dados estatísticos,

são aplicados em situações de incerteza ou de complexidade do sistema, onde a

formalização matemática equacionamento do sistema não é factível. Entretanto, esses

modelos não conseguem cobrir todas soluções possíveis, exigindo maior esforço de

especialistas na ajuda à tomada de decisões, ditas otimizadas.

O modelo de simulação pode ser dividido em cinco fases principais:

Identificação do problema

Definição do problema

Avaliação

Construção do modelo

Solução do modelo

Validação do modelo

Implementação dos resultados


57

• Priorização e formulação do problema - identificação, compreensão e definição do

problema;

• Identificação de variáveis relevantes, controláveis ou não;

• Construção do modelo - definição dos elementos ou componentes do sistema e a

maneira de manipular, por exemplo, por um programa computacional específico;

• Planejamento e execução de testes ou experimentos - realização de simulações;

• Validação do modelo e implementação dos resultados.

4.2.2 Inteligência Artificial

Outra classe de sistemas de apoio a decisão que conta com importantes aplicações é a de

Inteligência Artificial e Sistemas Especialistas. A Inteligência Artificial é o ramo da

informática que concerne à automação e processamento do comportamento inteligente. As

técnicas de Inteligência Artificial e Pesquisa Operacional se complementam em diversos

contextos, sendo as técnicas de heurísticas utilizadas por ambas.

Para processamento do conhecimento disponível, uma técnica de Inteligência Artificial

necessita agrupar situações que compartilhem propriedades importantes: ser compreendido

por pessoas que necessitam supri-lo, ser facilmente modificado e ser utilizado em

diferentes situações.

Dois desafios da Inteligência Artificial são a incerteza e a imprecisão na colocação do

conhecimento. Este fato dificulta a formulação de modelos matemáticos. Duas classes de

metodologias utilizadas para resolver esta dificuldade são a abordagem fundamentada nas

teorias clássicas de probabilidade, decisão e informação e a abordagem ad-hoc, que usa

fatores de certeza, conjuntos nebulosos e teoria de evidência.

Atualmente, uma ferramenta amplamente usada em inteligência artificial, no processo de

tomada de decisão, é a lógica fuzzy. A lógica fuzzy (nebulosa) é baseada na teoria de

conjuntos fuzzy, que utiliza modos de raciocínio imprecisos ao invés de exatos. De acordo

com Gomide [1995] a lógica fuzzy permite a redução da complexidade de projeto e

implementação, tornando-se a solução para problemas de controle de tomada de decisão

que não podem ser tratados com sucesso pelas técnicas clássicas.


58

Esta técnica de lógica fuzzy trata igualmente sistemas lineares e não-lineares, além de não

requerer o modelamento matemático do processo em análise. Isto tem sido, sem dúvida, o

grande atrativo desse tipo de ferramenta. Pode-se citar como exemplo de aplicação da

lógica fuzzy, o de uma fábrica de celulose, sediada em Portugal, na qual conseguiu-se uma

redução de 14% do consumo habitual de energia e 80% do volume de água consumido. No

processo de cozimento da celulose, este modelo inteligente permitiu reduzir em 30% as

variações de qualidade.

4.3 Conclusões

Existem diversas considerações, interrelacionadas, que têm impacto na decisão pela

cogeração de energia. As fundamentais são a técnica, econômica, ambiental e legal,

podendo ser influenciadas pela instabilidade na economia, disponibilidade e custos dos

combustíveis, mudanças nos produtos, tecnologia e mudanças na legislação, expandindo o

conjunto de variáveis. Se todas variáveis são conhecidas, pode-se empregar técnicas de

Pesquisa Operacional, como a Programação Linear e a Simulação para solucionar

problemas de decisão.

Na indústria de papel e celulose, apesar do grande número de variáveis, pode-se construir

um modelo simplificado do sistema real, priorizando, por exemplo, o aspecto energético de

equipamentos e processos, e enfoque outros, como o econômico. O modelo reduzido é um

referencial para uma avaliação mais detalhada, mas com hierarquia de resultados aceitáveis

em decisões mais estruturadas.


59

Capítulo 5 - Estratégia Decisória baseada em Análise Energética Neste capítulo é proposta uma metodologia de apoio à decisão para implantação da

cogeração no setor industrial. Essa metodologia é fundamentada na definição de modelo

simplificado, apresentada no capítulo anterior. Neste caso a análise energética recebe

maior destaque, seguida das análises econômica, ambiental e política.

A análise energética é feita através de relações matemáticas, baseadas nas Primeira e

Segunda Leis da Termodinâmica.

5.1 Variáveis de Decisão

Para atender à crescente demanda energética, nos aspectos quantitativo e qualitativo dos

diversos segmentos da indústria nacional, uma alternativa seria a construção de unidades

geradoras de energia elétrica e térmica. Outra opção seria evitar o desperdício de energia

através da eficientização energética, que abrange o correto aproveitamento do potencial

dos combustíveis, incluindo-se a implantação de sistemas de cogeração.

Os investimentos em unidades geradoras de grande porte e em transmissão atingem custos

elevados, além de esbarrar em ponderações de ordem ambiental e econômica, enquanto

que a cogeração permite atender necessidades locais, com custos menores e reduzido

tempo de implantação. A opção por implantar a cogeração requer um estudo prévio sobre

com base nas diferentes análises, citadas a seguir:

• análise termodinâmica - balanços de energia e massa, visando a determinação da

eficiência de processos e equipamentos;

• análise energética - demanda energética da indústria onde a cogeração vai ser

implantada, relação entre energia térmica e elétrica requerida nos processos,

evolução temporal dos consumos;

• análise exergética - irreversibilidades e eficiências, avaliação sobre a qualidade da

energia de acordo com a Primeira e Segunda Leis da Termodinâmica;


60

• análise política - avaliação de legislação vigente, relativa à possibilidade de

comercialização de excedentes elétricos produzidos, autogeradores, produtores

independentes;

• logística de combustíveis - disponibilidade regional, garantia de fornecimento,

exigências de armazenamento e operação, etc.;

• análise econômica - preço dos equipamentos e combustível, custo operacional,

financiamento, retorno do investimento, entre outros.

5.2 Fluxograma de Apoio a Decisão

O processo de decisão na indústria deve passar pelo crítica de representantes de diversas

áreas, com um tratamento multidisciplinar das variáveis envolvidas. É fundamental que as

alternativas de decisão e limitações sejam explicitadas, para que as soluções sejam válidas

e aceitáveis. A geração de energia deve estar pautada em quatro pontos principais:

fornecimento de energia, custo, poluição e regulamentação.

O fluxograma da FIG. 5.1 representa uma visão macroscópica e sistematizada das etapas

do processo de decisão, aplicada à sistemas de cogeração na indústria, tendo a avaliação

energética como referência.

Verifica-se no fluxograma que o primeiro passo é identificar as necessidades e obrigações

da empresa, que pode ser a redução de gastos com energia, onde o decisor busca o retorno

de investimento, mas com a exigência da confiabilidade no fornecimento de combustível e

energia. Nessa etapa são ponderadas as políticas de uso de combustíveis, operação de

equipamentos, manutenção e qualidade do produto.

Uma ação importante para a tomada de decisão é a avaliação energética. Essa análise será

melhor documentada com fluxogramas e tabelas, que apresentem balanços de energia e

massa, esquemas de fluxos dos processos e diagramas de carga dos equipamentos

principais. Para este trabalho, o balanço energético foi caracterizado pelo índice energético

.


61

sim

não

sim

não

sim sim sim

não não não

FIGURA 5.1 - Etapas do Processo de Decisão para Implantar a Cogeração na Indústria

A avaliação econômica do empreendimento é outro ponto fundamental para implantar o

projeto. A desaprovação do aspecto econômico pode inviabilizar projetos que trariam

benefícios energéticos.

Identificar as necessidades da indústria

Implementar o projeto

Início

1S

E <

Avaliação de aspectos legais

Avaliação de aspectos

ambientais

Avaliação energética

Análise econômica

descartar O sistema apresenta

atratividade?

1

1

1 1 1


62

Finalmente, é necessário avaliar aspectos ambientais e legais, considerando políticas

ambientais e outras restrições políticas ao projeto. É preciso avaliar índices de emissões

atmosféricas e impactos no ambiente, além de determinar posições legais do sistema de

cogeração a respeito de impostos, política de vendas, relações contratuais com

consumidores e clientes. Se os resultados de um estudo preliminar são favoráveis,

recomenda-se prosseguir com o projeto. O refinamento do projeto possibilitará maior

precisão na análise e execução.

5.2.1 Identificação das Necessidades da Indústria

O processo de decisão inicia na indústria com a identificação da exigência ou necessidade.

Pode ser uma exigência de ordem legislativa ou necessidade de ampliação da produção de

energia elétrica.

Para a indústria, é importante que os propósitos da decisão sejam amplamente discutidos,

com ênfase em resultados ou produtos pretendidos. É necessário realizar questionamentos

que esclareçam pontos essenciais a serem tratados, além da definição da amplitude e

restrições da decisão.

Nessa etapa, recomenda-se uma avaliação no sistema energético da indústria. Este

procedimento pode revelar áreas mal utilizadas ou com perdas significativas, com

comprometimento no desempenho de equipamentos empregados, variações de cargas

térmicas e elétricas, além da demanda de energia. O tratamento dos resultados dessa

contabilidade energética, em forma de gráficos, tabelas e esquemas, contribuirá para

definir o perfil energético da indústria.

Nos itens a seguir é feito um detalhamento das etapas de avaliação, apresentadas no

fluxograma da FIG. 5.1, onde será desenvolvida a metodologia de apoio a decisão.

5.2.2 Análise Energética

O principal objetivo da análise energética de um sistema é o desenvolvimento de

metodologias que visam a redução de custos e aumento da eficiência dos equipamentos e


63

dos processos. A redução de custos pode ser decorrente de simples alterações de

comportamento e programas de treinamento, até a reformulação do sistema como um todo,

com a inserção de novos equipamentos ou redimensionamento do processo industrial. Para

tal ação, o primeiro passo seria determinar o perfil energético da indústria, qualificando e

quantificando as demandas específicas.

Na avaliação energética é necessário escolher o tipo de ciclo termodinâmico adequado ao

esquema de cogeração. No escopo das possibilidades seleciona-se uma faixa de opções

conforme as características de demanda térmica e elétrica e do tipo de combustível.

Balanço Energético

Na indústria, a demanda energética pode ser determinada a partir dos balanços de massa e

energia, obtendo-se participações relativas de energia térmica e elétrica produzida e

consumida nos equipamentos e processos. Os dados podem ser obtidos no setor de

utilidades durante um período determinado. Pela análise estatística são determinados os

valores médios de energia elétrica (E) e térmica (S), expressos nas mesmas unidades,

como, por exemplo, kW. O índice energético, que caracteriza a indústria, é calculado pela

equação:

SE

calorpotência

Iproc

EN =

= (5.1)

A avaliação desse índice contribuirá no processo de decisão. Alguns valores típicos podem

ser vistos na TAB. 5.1, apresentada por Balestieri [1990], que fornece a média histórica da



ambientais


Análise econômica

Balanços de massa e energia

Seleção dos ciclos para cogeração

Definição do perfil energético

do processo


64

razão potência/calor em setores industriais brasileiros. Esse valores médios variam de

acordo com o processo de produção. Os setores de maior interesse para a cogeração são

aqueles com o índice energético inferior a unidade, permitindo a geração de excedentes

elétricos.

TABELA 5.1 – Índice Energético para Setores Industriais

Setor IEN

Cimento Ferro Gusa Ferro Liga Outros Metais Mineração/Pelotização Papel e Celulose Cerâmica Têxtil Alimentos/Bebidas Química/Petroquímica

0,110 0,008 1,030 2,760 0,320 0,360 0,110 0,700 0,070 0,330

FONTE - BALESTIERI, 1990.

Os valores podem variar, por exemplo, em função de diferenças tecnológicas, escalas de

produção e localização geográfica. Pelos índices apresentados, observa-se que apenas os

setores de Ferro Liga e outros Metais não possuem boa atratividade para implantação da

cogeração. Evidencia-se, assim, a abrangência em grande parte da indústria que pode ser

atingida pela cogeração no cenário energético brasileiro.

5.2.2.1 Seleção do Ciclo de Cogeração

A escolha da configuração mais adequada representará uma grande economia para a

empresa. A FIG. 5.2 mostra uma comparação entre as alternativas de sistema com turbina a

gás, turbina a vapor, máquina diesel e ciclo combinado, que geralmente fornecem energia

necessária aos sistemas de cogeração.


65

FIGURA 5.2 – Comparação entre Alternativas para Sistemas de Cogeração

FONTE - Adaptado de BERMAN, 1983.

Pela figura pode-se concluir que o uso da turbina a gás é indicado onde ocorre uma elevada

demanda por energia elétrica e térmica. O gerador diesel, normalmente empregado no setor

terciário, como centros comerciais, hospitais, hotéis e supermercados, é recomendado nas

condições em que se verifica demandas significativas por energia térmica, ou seja, índices

energético bastante reduzidos. Quando a refrigeração for necessária nesse setor, uma boa

opção são os sistemas de refrigeração por absorção, integrados ao sistema de cogeração,

conhecido como trigeração.

A turbina a vapor é indicada nos setores com grande demanda de potência elétrica e

energia térmica, como os setores de papel e celulose e sucroalcooleiro. O ciclo combinado

é adequado a sistemas onde a produção de energia térmica seja prioritária e haja demanda

por altos índices de potência (>100 MW).

A TAB. 5.2, apresentada por Olano [1995], dá uma visão geral das diferentes

configurações de produção de energia disponíveis.


66

TABELA 5.2 - Estudo Comparativo entre as Diferentes Soluções de Cogeração

Participação Rendimento Global (2ª lei) Elétrica Térmica

Manutenção Investimento

unitário instalado US$/kW

Combustível

Caldeira e turbina a vapor

80% 17% 63% Baixa Alto

1000-1500

Carvão Biomassa

Offgas Turbina a gás ciclo simples 80% 30-35% 50-45%

Média US$ 0,006/kWh

Médio 700-900

Gás (diesel)

Turbina a gás ciclo combinado 85% 30-35% 50-55%

Média US$ 0,005/kWh

Baixo 600-800

Gás (diesel)

Motor alternativo 60 - 80% 42% 18% vapor 20% água quente

Alta US$ 0,01/kWh

Baixo 600-800

Óleo combustível

(diesel) (gás)

FONTE - OLANO, 1995. p.110

Numa configuração com caldeira e turbina a vapor (TV), uma alta porcentagem dos

investimentos de instalação corresponde aos sistemas de vapor. Se for utilizada turbina a

gás em ciclo simples, a pós combustão acontece sempre que o combustível empregado

tenha um custo igual ou menor que o utilizado previamente.

Uma vantagem do uso de turbinas a gás em ciclo combinado, é a possibilidade de

aproveitamento das turbinas a vapor existentes, aproveitando o vapor exaurido da turbina a

gás para gerar energia eletromecânica e térmica.

Em configurações com motor alternativo, uma maneira de aumentar a eficiência de forma

substancial é aproveitar a água quente, procedente da refrigeração do equipamento, em um

processo.

Após a decisão sobre o ciclo e fluido de trabalho a ser empregado, deve-se decidir qual

arranjo físico dos componentes a ser realizado. Neste ponto é importante levar em

consideração parâmetros como temperatura, pressão e vazão.


67

5.2.3 Análise econômica

Uma indústria com grande demanda por energia térmica, como a de papel e celulose, deve

avaliar os benefícios e riscos econômicos na implantação de sistemas de cogeração. Fazer a

previsão de preços de energia no processo é ação essencial à análise da relação custo-

benefício. Dentre os vários critérios para avaliação das configurações, deve-se considerar

os objetivos e metas da empresa em questão incluindo-se a utilização correta dos recursos

disponíveis e a margem de lucro pretendida diante dos cenários econômicos adotados.

Outro aspecto a ser avaliado é a minimização de riscos associados aos investimentos.

Deve-se salientar que os custos são sensíveis às condições regionais. A empresa deve levar

em consideração o controle de riscos associados à venda de excedentes elétricos para

concessionárias e aos contratos de fornecimento de combustível. A venda de excedentes

pode equilibrar os gastos com aquisição de equipamentos, enquanto que nos contratos de

fornecimento de combustível é importante a logística de combustíveis, com previsão da

disponibilidade, preço e garantia de fornecimento.

As variáveis básicas para análise de investimentos são:

• Custos de energia;

• Características técnicas;

• Custos do sistema;

• Necessidades corporativas;

• Taxas de Retorno de Investimento (TIR).



ambientais


Análise econômica

Venda de excedentes

Custo de produção

Preço e disponibilidade

de combustíveis

Financiamento

Retorno do investimento


68

Custo Energético

De acordo com Tuna e Silveira [1997], a determinação do custo de conversão de energia é

a soma do gasto total com combustível (Ccomb), equipamento (Cequip) e custo operacional

(Coper). O custo específico (Cesp) é determinado em função da quantidade de produto na

saída dos equipamento.

Cprod = ∑ espC = Ccomb + Cequip + Coper (5.2)

Essa análise é detalhada ao considerar-se os equipamentos específicos para cada etapa do

processo. De maneira geral, o custo do produto na saída do equipamento é função direta do

seu custo de instalação, manutenção e amortização, pelo número de horas de operação

anual. A esse valor adiciona-se o custo do produto na entrada do equipamento mais a

energia empregada no seu acionamento. A energia de acionamento do equipamento pode

ser, por exemplo, o preço do combustível ou tarifa de eletricidade.

O custo da energia na manufatura é determinada pelo custo da eletricidade produzida mais

o custo do vapor consumido, mais o custo da eletricidade adquirida da rede em caso de

déficit, ou menos o custo da eletricidade vendida em caso de excedente. Tem-se:

ElVElenergia CCCC ±+= ∑∑ (5.3)

Uma metodologia apresentada por Horlock [1995], para avaliação econômica de uma

planta energética é baseada no cálculo do preço unitário de eletricidade produzida pela

planta. O custo anual de geração de eletricidade (Cel) é dado por:

manopcombcapel CCCCC +++= (5.4)

onde Ccap é o custo anual do capital, Ccomb o custo anual do combustível fornecido, Cop o

custo anual de operação e Cman o custo anual de manutenção.


69

5.2.4 Aspectos ambientais

A preocupação cada vez maior com a redução de impactos ambientais é refletida em

projetos para plantas de geração energética. As etapas de planejamento, localização,

construção e operação de plantas geradoras devem estar baseadas na produção de energia

confiável e custo reduzido, e também no gerenciamento do impacto ambiental.

A necessidade de atender exigências de órgãos regulamentadores na emissão de poluentes,

exige a adoção de técnicas de redução e monitoramento dos agentes poluidores e emprego

de equipamentos específicos. As principais técnicas são a

• Redução Catalítica Seletiva;

• Injeção de água ou vapor;

• Recirculação dos Gases de Escape;

• Lavadores de Gases;

• Dessulfurização dos Gases de Escape;

• Controle nos Processos de Conversão.

Os equipamentos mais usados são os Separadores Úmidos e Centrífugos, Precipitadores

Eletrostáticos, Câmara de Deposição Gravitacional e Filtros.

O emprego de tais técnicas e equipamentos demandam custos que precisam ser

computados na análise econômica do projeto a ser implantado. No caso da cogeração,

deve-se avaliar seus impactos no custo de produção de energia para decidir entre a geração

no próprio processo ou na compra da energia de concessionárias ou produtos

independentes.



ambientais


Análise econômica

Emissão de NOX, SOX e CO2

Impactos ambientais


70

Os órgãos para controle ambiental em todo o mundo atuam no sentido de restringir a

emissão de gases e particulados. No Brasil o CONAMA - Conselho Nacional de Meio

Ambiente - fiscaliza todo o território nacional. Em Minas Gerais, o órgão Ambiental

Estadual FEAM/COPAM monitora empresas instituindo valores limites para emissão de

poluentes, como o SO2 e material particulado.

Poluentes Gasosos

Dentre os agentes poluidores destacam-se o gás carbônico (CO2), causador direto do efeito

estufa, e os óxidos de enxofre (SOX) e nitrogênio (NOX), responsáveis pela chuva ácida. A

emissão de óxidos de enxofre é característica de plantas de geração elétrica por

combustíveis fósseis. Nos EUA, o EPA, Agência de Proteção Ambiental, estabeleceu que

as novas instalações devem remover um mínimo de 70% do enxofre, antes ou durante a

combustão.

Os óxidos de nitrogênio são divididos em três tipos, o prompt, o térmico e o do

combustível. O primeiro é formado após o processo de combustão, o térmico é formado

pela alta temperatura na câmara de combustão, e o último é produzido por qualquer

nitrogênio presente no combustível.

O gás carbônico, produzido pela queima de biomassa ou combustível fóssil, é bastante

nocivo ao meio ambiente. Estima-se uma emissão de 18 bilhões de tonelada de CO2 na

atmosfera mundial por ano, levando a ponderações no sentido de optar por fontes

alternativas que reduzam a emissão desse poluente, maior causador do efeito estufa.

Poluição Térmica

A poluição térmica está associada à geração de eletricidade, principalmente poluição da

água, seja por resíduos sólidos e químicos, ou pelo aquecimento nos trocadores de calor.

Uma forma de comparar a energia produzida pela quantidade de energia térmica

introduzida no meio ambiente é chamado Índice de Descarga Térmica, ou IDT, definido

como:


71

][MW Produzida Elétrica Energia

][MW ambiente o para Térmica EnergiaIDT

elétrico

térmico= (5.5)

Pela Segunda Lei da Termodinâmica, o valor do Índice de Descarga Térmica não pode ser

nulo, mas deve-se procurar minimizá-lo.

O IDT é dependente da eficiência térmica (η) do sistema. Se Et é a energia térmica que

entra no processo, expresso em MW, Et.η a energia elétrica produzida e Et.(1-η) a

diferença da energia térmica na descarga, o IDT pode ser expresso por:

η

η−=η

η−= 1

.E

)1(EIDT

t

t (5.6)

A FIG. 5.3 apresenta a variação do Índice de Descarga Térmico para valores de eficiência

entre 30 e 80%.

FIGURA 5.3 - Índice de Descarga Térmica X Eficiência Térmica

Pelo gráfico, observa-se que numa planta onde a eficiência térmica atinge 40%, o Índice de

Descarga Térmica é de 1,5. Isso significa que 1,5 MW de energia térmica é descarregada

no meio ambiente para cada MW elétrico produzido. Pode-se deduzir facilmente que,

quanto maior a eficiência da planta, menor será a perda energética do ciclo e poluição

térmica, como acontece nos ciclos de cogeração.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Eficiência Térmica do Ciclo

Índi

ce d

e D

esca

rga

Tér

mic

a


72

5.2.5 Aspectos Legais

Legislação brasileira

A avaliação dos aspectos legais, respaldada em decretos, resoluções e leis estabelecidas

pelo governo, representa um fator preponderante para implantar a cogeração. A

possibilidade de produção e venda de energia elétrica e térmica pelo autoprodutor ou

produtor independente de energia, constitui uma variável a mais na decisão de optar pela

cogeração. A TAB. 5.3 mostra um resumo das principais leis, decretos e resoluções do

governo brasileiro com relação ao setor elétrico.

Autoprodutor e PIE

Avaliação da legislação específica



ambientais


Análise econômica


73

TABELA 5.3 - Legislação Brasileira para o Setor Elétrico

ANO ASSUNTO

Decreto-Lei 1872 1981 Dispõe sobre a aquisição, pelos concessionários, de energia elétrica excedente dos autoprodutores.

Lei 8987 1995 Concessão e permissão de serviços públicos

Lei 9074 1995 Concessão, permissão e autorização para exploração de serviços e instalações de energia elétrica.

Decreto 2003 1996 Regulamenta a produção de energia elétrica por produtor independente e autoprodutor.

Lei 9427 1996 Institui a ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica.

Decreto 2665 1998 Regulamenta o Mercado Atacadista de Energia Elétrica e

define regras de organização do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

Resolução nº 265

(ANEEL) 1998 Estabelece as condições para o exercício da atividade de

comercialização de energia elétrica.

Portaria Conjunta

ANEEL- ANP

nº002

1998 Dispõe sobre as ações relativas ao uso do gás natural, em particular no que concerne a termeletricidade, avaliando os

aspectos tecnológicos, econômicos e ambientais.

Resolução nº 242 1998

Resolve que os concessionários de serviço de distribuição de energia elétrica deverão aplicar anualmente recursos de, no

mínimo, 1% da receita operacional anual (RA) apurada no ano anterior para o desenvolvimento de ações com o objetivo de

incrementar a eficiência no uso e na oferta de energia elétrica.

Portaria nº 227 1999

Determina que a Centrais Elétricas Brasileiras S/A -

ELETROBRAS, promova chamada pública para identificação de excedentes de energia elétrica, provenientes de cogeração,

para comercialização a curto prazo

5.3 Conclusões

A metodologia apresentada neste capítulo busca sistematizar as variáveis necessárias ao

processo de decisão, cujas etapas propostas estão itemizadas a seguir.

Etapa 1 – avaliação do fluxograma da indústria para identificação dos centros

consumidores e produtores de energia.

Etapa 2 – identificação das fontes de energia empregadas e suas respectivas participações


74

percentuais.

Etapa 3 – levantamento das propriedades termodinâmicas para elaboração do balanço

energético por equipamento e processo produtivo, incluindo o cálculo das trocas

energéticas e eficiências nos processos e equipamentos pertinentes. Elaboração do

diagrama de Sankey.

Etapa 4 – Cálculo dos indicadores de desempenho:

- rendimento global do ciclo;

- índice energético: E/S

- índice de descarga térmica (IDT)

Etapa 5 – estudo comparativo dos índices encontrados com os valores praticados no setor

avaliado ou, de forma no setor industrial brasileiro ou geral, internacional, tendo como

fonte atual a TAB. 5.1 proposta por Balestieri (1990).

Etapa 6 – seleção da configuração de cogeração recomendada com base no estudo

desenvolvido por Berman (1983), correspondente à FIG. 5.2.

Etapa 7 – avaliação e análise crítica da alternativa recomendada com base na

disponibilidade e custo dos energéticos empregados, confiabilidade no suprimento de

energia, políticas de incentivo, capacidade de investimento da empresa.

Apesar do maior destaque dado a análise energética, o fluxograma traz uma referência

quanto às etapas do processo decisório. As linhas pontilhadas representam a necessidade

de um estudo mais detalhado, que contemple os aspectos ambiental, político e econômico.

Capítulo 6 – Estudo de Caso: Avaliação da Metodologia Proposta na Indústria de Papel e Celulose 75

Capítulo 6 – Estudo de Caso: Avaliação da Metodologia Proposta

na Indústria de Papel e Celulose

Apresenta-se, neste capítulo, a análise energética de uma planta de papel e celulose

empregando cogeração a partir de dados obtidos na CENIBRA. A seguir emprega-se a

metodologia proposta no capítulo 5 em um modelo de planta de potência em ciclo

combinado.

6.1 Análise Termodinâmica

A análise termodinâmica compreende os balanços de energia, necessários para definir

eficiência de processos e ciclos, caracterizando termicamente processos e equipamentos

presentes na indústria. A análise termodinâmica realizada nesse capítulo é baseada na

Primeira Lei da Termodinâmica, introduzida no capítulo 3. Para realizar o estudo

termodinâmico nos sistemas, considerou-se que:

• equipamentos e processos operam em regime permanente, ou seja, as propriedades

termodinâmicas em um dado ponto não variam com o tempo;

• com exceção dos trocadores de calor, os demais equipamentos são adiabáticos, isto é,

não ocorre fluxo de energia, na forma de calor, nas fronteiras;

• a variação da energia cinética e potencial nos diversos equipamentos e ciclos são

desprezíveis;

• a perda de carga é desprezível em tubulações e equipamentos pertinentes.

Essas considerações objetivam agilizar o equacionamento das variáveis envolvidas,

implicando numa pequena margem de imprecisão. Entretanto, em projetos reais para

implantação de sistemas de cogeração, essas simplificações precisam ser reavaliadas.

6.1.1 CENIBRA

Para se avaliar um processo real de uma planta energética utilizando cogeração, empregou-

se dados referentes à produção e consumo de energia térmica e elétrica, obtidos em visita


técnica à CENIBRA, Celulose Nipo Brasileira, localizada no município de Belo Oriente,

MG. Os dados coletados na empresa foram considerados típicos para o processo de

produção de celulose no Brasil, com uma capacidade média de produção de 2000 TSA/dia

(Toneladas de celulose Seca ao Ar por dia).

Os dados foram fornecidos, basicamente, pelo Departamento de Utilidades, onde se

localizam as caldeiras, turbinas a vapor e coletores, e cuja produção de energia térmica e

elétrica é consumida pela fábrica de celulose, com produção anual de 740 mil TSA. A

seguir são descritos os principais componentes deste Departamento.

Caldeiras

O sistema de geração de vapor é constituído de cinco caldeiras: duas caldeiras de

recuperação química, uma caldeira a óleo e duas caldeiras a biomassa. O combustível para

as caldeiras de recuperação química e biomassa são provenientes da própria planta

industrial (fábrica de celulose). Na caldeira de recuperação queima-se o licor negro

(lixívia), e na de biomassa, resíduos e cascas de madeira. Utiliza-se o óleo como

combustível complementar em proporções reduzidas nessas caldeiras, e como combustível

principal na caldeira a óleo.

Estas caldeiras produzem vapor a alta pressão (AP), 6,4 MPa, e temperaturas em torno de

450ºC. O vapor produzido, após passar pelos coletores de alta pressão, é injetado nos

turbogeradores para produção de energia elétrica e vapor a baixa, 0,3 MPa e média

pressão, 1,3 MPa. A TAB. 6.1 mostra os valores médios de produção de vapor nessas

caldeiras.

TABELA 6.1 - Produção de Vapor das Caldeiras

Caldeira/Produção Tonelada de vapor por hora (t/h)

Recuperação 1 262 Recuperação 2 200 Biomassa A 49 Biomassa B 51 Óleo 88 Total 650


A empresa consome em torno de 7,7 toneladas de vapor por tonelada de celulose

produzida. A TAB. 6.2 mostra a quantidade de vapor consumida nos diversos setores da

planta de celulose, não sendo apresentados valores inferiores a 1 t/h (tonelada por hora).

TABELA 6.2 – Vapor Consumido na Planta de Celulose

Processo 1 1,3 MPa

Processo 2 0,3 MPa Consumidor

Vazão (t/h) Vazão (t/h) Branqueamento 1 2 40 Caldeiras Biomassa A e B 10 - Digestor 1 14 14 Evaporador 1 e Caustificação 3 80 Planta de Força (Caldeira Óleo e Recuperação 1) 35 26 Planta Química 1 14 30 Máquinas 1 e 2 60 - Branqueamento 2 e Pré-branqueamento 2 7 Caldeira de Recuperação 2 10 40 Caustificação 2 e forno de cal 5 - Digestor 2 e depuração marrom 37 7 Evaporador 2 - 60 Máquina 3 - 50 Planta Química 2 - 2 Total 192 119

Turbogeradores

O vapor gerado pelas caldeiras à alta pressão alimenta dois turbogeradores ou turbinas a

vapor (TV), que possuem dois níveis de pressão de extração, sendo 1,3 MPa para

processos à média pressão e 0,3 MPa para processos à baixa pressão. A pressão no

condensador é da ordem de 7 kPa. Os turbogeradores produzem cerca de 92% da energia

elétrica consumida na fábrica de celulose, sendo o restante adquirido junto à

concessionária. A TAB. 6.3 apresenta os valores obtidos da operação nos turbogeradores 1

e 2 e relativa à configuração mostrada na FIG. 6.1:


TABELA 6.3 - Produção nas Turbinas a Vapor

TV 1 TV 2 Vazão entrada [t/h] 300 350 Temperatura Entrada [ºC] 450 450 Temperatura 1ª extração [ºC] 180 210 Temperatura 2ª extração [ºC] 135 165 Vazão 1ª extração [t/h] 80 110 Vazão 2ª extração [t/h] 160 190 Potência ativa * [MW] 34 43 Vazão condensado [t/h] 20 75

* No gerador acoplado às turbinas

A configuração esquemática mostrada na FIG. 6.1 refere-se à planta energética da

CENIBRA, com destaque para os equipamentos do Departamento de Utilidades.

FIGURA 6.1 – Esquema de planta energética característica do Setor de Celulose

Coletor de vapor MP

TV1

Caldeira a Óleo

Caldeiras a Biomassa

C

TV2

C

Coletor de vapor BP

Coletores de vapor 1 2 6

5 9 3 4

1A 1B

87

11

10

b3

b1

b2 13

14

12

18

1C

15

16

17

Processo 1

Processo 2

Caldeiras Recuperação


Análise Termodinâmica

A partir dos dados de pressão, temperatura e vazão nos diversos pontos da planta, foi

elaborado o quadro de propriedades termodinâmicas apresentado na tabela 6.4. Os valores

de título (x), entalpia (h), entropia (s) e volume específico (v) foram determinados

termodinamicamente com auxílio do programa CATT. A formatação e cálculos inerentes

à construção da referida tabela foram realizados com a planilha eletrônica Excel. Os

valores em negrito representam dados fornecidos pela CENIBRA, sendo os valores

estimados assinalados com asterisco (*) .

TABELA 6.4 – Quadro das Propriedades Termodinâmicas

Estado P (MPa)

t (ºC)

x (%)

Vol. Esp. (m³/kg)

h (kJ/kg)

s (kJ/kg/K)

m (kg/s)

Classificação

1 6,4729 450,0 - 0,048060 3295,0 6,677 179,30 Vapor Super 1AR 6,4729 450,0 - 0,048060 3295,0 6,677 127,20 Vapor Super 1BR 6,4729 450,0 - 0,048060 3295,0 6,677 24,40 Vapor Super 1CR 6,4729 450,0 - 0,048060 3295,0 6,677 27,70 Vapor Super 2 6,4729 450,0 - 0,048060 3295,0 6,677 68,05 Vapor Super 3I 1,3735 232,6 - 0,159900 2887,0 6,677 - Vapor Super 3R 1,3735 258,0 - 0,170000 2947,0 6,792 23,61 Vapor Super 4I 0,3986 143,5 96 0,444100 2647,0 6,677 - Vapor Sat. 4R 0,3986 170,0 - 0,498400 2797,0 7,033 37,50 Vapor Super 5I 0,007 39,0 79 1,432000 2073,0 6,677 - L + V 5R 0,007 39,0 97 1,449000 2500,0 8,044 6,94 L + V 6 6,4729 441,0 - 0,047280 3273,0 6,646 99,17 Vapor Super 7I 1,3735 226,2 - 0,157200 2872,0 6,646 - Vapor Super 7R 1,3735 258,0 - 0,170000 2947,0 6,792 25,00 Vapor Super 8I 0,3986 143,5 95 0,441300 2634,0 6,646 - L + V 8R 0,3986 173,0 - 0,502200 2803,0 7,048 47,77 Vapor Super 9I 0,007 39,0 79 1,424000 2064,0 6,646 - L + V 9R 0,007 39,0 97 1,449000 2500,0 8,044 21,66 L + V 10 1,3735 258,1 - 0,170000 2947,0 6,793 48,61 Vapor Super 11 0,3986 171,7 - 0,500000 2800,4 7,041 85,27 Vapor Super 12 0,007 39,0 - 0,001044 163,4 0,559 28,60 Líq. Sat. 13 1,3735 194,2 0 0,001148 826,3 2,276 48,61 Líq. Sat.* 14 0,3986 143,5 0 0,001083 604,2 1,775 85,27 Líq. Sat.* 15I 7,796 195,2 - 0,001143 833,7 2,276 - Líq. Comp.* 15R 7,796 196,9 - 0,001145 838,6 2,291 48,61 Líq. Comp.* 16I 7,796 101,7 - 0,001041 612,2 1,320 - Líq. Comp.* 16R 7,796 103,6 - 0,001042 617,6 1,341 85,27 Líq. Comp.* 17I 7,796 101,7 - 0,001041 171,5 1,320 - Líq. Comp.* 17R 7,796 103,6 - 0,001042 177,0 1,341 28,60 Líq. Comp.* 18 7,796 154,2 - 0,001060 606,1 1,876 162,48 Líq. Comp.


Legenda:

Estado – corresponde aos pontos numerados da configuração da FIG. 6.1. A letra R é

usada para as propriedades termodinâmicas medidas na planta industrial. A letra I

representa estados isoentrópicos necessários para a avaliação da eficiência de processos;

Pressão (P) – é o valor da pressão absoluta em cada ponto da configuração apresentada;

Temperatura (t) – temperatura do fluido (ºC);

Vazão mássica ( m& ) – quantidade de fluido que flui por unidade de tempo, em

determinado ponto do ciclo, expressa em kg/s.

Título (x) – relação entre a massa de fluido na fase vapor e a massa total de uma mistura

líquido/vapor. Adotado apenas na região de saturação, com valores entre 0 e 1,

correspondente aos estados de líquido e vapor saturados, respectivamente.

Entalpia específica (h) – proprie dade termodinâmica que corresponde à soma da energia

interna do fluido e a energia associada ao seu escoamento, através da superfície de

controle.

Entropia específica (s) – propriedade termodinâmica associada ao nível de desordem do

fluido no estado termodinâmico correspondente.

Classificação – corresponde ao estado termodinâmico do fluido de trabalho.

Devido a ausência ou imprecisão de alguns dados fornecidos, foram feitas as seguintes

considerações:

• Os valores de temperatura e pressão são os mesmos às saídas das 3 caldeiras;

• Não há perda de carga ou de energia nas tubulações e equipamentos pertinentes;

• O fluido de trabalho à entrada das bombas é considerado no estado de líquido

saturado;

• Eficiência isoentrópica das bombas estimada em 60%.

Para determinação do estado termodinâmico em 10, considera-se a mistura dos fluxos 3 e

7adiabática. Assim, aplicando-se a equação 3.3 tem-se:

73

773310 mm

hmhmh

&&

&&

++

= (6.1)


Analogamente, para o estado termodinâmico 11, tem-se:

84

88411 mm

hmhmh

&&

&&

++

= 4 (6.2)

6.1.2 Balanço Energético

O balanço energético caracteriza a demanda por energias térmica e elétrica de uma

indústria ou processo, essencial para o dimensionamento da planta de cogeração e seus

equipamentos. A partir do esquema mostrado na FIG. 6.1 e das equações apresentadas no

capítulo 3, foi determinado o balanço energético da planta de cogeração.

A primeira etapa para determinar o balanço energético é a definição das potências reais

geradas pelas turbinas. A partir da equação geral 3.3, para a Primeira Lei da

Termodinâmica, foram obtidas as equações para as turbinas a vapor TV1 e TV2. Assim,

tem-se:

)hmhmhm(hmW R55R44R33R221T V &&&&& ++−= (6.3)

)hmhmhm(hmW R99R88R77R662TV &&&&& ++−= (6.4)

onde o subscrito R corresponde ao estado real no ponto, sendo a potência ideal calculada

ao avaliar as propriedades hipotéticas à saída da turbina considerada isoentrópica.

Teoricamente, a eficiência térmica das turbinas a vapor é determinada pelas equação:

SIE

SRETV hh

hh

−−

=η (6.5)

onde os subscritos R e I representam valores reais e ideais, respectivamente.

Como o título nos pontos 5 e 9 não eram conhecidos, calcula-se a eficiência isoentrópica

para a turbina a vapor TV1, a partir do procedimento apresentado a seguir.


O processo de extração foi entendido como similar a 3 turbinas acopladas ao mesmo eixo,

conforme diagrama da FIG. 6.2.

FIGURA 6.2 – Descrição do Processo de Extração da Turbina a Vapor

Onde as propriedades termodinâmicas se mantém em 2A, 2B e 2C e apenas os fluxos

mássicos se subdividem nas proporções necessárias. Desta forma a eficiência isoentrópica

de cada estágio da turbina pode ser calculada separadamente, na forma:

I32

R32A1 hh

hh

−−

=η (6.6)

I42

R42B1 hh

hh

−−

=η (6.7)

I52

R52C1 hh

hh

−−

=η (6.8)

Teoricamente, esperava-se valores idênticos para todos os estágios da turbina. Entretanto,

valores calculados para TV1 e TV2 e mostrados na TAB. 6.5 indicam uma redução

sistemática da eficiência isoentrópica ao longo da turbina. Com base na evolução destes

valores para as 2 primeiras extrações, a eficiência para o último estágio foi extrapolada e

considerada igual a 65 e 64% para TV1 E TV2, respectivamente.

TV1A TV1B TV1C

3 4 5

2A 2B 2C 2


TABELA 6.5 - Rendimento das Turbinas a Vapor por Estágio

Equipamento Rendimento (%)

TV 1 (2-3) 85 TV 1 (2-4) 77 TV 1 (2-5) 65* TV 2 (6-7) 81 TV 2 (6-8) 74 TV 2 (6-9) 64*

Os valores das taxas de transferência de calor nos equipamentos e processos foram

calculados com base na equação 3.3., e mostrados na TAB. 6.6 pela seguinte equação:

TABELA 6.6 - Transferência de Calor em Equipamentos e Processos

Equipamento/Processo Taxa de Transferência de Calor (kW)

Caldeira de recuperação 342025 Caldeira a Óleo 65609 Caldeira a Biomassa 74482 Condensador 1 - 16216 Condensador 2 - 50611 Processo 1 -103087 Processo 2 -187267 Total 124935

O sinal negativo representa taxa de transferência de calor do fluido de trabalho que

desenvolve o ciclo termodinâmico para o exterior.

Para a configuração da FIG. 6.1, a potência líquida obtida corresponde à soma da potência

gerada pelas turbinas a vapor subtraída a potência total consumida nas bombas. Os

resultados para a CENIBRA são mostrados na TAB. 6.7:

TABELA 6.7 - Potência Real Produzida/Consumida nos Equipamentos e Processos

Equipamento Potência Real (kW) Turbina a Vapor 1 32409 Turbina a Vapor 2 47345 Bomba 1 - 1139 Bomba 2 - 597 Bomba 3 - 388 Potência Líquida 77630


Os valores negativos para a potência das bombas correspondem ao trabalho realizado sobre

o fluido.

De acordo com a equação 3.1, os valores líquidos para a potência e taxa de transferência de

calor deveriam se igualar. A discrepância encontrada pode ser atribuída a perdas no ciclo,

como: tubulações, equipamentos, purgadores e fugas. Além disto, deve-se destacar que a

energia calculada para a caldeira a óleo representa valores médios, pois esta tem apenas

caráter complementar.

Esses resultados podem ser sumarizados no diagrama de Sankey apresentado na FIG. 6.3

FIGURA 6.3 – Diagrama de Sankey

O rendimento global do ciclo, obtido a partir da equação 3.10 e aplicado à configuração da

FIG. 6.1, é inferior à média do Ciclo Rankine, apresentadas no capítulo 3 é dado por:

recbiooleo

2processo1processobTV

cogQQQ

QQ)WW(

&&&

&&&&

++

++−=η

∑∑ (6.9)

O valor obtido para o rendimento da planta energética da CENIBRA foi de 76%, sendo

significativamente superior ao de um ciclo convencional, conferindo grande vantagem ao

Processos 290354 kW

Energia térmica das Caldeiras 482116 kW

Condensador 66827 kW

Turbinas a Vapor 79754 kW

Perdas 43245 kW

Energia elétrica das Bombas 2124 kW


sistema de produção combinada, adotado pela empresa, inclusive com auto-suficiência de

energia térmica.

6.1.3 Validação da Metodologia O índice energético obtido para a empresa foi 0,28, calculado pela equação 5.1, valor

diferente do apresentado para o setor de papel e celulose na TAB. 5.1., mas dentro da

média nacional de 0,36 citada por Balestieri.

A metodologia proposta no capítulo 5 recomenda a avaliação energética a partir da análise

do índice energético, obtido pela equação 5.1. Ao comparar o valor do índice energético

aos apresentados no gráfico da figura 6.3, observa-se que a turbina a gás seria um

equipamento recomendado para a empresa, pois opera na faixa de 0,26 a 0,36, e potência

elétrica inferior a 100 MW.

FIGURA 6.3 - Comparação entre Alternativas para Sistemas de Cogeração

FONTE - Adaptado de BERMAN, 1983.


Entretanto, esta configuração não poderia ser adota à época da implantação da planta

industrial, desde que o gás natural não era disponível em Minas Gerais. Foi adotada a

turbina a vapor justificada pela disponibilidade energética e tecnológica.

Para um projeto de ampliação da capacidade geradora da CENIBRA, recomenda-se o

estudo de um ciclo combinado, com turbina a gás, aproveitando o gás natural de iminente

disponibilização para a região. Esse ciclo permite o aproveitamento das caldeiras e turbinas

a vapor existentes, aliadas à produção de energia elétrica excedente com possibilidades de

comercialização.

Apesar de considerar apenas a análise energética dos dados, coletados em determinada

época, a avaliação pode constituir-se em boa referência para tomada de decisão.

Entretanto, outras análises como a econômica e ambiental, precisam ser consideradas.

O Índice de Descarga Térmica, IDT, definido na equação 5.6, é um parâmetro que

contribui na análise dos impactos ambientais de uma indústria. Para a CENIBRA, obtém-se

o IDT igual a 0,32, o que representa uma descarga de 25,5 MW térmicos no meio

ambiente. Esse valor é baixo se comparado às descargas de configurações convencionais,

reafirmando o emprego da cogeração como vantagem em termos de redução do impacto

ambiental.

6.2 Conclusões

O emprego da metodologia proposta para o setor de papel e celulose mostrou-se

satisfatória, com base na disponibilização de dados sobre as demandas e produção de

energia da indústria. A decisão por um sistema de cogeração adequado às necessidades da

empresa pode ser realizado a partir do balanço energético e definição dos índices

propostos.

Nas etapas de tomada de decisão a seleção do ciclo constitui-se em um passo importante.

Dentre as opções de sistemas de cogeração apresentadas nesse trabalho, o ciclo combinado

com turbina a gás é recomendado para a CENIBRA. Esse ciclo apresenta elevados índices


de rendimento, reduzidos índices de impactos ambientais, além de grande flexibilidade de

implantação, visto que pode utilizar equipamentos do ciclo já existentes, como a turbina a

vapor. Outro fator preponderante na decisão é a disponibilização do gás natural no Brasil,

fato que pode alavancar o emprego de instalações a gás para produção de energia.


88


7.1 Conclusões finais A cogeração mostra-se uma alternativa viável para a indústria nacional, apresentando

diversos benefícios, como o aumento da eficiência, redução de impactos ambientais,

confiabilidade e baixos custos de instalação. De maneira geral, pode-se afirmar que a

viabilidade de implantação da cogeração passa pela disponibilidade e custos do

combustível, desenvolvimento tecnológico de motores e turbinas, redução de perdas e

investimento na distribuição, confiabilidade no suprimento de energia, menor oferta de

energia elétrica, política de estímulo à cogeração e análise técnico-econômica.

Dentre as possibilidades apresentadas pela cogeração está o aproveitamento do gás natural,

com disponibilidade efetiva a partir desse ano (1999). A revisão teórica dos princípios da

termodinâmica, realizada neste trabalho, buscou apresentar as opções de equipamentos e

ciclos térmicos que atendam a determinadas faixas de demanda elétrica e térmica. Nessa

revisão o ciclo combinado com turbina a gás pode ser considerado uma opção para o

aproveitamento do gás natural, permitindo a expansão dos sistemas de produção elétrica e

térmica nos setores industriais que utilizem turbinas a vapor. Em termos de eficiência

energética, o ciclo combinado utilizando turbinas a gás, turbina a vapor e caldeira de

recuperação é bastante recomendado. Já o ciclo com cogeração utilizando turbina a gás é

indicado onde a demanda por energia elétrica é maior que a térmica, ou onde exista

possibilidade de comercialização de energia elétrica excedente.

Para tomada de decisão pela cogeração de energia devem ser consideradas a análise de

quatro aspectos fundamentais: técnico, econômico, ambiental e legal. Essa análise pode ser

influenciada por fatores externos, como a instabilidade na economia, disponibilidade e

custos dos combustíveis, dentre outros. Algumas técnicas que utilizam ferramentas

computacionais foram indicadas para contribuir na solução de problemas de decisão.

A metodologia apresentada neste trabalho buscou sistematizar variáveis importantes no

processo de decisão. Pautado na análise energética, foi apresentado o índice energético


89

como variável importante para avaliar a atratividade do emprego da cogeração no setor

industrial. O índice energético mostrou-se representativo na tomada de decisão, por retratar

o balanço energético da empresa.

Conclui-se que a cogeração é uma forma de produção de energia com possibilidades de

implementação em larga escala no Brasil, devido à sua grande flexibilidade na utilização

de combustíveis, alto rendimento global e reduzidos impactos ambientais.

7.2 Recomendações

Esse trabalho representa um esforço inicial para estabelecer uma metodologia de apoio a

decisão em cogeração, com ênfase na avaliação energética.

É sugerido, como continuidade, que sejam contemplados outros critérios, abordados no

trabalho, como a utilização de ferramentas que considerem processos de tomada de decisão

inteligente e estudo de outras variáveis inerentes ao processo de decisão. Desta forma, para

trabalhos posteriores sugere-se:

• A criação de um banco de dados, que disponibilize as informações contidas no

capítulo 3;

• A redefinição do fluxograma que sistematiza as etapas para tomada de decisão,

com análises que contemplem o refinamento das variáveis envolvidas em todo

processo decisório, ou seja, o estudo dos aspectos ambientais, políticos e

econômicos;

• A utilização ou desenvolvimento de softwares para criar ferramentas que

automatizem a tomada de decisão no setor de papel e celulose, baseados nos

conceitos de Inteligência Artificial e/ou Pesquisa Operacional.

Capítulo 8 – Referências Bibliográficas

90

Capítulo 8 - Referências Bibliográficas

8.1 Bibliografia Citada

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WORKSHOP SOBRE GERAÇÃO TÉRMICA DE ENERGIA, 1995, Rio de Janeiro.

Geração Térmica de Energia. Centro de Pesquisas da Eletrobrás (CEPEL). 75 p.

96

ANEXO

O Setor de Papel e Celulose

O setor de papel e celulose vem ganhando força a partir da segunda metade da década de

70, com grandes investimentos e utilização de tecnologias, possibilitando a auto-

suficiência na quase a totalidade dos seus segmentos. O Brasil ocupa hoje uma posição de

destaque no cenário mundial, apresentando-se como maior exportador de celulose de fibra

curta de eucalipto.

No Brasil, o setor de papel e celulose tem consumido, segundo o Balanço Energético

Nacional [1997], cerca de 3,5% da produção nacional total de energia elétrica,

correspondente a 6961x10³ tEP, para uma produção de 6,3x106 ton. de celuloses/pastas e

6,5x106 ton. de papel. Estes dados mostram a importância desse setor industrial para a

economia do país, que ocupa o 8º lugar na produção de matéria-prima fibrosa e o 11º na

produção mundial de papel.

De acordo com a Associação Brasileira de Celulose e Papel (BRACELPA), o setor é

formado por 220 empresas industriais localizadas em 16 Estados brasileiros e emprega

diretamente 102 mil pessoas, sendo 67 mil alocadas na atividade industrial e 35 mil na área

florestal. No ano, o faturamento do setor, incluindo as atividades integradas de produtos

florestais e de conversão de papel, somou US$ 7,1 bilhões.

Minas Gerais possui grande destaque na produção de celulose no cenário nacional. De

acordo com a CEMIG [1988], o Estado é responsável por cerca de 10% da produção

nacional de celulose, correspondendo, no ano de 1988, a 372.928 toneladas. Em 1986

haviam duas fábricas de celulose no Estado: CENIBRA e IMP (Indústrias Matarazzo de

Papéis), que respondiam pela totalidade da produção de celulose do Estado, atingindo a

354.615 toneladas em 1985. Em 1998, apenas a CENIBRA obteve uma produção anual

líquida de 741.475 tSA (Toneladas Seca ao Ar), sendo 93% comercializada no exterior.

Para manter a posição alcançada são necessários investimentos e adaptação aos novos

contextos de produção industrial. Estar em conformidade com políticas internacionais de

97

meio ambiente vêm tornando-se pré-requisito para atuação no mercado globalizado.

Dentro dessa proposição, a produção de energia limpa e confiável é um fator primordial.

Processos de Fabricação do Papel e Celulose

A indústria pasto-papeleira é dividida em três categorias:

• Fábrica de pasta (vegetal → pasta seca)

• Fábricas integradas de pasta e papel (vegetal → papel)

• Fábricas de papel (pasta → papel)

O processo de fabricação do papel consiste, basicamente, na produção da celulose ou de

outras pastas e sua transformação em papel. Celulose é a pasta resultante da separação das

fibras celulósicas, obtida através de processos químicos ou mecânicos. Seu grau de

enobrecimento depende do consumo conjunto de energia térmica e elétrica e de produtos

químicos.

A madeira é a matéria prima responsável por 95% da produção mundial de celulose e 96%

da produção brasileira. As principais operações para utilização da madeira são:

• Derrubada e corte;

• Descascagem, onde ocorre a separação entre a casca, que não é utilizada na

produção de celulose, e o tronco;

• Picagem, onde a madeira é transformada em cavacos;

• Polpeamento ou cozimento.

Para fabricação do papel utilizam-se os vegetais como matéria prima básica, sendo os

principais: as madeiras de fibra curta folhosas (eucalipto) e madeiras de fibra longa

(coníferas). O algodão, fibras de linho ou trapos, e fibras como palha, bagaço de cana e

bambu também são utilizados em menor escala na produção da celulose. Os vegetais têm

como composição química:

98

Caustificação

Celulosa 40 a 60%

Hemicelulosa 20 a 30%

Lignina 20 a 30%

Compostos orgânicos 4 a 8%

Sais minerais 2 a 6%

Dentre os vários processos realizados nos vegetais para obtenção da pasta celulósica para

fabricação do papel destacamos o mecânico, o semi-mecânico, o semi-químico (ao sulfito

neutro) e o químico [ao sulfito (ácido) e KRAFT (ou ao sulfato alcalino)]. A pasta

mecânica é obtida partindo do vegetal, água e energia elétrica, ou o sumo, vapor e energia

elétrica.

Polpeamento ao sulfato

Na indústria nacional, 95% da produção de pasta celuló sica é obtida pelo processo

KRAFT, também chamado de polpação de pasta celulósica ao sulfato. Esse processo, além

de produzir quantidades baixas de rejeitos comparado com processos ao sulfito, permite a

cogeração de vapor e eletricidade através da recuperação de reagentes químicos,

principalmente do licor negro. A FIG. A.1 mostra um esquema simplificado do processo

KRAFT.

FIGURA A.1 - Processo KRAFT

FONTE: SILVEIRA, 1990

Caustificação

Cozimento e

Lavagem

Licor preto Lignina Sais hidrosis Prod. sulfonados

Licor branco Na O H

Lascas Pasta Celulósica

Licor verde Na2 C O3 Na2 S

H2O Ca O

CaCO3

Calor Componentes

Químicos

Evaporação e

Queima

99

No processo KRAFT os cavacos de madeira são aquecidos no digestor, com um licor de

cozimento (licor branco) composto por sulfeto de sódio ou hidróxido de sódio. Os

reagentes presentes no licor de cozimento usado, o licor negro, podem ser recuperados no

processo de evaporação seguida de combustão dos componentes orgânicos. De acordo com

a CEMIG [1988], essa recuperação só é viável em unidades com capacidade superior a 250

t/dia.

No processo contínuo, os cavacos (lascas) e o licor atingem a zona de cozimento, onde a

temperatura é constante, após a passagem por zonas de temperaturas crescentes. No

processo de cozimento descontínuo o aquecimento é feito com a elevação da temperatura

até atingir 170 ºC , onde esta é mantida pelo período necessário.

Na lavagem da massa ocorre a separação da fase fibrosa da líquida e a lavagem das fibras,

realizando-se a seguir a depuração e limpeza, onde os materiais indesejáveis ficam na

suspensão da pasta. Logo após ocorre o branqueamento ou alvejamento que é feito

utilizando-se soda e cloro.

Após a lavagem e reespessamento, a polpa ou pasta pode ser lançada diretamente na caixa

de entrada de uma máquina de papel ou ser preparada para formar folhas suficientemente

secas para serem dobradas e agrupadas em fardos.

As substâncias dissolvidas no licor de cozimento usado (licor negro ou lixívia) são

recuperados mediante evaporação, seguida de combustão dos componentes orgânicos na

caldeira de recuperação. O licor branco contém os ativos agentes químicos, o hidróxido de

sódio (NaOH) e o sulfito de sódio (Na2S), e são usados no cozimento das lascas de

madeira.

Análise Energética

Para produção de papel e matéria-prima fibrosa é necessário o uso intensivo de energia. A

energia térmica é consumida basicamente para geração de vapor e a energia elétrica para

movimentação das máquinas. Este consumo está relacionado às características da indústria.

Quantitativamente é difícil fixar os consumos energéticos por tonelada de produto, pois são

100

muitas as circunstâncias que influenciam, como tipo do vegetal, grau de umidade,

condições climatológicas da planta, qualidade da pasta obtida, dentre outros. A TAB. A.1

indica consumos específicos considerados como referência. Na tabela, consideramos o

rendimento térmico das caldeiras de 80%, e 1 MWh igual a 0,247 toneladas equivalentes

de petróleo (tEP).

TABELA A.1 – Consumos Energéticos na Indústria de Papel e Celulose

Consumo Específico Consumo de Energia

Primária Produtos Elétrico

(kWh/t) Térmico

(vapor) t/t Eletricidade

kWh/t tEP/t

Pasta mecânica 1300 - 1625 - Pasta semiquímica (seca) 1000 6 750 0,474 Pasta química crua (seca) 700 7 525 1,15 Pasta química branqueada (seca) 750 9 562 1,28 Papel (fábrica integrada) 1000 3 750 0,289 Papel (fábrica sem pastas) 1300 3 975 0,316

FONTE: Comisaria de la Energia y Recursos Minerales de España, 1982.

Segundo Maissa [1980], a relação do consumo de energia elétrica e calor é da ordem de 20

para 80%, respectivamente, sendo a maior parte da energia elétrica utilizada para

circulação de água, enquanto que a energia térmica é utilizada para aquecer ou evaporar a

água.

Em indústrias nacionais produtoras de matérias primas fibrosa são destacados dois

processos de polpeamento onde se consome energia térmica e elétrica: o químico a sulfato ,

cuja característica principal é a cogeração de vapor e eletricidade a partir da recuperação de

reagentes químicos; e o processo mecânico, onde a matéria-prima é reduzida ao estado

fibroso por ação mecânica, sendo que a lignina contida na pasta obtida dá a esse processo

alto rendimento, obtendo-se até 96% em massa.

101

Análise energética do processo à Sulfato

Na indústria de papel e celulose, as principais operações consumidoras de vapor são as

etapas do cozimento, secagem e, no caso de recuperação de reagentes, a evaporação do

licor negro.

A primeira etapa do cozimento, ou polpação, ocorre no digestor, onde se realiza as

operações de carga e compactação dos cavacos, introdução do licor negro fraco e do licor

branco, aquecimento e descarga da massa cozida. A energia fornecida para o cozimento é,

na maioria das industrias, proveniente de vapor indireto a 794,34 kPa e 170ºC.

Na digestão são consumidas grandes quantidades de vapor à temperaturas entre 160 e

180ºC. O consumo médio de vapor na digestão é de 17%. Nesse processo o forno de cal

consome até 7% da energia térmica da fábrica.

Segundo a CEMIG [1988], o rendimento do processo é definido como a razão entre a

produção de celulose seca ao ar (c.s.a.) e a carga de madeira seca admitida no digestor. O

rendimento do processo de cozimento é da ordem de 48% com um consumo específico de

1,85 t de vapor/ton c.s.a .

A massa cozida que sai do digestor é despressurizada no tanque de descarga. O vapor de

água sofre uma expansão brusca, gerando, em média, 0,95 t de vapor flash a 98,1 kPa/ton

c.s.a. (IPT). Esse vapor é muitas vezes desperdiçado, mas pode ser aproveitado no

aquecimento da água de lavagem. A dificuldade para o seu aproveitamento se deve à

intermitência das descargas. Como o vapor flash é contaminado por resíduo das licor preto,

a troca de calor deverá acontecer através de contato indireto.

Na lavagem é necessário um grande volume de água quente. Quanto maior a temperatura

da água, menor a viscosidade, melhor o poder de filtragem e menor o consumo de água nos

filtros de licor preto. Resulta-se daí uma concentração maior do licor negro e menor

consumo de vapor nos evaporadores de múltiplo efeito.

A secagem é realizada quando a produção de celulose é destinada a terceiros. Nesta etapa é

consumida grande quantidade de vapor devido aos altos teores de umidade da pasta. Numa

102

indústria típica de produção de celulose são consumidos aproximadamente 43% do vapor

fornecido na pressão de 1,3 MPa.

Quando a unidade possui recuperação de reagentes é realizada a evaporação do licor negro.

Na caldeira de recuperação o licor negro oriundo do sistema de lavagem, após ser

concentrado, é utilizado como combustível. O teor de concentração do licor negro, ou licor

negro forte, fica em torno de 64%. A recuperação permite à indústria de celulose o

atendimento de até 90% de suas necessidades em energia elétrica e grande economia com a

produção de vapor. O rendimento específico da caldeira de recuperação gira em torno de

2,56 t vapor/t sólido, sendo o rendimento dessas caldeiras avaliado em 57,5%. Também

são encontradas caldeiras produzindo 3,1 t vapor/t sólidos e eficiência da ordem de 70%.

O branqueamento possui os seguintes estágios intercalados por lavagens: cloração,

extração alcalina, hipocloração e dióxido de cloro. O consumo de vapor acontece na

cloração e na hipocloração, com pressão absoluta de 343,2 kPa.

Produção de Celulose em Minas Gerais

Minas Gerais é altamente atrativo para investimentos no setor, considerando o potencial de

biomassa de seus maciços florestais, proximidade dos portos, capacitação técnica e

mercadológica. O Estado possui a maior área reflorestada do Brasil, 2 milhões de hectares,

correspondentes a 30% do total brasileiro. A atividade reflorestadora é de considerável

importância no Estado, pois é fonte de energia e matéria-prima para diferentes segmentos

industriais. Grande parte da plantação destina-se a indústrias siderúrgicas produtoras de

carvão vegetal e ao setor de celulose.

As indústrias de papel e papelão de Minas Gerais são, na sua grande maioria, recicladoras

e de pequeno porte. Entretanto, devido à expansão da produção de celulose no Estado pela

CENIBRA, verificam-se taxas de crescimento muito elevadas na produção do setor em

1996. Segundo o Instituto de Desenvolvimento Industrial de Minas Gerais (INDI), o

acumulado dos doze últimos meses, até outubro de 1996, indica em Minas uma taxa de

48% de crescimento, contra 3% de decréscimo na produção nacional.

103

Estudos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) acusam a

necessidade de acréscimo de 4,3 milhões de toneladas de papel e 3,6 milhões de toneladas

de fibras, no período 1996/2005. Os investimentos para alcançar esses volumes alcançam

mais de US$ 10 bilhões.

Consumo de energia na indústria de papel e celulose em Minas Gerais

Quase toda energia elétrica consumida no setor de papel e celulose, cerca de 90%, é

autogerada, sendo 81% dessa energia utilizada no acionamento de motores, 18% na

eletroquímica, com a fabricação do cloro empregado no branqueamento de celulose e 1%

na iluminação [38].

Em Minas Gerais a celulose é produzida exclusivamente a partir do eucalipto. Para

produzir celulose pelo processo KRAFT utiliza-se a energia térmica nas caldeiras e no

forno de cal. No forno de cal são consumidos aproximadamente 4% da energia térmica.

A cogeração na indústria de papel e celulose

Por vários anos a cogeração tem sido empregada na industria de papel e celulose, com o

uso de turbinas a vapor. Normalmente o vapor é produzido em caldeiras a alta pressão e

expandido em uma turbina a vapor na pressão utilizada no processo. A introdução de

turbinas a gás em sistemas de cogeração existentes é interessante quando deseja -se

aumentar a geração de eletricidade e produzir energia térmica a altas temperaturas.

Diversas alternativas de sistemas de cogeração podem ser aplicados na indústria de papel e

celulose. Novas tecnologias e configurações ampliam o leque de opções para tomada de

decisão no setor. Um estudo realizado por Näsholm e Westermark [1997] apontam o

processo de gaseificação de licor negro como alternativa para aumentar a eficiência

energética. Comparado a sistemas convencionais, este processo indica um potencial para

dobrar a geração de energia elétrica em ciclo combinado.

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Kovacik e Anderson [1985] apontam alternativas de combustíveis, como o gás e o carvão, e

novas tecnologias empregadas no setor de papel e celulose, para redução de custos

energéticos e aumento do lucro e competitividade dos produtos.

COGERAÇÃO – DESENVOLVIMENTO DE … · 3.2.1 Ciclo Rankine Ideal ... 3.2.3 Ciclo Regenerativo...

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