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DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA-ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE COGERAÇÃO. João Pedro Magluf Mittidiero Rosa Fabres Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro. Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida, DSc. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL FEVEREIRO DE 2014
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DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA ANÁLISE DE
VIABILIDADE TÉCNICA-ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE
COGERAÇÃO.
João Pedro Magluf Mittidiero Rosa Fabres
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida,
DSc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
FEVEREIRO DE 2014
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA ANÁLISE DE
VIABILIDADE TÉCNICA-ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE
COGERAÇÃO.
João Pedro Magluf Mittidiero Rosa Fabres
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO
DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
__________________________________________________
Prof. Silvio Carlos Anibal de Almeida, DSc (Orientador)
__________________________________________________
Prof. Daniel Onofre de Almeida Cruz, DSc
__________________________________________________
Prof. Fernando Pereira Duda, DSc
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
FEVEREIRO DE 2014
iii
Fabres, João Pedro Magluf Mittidiero Rosa
Desenvolvimento de uma ferramenta para análise de
viabilidade técnica-econômica da implantação de sistemas de
cogeração/ João Pedro Magluf Mittidiero Rosa Fabres. – Rio de
Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2013.
XVI,103p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de
Engenharia Mecânica, 2013.
Referências Bibliográficas: p. 91-92.
1. Cogeração. 2. Viabilidade técnica-econômica. 3.
Aproveitamento de energia. 4. Turbina a gás. 5. Motor de combustão
interna. I. Almeida, Silvio Carlos Anibal de. II. Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica.
III. Título.
iv
“There is nothing outside of yourself that can ever enable you to get better, stronger,
richer, quicker, or smarter. Everything is within. Everything exists. Seek nothing outside
of yourself. “
Miyamoto Musashi
v
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais, Ludmila Magluf Rosa e João Luiz Mittidiero Fabres, por toda
ajuda, apoio e amor que me deram durante toda minha vida, sem os quais minha
formação não seria e a mesma. Por sempre confiarem em mim e me apoiar em minhas
escolhas. Por sempre estarem do meu lado em todas as dificuldades que eu pudesse
passar. Por me mostrar que a generosidade e bondade são sempre recompensadas. Por
me ensinar a nunca desistir e sempre acreditar em meus sonhos. Que eles tenham a
certeza que meu maior orgulho é de tê-los como meus pais.
A Andressa Capella Correa, minha companheira durante esses 5 anos, por todo seu
amor durante esse período. Por toda sua cumplicidade, honestidade, companheirismo e
paciência. Por ser um verdadeiro porto seguro nas horas difíceis. Por ser um dos meus
maiores exemplos de dedicação e força de vontade. Por fim, por ser a grande razão em
me fazer acreditar que ainda há pessoas de coração puro no mundo.
Aos meus amigos e colegas da engenharia mecânica por toda ajuda,
companheirismo e amizade durante esses 5 anos de curso. Pelas inúmeras noites em
claro. Por me mostrarem que mesmo quando não parece haver uma saída, para tudo há
uma solução.
A todos os meus amigos e técnicos em minha carreira como atleta, por me
ensinarem que com disciplina e trabalho duro tudo é possível. Por me ensinarem a ter
paciência e foco. Por me ensinarem a sempre estar mais preparado que ontem e menos
preparado que amanhã.
Ao meu orientador, Prof. Silvio Carlos Anibal de Almeida, por todas as
oportunidades oferecidas durante minha graduação. Pela oportunidade de realizar este
projeto e, principalmente, por toda sua ajuda, atenção e cooperação durante o projeto.
A toda equipe da GT2 Energia, por toda infraestrutura, apoio, motivação e
oportunidades durante esses dois últimos anos. Em especial, agradeço a Gustavo R S
Pinto por toda paciência, ensinamentos e dedicação.
Por fim, gostaria de agradecer a todo o povo brasileiro, que me permitiu estudar sem
custos em uma das melhores escolas de engenharia do país. Espero poder retribuir o
favor gerando conhecimento que possa fazer com que o Brasil continue caminhando
para frente.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA ANÁLISE DE
VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS
DE COGERAÇÃO.
João Pedro Magluf Mittidiero Rosa Fabres
Fevereiro/2014
Orientador: Silvio Carlos Anibal de Almeida, DSc
Curso: Engenharia Mecânica
O presente trabalho apresenta uma ferramenta computacional, COGENERA M12,
desenvolvida na plataforma MS Excel, e que propicia a análise de viabilidade técnica e
econômica da implantação de centrais de cogeração de energia.
Conhecidas as demandas elétrica e térmica da planta, a ferramenta calcula o
consumo energético da planta original e sugere a tecnologia mais adequada para a
implantação de cogeração. O programa dispõe também de um banco de dados de
equipamentos para cogeração. A ferramenta possibilita que o usuário cadastre novos
equipamentos no banco de dados. Para isso, basta que se conheçam os dados de
potência nominal, eficiência, custo de instalação, custo de manutenção e potência
térmica que pode ser retirada do equipamento.
Uma vez escolhido o equipamento, a ferramenta desenvolvida analisa o
aproveitamento energético do sistema selecionado, comparando o desempenho dos
equipamentos, o consumo de combustível e a energia gerada para atendimento das
demandas, tanto para a planta com cogeração como da sem cogeração. Após realizar
essa comparação, são avaliados os aspectos econômicos através da simulação de fluxos
de caixa.
Por fim, são analisados três estudos de caso utilizando a ferramenta desenvolvida.
Nos casos estudados, observou-se que o custo do gás natural é um dos fatores mais
decisivos para o projeto de cogeração, e as elevadas tarifas do mercado brasileiro podem
inviabilizar esse tipo de geração.
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to DEM/UFRJ as a part of fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
DEVELOPMENT OF A TOOL FOR TECHNICAL AND ECONOMIC FEASIBILITY
ANALYSIS OF COGENERATION SYSTEMS IMPLEMENTATION.
João Pedro Magluf Mittidiero Rosa Fabres
February/2014
Advisor: Silvio Carlos Anibal de Almeida, DSc
Course: Mechanical Engineering
This work presents a computational tool, COGENERA M12, developed in MS
Excel platform, which enables the analysis of technical and economic feasibility of
installing energy cogeneration plants.
Knowing the electrical and thermal demands of the plant, the tool calculates the
energy consumption of the original plant and suggests the most appropriate technology
for the implementation of a cogeneration system. The program also offers a database of
equipments for cogeneration. The tool enables the user to register new equipment in the
database. For this, it suffices to know the data of nominal power, efficiency, installation
cost, maintenance cost and thermal power that can be removed from the equipment.
Once selected, the equipment, the developed tool analyzes the energy use of
selected system by comparing the performance of equipment, fuel consumption and
energy generated to meet the demands for both the plant with and without the
cogeneration. After making this comparison, the economic aspects are evaluated by
simulating cash flows.
Finally, three case studies using the developed tool are analyzed. In the cases
studied, it was observed that the cost of natural gas is one of the most decisive factors
for the cogeneration project, and high rates of the Brazilian market end up invalidating
this type of generation.
viii
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 1
1.1 OBJETIVOS .............................................................................................. 3
1.2 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO ......................................................... 3
2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS ................................................................................... 4
2.1 COGERAÇÃO ........................................................................................... 4
2.2 TECNOLOGIAS DA COGERAÇÃO ....................................................... 7
2.2.1 TURBINA A GÁS .............................................................................. 7
2.2.2 MOTOR DE COMBUSTÃO INTERNA ........................................... 9
2.2.3 MICROTURBINA ............................................................................ 12
2.2.4 CHILLER DE ABSORÇÃO ............................................................. 13
2.3 ANÁLISE ECONÔMICA ....................................................................... 15
2.3.1 FLUXO DE CAIXA ......................................................................... 15
2.3.2 TEMPO DO PROJETO .................................................................... 16
2.3.3 MÉTODOS DE AVALIAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA ............... 16
3 A FERRAMENTA DE ANÁLISE TÉCNICA-ECONOMICA .............................. 19
3.1 A ABA “ENTRADAS” ............................................................................ 20
3.1.1 DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA ......................................... 21
3.1.2 DEMANDA DE ENERGIA TÉRMICA .......................................... 22
3.1.3 INFORMAÇÕES ADICIONAIS ...................................................... 25
3.1.4 SELEÇÃO DO EQUIPAMENTO .................................................... 28
3.2 A ABA “DEMANDAS” .......................................................................... 32
3.2.1 DEMANDA ELÉTRICA .................................................................. 33
3.2.2 DEMANDA DE VAPOR ................................................................ 35
3.2.3 DEMANDA TÉRMICA TOTAL .................................................... 37
ix
3.3 A ABA “ANÁLISE TÉCNICA” ............................................................. 40
3.4 A ABA “QUALIFICAÇÃO ANEEL” ..................................................... 46
3.5 A ABA “CUSTO COMBUSTÍVEL” ...................................................... 48
3.6 A ABA “CUSTO EE” .............................................................................. 53
3.7 A ABA “ANÁLISE FINANCEIRA”....................................................... 56
3.7.1 CUSTOS DE AQUISIÇÃO .............................................................. 56
3.7.2 ANÁLISE ECONOMICA ................................................................ 58
3.8 A ABA “BANCO DE DADOS” .............................................................. 59
3.9 A ABA “RESULTADOS” ....................................................................... 61
4 ESTUDOS DE CASO ................................................................................................. 68
4.1 Caso 1 – Fábrica de Papel ........................................................................ 68
4.2 Caso 2 – Supermercado ............................................................................ 72
4.3 Caso 3 – Hospital das clínicas .................................................................. 80
5 CONCLUSÕES ........................................................................................................... 89
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 91
APÊNDICE A .............................................................................................................. 93
APÊNDICE B ............................................................................................................... 99
x
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Participação dos sistemas de cogeração na matriz energética de diversos
países (IEA - International Energy Agency, 2008). ......................................................... 1
Figura 2 – Perspectiva da participação da cogeração na produção de energia de diversos
países (IEA - International Energy Agency, 2008). ......................................................... 2
Figura 3 – Comparação entre o aproveitamento de energia das tecnologias
convencionais e da cogeração (BRANDÃO, 2004). ........................................................ 4
Figura 4 – Exemplo de sistema de cogeração dimensionado para paridade térmica na
demanda base. ................................................................................................................... 6
Figura 5 – Exemplos de sistemas de cogeração com paridade elétrica. ........................... 7
Figura 6 – Esquema de um ciclo de cogeração com turbina a gás (COELHO, 2001). .... 8
Figura 7 – Diagrama de energia para uma planta típica de cogeração com turbina a gás
(COELHO, 2001). ............................................................................................................ 9
Figura 8 – O ciclo dos motores 4 tempos. ...................................................................... 10
Figura 9 – Comparação entre um sistema de geração de pura eletricidade e de
cogeração, com motor de combustão interna (NOGUERIA, 2004). .............................. 11
Figura 10 – Comparação do balanço de energia entre um sistema de geração de pura
eletricidade e de cogeração, utilizando motor de combustão interna (NOGUERIA,
2004). .............................................................................................................................. 11
Figura 11 – Esquema de cogeração utilizando uma microturbina (DE BONA, 2006). . 13
Figura 12 – Esquema de um chiller de absorção (BRANDÃO, 2004)........................... 14
Figura 13 – Ciclo de vida do investimento de um sistema energético (COELHO, 2001).
........................................................................................................................................ 17
Figura 14 - Tela de abertura da planilha COGENERA M12. ........................................ 20
Figura 15 – Código de cores utilizado para os dados da planilha. ................................. 20
Figura 16 – Consumo energético de sistemas de refrigeração (ANDREOS, 2013). ...... 27
Figura 17 – Lista suspensa para seleção do equipamento. ............................................. 31
Figura 18 – Lista suspensa para seleção do combustível de queima suplementar. ........ 32
Figura 19 – Exemplo de curva da demanda elétrica da planta gerada pela planilha. ..... 34
Figura 20 – Exemplo de curva do consumo mensal de energia elétrica da planta. ........ 34
Figura 21 – Lista suspensa para selecionara unidade de inserção da demanda de vapor.
........................................................................................................................................ 36
xi
Figura 22 – Exemplo de curva de demanda térmica total nos dias de semana, gerada
pela planilha. ................................................................................................................... 39
Figura 23 – Exemplo de curva de demanda térmica total no fim de semana, gerada pela
planilha. .......................................................................................................................... 39
Figura 24 – Lista suspensa para seleção das fontes de recuperação da energia térmica. 41
Figura 25 – Fatores Fc% e X – requisitos para a qualificação (ANEEL, 2006). ............ 47
Figura 26 – Comparação do custo anual com combustível. ........................................... 53
Figura 27 – Lista suspensa para seleção da demanda contratado no caso de não
pendência. ....................................................................................................................... 54
Figura 28 – Comparação dos custos da energia elétrica consumida na planta, .............. 56
Figura 29 – Parte da aba “Banco de Dados”. ................................................................. 60
Figura 30 – Janela de cadastramento de equipamentos no banco de dados. .................. 61
Figura 31 – Relatório comparativo apresentando os resultados do projeto de cogeração.
........................................................................................................................................ 62
Figura 32 – Custos típicos de sistemas de refrigeração (ANDREOS, 2013). ................ 64
Figura 33 – Comparação entre as demandas elétricas e a potência gerada pelo
equipamento. .................................................................................................................. 65
Figura 34 – Comparação entre a demanda térmica nos dias de semana e o calor
recuperado do equipamento. ........................................................................................... 66
Figura 35 – Comparação entre a demanda térmica nos fins de semana e o calor
recuperado do equipamento. ........................................................................................... 66
Figura 36 – Comparação dos custos de operação da planta sem e com cogeração. ....... 67
Figura 37 – Relatório com os resultados da simulação para o caso da Fabrica de Papel.
........................................................................................................................................ 71
Figura 38 – Curva de demanda elétrica para o caso do supermercado........................... 73
Figura 39 – Curva de consumo de energia elétrica para o caso do supermercado. ........ 73
Figura 40 – Curva de demanda térmica diário para o caso do supermercado. ............... 74
Figura 41 – Comparação das demandas elétricas e da potência instalada no caso do
supermercado. ................................................................................................................. 77
Figura 42 – Balanço de energia da planta no caso do supermercado. ............................ 78
Figura 43 – Comparação entre a demanda térmica diária e o calor útil recuperado para o
caso do supermercado. .................................................................................................... 79
Figura 44 - Relatório com os resultados da simulação para o caso do supermercado. .. 80
Figura 45 – Curva de demanda elétrica no caso do hospital. ......................................... 81
xii
Figura 46 – Curva de consumo elétrico no caso do hospital. ......................................... 81
Figura 47 – Curva de demanda térmica diária no caso do hospital. ............................... 82
Figura 48 – Dados calculados para auxiliar a seleção do equipamento. ........................ 84
Figura 49 – Comparação entre as demandas elétricas e a potência gerada pelo
equipamento no caso do hospital. ................................................................................... 87
Figura 50 – Comparação entre a demanda térmica nos fins de semana e o calor
recuperado do equipamento no caso do hospital. ........................................................... 87
Figura 51 – Reajustes na tarifa de gás natural do segmento de cogeração, COMGÁS
(ANDREOS, 2013). ........................................................................................................ 88
xiii
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 – Tabela de dados sobre demanda elétrica da planta sem cogeração. ............. 21
Tabela 2 – Tabela de dados sobre a demanda térmica da planta sem cogeração. .......... 23
Tabela 3 – Tabela de inserção do horário de funcionamento da instalação. .................. 24
Tabela 4 – Tabela de informações adicionais ................................................................. 26
Tabela 5 – Tabela para inserção dos objetivos da cogeração. ........................................ 28
Tabela 6 – Tabela de inserção de interesse de revenda de energia elétrica. ................... 28
Tabela 7 – Tabela de seleção de equipamento para cogeração. ..................................... 29
Tabela 8 – Faixas típicas para razão elétrico-térmica..................................................... 30
Tabela 9 – Tabela para inserção da curva de demanda elétrica da planta. ..................... 33
Tabela 10 – Exemplo de tabela gerada com os parâmetros de entrada da parte elétrica.35
Tabela 11 – Tabela de inserção da demanda de vapor da planta. ................................... 36
Tabela 12 – Tabela de apresentação da demanda térmica total. ..................................... 38
Tabela 13 – Exemplo de tabela gerada com os parâmetros de entrada da parte térmica.
........................................................................................................................................ 40
Tabela 14 – Cálculo do consumo específico de gás natural pelo equipamento. ............ 40
Tabela 15 – Balanço de energia no equipamento. .......................................................... 41
Tabela 16 – Análise da energia gerada na cogeração ..................................................... 42
Tabela 17 – Indicadores do desempenho termodinâmico da cogeração. ....................... 44
Tabela 18 – Verificação de qualificação da cogeração pela ANEEL. ............................ 48
Tabela 19 – Cálculo do consumo de combustível na cogeração .................................... 48
Tabela 20 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento cogeração. ... 50
Tabela 21 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento industrial. .... 51
Tabela 22 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento comercial. ... 51
Tabela 23 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento residencial. .. 52
Tabela 24 – Cálculo da Tarifa do óleo combustível. ...................................................... 52
Tabela 25 – Tabela de comparação da tarifa de combustível. ........................................ 53
Tabela 26 – Comparação do consumo de energia elétrica. ............................................ 54
Tabela 27 – Comparação das tarifas de energia elétrica. ............................................... 55
Tabela 28 – Tabela com os custos de aquisição da planta analisada. ............................. 57
Tabela 29 – Custos Complementares da instalação da planta. ....................................... 57
Tabela 30 – Análise Financeira do projeto de cogeração. .............................................. 58
Tabela 31 – Dados de demanda elétrica da Fabrica de Papel. ........................................ 69
xiv
Tabela 32 – Dados de demanda térmica da Fabrica de Papel. ....................................... 69
Tabela 33 – Seleção do equipamento no caso da Fabrica de Papel. ............................... 70
Tabela 34 – Comparação dos resultados da planilha com os obtidos por SOUZA (2011),
para o caso da Fabrica de Papel. ..................................................................................... 72
Tabela 35 – Entradas de demanda elétrica do supermercado ......................................... 74
Tabela 36 – Entradas da demanda térmica do supermercado. ........................................ 75
Tabela 37 – Seleção do equipamento no caso do supermercado. ................................... 76
Tabela 38 – Entradas de demanda elétrica no caso do hospital...................................... 82
Tabela 39 – Entradas de demanda térmica no caso do hospital. .................................... 83
Tabela 40 – Venda de energia excedente no caso do hospital........................................ 83
Tabela 41 – Exemplos de resultados obtidos com turbinas a gás para o caso do hospital.
........................................................................................................................................ 85
Tabela 42 – Comparação dos resultados obtidos para o caso do hospital com diferentes
motores. .......................................................................................................................... 85
xv
LISTA DE SÍMBOLOS
Símbolos Latinos
combC Consumo de combustível (m³)
espC Consumo específico de combustível (m³/kWh)
CaldeiraTotC , Consumo de energia da caldeira (kWh)
PmáxD , Demanda elétrica máxima na ponta (kW)
FPmáxD , Demanda elétrica máxima fora da ponta (kW)
termmáxD , Demanda térmica máxima (kW)
PmedD , Demanda elétrica média na ponta (kW)
FPmedD , Demanda elétrica média fora da ponta (kW)
termmedD , Demanda térmica média (kW)
refriD Demanda de refrigeração (kW)
térmicaD Demanda térmica da caldeira (kW)
tD Total de despesas (R$)
DSCAGE , Energia consumida pela CAG dias de semana (kWh)
FSCAGE , Energia consumida pela CAG fins de semana (kWh)
DSCaldeiraE , Energia consumida pela caldeira dias de semana (kWh)
FSCaldeiraE , Energia consumida pela caldeira fins de semana (kWh)
PE Energia consumida na ponta (kWh)
FPE Energia consumida fora da ponta (kWh)
equipF Fator de utilização do equipamento (%)
caldFC Fator de carga da caldeira (%)
PFC Fator de carga na ponta (%)
FPFC Fator de carga fora da ponta (%)
TermFC Fator de carga térmico (%)
friFCRe Fator de refrigeração (%)
xvi
h entalpia (kJ/kg)
funch Horas de funcionamento da planta (hrs)
i taxa de retorno (%)
0I Investimento inicial (R$)
m Vazão mássica (kg/s)
n Tempo de projeto (anos)
caldP Pressão da caldeira (bar)
equipP Potência do equipamento (kW)
CCQ Calor total proveniente da combustão (kW)
útilQ Calor útil recuperado para cogeração (kW)
RPC Razão elétrico-térmica da planta (-)
tR Receita total (R$)
T Temperatura (ºC)
VPL Valor presente líquido (R$)
compW Trabalho demandado pelo compressor (kW)
tgW Trabalho gerado pela turbina a gás (kW)
liqW Trabalho líquido gerado (kW)
Símbolos Gregos
term Eficiência térmica do ciclo (%)
caldeira Eficiência da caldeira (%)
Consumo específico do chiller (kW/TR)
1
1 Introdução
Desde a crise do petróleo na década de 70, as nações passaram a buscar alternativas
que possibilitassem a utilização dos recursos energéticos de maneira mais sustentável.
Com isso, os projetos de engenharia passaram a dar cada vez mais importância às
questões relacionadas com a eficiência energética, que contribui para a redução do
consumo de recursos não renováveis e, também, dos impactos ambientais provenientes
dos resíduos industriais.
Os sistemas de cogeração de energia (CHP – combined heat and power) se inserem
nesse contexto de forma a garantir uma utilização mais eficiente dos recursos
energéticos. Isto é feito a partir do conceito de geração combinada de energia elétrica,
sob a forma de eletricidade, e energia térmica, sob a forma de calor útil (BALESTIERI,
2002).
Em 2007, a IEA (International Energy Agency) elaborou um relatório, que coletou
dados de diversos países, com o objetivo de avaliar a participação de cada país na
geração de energia através da cogeração (IEA - International Energy Agency, 2008). Os
resultados deste relatório mostraram que a capacidade instalada em cogeração, a nível
mundial, correspondia a apenas 9% da capacidade mundial de produção de energia.
A Figura 1 apresenta um dos resultados obtidos pela IEA (2008), que mostra a
participação da cogeração na matriz energética de diversos países.
Figura 1 – Participação dos sistemas de cogeração na matriz energética de diversos
países (IEA - International Energy Agency, 2008).
2
A partir da Figura 1, é possível observar que o país onde a cogeração tem a maior
parcela de participação na matriz energética é a Dinamarca, onde cerca de 52% de sua
energia é gerada por cogeração. No outro extremo, o Brasil foi o país analisado que
mostrou possuir menor participação da cogeração em sua matriz energética,
correspondendo a 2% da produção total de energia.
No Brasil, o setor energético é baseado em uma forte produção hidroelétrica e,
portanto, encontra-se ainda em atraso no que diz respeito ao aproveitamento das
soluções por cogeração. Ainda são escassos os estudos sobre o verdadeiro potencial do
país na aplicação de centrais de cogeração. Contudo, o grande avanço do Brasil nos
estudos com biocombustíveis implica em um forte potencial de cogeração (IEA -
International Energy Agency, 2008). Como pode ser observado na Figura 2, espera-se
que até 2030 a participação da cogeração na matriz energética brasileira suba de 2%
para 17%, ultrapassando países como França, México e Japão.
Figura 2 – Perspectiva da participação da cogeração na produção de energia de
diversos países (IEA - International Energy Agency, 2008).
Com isso, existe um interesse cada vez maior no desenvolvimento de ferramentas
capazes de realizar análises de sistemas de cogeração, a fim de avaliar a viabilidade de
implantação destas soluções, tentando sempre alcançar maiores eficiências energéticas a
menores custos.
3
1.1 Objetivos
O principal objetivo deste trabalho é apresentar o desenvolvimento de uma
ferramenta computacional, em plataforma Microsoft Excel, capaz de avaliar fatores
técnicos e econômicos envolvidos no projeto de sistemas de cogeração de energia, em
indústrias que ainda não utilizam essa tecnologia. Esta ferramenta visa simular a
implantação de centrais de cogeração em plantas de todo tipo de porte, e propiciar ao
usuário uma análise da viabilidade, tanto técnica quanto econômica, da instalação de um
sistema de cogeração em seu empreendimento.
1.2 Organização do trabalho
Esta seção faz um breve resumo do que é apresentado em cada capítulo do texto.
Além deste primeiro capítulo, introdutório, este texto possui mais quatro capítulos.
No segundo capítulo, são apresentados conceitos fundamentais sobre a cogeração de
energia, além das tecnologias e equipamentos utilizados para a cogeração. Além disso,
também são apresentados conceitos sobre a análise econômica envolvida em um projeto
de cogeração.
O terceiro capítulo apresenta toda metodologia referente ao desenvolvimento da
ferramenta computacional. É apresentada toda a memória de cálculo utilizada no
programa e também como deve ser feita a inserção de dados por parte do usuário.
O quarto capítulo apresenta os estudos de caso realizados com a ferramenta. Foram
realizados três estudos de caso com características distintas, de forma a avaliar a
flexibilidade do programa. No primeiro estudo de caso é feita uma validação da
planilha, com base na comparação dos resultados com trabalhos anteriores. Em cada
estudo de caso é apresentada a inserção dos dados de entrada no programa e uma análise
dos resultados encontrados.
No quinto capítulo é feita a conclusão do trabalho, onde é avaliada a eficácia do
programa desenvolvido e analisadas as implicações dos resultados encontrados no uso
da cogeração a longo prazo no Brasil.
4
2 Fundamentos Teóricos
Neste capítulo apresentam-se os conceitos básicos da cogeração e das tecnologias
envolvidas. Ao final do capítulo também são apresentados conceitos referentes à análise
econômica adotada no estudo.
2.1 Cogeração
O conceito de cogeração pode ser definido como a produção simultânea e sequencial
de duas ou mais utilidades – calor de processo e potência mecânica e(ou) elétrica – a
partir da energia disponibilizada por um ou mais combustíveis (CONSELHO
MUNDIAL DE ENERGIA, 2001).
A inserção da cogeração no mercado produtivo se dá devido ao seu melhor
aproveitamento de energia primária, se comparado à produção de uma central
convencional, onde a geração de energia elétrica e térmica são independentes. A Figura
3 ilustra o melhor aproveitamento de energia por parte da central de cogeração
comparada a uma central convencional.
Figura 3 – Comparação entre o aproveitamento de energia das tecnologias
convencionais e da cogeração (BRANDÃO, 2004).
5
Os sistemas de cogeração são normalmente classificados de acordo com a
sequência de utilização de sua energia e com o projeto de operação adotado. Em
relação à sequência de uso da energia existem duas configurações básicas do
sistema:
Ciclo Topping: Neste sistema, a energia da combustão é utilizada
primeiramente para geração de eletricidade, sendo a energia térmica um
subproduto do ciclo;
Ciclo Bottoming: Neste sistema, é priorizado o suprimento da demanda
térmica para um processo industrial, sendo a geração de eletricidade o
resultado da recuperação de calor de um processo que ocorre em
temperaturas mais elevadas.
Além disso, os sistemas de cogeração podem ser classificados de acordo com o
projeto de operação, cuja seleção é específica para cada situação, dependendo da
estratégia que será adotada pelo empreendedor. Desse modo, existem quatro modos
de operação para o projeto de um sistema de cogeração (SEMAE, 2011):
Operação em paridade térmica: Nesse modo de operação, o sistema de
cogeração é projetado para ser capaz de produzir os requerimentos térmicos
em cada período de tempo considerado, de maneira que o calor é o produto
principal e a eletricidade é um subproduto da cogeração. O sistema deve ser
conectado a rede da concessionária, de modo a propiciar a venda de
eletricidade excedente ou a compra de eletricidade adicional para os casos de
déficit, dependendo dos perfis de demandas do estabelecimento e das
condições operacionais. Um exemplo de sistema de cogeração dimensionado
para paridade térmica é mostrado na Figura 4;
Operação em paridade elétrica: Nesse modo de operação, o sistema é
projetado para ser capaz de produzir os requerimentos elétricos em cada
período de tempo considerado, de maneira que a eletricidade é o produto
principal e o calor é um subproduto da cogeração. Se o calor produzido for
insuficiente para satisfazer as necessidades da planta, um sistema auxiliar
deve ser acionado para produzir a diferença. Um exemplo de sistema de
cogeração dimensionado para paridade térmica é mostrado na Figura 5;
Operação econômica: Esse modo de operação consiste em deixar o sistema
de cogeração operando de acordo com fatores econômicos. Dessa forma, o
6
sistema opera nas opções de suprir parte, totalidade ou ainda produzir
excedente de demanda elétrica, conforme a eletricidade é adquirida ou
vendida sob uma tarifa mais alta. Assim, o empresário cogerador pode optar
pela compra de eletricidade da concessionária para completar seu
suprimento, ou se for o caso, vender o excedente. A planta deve utilizar um
equipamento suplementar para satisfazer parte ou a totalidade de sua
demanda térmica quando necessário, dependendo das condições operacionais
da planta de cogeração;
Operação em cargas parciais: Nesse modo de operação, o sistema é
subdimensionado em relação aos seus requerimentos de eletricidade e calor,
atendendo cargas parciais destas modalidades de energia. Assim, deve-se
comprar parte da eletricidade da concessionária, para suprir as demandas
elétricas, e utilizar equipamento suplementar para completar as necessidades
de calor.
Figura 4 – Exemplo de sistema de cogeração dimensionado para paridade térmica
na demanda base.
7
Figura 5 – Exemplos de sistemas de cogeração com paridade elétrica.
2.2 Tecnologias de Cogeração
O componente básico de uma instalação de cogeração é o equipamento que produz a
eletricidade e a energia térmica. Este equipamento caracteriza a central de cogeração. O
segundo componente mais importante é o aparelho que produz frio, utilizando a energia
térmica do processo de cogeração (chiller de absorção).
As tecnologias de cogeração apresentadas neste trabalho são:
Turbina a Gás;
Motor de combustão interna;
Microturbinas;
Chiller de Absorção.
2.2.1 Turbina a Gás
Um sistema de cogeração com turbina a gás é mostrado na Figura 6. Em uma
turbina a gás, o ar atmosférico tem sua pressão elevada pelo compressor (processo 1-2),
em seguida é direcionado para a câmara de combustão, onde ocorre a queima do
combustível (processo 2-3). Os produtos da combustão são expandidos na turbina
(processo 3-4), gerando trabalho de eixo. A compressão é realizada utilizando parte do
Capacidade do sistema de cogeração
0
100
200
300
400
500
600
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
hora do dia
elet
rici
dad
e (k
We)
demanda cogeração na base
cogeração meia carga cogeração para pico
8
trabalho gerado na turbina. A potência líquida ( liqW ) gerada pela turbina é, portanto,
dada pela equação (2.1):
comptgliq WWW (2.1)
A eficiência térmica da turbina a gás pode ser definida pela equação (2.2):
CC
liq
termQ
W
(2.2)
Figura 6 – Esquema de um ciclo de cogeração com turbina a gás (COELHO, 2001).
Em sistemas de cogeração, a recuperação do calor proveniente dos gases de
exaustão da turbina é feita através da utilização de uma caldeira de recuperação de
calor, capaz de produzir água quente ou vapor, como pode ser visto na Figura 6. A
eficiência global do ciclo de cogeração com turbina a gás pode ser definido pela
equação (2.3):
CC
útilliq
termQ
QW
(2.3)
A Figura 7 apresenta um balanço de energia típico para um ciclo de cogeração com
turbina a gás (COELHO, 2001). Observa-se que a eficiência térmica da turbina a gás,
9
equação (2.2), foi de 36,5%. Porém, a eficiência global do ciclo, equação (2.3), atingiu
86% ao se incluir o calor útil recuperado dos gases de exaustão.
Figura 7 – Diagrama de energia para uma planta típica de cogeração com turbina
a gás (COELHO, 2001).
A operação com turbinas a gás é bastante elástica em relação aos regimes de carga,
com vantagens para cogeração por possuir baixo custo de instalação, baixo custo de
manutenção, altas temperaturas de exaustão e alcançam boas eficiências globais
(COELHO, 2001).
2.2.2 Motor de combustão interna
Os motores de combustão interna se apresentam como uma excelente opção para
aplicação em sistemas de cogeração de pequeno e médio porte, para prédios comerciais,
hospitais e supermercados (BARJA, 2006)
Existem basicamente dois tipos de motores que são empregados em plantas de
cogeração – ciclo Otto e ciclo Diesel. A diferença entre os dois esta no modo de queima.
No ciclo Otto, o motor aspira uma pré-mistura de ar e combustível e a queima é iniciada
por uma centelha. No ciclo Diesel, a combustão é iniciada por auto-ignição, onde o
10
combustível não resiste as altas pressões e temperaturas causadas pela compressão. No
ciclo Diesel, a combustão se propaga por meio de difusão.
Os motores de combustão interna trabalham em ciclo aberto, utilizando o ar como
fluido de trabalho. O funcionamento do motor se da pela seguinte forma: o ar é
admitido mediante sucção provocada pelo deslocamento de um pistão sobre um êmbolo,
no qual é adicionado o combustível. Em seguida, a mistura de ar e combustível é
comprimida e ocorre a conversão de energia química do combustível em energia
térmica. Neste ponto, a temperatura e a pressão são elevadas forçando o deslocamento
do pistão à sua posição inicial, onde é gerado trabalho mecânico. O pistão esta
conectado a um eixo de manivelas, fazendo a conversão do movimento alternativo em
rotativo. O funcionamento dos motores de combustão interna é ilustrado na Figura 8.
Figura 8 – O ciclo dos motores 4 tempos.
Nos sistemas de cogeração, os gases de exaustão podem ser utilizados diretamente
em processos térmicos, ou indiretamente, através de uma caldeira de recuperação de
calor. A Figura 9 compara duas plantas que utilizam motores de combustão interna,
sendo uma de geração de pura eletricidade e outra de cogeração. A Figura 10 apresenta
os balanços térmicos das duas plantas (NOGUERIA, 2004).
11
Figura 9 – Comparação entre um sistema de geração de pura eletricidade e de
cogeração, com motor de combustão interna (NOGUERIA, 2004).
Figura 10 – Comparação do balanço de energia entre um sistema de geração de
pura eletricidade e de cogeração, utilizando motor de combustão interna
(NOGUERIA, 2004).
A partir da Figura 10 é possível observar que, em comparação entre os dois
sistemas, para uma mesma quantidade de combustível consumida, o sistema de geração
de pura eletricidade trabalha com uma eficiência de 35%, resultando em um total de
65% de perdas. Ao se utilizar o calor residual com o processo de cogeração agregado, a
eficiência elétrica se mantém inalterada, porém, as perdas totais diminuem para 25%
devido à utilização do calor em um processo industrial, totalizando uma eficiência
global de 75%. O calor pode ser recuperado de um motor de combustão interna de
quatro formas: a partir dos gases de exaustão, do óleo de lubrificação, da água de
refrigeração do motor e da refrigeração do turbo-compressor.
12
2.2.3 Microturbina
O termo “microturbina” refere-se, em geral, a um sistema de dimensões
relativamente reduzidas, composto por compressor, câmara de combustão, turbina e
gerador elétrico, com uma potência elétrica total disponível inferior a 250 kW (EPA,
2008).
A maioria das microturbinas existentes no mercado tem como função principal
produzir eletricidade, podendo funcionar em sistemas de cogeração utilizando
equipamento adicional. Contudo, existem microturbinas próprias para aplicações de
cogeração (EPA, 2008).
As microturbinas são, em sua maioria, turbinas a gás com apenas um estágio de
expansão. Seu funcionamento é similar ao da turbina a gás. O ar é admitido e conduzido
ao compressor onde sua pressão é elevada. Em seguida, o ar pressurizado segue para a
câmara de combustão onde ocorre a queima do combustível. O calor liberado na
combustão eleva a temperatura da mistura ar-combustível e consequentemente sua
pressão. Os gases de exaustão são, então, expandidos em uma turbina gerando trabalho
de eixo, onde parte do trabalho é utilizada para acionar o compressor e parte aciona o
gerador.
O rendimento térmico de uma microturbina é da ordem de 30%, mas em sistemas de
cogeração o rendimento global do sistema pode chegar a mais de 80% (DE BONA,
2006). Na aplicação de microturbinas em cogeração, utiliza-se um trocador de calor
para aproveitar a energia térmica provinda dos gases de exaustão. Com o objetivo de
aumentar o rendimento térmico da microturbina, é comum que um recuperador de calor
seja integrado ao sistema para aproveitar o calor proveniente dos gases de escape para
aquecer o ar antes de entrar na câmara de combustão (DE BONA, 2006). A Figura 11
mostra um sistema de cogeração com microturbina.
13
Figura 11 – Esquema de cogeração utilizando uma microturbina (DE BONA,
2006).
2.2.4 Chiller de absorção
Assim como nos chillers que funcionam segundo o ciclo de compressão de vapor,
os chillers de absorção também utilizam o fenômeno da retirada de calor de um
ambiente, no qual se provoca a expansão de um fluido. A diferença está no princípio de
funcionamento, que no ciclo de compressão é físico e no de absorção é físico-químico.
A expansão realizada seria da água ao penetrar em uma câmara contendo uma
solução concentrada de um sal que tenha alta afinidade com a água, como o brometo de
lítio. A absorção pela solução concentrada da água que entra, mantém uma baixa
pressão na câmara, que propicia a expansão e, consequentemente, a retirada de calor de
um fluido aquecido que circule em uma serpentina instalada em seu interior. A solução
fica menos concentrada (diluída) e é retirada para outro compartimento, no qual é
aquecida pela fonte de calor, e vaporiza a água. Com isso, a solução torna-se novamente
concentrada, retornando à câmara de expansão, a qual receberá novamente a água
resultante da condensação do vapor produzido. A fonte quente que alimenta um chiller
de absorção pode ser dada por meio de queima direta de combustível, ou por meio de
queima indireta, sendo alimentado por vapor, água quente ou gases de exaustão. Um
esquema de um chiller de absorção pode ser visto na Figura 12.
14
Figura 12 – Esquema de um chiller de absorção (BRANDÃO, 2004).
As vantagens dos chillers de absorção sobre os chiller de compressão são
(BRANDÃO, 2004):
Consumo elétrico muito baixo;
Níveis reduzidos de ruído e vibração;
Ausência de emissões de substâncias nocivas para a camada de ozônio.
Quando é projetado um sistema de cogeração para uma instalação de utilidades que
inclui o fornecimento de refrigeração para o ambiente, existe uma preferencia em optar
por um chiller de absorção, em substituição ao tradicional chiller de compressão
(BRASIL, 2005). O sistema de refrigeração por absorção tem como principal virtude o
fato de depender muito pouco de energia elétrica (BRANDÃO, 2004). Apesar de
possuir uma eficiência menor do que o chiller de compressão, o sistema de absorção
viabiliza a cogeração na medida em que desloca para a parcela de demanda térmica o
que seria uma demanda elétrica (BRASIL, 2005).
15
2.3 Análise Econômica
A implantação de um sistema de cogeração que economize fontes energéticas não
garante ao investidor benefícios econômicos. Dessa forma, os custos associados ao uso
da cogeração devem ser relativamente menores aos custos de atendimento das
demandas de maneira convencional para que esta opção se constitua em uma vantagem.
Contudo, não basta apenas que estes custos sejam menores. É preciso considerar,
também, o peso que os investimentos de aquisição dos sistemas de cogeração têm em
um projeto. Dessa forma, é preciso ir além da questão da análise de eficiência
energética, e analisar os aspectos financeiros e, com isso, verificar a viabilidade do
projeto. Para isso, existem métodos usuais, que são aplicados na ferramenta
desenvolvida.
2.3.1 Fluxo de caixa
O fluxo de caixa é um instrumento de contabilidade que considera as entradas e
saídas de recursos financeiros (SOUZA, 2011). Em um projeto de cogeração, é
considerada como entrada a redução anual de custos proveniente da implantação da
central de cogeração. As saídas consideradas são impostos, amortizações de dívidas e
juros de financiamento.
Os impostos considerados são:
Imposto de renda (IR);
Alíquota de 34% incidente sobre o lucro;
PIS e COFINS que juntos somam uma alíquota de 9,25% (SOUZA, 2011).
As outras saídas do fluxo de caixa são os investimentos em aquisição da planta e as
parcelas da dívida de financiamento, caso este seja contratado. A parte da parcela
relacionada ao pagamento de juros deve ser descontada da entrada de caixa antes do
imposto de renda incidir, diminuindo o valor devido.
Além disso, também deve ser considerada a depreciação. A depreciação é um
benefício fiscal que contabiliza o desgaste de um bem devido ao uso ao longo do tempo.
O valor da depreciação contábil é calculado como o valor total do bem dividido por uma
quantidade de anos determinada pela Receita Federal. Essa quantidade de anos varia de
acordo com a natureza do bem. No caso de máquinas e equipamentos esse tempo é de
10 anos (SOUZA, 2011), portanto, a cada ano o bem deprecia 10% de seu valor total.
16
O pagamento de juros e a depreciação da planta são abatidos do lucro da empresa
antes da cobrança do IR incidir, resultando no lucro antes do imposto de renda (LAIR).
Em seguida, o pagamento de amortizações de dívidas deve ser descontado do fluxo
de caixa, já que o pagamento de amortizações não pode ser deduzido no LAIR, pois
esse valor de amortização refere-se a um capital previamente tomado e que produziu
riqueza ao tomador (SOUZA, 2011).
Assim, o fluxo de caixa acumulado é dado pela soma dos valores dos fluxos de
caixa anuais do tempo do projeto, corrigidos anualmente. A taxa escolhida para esse
reajuste foi equivalente a 80% da taxa Selic (SOUZA, 2011). O uso da correção faz com
que, quando o fluxo de caixa é positivo, o mesmo será investido e renderá dividendos.
Contudo, as taxas reais de aplicação de capital não são necessariamente igual à taxa
Selic, portanto, foi considerado um valor de 80% sobre a taxa Selic como forma de
considerar essa defasagem e o pagamento de impostos (SOUZA, 2011).
2.3.2 Tempo do Projeto
O tempo do projeto também é um fato que deve ser considerado na análise
econômica de um projeto. O tempo do projeto pode ser definido como o período
máximo que o empreendedor considera aceitável para recuperar o valor investido no
projeto.
Para a seleção adequada de qual será o tempo do projeto, a empresa deve levar em
consideração a vida útil dos equipamentos e o investimento inicial realizado. Valores
mais baixos de investimento inicial e de vida útil exigem um menor tempo de retorno,
enquanto que investimentos de grande porte e equipamentos de longa vida útil, aceitam
tempos maiores para retorno do capital investido.
2.3.3 Métodos de avaliação do fluxo de caixa
A análise econômica de um projeto é realizada através de três métodos:
Método do Valor Presenta Líquido (VPL);
Método da taxa interna de retorno (TIR);
Método do Pay-back.
Estes métodos se baseiam na comparação dos valores de cada um dos fluxos de
caixa futuros com o valor do fluxo de caixa inicial, ocorrido no primeiro período.
17
2.3.3.1 Método do valor presente líquido
O método do valor presente líquido (VPL) é uma técnica de análise de fluxo de
caixa, que é calculado a partir da diferença entre a receita e as despesas da empresa, do
investimento inicial, e de uma taxa, chamada de taxa mínima de atratividade (TMA),
que representa a menor taxa de valorização do capital a qual a empresa aceita aplicá-lo,
e deve ser sempre ajustada ao risco do empreendimento. Assim, o VPL é calculado
conforme a equação (2.4):
0
1 )1(I
TMA
DRVPL
n
tt
tt
(2.4)
Se o valor do VPL for negativo, o projeto deve ser rejeitado, se o valor do VPL for
positivo, tem-se um argumento para aceitar o projeto (SOUZA, 2011). A utilização
desta técnica divide o fluxo em duas fases: período de construção e período de
operação, como pode ser visto na Figura 13 (COELHO, 2001).
Figura 13 – Ciclo de vida do investimento de um sistema energético (COELHO,
2001).
2.3.3.2 Método da taxa interna de retorno
A taxa interna de retorno (TIR) é a taxa, i, que iguala o valor presente de um ou
mais equipamentos, com o valor de um ou mais recebimentos do caixa. Em outras
palavras, o TIR iguala as entradas com as saídas do caixa. A equação (2.5) mostra como
é realizado o cálculo do TIR:
0
1 )1(I
i
DRn
tt
tt
(2.5)
18
Se o valor do TIR for menor que o custo de capital ajustado ao risco, ou seja, se o
TIR for menor que o TMA rejeita-se o projeto. Caso o valor do TIR seja maior que
TMA tem-se um argumento para aceitar o projeto.
2.3.3.3 Método do Pay-back
O método do Pay-back determina o tempo decorrido até que o valor do investimento
realizado no projeto seja recuperado pelo empreendedor. Este talvez seja o método mais
importante na analise de viabilidade econômica de um projeto (BRANDÃO, 2004). Se
o valor do Pay-back for menor que o tempo do projeto, tem-se um argumento para
aceitar o projeto. Caso o valor do pay-back, em anos, supere o tempo do projeto, pode-
se rejeitar o projeto.
19
3 A ferramenta de análise técnica-econômica
Com o intuito de facilitar a análise de viabilidade de um sistema de cogeração, foi
desenvolvida a ferramenta computacional COGENERA M12. A planilha COGENERA
M12 foi elaborada em plataforma Microsoft Excel. O software foi escolhido para
desenvolver a ferramenta por ser tratar de uma plataforma capaz de desenvolver análises
complexas de forma simples, além de possuir uma interface amigável ao usuário.
A ferramenta desenvolvida possui nove abas. Estas abas são:
“Entradas”;
“Demandas”;
“Análise Técnica”;
“Qualificação ANEEL”;
“Custo combustível”
“Custo EE”;
“Análise Financeira”;
“Banco de dados”;
“Resultados”.
Na entrada de dados, o usuário deve inserir os dados de demanda de energia, tanto
elétrica quanto térmica, e outras informações relevantes para a análise: tipo de
combustível utilizado nas caldeiras (gás natural ou óleo combustível), poder calorífico
do combustível, preço, etc. Após essa etapa, o usuário deverá selecionar, a partir do
banco de dados do programa, os equipamentos que deseja analisar para utilização no
projeto de cogeração. A partir dos dados de entradas inseridos pelo o usuário, é gerado
um relatório com o resultado da análise do projeto da cogeração para a planta. O
resultado apresenta ao usuário informações sobre o desempenho energético da planta
selecionada, além de realizar a comparação dos custos de operação da planta com e sem
cogeração indicando a economia operacional da utilização da cogeração. Ao final do
relatório, também são apresentados resultados dos métodos de avaliação de fluxo de
caixa, que indicam informações sobre o retorno do investimento realizado.
Nos itens seguintes serão descritas mais detalhadamente as principais abas da
ferramenta COGENERA M12. A Figura 14 apresenta a aba de apresentação da planilha.
20
3.1 A aba “Entradas”
A aba “Entradas” é utilizada para o usuário inserir os dados de entrada que serão
utilizados pelo resto da planilha. É nesta aba que o usuário deve fornecer todas as
informações necessárias para a análise do projeto de cogeração na planta. Além disso,
nesta aba, o usuário também deve selecionar o(s) equipamento(s) responsável pela
geração de energia elétrica e reaproveitamento de energia térmica rejeitada. Dessa
forma, a inserção dos dados de entrada nesta aba é realizada em cinco etapas:
Demanda de energia elétrica;
Demanda de energia térmica;
Informações adicionais;
Seleção do equipamento.
A inserção de dados pelo usuário na planilha é dada seguindo o código de cores
apresentado na Figura 15.
Figura 15 – Código de cores utilizado para os dados da planilha.
Figura 14 - Tela de abertura da planilha COGENERA M12.
21
3.1.1 Demanda de Energia Elétrica.
As primeiras informações solicitadas na aba “Entradas” são as demandas de energia
elétrica da planta que se deseja analisar. Assim, para que o usuário possa utilizar a
ferramenta, este deve possuir os dados de potência contratada em horário de ponta,
potência contratada fora de ponta e seus respectivos fatores de carga, como pode ser
observado na Tabela 1
Tabela 1 – Tabela de dados sobre demanda elétrica da planta sem cogeração.
O fator de carga (FC) pode ser definido como a razão entre a demanda média (Dmed)
e a demanda máxima (Dmáx) da unidade consumidora ocorridas no mesmo intervalo de
tempo especificado (ANEEL, 2010). Portanto, os fatores de carga elétricos para os
horários de ponta e fora de ponta podem ser dados, respectivamente, pela equação (3.1)
e equação (3.2).
Pmáx
Pmed
PD
DFC
,
, (3.1)
FPmáx
FPmed
FPD
DFC
,
, (3.2)
As definições para os horários de ponta e fora de ponta são dadas pela
concessionária fornecedora de energia elétrica. De modo geral, é considerado horário de
ponta um período de três horas entre 17 h e 21 h durante os dias úteis. No horário de
ponta a tarifa da energia elétrica é mais cara (SOUZA, 2011). Consequentemente, o
horário fora de ponta diz respeito às horas do dia que estão fora do período de ponta,
horários em que a tarifa é menor.
DEMANDA ELÉTRICA
Potência contratada de Ponta [kW] 1.700
Potência contratada Fora de Ponta [kW] 2.100
Fator de Carga na Ponta 86%
Fator de Carga Fora da Ponta 87%
Consumo de Energia Elétrica na Ponta [kWh/ano] 1.105.272
Consumo de energia Elétrica Fora da ponta [kWh/ano] 14.404.068
Consumo total de energia elétrica [kWh/ano] 15.509.340
Tarifa de Energia Elétrica Azul – A4
22
Após a inserção dos dados de demanda contratada e fator de carga para os horários
de ponta e fora de ponta, a planilha calcula o consumo de energia elétrica tanto para os
horários de ponta quanto para fora de ponta. Os cálculos do consumo de energia elétrica
na ponta (CP) e fora da ponta (CFP) são realizados de acordo com a equação (3.3) e a
equação (3.4), respectivamente.
horasPontaFCDE PPP (3.3)
ontahorasForaPFCDE FPFPFP (3.4)
Outro dado importante que deve ser inserido pelo usuário é a seleção do tipo de
tarifa elétrica que é cobrada para a empresa sendo analisada. Esse dado é importante,
pois será utilizado no cálculo do custo anual da energia elétrica para a planta sem
cogeração, que será mais detalhadamente apresentado em seção posterior.
3.1.2 Demanda de Energia Térmica
Além das demandas de energia elétrica, as demandas de energia térmica são de
grande importância na análise de viabilidade de um projeto de cogeração. As demandas
térmicas avaliadas são de três tipos:
Vapor;
Frio (água gelada);
Outras formas de calor.
Os dados sobre a energia térmica da planta sem cogeração são apresentados na
Tabela 2, onde o usuário deverá fornecer os dados de demanda térmica da caldeira, que
deve incluir vapor e outras formas de calor, para os dias de semana e para os fins de
semana. Da mesma forma, devem ser fornecidos os dados de demanda por água gelada
nos dias de semana e no fim de semana Essa diferenciação entre demandas nos dias de
semana e nos fins de semana é feita para flexibilizar a análise, para o caso de uma
instalação que modifique sua produção durante os fins de semana. Todas as demandas
térmicas da planta devem ser inseridas em kW.
23
Tabela 2 – Tabela de dados sobre a demanda térmica da planta sem cogeração.
DEMANDA TÉRMICA (sem Cogeração)
Demanda térmica da caldeira nos dias de semana [kW] 1.000,0
Demanda térmica da caldeira no fim de semana [kW] 1.000,0
Demanda térmica para refrigeração nos dias de semana [kW] 904,0
Demanda térmica para refrigeração no fim de semana [kW] 904,0
Fator de Carga Térmico da caldeira nos dias de semana 83%
Fator de Carga Térmico da caldeira no fim de semana 83%
Fator de Carga térmico de refrigeração nos dias de semana 83%
Fator de Carga térmico de refrigeração no fim de semana 83%
Tarifa de Combustível Industrial
Consumo de energia térmica da CAG nos dias de semana [kWh/ano] 4.700.005
Consumo de energia térmica da CAG no fim de semana [kWh/ano] 1.872.799
Consumo de energia térmica da caldeira nos dias de semana [kWh/ano] 5.199.120
Consumo de energia térmica da caldeira no fim de semana [kWh/ano] 2.071.680
Consumo Total de energia térmica na Caldeira [kWh/ano] 7.270.800
Consumo total de energia térmica [kWh/ano] 13.843.603
Consumo anual de combustível sem cogeração [m³] 730.296,7
Além das demandas térmicas, o usuário também devera inserir os valores do fator de
carga térmico da caldeira e da demanda de água gelada, ambos para os dias de semana e
fins de semana. O cálculo dos fatores de carga térmico é feito analogamente ao cálculo
realizado para o fator de carga da demanda elétrica da instalação, como mostra a
equação (3.5). A utilização do fator de carga térmico é importante já que nem sempre os
processos que demandam calor funcionam de forma constante ao longo do dia. Assim,
para que o consumo de combustível da planta não seja superdimensionado é necessário
que o fator de carga térmico seja levado em conta no cálculo da energia térmica.
termmáx
termmed
TermD
DFC
,
, (3.5)
Nesta etapa, também deve ser inserido o tipo de tarifa de combustível que é cobrada
na instalação original. Se a caldeira da planta original trabalha com queima de gás
natural, deve ser selecionada a tarifa para consumo de gás natural que é cobrada da
empresa. As opções de tarifa são as seguintes:
Industrial
24
Comercial
Residencial
Óleo combustível
Não Compra combustível
Em seguida a planilha realiza os cálculos dos consumos de energia térmica, tanto
para as centrais de água gelada (CAG) quanto para a caldeira, como pode ser observado
na Tabela 2. São considerados 261 dias de semana no ano e 104 dias de fim de semana.
Assim a equação (3.6) apresenta o cálculo para consumo de energia térmica da CAG
nos dias de semana e a equação (3.7) apresenta o cálculo para o consumo de energia
térmica da CAG nos fins de semana. Da mesma forma, o consumo de energia térmica
da caldeira nos dias de semana e fins de semana pode ser calculado, respectivamente,
pela equação (3.8) e equação (3.9).
261,Re, DSfrirefrifuncDSCAG FCDhE (3.6)
104,Re, FSfrirefrifuncFSCAG FCDhE (3.7)
261,, DScaldtérmicafuncDSCaldeira FCDhE (3.8)
104,, FScaldtérmicafuncFSCaldeira FCDhE (3.9)
Onde funch é a quantidade de horas de funcionamento da planta por dia. Este dado é
coletado inserindo os horários de início e término da produção na planta conforme é
apresentado na Tabela 3.
Tabela 3 – Tabela de inserção do horário de funcionamento da instalação.
Horário de funcionamento
Início [hr] 0
Fim [hr] 24
25
Por fim, a Tabela 2 apresenta o cálculo realizado para o consumo anual de
combustível da instalação sem cogeração. O consumo de combustível pela instalação é
calculado segundo a equação (3.10).
caldeiracomb
CaldeiraTot
combmkJPCI
hskWhCmC
³]/[
]/[3600][³][
, (3.10)
Onde combPCI é o poder calorífico inferior do combustível que é queimado na
caldeira, e o parâmetro caldeira , é o rendimento térmico da caldeira, inserido pelo
usuário no quadro de “Informações Adicionais” que será mais bem detalhado em seção
a seguir.
3.1.3 Informações Adicionais
O quadro de informações adicionais tem como função receber outras informações
do usuário, além das demandas, que sejam importantes para o desenvolvimento dos
cálculos na planilha. A vantagem de esse quadro estar localizado na aba “Entradas” é
que o usuário não precisa buscar na planilha onde deve inserir valores de entrada. Com
a utilização do quadro de “Informações Adicionais” o usuário insere todas as entradas
necessárias ao programa numa mesma aba “Entradas”. A Tabela 4 apresenta as
informações adicionais fornecidas pelo usuário.
26
Tabela 4 – Tabela de informações adicionais
INFORMAÇÕES ADICIONAIS
Cotação do dólar [R$] 2,33
Eficiência da caldeira 91%
Chiller da planta sem cogeração Chiller Elétrico Alternativo
Consumo de energia CAG antiga [kW/TR] 1,1
Consumo de energia CAG nova [kW/TR] 0,03
PCS do gás natural [kcal/m³] 9.400
PCI do gás natural [kcal/m³] 8.560
PCI do óleo combustível [kcal/m³] 9.300.000
Preço do óleo combustível [R$/m³] 1.750,0
A partir da Tabela 4, observa-se que a primeira informação que deve ser inserida
pelo usuário é a cotação do dólar. Esse valor será utilizado no cálculo do custo de
instalação dos equipamentos para a cogeração. Em seguida, deve ser fornecido o valor
da eficiência da caldeira, necessário para o cálculo do consumo de combustível
apresentado na equação (3.10). No caso de a demanda de água gelada estar sendo
analisada, é importante que o usuário selecione o tipo de CAG presente na instalação
sem cogeração. As opções disponíveis para análise são:
Chiller Elétrico Alternativo
Chiller Elétrico Centrífugo
Chiller Elétrico Scroll
Chiller Elétrico Parafuso
Split
Aparelho de Janela
Em seguida, a planilha coleta em seu banco de dados o consumo específico de
energia elétrica do chiller da planta sem cogeração e compara com o consumo
específico de um chiller de absorção utilizado para cogeração. A Figura 16 mostra
valores típicos para o consumo energético de diferentes tipos de chiller apresentados por
(ANDREOS, 2013). Esses valores são utilizados no banco de dados da planilha.
27
Figura 16 – Consumo energético de sistemas de refrigeração (ANDREOS, 2013).
O usuário também deve fornecer os valores de PCI e PCS para o gás natural. O PCI
será utilizado no cálculo do consumo de gás natural pelo equipamento responsável pela
cogeração. O PCI do óleo combustível deve ser informado para o cálculo do consumo
de óleo combustível na caldeira. Também é necessária a inserção do preço do óleo
combustível.
O usuário também deve inserir que tipo de energia se deseja obter com a cogeração.
Há três opções disponíveis: Eletricidade, Calor e Frio. Assim o usuário possui três
possibilidades diferentes de cogeração que devem ser selecionadas conforme a Tabela
5:
Eletricidade + Calor (vapor e/ou outras formas de calor);
Eletricidade + Frio (água gelada);
Eletricidade + Frio + Calor (Trigeração).
28
Tabela 5 – Tabela para inserção dos objetivos da cogeração.
OBJETIVOS DA COGERAÇÃO
Energia Elétrica Sim
Vapor (Calor) Sim
Água Gelada (Frio) Não
Por fim, o usuário deve indicar se, no caso de excedente de energia por parte da
cogeração, este gostaria de optar pela opção de venda desse excedente. A venda do
excedente deve ser negociada diretamente com a concessionária de distribuição ou de
transmissão, dependendo do ponto em que a planta esteja conectada à rede (SOUZA,
2011). O usuário também deve informar o preço específico de revenda. A Tabela 6
apresenta essa opção do usuário.
Tabela 6 – Tabela de inserção de interesse de revenda de energia elétrica.
VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA
Deseja vender energia elétrica excedente? Sim
Preço para venda de energia elétrica [R$/kWh] 0,16
3.1.4 Seleção do Equipamento
Além da inserção dos dados de entrada, na aba “Entradas” é também realizada a
seleção do equipamento responsável pela cogeração, que será simulado. A Tabela 7
mostra a etapa de seleção de equipamentos da aba “Entradas”. Dentre os equipamentos
disponíveis para se realizar a cogeração estão três tipos:
Motores a combustão interna a gás;
Turbinas a gás;
Microturbinas.
29
Tabela 7 – Tabela de seleção de equipamento para cogeração.
SELEÇÃO DO EQUIPAMENTO
Relação Elétrico-térmica da planta 1,10
Equipamentos Recomendados
Motor de Combustão Interna
Turbina a gás Recomendado
Microturbina
Turbina a Vapor
Geração Elétrica com cogeração
Demanda Elétrica a ser gerada fora da ponta [kW] 1.815
Demanda Elétrica a ser gerada na ponta [kW] 1.415
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido fora da ponta [kWh] 12.448.763
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido na ponta [kWh] 919.932
Consumo Total de Energia Elétrica a ser suprido [kWh] 13.368.695
Equipamento Selecionado Motor GE J420 GS 1.4MW
Potência do Equipamento selecionado [kW] 1.426
Quantidade de equipamentos 1
Potência Instalada [kW] 1.426
Fator de carga do equipamento 85%
Queima adicional
Necessidade de queima adicional na caldeira Sim
Demanda térmica adicional a ser suprida [kW] 261
Combustível para queima adicional na caldeira Gás natural
Equipamentos auxiliares
Dimensão do Chiller de Absorção [TR] 321
A fim de auxiliar o usuário na seleção do equipamento para cogeração é realizado,
na Tabela 7, um sistema de recomendação de equipamentos baseados na razão elétrico-
térmica da planta. A razão elétrico-térmica (RPC) pode ser definida como a razão entre
a potência total que deve ser produzida pelo equipamento e o calor útil que pode ser
retirado para cogeração (RAMOS, 2008). A equação (3.11) calcula a RPC demanda
pela planta sem cogeração.
térmica
elétrica
D
DRPC (3.11)
30
A Tabela 8 apresenta valores típicos da razão elétrico-térmica para cada tipo de
equipamento (EPA, 2008). A partir da Tabela 8, a planilha recomenda o equipamento
que possui uma faixa típica de RPC que englobe o valor calculado pela equação (3.11).
Para os casos em que a razão elétrico-térmica não se encontra em nenhuma faixa da
Tabela 8, a potência a demanda elétrica é utilizada como parâmetro determinante. Para
demandas maiores que 5 MW são recomendadas turbinas a gás, entre 250 kW e 5MW
são recomendados motores de combustão interna, e para demandas menores que 250
kW são recomendadas microturbinas.
Tabela 8 – Faixas típicas para razão elétrico-térmica.
EQUIPAMENTO RAZÃO ELÉTRICO-TÉRMICA
Turbina a Vapor 0,1 – 0,3
Motor de Combustão Interna 0,5 – 1
Turbina a Gás 0,5 – 2
Microturbina 0,4 – 0,7
Célula Combustível 1,0 – 2,0
Fonte: (EPA, 2008)
Em seguida, a planilha realiza o cálculo da demanda de energia elétrica que deve ser
suprida pela planta com cogeração. A razão para recalcular o consumo elétrico é que
quando há análise de refrigeração no projeto de cogeração, a demanda de frio deixará de
ser suprida por uma central elétrica e passará a ser suprida por um chiller de absorção.
Assim, a nova central de água gelada consome menos energia elétrica e mais energia
térmica. Consequentemente a planta consome menos energia elétrica, pois não há mais
necessidade de abastecer um chiller elétrico e sim um chiller de absorção de calor. A
nova demanda elétrica total da planta, considerando a substituição da CAG elétrica por
um chiller de absorção, é dada pela equação (3.12).
52,352,3
ReRe novafriantigafri
antiganova
DDDD
(3.12)
31
Onde κ é o consumo específico de eletricidade em kW por TR gerado pela central
de água gelada e é coletado na planilha automaticamente através da tabela de
informações adicionais. Os cálculos dos novos consumos de energia são realizados de
forma análoga ao apresentado na equação (3.3) e equação (3.4). É possível observar que
quando o usuário não deseja gerar água gelada em seu projeto de cogeração, a demanda
térmica para refrigeração é zero e, com isso, a demanda nova de energia elétrica será
igual à demanda antiga.
Em seguida, o usuário deve realizar a seleção do equipamento responsável pela
cogeração. Assim, o usuário deve escolher em uma lista suspensa, um dos equipamentos
para análise que esteja disponível no banco de dados da planilha, como mostra a Figura
17.
Figura 17 – Lista suspensa para seleção do equipamento.
O usuário deve inserir também a quantidade de equipamentos que deseja utilizar,
como mostra a Tabela 7. A partir daí, a planilha apresenta para o usuário o valor da
potência instalada selecionada.
Deve ser inserido, também, o fator de utilização com o qual o usuário deseja utilizar
o equipamento selecionado. O fator de carga do equipamento considera a
disponibilidade do equipamento. O valor associado a este fator esta associado à
limitação da disponibilidade do equipamento, como por exemplo, o tempo de parada
para manutenção preventiva.
Por fim, a aba “Entradas” já calcula alguns resultados importantes sobre a parte
térmica do projeto, indicando se com o equipamento selecionado haverá necessidade ou
não de realizar queima adicional de combustível na caldeira e qual a potência térmica a
mais que deve ser gerada. O usuário deve então selecionar o tipo de combustível que
32
deseja utilizar na caldeira para gerar a potência térmica pendente pelo equipamento.
Como mostra a Figura 18, duas opções são possíveis:
Gás natural;
Óleo combustível.
Essa opção do programa da uma maior flexibilidade ao usuário em analisar
diminuição dos custos com cogeração, e possibilita um número maior de configurações
possíveis.
A planilha já apresenta, também, a dimensão, em TR, do chiller de absorção que
deverá ser utilizado no caso de geração de frio, como pode ser visto na Tabela 7.
Figura 18 – Lista suspensa para seleção do combustível de queima suplementar.
3.2 A aba “Demandas”
A aba “Demandas” é uma aba auxiliar da planilha COGENERA M12, e tem como
função, ajudar o usuário a obter os dados de entradas sobre a demanda da instalação em
análise. Como foi visto anteriormente, os dados de entrada referentes às demandas da
planta que devem ser inseridos na aba “Entradas” são:
Potência elétrica contratada fora da ponta;
Potência elétrica contratada na ponta;
Fator de Carga elétrico fora da ponta;
Fator de Carga elétrico na ponta;
Demanda térmica da caldeira dias de semana e fins de semana;
Fator de Carga da caldeira;
Demanda térmica para refrigeração dias de semana e fins de semana;
Fator de Carga de refrigeração.
É possível que o usuário possua dados mais abrangentes que possibilitem uma
análise mais precisa do sistema. É o que ocorre quando se dispõe das curvas de
demanda tanto elétrica quanto térmica da planta sem cogeração. Para este caso, foi
desenvolvida uma aba auxiliar, “Demandas”, onde o usuário insere os dados dessas
33
curvas sob a forma de tabelas, e a planilha calcula os parâmetros de entrada para que o
usuário possa inserir na aba “Entradas”.
3.2.1 Demanda Elétrica
Na primeira parte da aba “Demandas” o usuário deve inserir a curva mensal de
demanda elétrica da planta, conforme é apresentado na Tabela 9
Tabela 9 – Tabela para inserção da curva de demanda elétrica da planta.
ELETRICIDADE
Tempo (mês)
Demanda Elétrica [kW] Consumo de Energia [kWh]
Ponta Fora de Ponta Ponta Fora de Ponta
1 1.700 2.100 107.100,0 1.379.700,0
2 1.650 2.030 103.950,0 1.333.710,0
3 1.600 1.985 100.800,0 1.304.013,6
4 1.463 1.720 92.137,5 1.130.040,0
5 1.463 1.670 92.137,5 1.097.190,0
6 1.463 1.580 92.137,5 1.038.060,0
7 1.275 1.700 80.325,0 1.116.900,0
8 1.463 1.820 92.137,5 1.195.740,0
9 1.225 1.880 77.175,0 1.235.160,0
10 1.335 1.800 84.105,0 1.182.600,0
11 1.453 1.820 91.507,5 1.195.740,0
12 1.463 1.920 92.137,5 1.261.440,0
TOTAL 1.105.650,0 14.470.293,6
A partir disso, o consumo de energia elétrica, tanto na ponta quanto fora da ponta,
em cada mês é calculado segundo a equação (3.13) e (3.14).
ontahorasForaPDE FPFP (3.13)
horasPontaDE PP (3.14)
A planilha também gera, a partir da tabela inserida pelo usuário, um gráfico da curva
de demanda elétrica e do consumo de energia elétrica da planta mensalmente, como é
mostrado na Figura 19 e na Figura 20.
34
Figura 19 – Exemplo de curva da demanda elétrica da planta gerada pela planilha.
Figura 20 – Exemplo de curva do consumo mensal de energia elétrica da planta.
Com a tabela inserida, são calculados os parâmetros de entrada para que o usuário
os utilize na aba “Entradas”, estes são exibidos na Tabela 10.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
0 2 4 6 8 10 12
Dem
and
a El
étri
ca [
kW]
Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda naPonta
Demanda Forada Ponta
,0,0
200000,0,0
400000,0,0
600000,0,0
800000,0,0
1000000,0,0
1200000,0,0
1400000,0,0
1600000,0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Co
nsu
mo
Elé
tric
o [
kWh
]
Mês do ano
Curva de Consumo Elétrico
Consumo na Ponta
Consumo Fora da Ponta
35
Tabela 10 – Exemplo de tabela gerada com os parâmetros de entrada da parte
elétrica.
ELETRCIDADE
Demanda Base na Ponta [kW] 1.225,0
Demanda Média na Ponta [kW] 1.462,5
Demanda Máxima na Ponta [kW] 1.700,0
Fator de Capacidade na Ponta [%] 86%
Demanda Base Fora da Ponta [kW] 1.580,0
Demanda Média Fora da Ponta [kW] 1.835,4
Demanda Máxima Fora da Ponta [kW] 2.100,0
Fator de Capacidade Fora da Ponta [%] 87%
Observa-se que as demandas máximas estão destacadas em vermelho, de forma a
chamar a atenção do usuário que vai introduzir os dados na planilha, uma vez que,
normalmente, esta demanda máxima é a potência contratada pela planta (SOUZA,
2011).
Pode-se também dizer que a estratégia de cogeração pode ser variada. Pode-se
dimensionar o sistema para atender a demanda máxima, a demanda média ou a demanda
mínima de eletricidade. No caso da demanda térmica, a hipótese adotada é que ela
sempre é atendida.
Na Tabela 10 são apresentados também os fatores de carga na ponta e fora da
ponta, que também são entradas para a planilha. Adicionalmente, são apresentadas as
demandas base e médias da planta.
3.2.2 Demanda de Vapor
Grande parte das aplicações térmicas industriais envolve o uso de vapor (SOUZA,
2011). Portanto, é necessário que se tenha uma opção de introdução da demanda térmica
através da vazão de vapor demandada em kg/h. Assim, se for conhecida a pressão de
trabalho da caldeira, a demanda térmica em kW pode ser obtida a partir da vazão de
vapor demandada pela caldeira através de um balanço de energia.
O usuário que possua sua demanda térmica em vazão de vapor deve inserir a curva
de demanda diária de vapor, tanto dias de semana quanto fim de semana, na Tabela 11,
assim como a pressão de trabalho da caldeira.
36
Tabela 11 – Tabela de inserção da demanda de vapor da planta.
Demanda de vapor em:
kg/h Pressão da
caldeira[bar] 10
DEMANDA DE VAPOR
Dia de semana Fim de Semana
Tempo [ horas] Vazão de Vapor
[kg/h] Tempo [ horas]
Vazão de Vapor [kg/h]
1 2.135,4 1 2.135,4
2 2.050,0 2 2.050,0
3 2.000,0 3 2.000,0
4 2.000,0 4 2.000,0
5 1.866,3 5 1.866,3
6 2.130,0 6 2.130,0
7 1.900,0 7 1.900,0
8 2.130,0 8 2.130,0
9 2.400,0 9 2.400,0
10 2.575,0 10 2.575,0
11 2.200,0 11 2.200,0
12 2.430,0 12 2.430,0
13 2.400,0 13 2.400,0
14 2.130,0 14 2.130,0
15 2.200,0 15 2.200,0
16 2.130,0 16 2.130,0
17 2.350,0 17 2.350,0
18 2.150,0 18 2.150,0
19 2.130,0 19 2.130,0
20 1.802,0 20 1.802,0
21 1.950,0 21 1.950,0
22 2.000,0 22 2.000,0
23 2.001,0 23 2.001,0
24 2.190,0 24 2.190,0
Contudo, se o usuário possuir sua demanda térmica de vapor em kW este poderá
também inserir esses valores diretamente na Tabela 11, basta que troque a opção “kg\h”
pela opção “kW” na lista suspensa mostrada na Figura 21.
Figura 21 – Lista suspensa para selecionara unidade de inserção da demanda de
vapor.
37
A demanda térmica relacionada à produção de vapor é então calculada com o
auxílio da planilha “Xsteam V2.6”, que calcula os estados termodinâmicos baseada nos
valores das propriedades da água contidas nas tabelas da “International Association for
Properties of Water and Steam Industrial Formulation 1997”. Dessa forma, a planilha
COGENERA M12 possui embutidas as funções da “Xsteam V2.6” e a demanda térmica
em kW pode ser calculada, a partir da vazão de vapor, pela da equação (3.15).
3600
]/)[,()(]/[][
kgkJPThPhhkgmkWD
caldaguaáguacaldvvapor
vapor
(3.15)
Onde, a pressão da caldeira é um dado do usuário, inserido na Tabela 11, e a
temperatura da água tem um valor “default” de 25ºC, mas pode ser modificada pelo
usuário. Pela equação (3.15), observa-se que é considerado, por hipótese, que o vapor
deixa a caldeira no estado de vapor saturado.
3.2.3 Demanda Térmica Total
Após inserir a demanda de vapor para que a planilha gere os valores em kW, o
usuário deve inserir as outras demandas térmicas (Refrigeração e outros processos).
Essa inserção das demais demandas térmicas é feita na Tabela 12, que também calcula a
demanda térmica total da planta sem cogeração. Caso a planta não possua nenhuma
outra demanda térmica, basta inserir o valor como zero. Além disso, no caso da planta
não possuir mais nenhuma outra demanda térmica, o usuário não deve inserir os dados
de refrigeração na aba “Entradas”.
38
Tabela 12 – Tabela de apresentação da demanda térmica total.
DEMANDA TÉRMICA
Dias de Semana Fim de Semana
Tempo [horas]
Vapor [kW]
Calor [kW]
Frio [kW]
TOTAL [kW]
Vapor [kW]
Calor [kW]
Frio [kW]
TOTAL [kW]
1 1.579 1.579 1.579 4.737 1.579 - - 1.579
2 1.516 1.516 1.516 4.548 1.516 - - 1.516
3 1.479 1.479 1.479 4.437 1.479 - - 1.479
4 1.479 1.479 1.479 4.437 1.479 - - 1.479
5 1.380 1.380 1.380 4.140 1.380 - - 1.380
6 1.575 1.575 1.575 4.725 1.575 - - 1.575
7 1.405 1.405 1.405 4.215 1.405 - - 1.405
8 1.575 1.575 1.575 4.725 1.575 - - 1.575
9 1.775 1.775 1.775 5.324 1.775 - - 1.775
10 1.904 1.904 1.904 5.712 1.904 - - 1.904
11 1.627 1.627 1.627 4.880 1.627 - - 1.627
12 1.797 1.797 1.797 5.390 1.797 - - 1.797
13 1.775 1.775 1.775 5.324 1.775 - - 1.775
14 1.575 1.575 1.575 4.725 1.575 - - 1.575
15 1.627 1.627 1.627 4.880 1.627 - - 1.627
16 1.575 1.575 1.575 4.725 1.575 - - 1.575
17 1.738 1.738 1.738 5.213 1.738 - - 1.738
18 1.590 1.590 1.590 4.769 1.590 - - 1.590
19 1.575 1.575 1.575 4.725 1.575 - - 1.575
20 1.332 1.332 1.332 3.997 1.332 - - 1.332
21 1.442 1.442 1.442 4.326 1.442 - - 1.442
22 1.479 1.479 1.479 4.437 1.479 - - 1.479
23 1.480 1.480 1.480 4.439 1.480 - - 1.480
24 1.619 1.619 1.619 4.858 1.619 - - 1.619
A partir da Tabela 12, a planilha se encarrega de gerar duas curvas de demanda
térmica, uma para os dias de semana, Figura 22, e uma para o fim de semana, Figura 23.
39
Figura 22 – Exemplo de curva de demanda térmica total nos dias de semana,
gerada pela planilha.
Figura 23 – Exemplo de curva de demanda térmica total no fim de semana, gerada
pela planilha.
Em seguida, a planilha também calcula os parâmetros térmicos de entrada que
devem ser inseridos na aba “Entradas”, estes parâmetros são apresentados na Tabela 13.
É possível observar a partir da Tabela 13, que além dos parâmetros de entrada da
planilha, também são exibidos informações sobre as demandas base e médias de cada
tipo de aplicação térmica.
40
Tabela 13 – Exemplo de tabela gerada com os parâmetros de entrada da parte
térmica.
TÉRMICA
Parâmetros Vapor Calor Frio Total
Demanda Base nos dias de semana [kW] 1.332 1.332 1.332 3.997
Demanda Média nos dias de semana [kW] 1.579 1.579 1.579 4.737
Demanda Máxima nos dias de semana [kW] 1.904 1.904 1.904 5.712
Fator de Carga nos dias de semana [%] 1 1 1 1
Demanda Base no fim de semana [kW] 1.332 0 0 1.332
Demanda Média no fim de semana [kW] 1.579 0 0 1.579
Demanda Máxima no fim de semana [kW] 1.904 0 0 1.904
Fator de Carga no fim de semana [%] 83% - - 83%
3.3 A aba “Análise Técnica”
A aba “Análise Técnica” é responsável por realizar os balanços de energia do
projeto de cogeração que esta sendo simulado. Para isso, é realizado, primeiramente, o
cálculo do consumo específico de gás natural por kWh gerado pelo equipamento
selecionado na aba “Entradas”. Assim, o consumo específico de gás natural pelo moto-
gerador é dado pela equação (3.15) (NERI, 2009):
equip
espmkcalPCI
kWhkcalkWhmC
³]/[
]/[860]/³[ (3.15)
A Tabela 14 apresenta esta parte do cálculo realizado pela planilha. Na Tabela 14, o
PCI do gás natural é obtido através do valor inserido na aba “Entradas”, e a eficiência
do equipamento do banco de dados da planilha, de acordo com o equipamento que é
selecionado.
Tabela 14 – Cálculo do consumo específico de gás natural pelo equipamento.
Consumo de gás natural por kWh gerado pelo equipamento
PCI do gás natural [kcal/m³] 8.560
Eficiência do equipamento 40%
Consumo de gás natural [m³/kWh] 0,25
41
Em seguida, é realizado o balanço de energia, propriamente dito, no(s)
equipamento(s), e é calculada a potência térmica útil para cogeração, que pode ser
retirada do equipamento, como mostra a Tabela 15.
Tabela 15 – Balanço de energia no equipamento.
ANÁLISE TÉCNICA DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Dimensão do equipamento [kW] 1.426
Número de equipamentos 1
Consumo de gás natural [m³/kWh] 0,25
PCI do gás natural [kcal/m³] 8.560
PCS do gás natural [kcal/m³] 9.400
Vazão horária de gás natural [m³/h] 355,5
Potência térmica total que entra no equipamento [kW] 3.541,8
Potência térmica retirada do bloco do motor [kW] 492,9
Potência térmica retirada da exaustão [kW] 1.150,1
Potência térmica retirada do óleo de lubrificação [kW] 0,00
Eficiência dos trocadores de calor 90%
Potência térmica útil para CHP [kW] 1.643,0
COP Chiller de Absorção 0,8
A partir da Tabela 15, é possível observar que são consideradas três fontes para
recuperação de energia térmica do equipamento:
Potência térmica retirada do bloco do motor;
Potência térmica retirada da exaustão;
Potência térmica retirada do óleo de lubrificação.
O valor da potência térmica retirada do equipamento por cada uma dessas fontes é
obtida a partir do banco de dados da planilha. Para possibilitar uma maior flexibilidade
do usuário, é possível selecionar quais dessas três fontes deseja-se considerar na análise.
Isso é feito a partir da lista suspensa mostrada na Figura 24, onde o usuário seleciona se
quer utilizar cada uma das fontes para recuperação de energia térmica.
Figura 24 – Lista suspensa para seleção das fontes de recuperação da energia
térmica.
42
Um parâmetro importante, apresentado na Tabela 15, é a eficiência dos trocadores
de calor utilizados para recuperação da energia térmica do equipamento. Para uma
análise mais confiável, é possível que o usuário modifique este parâmetro para o valor
que desejar.
Para os casos onde também são analisados dados de refrigeração, a Tabela 15
apresenta o valor do COP para o chiller de absorção a ser utilizado na planta com
cogeração. O COP é um coeficiente de operação e indica a eficiência do chiller a partir
da relação entre a energia térmica consumida e a produzida (ANDREOS, 2013). Os
valores do COP são obtidos através do banco de dados da planilha de acordo com os
dados apresentados na Figura 16.
Em seguida, é realizada uma análise da energia gerada na planta com cogeração. A
Tabela 16 apresenta essa análise.
Tabela 16 – Análise da energia gerada na cogeração
Análise da Geração Energia
Demanda Elétrica pendente fora de ponta [kW] 389
Demanda Elétrica pendente na ponta [kW] 0
Demanda térmica pendente nos dias de semana [kW] 261
Demanda térmica pendente no fim de semana [kW] 261
Energia Elétrica gerada por ano [kWh/ano] 10.617.996
Energia Térmica Gerada por ano [kWh/ano] 12.233.778
Energia Elétrica pendente por ano [kWh/ano] 2.895.191
Energia Térmica pendente por ano [kWh/ano] 1.609.825
Potência elétrica excedente [kW] 0,0
Potência térmica excedente [kW] 28,9
Energia Elétrica excedente por ano [kWh/ano] 0,0
Energia Térmica excedente por ano [kWh/ano] 253.525
A Tabela 16, apresentar os valores da energia pendente e da energia excedente do
projeto de cogeração. A potência pendente pode ser dada pela equação (3.16):
O valor calculado para potência pendente é diferente de zero caso a potência gerada
pelo equipamento for menor que a demanda da planta. Nesse caso, a potência pendente
é calculada pela equação (3.16).
equipelétricaPendente PDP (3.16)
Por outro lado, se a potência gerada pelo equipamento é maior que a demanda da
instalação, a potência pendente será zero e a potência excedente será calculada pela
43
equação (3.17). Essa análise é utilizada tanto para a potência elétrica quanto para a
potência térmica.
equipelétricaPendente PDP (3.17)
Além disso, a Tabela 16 apresenta os valores calculados para a energia, tanto
elétrica quanto térmica, gerada pela cogeração. A energia elétrica gerada pelo
equipamento é calculada conforme a equação (3.18), enquanto a energia térmica gerada
a partir do equipamento é calculada através da equação (3.19).
funcequipequipequipgeradaEl hano
diasFnPE , (3.18)
funcequipútilgeradaTerm hano
diasFQE , (3.19)
Após realizar o cálculo da energia elétrica gerada e da energia térmica gerada pela
cogeração, é possível calcular o valor da energia pendente ou da energia excedente da
planta com cogeração. Caso a cogeração gere menos energia do que é demandado pela
planta, existe uma energia pendente que deve ser suprida. Essa energia pendente é dada
pela equação (3.20).
geradademandadaPendente EEE (3.20)
No caso da energia elétrica, a energia pendente é suprida por meio de compra de
energia elétrica da rede. No caso da energia térmica, a energia pendente é suprida por
meio de queima adicional de combustível na caldeira.
Se a cogeração gera mais energia do que é demandado pela planta, existe uma
energia excedente gerada. A energia excedente pode ser calculada pela equação (3.21).
demandadageradaexcedente EEE (3.21)
No caso da energia elétrica, a energia excedente pode ser vendida para a rede caso o
usuário deseje, contanto que o projeto de cogeração seja qualificado pela ANEEL.
Finalmente, é realizada, na aba “Análise Técnica”, uma análise da eficiência
energética da cogeração. Essa análise é realizada a partir de indicadores de desempenho
capazes de comparar a qualidade termodinâmica de diferentes plantas (SÁNCHEZ
PRIETO, 2003). A Tabela 17 mostra os indicadores de desempenho do projeto de
cogeração.
44
Tabela 17 – Indicadores do desempenho termodinâmico da cogeração.
DESEMPENHO DA COGERAÇÃO
Potência elétrica gerada pela cogeração [kW] 1.426
Calor útil para cogeração [kW] 1.643,0
Calor total que entra no equipamento [kW] 3.541,8
Eficiência térmica (EFFq) 46,4%
Eficiência Elétrica (EFFp) 40,3%
Fator de Utilização de Energia (FUE) 86,7%
Índice de geração de potência (IGP) 82,1%
Fator de poupança de energia (S) 37,0%
A potência elétrica gerada pela cogeração é dada pela potência nominal do
equipamento, multiplicada pelo número de equipamentos utilizados na cogeração, como
mostra a equação (3.22).
equipequipCogeração nPP (3.22)
O calor útil para cogeração ( útilQ ) é dado pela potência térmica que pode ser retirada
do equipamento, multiplicada pela eficiência dos trocadores de calor, como é exibido na
equação (3.23).
trocadorútil QQ (3.23)
O calor total que entra no equipamento é a potência térmica que esta disponível no
gás natural para o equipamento, e pode ser calculado conforme a equação (3.24).
mPCIQcomb (3.24)
onde:
PCI: poder calorífico inferior do gás natural;
m : vazão de gás natural
A eficiência térmica (EFFQ) pode ser definida como a razão entre a potência térmica
útil para cogeração, e a potência térmica total que entra no equipamento (FIOMARI,
2004). Pode ser calculada pela equação (3.25).
45
comb
útil
QEFF
(3.25)
A eficiência elétrica da cogeração (EFFP) pode ser definida como a razão entre a
potência elétrica gerada pelo equipamento e a potência térmica total que entra no
equipamento (FIOMARI, 2004). Pode ser dada pela equação (3.26).
comb
el
PQ
WEFF
(3.26)
O FUE (Fator de utilização do equipamento) indica a eficiência global da cogeração.
É definido como a razão entre a potência útil total utilizada pela cogeração e a potência
total que entra no equipamento, e é comumente utilizado para avaliar a eficiência dos
sistemas de cogeração (FIOMARI, 2004). O FUE pode ser calculado pela equação
(3.27).
comb
útilel
Q
QWFUE
(3.27)
O Fator de Poupança de Energia (S) refere-se à economia de combustível obtida por
sistemas de cogeração em comparação com sistemas convencionais que produzem
separadamente energia elétrica e térmica (FIOMARI, 2004). Pode ser definido pela
equação (3.28).
caldeira
útil
P
el
comb
Q
EFF
W
QS
(3.28)
Assim, quanto menor for este fator, melhor será o desempenho da cogeração,
comparado com o desempenho do sistema separado.
Por fim, o Índice de Geração de Potência (IGP) é o parâmetro definido para calcular,
separadamente, a eficiência da geração de potência elétrica, descontando-se nos
insumos de energia, a energia utilizada para os fins térmicos (FIOMARI, 2004). Pode
ser dado pela equação (3.29).
46
caldeira
útil
comb
el
WIGP
(3.29)
3.4 A aba “Qualificação ANEEL”
A aba “Qualificação ANEEL” tem como objetivo avaliar se o projeto de cogeração
analisado cumpre com os requisitos necessários para ser reconhecido pela ANEEL
como cogeração. Baseado na legislação vigente, a ANEEL estabelece diversos
mecanismos regulatórios para fomentar a participação das fontes não convencionais de
geração de energia elétrica no Brasil (ANDREOS, 2013).
Para que possa ser enquadrada na modalidade de “cogeração qualificada” pela
ANEEL, a central termelétrica cogeradora deverá atender aso seguintes requisitos
(ANEEL, 2006):
1. Estar regularizada perante a ANEEL, conformo o disposto na legislação
específica e na Resolução nº 112, de 18 de Maio de 1999.
2. Atender aos requisitos mínimos de racionalidade de energia, mediante o
cumprimento das inequações apresentadas a seguir:
%15f
t
E
E (a)
%c
f
E
f
t FE
EX
E
E (b)
Onde:
fE - Energia da fonte: energia recebida pela central cogeradora, em seu regime
operativo médio, em kW, com base no conteúdo energético específico, que no
caso dos combustíveis é o poder calorífico inferior (PCI);
EE - Energia da utilidade eletromecânica: energia cedida pela central
cogeradora, em seu regime operativo médio, em kW, em termos líquidos, ou
seja, descontando da energia bruta gerada o consumo em serviços auxiliares
elétricos da central;
47
tE - Energia da utilidade de calor: energia cedida pela central cogeradora, em
seu regime operativo médio, em kW, em termos líquidos, ou seja, descontando
das energias brutas entregues ao processo as energias de baixo potencial térmico
que retornam à central;
%cF - Fator de Cogeração: parâmetro definido em função da potência instalada
e da fonte da central cogeradora, o qual se aproxima do conceito de Eficiência
Exergética;
X - Fator de Ponderação: parâmetro adimensional definido em função da
potência instalada e da fonte da central cogeradora, obtido da relação entre a
eficiência de referência da utilidade de calor e da eletromecânica, em processos
de conversão para obtenção em separado destas utilidades.
A Figura 25 apresenta os valores dos fatores que são requisitos para que a instalação
seja enquadrada como “cogeração qualificada”.
Figura 25 – Fatores Fc% e X – requisitos para a qualificação (ANEEL, 2006).
A Tabela 18 apresenta os cálculos realizados pelo programa COGENERA M12, a
fim de determinar se o sistema analisado é enquadrado pela ANEEL como “cogeração
qualificada”. Os valores para o fator de cogeração e para o fator de ponderação são
obtidos a partir da Figura 25. Se ambos os requisitos, a e b, forem satisfeitos a
cogeração é apresentada como “qualificada”, caso contrário a situação da planta é “não
qualificada”.
48
Tabela 18 – Verificação de qualificação da cogeração pela ANEEL.
QUALIFICAÇÃO DA COGERAÇÃO
Ef [kW] 3.541,8
Et [kW] 1.643,0
Ee [kW] 1.426,0
Fator de cogeração (Fc) 41%
Fator de ponderação (X) 2,14
Requisito a ( >= 15%) 46,39%
Requisito b ( >= Fc) 61,94%
SITUAÇÃO QUALIFICADO
3.5 A aba “Custo Combustível”
A aba “Custo Combustível” possui como objetivo realizar o cálculo da tarifa de
combustível para a planta sem cogeração e para a planta com cogeração, de forma a
possibilitar uma comparação da tarifa em cada caso. Primeiramente, a aba mostra alguns
parâmetros já apresentados na aba “Análise Técnica”, e realiza o cálculo do consumo de
combustível na cogeração. Isto pode ser visto na Tabela 19.
Tabela 19 – Cálculo do consumo de combustível na cogeração
CONSUMO DE COMBUSTÍVEL PELA COGERAÇÃO
Consumo de gás natural no equipamento
Potência gerada [kW] 1.426
Eficiência do equipamento 40,3%
PCI do gás natural [kcal/m³] 8.560
Consumo de gás natural por kWh gerado [m³/kWh] 0,25
Vazão horária de gás natural [m³/h] 355,5
Consumo anual de gás natural [m³] 2.647.050,3
Consumo mensal de gás natural [m³] 220.587,5
Consumo de combustível pelos auxiliares
Combustível utilizado para queima adicional Gás natural
Consumo adicional anual de combustível na caldeira [m³] 252.183,0
A partir dos valores da vazão horária de combustível, do horário de funcionamento
da planta e do fator de carga do equipamento, o consumo anual de gás natural do
equipamento pode ser calculado através da equação (3.30).
49
equipfuncequip Fano
diashhmVanomC ]/³[]/³[ (3.30)
Além do consumo de gás natural pelo equipamento gerador de energia, para
completar o calculo de consumo de combustível na planta com cogeração é preciso que
se calcule o consumo de combustível utilizado para queima adicional na caldeira. Como
pode ser visto na Tabela 19, é exibido o combustível que foi selecionado pelo usuário
para queima adicional na aba “Entradas”. Assim, o consumo adicional anual de
combustível na caldeira é calculado através da equação (3.10), baseado no PCI do
combustível selecionado para queima adicional, e do consumo adicional de energia
necessário.
Com isso, tem-se o consumo de combustível total da planta com cogeração e da
planta sem cogeração, uma vez que este último foi calculado pela aba “Entradas”. O
próximo passo, então, é calcular a tarifa do combustível para cada um dos casos. Os
valores para a tarifa do gás natural da fornecedora COMGÁS. Disponível em:
http://www.comgas.com.br/pt/nossosServicos/Tarifas/Paginas/coogeracao.aspx. Acesso
em: 10 dez. 2013, 16:30:30. Contudo, as tarifas do gás natural pode ser editado pelo
usuário da planilha. Para as tarifas do óleo combustível foi adotado um preço fixo por
m³ de combustível e é um dado de entrada do usuário na aba “Entradas”. As tarifas do
gás natural canalizado da COMGÁS variam de acordo com o segmento da instalação.
No estudo da cogeração a gás natural, o custo do gás natural pode ser vantajoso
comparado ao custo da energia elétrica (ANDREOS, 2013). Assim, as plantas de
cogeração podem se beneficiar da tarifa específica do gás natural para o segmento
“cogeração”, conforme a deliberação da ARSESP nº 455, de 16/12/2013, com vigência
a partir de 17/12/2013. A Tabela 20 apresenta o cálculo da tarifa do gás natural para a
planta com cogeração.
50
Tabela 20 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento
cogeração.
CUSTO DO GÁS NATURAL – TARIFA COGERAÇÃO
Volume mensal Total de gás natural[m³]
241.602,8
Classe Volume [m³] /
mês Tarifa fixa com ICMS
[R$/m³] Tarifa variável com
ICMS [R$/m³] Custo [R$]
1 – Até 5000 m³ 5.000,0 0,861498 0,423225 6.423,6
2- De 5000.001 até 50000 m³ 50.000,0 0,861498 0,332366 59.693,2
3 – De 50000.001 até 100000 m³ 100.000,0 0,861498 0,286124 114.762,2
4 – De 100000.001 até 500000 m³ 86.602,8 0,861498 0,217348 93.431,1
5 – De 500000.001 até 2000000 m³
0,0 0,861498 0,224677 0,0
6 – De 2000000.001 até 4000000 m³
0,0 0,861498 0,203365 0,0
7 – De 4000000.001 até 7000000 m³
0,0 0,861498 0,177947 0,0
8 – De 7000000.001 até 10000000 m³
0,0 0,861498 0,152526 0,0
9 – Maior que 10000000 m³ 0,0 0,861498 0,126515 0,0
Custo Total mensal de gás natural
[R$/mês] 274.310,1
Custo Total anual de gás natural [R$/ano]
3.291.720,9
Para o segmento “cogeração”, o cálculo do importe deve ser realizado em cascata,
ou seja, progressivamente em cada uma das classes de consumo, como é mostrado na
Tabela 20.
Na tarifa de gás natural para a planta sem cogeração, existem três segmentos no qual
a instalação pode ser classificada.
Industrial
Comercial
Residencial
A Tabela 21 mostra o cálculo da tarifa de gás natural para a planta sem cogeração no
caso em que esta se enquadre no segmento “Industrial”.
51
Tabela 21 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento
industrial.
CUSTO DO GÁS NATURAL – TARIFA INDUSTRIAL
Volume Mensal Total de gás natural [ m³ ]
60.858,1
Classe Tarifa fixa com ICMS
[R$/mês ] Tarifa variável com
ICMS [R$/m³] Custo [R$]
1 – Até 50000 m³ 180,94 2,002583
2 – De 50000.01 até 300000 m³ 28310,09 1,439977
3 – De 300000.01 até 500000 m³ 47183,5 1,37701
4 – De 500000.01 até 1000000 m³ 52972,8 1,365433
5 – De 1000000.01 até 2000000 m³ 76635,84 1,341769
6 – Maior que 2000000 m³ 118394,16 1,32089
Custo Total mensal de gás natural
[R$/mês] 115.944,3
Custo Total anual de gás natural [R$/ano]
1.391.331,6
A Tabela 22 mostra o cálculo da tarifa de gás natural para a planta sem cogeração
no caso em que esta se enquadre no segmento “Comercial”.
Tabela 22 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento
comercial.
CUSTO DO GÁS NATURAL – TARIFA COMERCIAL
Volume Mensal Total de GN [ m³ ] 60.858,1
Classe Tarifa fixa com ICMS
[R$/mês] Tarifa fixa com ICMS
[R$/m³] Custo [R$]
1 – 0 m³ 29,3 0
2 – De 0.01 até 50 m³ 29,3 3,90782
3 – De 50.01 até 150 m³ 47,6 3,541593
4 – De 150.01 até 500 m³ 84,23 3,298973
5 – De 500.01 até 2000 m³ 192,26 3,08284
6 – De 2000.01 até 3500 m³ 886,25 2,735891
7 – De 3500.01 até 50000 m³
3323,53 2,040056
8 –Maior que 50000 m³ 8816,94 1,930188
Custo total mensal
[R$/mês] 126.284,4
Custo total anual [R$/ano]
1.515.413,3
A Tabela 23 mostra o cálculo da tarifa de gás natural para a planta sem cogeração
no caso em que esta se enquadre no segmento “Residencial”.
52
Tabela 23 – Cálculo da tarifa do gás natural canalizado para o segmento
residencial.
CUSTO DO GÁS NATURAL – TARIFA RESIDENCIAL
Volume Mensal Total de GN [ m³ ] 60.858,1
Classe Tarifa fixa com ICMS
[R$/mês] Tarifa 52ariável com ICMS
[R$/m³] Custo [R$]
1 – Até 1 m³ 7,52 0
2 – De 1.01 até 3 m³ 7,52 4,848424
3 – De 3.01 até 7 m³ 7,52 2,226048
4 – De 7.01 até 14 m³ 7,52 3,76636
5 – De 14.01 até 34 m³ 7,52 4,205683
6 – De 34.01 até 600 m³ 7,52 4,524325
7 – De 600.01 até 1000 m³
7,52 3,879094
8 – Maior que 1000 m³ 7,52 2,654052
Custo Total de GN / mês
161.527,9
Custo Total anual de GN
1.938.335,7
No caso da planta sem cogeração utilizar óleo combustível como combustível da
caldeira, o cálculo da tarifa é realizado a partir do preço fixo do óleo combustível em
R$\m³, conforme é exibido na Tabela 24.
Tabela 24 – Cálculo da Tarifa do óleo combustível.
CUSTO DO ÓLEO COMBUSTÍVEL
Volume Mensal Total de óleo combustível [m³] 60.858,1
Preço do óleo combustível [R$/m³] 1750
Custo total mensal do óleo combustível [R$] 106.501.606,8
Custo total anual do óleo combustível [R$] 1.278.019.281,6
Para uma mesma planta, o cálculo de todas as tarifas é realizado simultaneamente,
porém, o valor que será utilizado pela planilha, efetivamente, é aquele correspondente a
tarifa de combustível inserida pelo usuário na Tabela 2.
Assim, a planilha exibe a Tabela 25 com os valores calculados das tarifas de
combustível, tanto para a planta sem cogeração quanto para a planta com cogeração,
onde é possível realizar uma comparação entre os dois valores. Para ilustrar melhor a
comparação entre as tarifas de combustível, também é gerado um gráfico comparativo
apresentado na Figura 26.
53
Tabela 25 – Tabela de comparação da tarifa de combustível.
CUSTO DO COMBUSTÍVEL
Custo anual do combustível sem cogeração [R$/ano] 1.391.331,6
Custo anual do combustível com cogeração [R$/ano] 3.291.720,9
Figura 26 – Comparação do custo anual com combustível.
3.6 A aba “Custo EE”
O principal objetivo da aba “Custo EE” é realizar o cálculo da tarifa de energia
elétrica da planta sem cogeração e com cogeração, e comparar os custos.
Primeiramente são mostrados os valores calculados para o consumo de energia
elétrica da planta, tanto sem cogeração quanto no caso com cogeração. Isso pode ser
observado na Tabela 26.
1391331,577,7
3291720,928,3
,0,0
500000,0,0
1000000,0,0
1500000,0,0
2000000,0,0
2500000,0,0
3000000,0,0
3500000,0,0
Cu
sto
co
m C
om
bu
stív
el [
R$
/an
o]
Comparação do Custo Anual com Combustível
Sem cogeração Com cogeração
54
Tabela 26 – Comparação do consumo de energia elétrica.
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
Consumo sem cogeração
Potência contratada na ponta [kW] 1.700
Potência contratada fora da ponta [kW] 2.100
Consumo anual de energia na ponta [kWh/ano] 1.105.272
Consumo anual de energia fora da ponta [kWh/ano] 14.404.068
Consumo anual total de energia elétrica [kWh/ano] 15.509.340
Consumo com cogeração
Potência contratada na ponta [kW] 85
Potência contratada fora da ponta [kW] 389
Consumo anual de energia na ponta [kWh/ano] 55.264
Consumo anual de energia fora da ponta [kWh/ano] 2.667.715
Consumo anual total de energia elétrica [kWh/ano] 2.722.978
Para o caso do consumo da planta sem cogeração, os valores apresentados na Tabela
26 são os mesmos calculados anteriormente pela Tabela 1. Porém, para o caso da planta
com cogeração é necessário que sejam estabelecidos valores para a potência que será
contratada da rede. Nessa situação, existem duas possibilidades: na primeira o
equipamento selecionado para cogeração não supre totalmente a potência elétrica
demandada pela planta, com isso, a potência contratada será igual à potência adicional
necessária para suprir a demanda; na segunda possibilidade, a potência do equipamento
selecionado para cogeração é igual ou superior à demanda elétrica da planta. Mesmo
suprindo toda a demanda (segunda caso), o usuário deve selecionar uma porcentagem
da demanda da planta que deverá ser contratada para casos de parada do equipamento.
A seleção é feita por meio da lista suspensa, conforme mostrado na Figura 27.
Figura 27 – Lista suspensa para seleção da demanda contratado no caso de não
pendência.
55
Em seguida, são calculados os custos com energia elétrica para a planta sem
cogeração e para planta com cogeração. O custo de energia elétrica é calculado com
base nas tarifas da concessionária. Foram utilizadas as tarifas da AES Eletropaulo,
ajustadas conforme a Resolução nº 1436 de 24 de Janeiro de 2013. A Tabela 27 é ilustra
o calculo do custo da energia elétrica.
Tabela 27 – Comparação das tarifas de energia elétrica.
CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA
Custo da Energia Elétrica sem cogeração
Custo anual da Energia elétrica sem cogeração [R$] 2.771.176,6
ICMS [R$] 1.187.647,1
PIS + COFINS [R$] 166.270,6
Custo Total anual da Energia Elétrica sem cogeração [R$] 4.125.094,3
Custo da Energia Elétrica com cogeração
Custo anual da Energia Elétrica com cogeração [R$] 447.661,7
ICMS [R$] 191.855,0
PIS + COFINS [R$] 26.859,7
Custo Total anual da EE com cogeração [R$] 666.376,4
Dessa forma, os custos com energia elétrica da instalação sem cogeração e com
cogeração podem ser comparados. Para facilitar a comparação entre os custos, é gerado
um gráfico, mostrado na Figura 28.
56
Figura 28 – Comparação dos custos da energia elétrica consumida na
planta,
3.7 A aba “Análise Financeira”
A aba “Análise Financeira” tem como objetivo propiciar a análise de viabilidade
econômica do projeto de cogeração na planta. Em um primeiro momento, a aba calcula
os custos totais de instalação da cogeração. Em seguida, é realizada a análise financeira
propriamente dita, onde é calculada a economia operacional da planta com cogeração,
baseados nos custos operacionais e de manutenção da planta com e sem cogeração.
Além disso, são calculados os parâmetros que dizem respeito ao retorno do capital
investido para instalação da cogeração: Pay-back, TIR e VPL.
3.7.1 Custos de Aquisição
A Tabela 28 exibe a parte da aba “Análise Financeira” que contempla os custos
totais de instalação da planta de cogeração. O custo de instalação do equipamento é
obtido do banco de dados da planilha e é especifico para cada equipamento.
2.771.176,61
4.125.094,32
447.661,70 666.376,42
0,00
500.000,00
1.000.000,00
1.500.000,00
2.000.000,00
2.500.000,00
3.000.000,00
3.500.000,00
4.000.000,00
4.500.000,00
Cu
sto
da
Ener
gia
Elét
rica
Co
ntr
atad
a [R
$/a
no
]
Comparação do Custo da Energia Elétrica Contratada
Custo sem cogeração(sem impostos)
Custo sem cogeração(com impostos)
Custo com cogeração(sem impostos)
Custo com cogeração(com impostos)
57
Tabela 28 – Tabela com os custos de aquisição da planta analisada.
CUSTOS DE AQUISIÇÃO
Custo de Instalação do Equipamento R$ 4.966.260,3
Custos Complementares R$ 160.500,0
Custo de Aquisição do Chiller de Absorção[ R$] R$ 385.227,3
Custo Total de Instalação da Planta R$ 5.511.987,6
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhe] R$ 0,519
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] R$ 0,241
Somados aos custos de instalação, a planilha apresenta os custos complementares
que estão em uma aba auxiliar. Os custos complementares incluem acompanhamento de
obra, consultorias (jurídica, técnica, financeira), despesas gerais, com viagens e
qualquer outra que o usuário deseje incluir (SOUZA, 2011). A Tabela 29 exibe esses
custos complementares.
Tabela 29 – Custos Complementares da instalação da planta.
CUSTOS COMPLEMENTARES
Custos Complementares do Projeto
Valor Mensal N° de meses
Valor Ano 1 Valor Ano 2 Total
Acompanhamento R$
5.000 13
R$ 60.000
R$ 5.000
R$ 65.000
Consultoria Técnica R$
10.000 1
R$ 10.000
R$ -
R$ 10.000
Consultoria Financeira R$
20.000 1
R$ 20.000
R$ -
R$ 20.000
Consultoria Jurídica R$
20.000 1
R$ 20.000
R$ -
R$ 20.000
Viagens R$
3.500 13
R$ 42.000
R$ 3.500
R$ 45.500
Despesas Gerais R$ -
- R$ -
R$ -
R$ -
Outros R$ -
- R$ -
R$ -
R$ -
Total R$
160.500 12
R$ 152.000
R$ 8.500
R$ 160.500
Na Tabela 29, os valores mensais utilizados podem ser editados pelo usuário, assim
como o tempo em meses que estes custos existirão. No caso do acompanhamento, o
tempo em meses é utilizado como o tempo até o início do funcionamento da planta de
cogeração e esse tempo é considerado nos fluxos de caixa como o início da economia
operacional anual. Por fim, conhecido o valor total do custo de instalação, a planilha
58
calcula os investimentos específicos, elétrico (iE) e total(iT). O investimento específico
elétrico é dado pela equação (3.31) e o pela equação (3.32).
EL
Total
EE
IkWhRi ]/$[ (3.31)
TermEL
Total
TEE
IkWhRi
]/$[ (3.32)
Onde TotalI é o investimento total da planta, e ELE e TermE são a energia elétrica e
térmica gerada pela cogeração, respectivamente.
3.7.2 Análise Econômica
Uma das saídas mais importantes da aba “Análise Financeira”, que é mostrado na
Tabela 30, é o valor da economia anual da planta acarretada pela implantação da central
cogeradora.
Tabela 30 – Análise Financeira do projeto de cogeração.
ANÁLISE FINANCEIRA
Economia anual da planta com cogeração [R$/ano] R$ 1.207.586
Tempo de Projeto 10 anos
Reajuste Anual de Economia 4,2%
Parcela Financiada (Até 80% : BNDES – PROESCO) 80%
Taxa de Juros (% a.a) 14,5%
Taxa SELIC 11,3%
Taxa Média Atratividade (TMA) 25,0%
Valor Presente Líquido (VPL) -R$ 609.354
Taxa Interna de Retorno (TIR) 14,63%
PAY-BACK (anos) 7,2
A economia anual da planta com cogeração pode ser calculada pela equação (3.33).
comCogTsemCogT CCanoREP ,,]\$[ (3.33)
Onde semCogTC , é o custo total da planta sem cogeração, e comCogTC , é o valor do custo
total de atendimento das demandas com a central de cogeração instalada.
59
Ainda na Tabela 30, o usuário pode alterar: o tempo de projeto; a taxa mínima de
atratividade; o percentual do valor total da instalação financiado (até 80%); a taxa de
juros anual negociada no financiamento e o valor da taxa Selic para reajuste.
Em seguida é calculado um valor para o reajuste anual de economia. Tal valor é o
que não provoca, ou minimiza, perdas na economia liquida anual para a empresa
cogeradora, pois se o aluguel crescer mais do que a economia causada pela cogeração, o
valor da economia líquida cairá ao longo dos anos. Para que isso não ocorra, é preciso
que a taxa escolhida seja aproximadamente a mesma que a taxa de aumento da
economia anual provocada pela instalação da central cogeradora. Para o cálculo desse
valor sugerido são então aplicados os índices de inflação específicos dos serviços de
energia elétrica, gás e O&M nos custos da planta. Em seguida é verificado o percentual
de aumento da redução anual de custos, ano a ano, pelo tempo do projeto. Conhecidos
esses percentuais de aumento anual, é feita a média geométrica desses valores de acordo
com o tempo de projeto escolhido, e o valor encontrado é a taxa de reajuste sugerida.
Uma aba auxiliar se encarrega de construir o fluxo de caixa e realiza os cálculos do
VPL, TIR e Pay-back. Esses valores calculados são exibidos na Tabela 30 e podem ser
utilizados para o empreendedor avaliar a viabilidade econômica de realizar o
investimento na cogeração.
3.8 A aba “Banco de Dados”
A aba “Banco de Dados” é responsável por armazenar informações relevantes sobre
equipamentos que potencialmente podem ser utilizados em uma central de cogeração.
As informações sobre cada equipamento contido nesta aba são:
Tipo de equipamento;
Potência elétrica nominal [kW];
Eficiência Elétrica [%];
Calor recuperado pela exaustão [kW];
Calor recuperado pelo bloco [kW];
Calor recuperado do óleo de lubrificação [kW];
Custo total de instalação [R$\kW];
Custo total com Operação e Manutenção [R$\kWh].
A Figura 29 mostra uma ilustração de parte da aba “Banco de Dados”.
60
Figura 29 – Parte da aba “Banco de Dados”.
É a partir desta aba, que a da planilha calcula os principais resultados. Os primeiros
equipamentos cadastrados no banco de dados forma equipamentos hipotéticos com seus
valores estimados com base nos dados de desempenho dos principais sistemas de
cogeração comercializados em 2007, de acordo com as tabelas extraídas do Apêndice A,
retiradas de EPA (2007). Foram considerados motores de combustão interna de 100 kW
à 5000 kW, turbinas à gás de 1150 kW à 40000 kW e microturbinas de 30 à 250 kW.
A fim de tornar as análises mais reais, foram inseridos no banco de dados,
informações sobre equipamentos reais. Dentre os equipamentos inseridos encontram-se
motores fabricados pela GE Energy, da série JENBACHER, que é uma linha de motores
que visa atender o mercado de cogeração. Também foram inseridas algumas
informações sobre turbinas a gás fabricadas pela empresa Solar Turbines. As
especificações dos equipamentos reais inseridos no banco de dados são mostradas no
Apêndice A.
Esta aba também permite que o usuário insira um novo equipamento no banco de
dados da planilha, a fim de utilizá-lo para sua análise do projeto de cogeração. É
possível observar na Figura 29 que na parte superior da aba existe um botão “Inclusão
61
no Banco de Dados”. Este botão esta vinculado a uma macro que permite o usuário
cadastrar um novo equipamento. A Figura 30 exibe a janela de cadastramento que é
aberta ao usuário clicar no botão “Inclusão no Banco de Dados”.
Figura 30 – Janela de cadastramento de equipamentos no banco de dados.
Em seguida, o usuário deve preencher o formulário com o valor das informações
requisitadas, com as unidades indicadas. Após completar o formulário, o usuário deve
clicar no botão “CADASTRAR”. Com isso, o equipamento inserido já estará pronto par
ser utilizado na planilha.
3.9 A aba “Resultados”
A aba “Resultados” é a etapa final da planilha. Nesta aba é gerado um relatório,
mostrado na Figura 31, comparando os resultados técnicos e econômicos entre a planta
convencional (sem cogeração) e a planta com cogeração.
62
Figura 31 – Relatório comparativo apresentando os resultados do projeto de
cogeração.
Como pode ser observado na Figura 31, as primeiras informações mostradas pelo
relatório são sobre o equipamento selecionado para cogeração. Como no sistema sem
cogeração não há nenhum equipamento gerador de energia, esse dado não se aplica a
essa situação. Para a planta com cogeração, o equipamento apresentado é o selecionado
pelo usuário na aba “Entradas”. A quantidade de equipamentos selecionada também é
exibida.
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento utilizado - Motor GE J420 GS 1.4MW
Quantidade - 1
Potência Instalada [kW] - 1.426
Dimensão do Chiller [TR] 257 321
Energia elétrica gerada por ano [kWh/ano] - 10.617.996
Energia térmica gerada por ano [kWh/ano] - 12.233.778
Potência contratada da Rede na Ponta [kW] 1.700 85
Potência contratada da Rede Fora da Ponta [kW] 2.100 389
Energia elétrica da rede consumida por ano [kWh/ano] 15.509.340 2.722.978
Consumo anual de gás natural pelo(s) equipamento(s) [m³/ano] - 2.647.050,3
Combustível utilizado na caldeira Gás natural Gás natural
Consumo anual de gás natural pela caldeira [m³] 730.296,7 252.183,0
Consumo anual de óleo combustível pela calderia [m³] 0 0,0
Custo anual de Energia Elétrica [R$] R$ 4.125.094,3 R$ 666.376,4
Custo anual com combustível [R$] R$ 1.391.331,6 R$ 3.291.720,9
Custo anual Extra de Operação e Manutenção da Planta [R$] - R$ 376.879,2
Custo anual com Manutenção do Ar Condicionado [R$] 45.738,6 19.602,3
Custo com reposição de água e tratamento químico do AC [R$] 1.420,5 1.420,5
Total de despesas operacionais [R$] R$ 5.563.585,0 R$ 4.355.999,2
Preço médio de venda de Energia Elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de Energia Elétrica [R$] - R$ 0,00
Calor útil para cogeração [kW] - 1.643
Fator de Utilização de Energia (FUE) - 86,65%
Índice de geração de potência (IGP) - 82,13%
Fator de poupança de energia (S) - 36,96%
Qualificação da coegração pela ANEEL - QUALIFICADO
Custo total de Operação da Planta [R$] R$ 5.563.584,99 R$ 4.355.999,24
Custo total de Instalação da planta [R$] R$ 5.511.987,60
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhe] 0,519
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,241
Custo da Energia - COE [R$/kWh gerado] 0,215
Tempo de projeto (anos) 10 anos
Economia operacional anual da planta [R$] R$ 1.207.585,75
Economia operacional anual da planta [%] 21,71%
Taxa Interna de Retorno (TIR) 14,63%
PAY-BACK (anos) 7,23
RESULTADOS DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Custos
Venda de Energia Elétrica
Desempenho energético da Cogeração
Resultados Financeiros
Equipamento Selecionado
Geração de Energia
Consumo
63
Em seguida, é apresentada comparação da potência dos chillers utilizados. No caso
sem cogeração, o chiller utilizado é o selecionado pelo usuário na aba “Entradas” e, no
caso com cogeração trata-se de um chiller de absorção.
Após a apresentação dos equipamentos selecionados, o relatório mostra dados sobre
a geração de energia na planta. Na planta convencional, esse dado não se aplica já que
não há equipamento gerador. Na planta com cogeração a geração de energia é aquela
obtida exclusivamente através do equipamento selecionado.
Os dados comparativos referentes ao consumo, tanto de energia elétrica quanto de
combustível, também são apresentados neste relatório final. Para o caso da planta sem
cogeração, o consumo de energia elétrica e de combustível são obtidos a partir dos
cálculos realizados na aba “Entradas”. É apresentado, também, qual combustível é
utilizado pela planta convencional. Se o combustível for o gás natural, o consumo de
óleo combustível é nulo e vice versa. O mesmo se aplica para o caso da cogeração com
o combustível selecionado pelo usuário para realizar a queima complementar, caso a
demanda térmica não seja totalmente suprida pelo equipamento. O consumo de energia
elétrica da planta com cogeração é obtido a partir dos cálculos da aba “Custo EE” e o
consumo de combustível a partir da aba “Custo Combustível”.
Os custos também são apresentados, baseados nos cálculos realizados anteriormente
pela planilha. O custo extra de manutenção e operação da planta com cogeração é custo
específico de manutenção do equipamento gerador sendo analisado. Este custo é obtido
a partir dos dados inseridos na aba “Banco de Dados”. Os custos de Manutenção e
tratamento químico e reposição de água do ar condicionado são obtidos mediante a
Figura 32, que apresenta alguns valores típicos de custo para diferentes tipos de chiller.
O total de despesas operacionais é o somatório dos custos operacionais (Energia
elétrica da rede, combustível, O&M, Manutenção do ar condicionado) anuais para cada
uma das situações.
64
Figura 32 – Custos típicos de sistemas de refrigeração (ANDREOS, 2013).
Em seguida, é exibido o faturamento com a venda do excedente de energia elétrica
da planta com cogeração. O faturamento é calculado se o usuário optar por vender o
excedente, conforme editado na aba “Entradas”. Se esse for o caso, o valor da venda é
calculado a partir do preço específico de venda, inserido pelo usuário na aba “Entradas”,
e do excedente de energia elétrica, se existir, calculado na aba “Análise Técnica”.
É também apresentado o desempenho energético da central de cogeração, onde são
exibidos os índices de desempenhos calculados na aba “Análise Técnica”. Além disso, o
relatório informa ao usuário se o projeto esta ou não qualificado pelos requisitos da
ANEEL, apresentados na aba “Qualificação ANEEL”.
Por fim, são apresentados os resultados financeiros do projeto, baseados nos
cálculos realizados na aba “Análise Financeira”. Os principais resultados econômicos
apresentados são:
Economia operacional anual da planta;
Taxa Interna de Retorno (TIR);
65
Pay-back.
Caso o valor de cada um desses parâmetros seja favorável à implementação da
cogeração, os resultados são apresentados em azul, caso contrário, os resultados são
apresentados na cor vermelha.
Por fim, também são apresentados alguns resultados gráficos com o objetivo de
ilustrar a comparação dos sistemas sem cogeração e com cogeração. Assim, são
apresentados gráficos que comparam as demandas da planta e a potência elétrica, gerada
pelo equipamento (Figura 33), e térmica recuperada do equipamento (Figura 34 e Figura
35).
Figura 33 – Comparação entre as demandas elétricas e a potência gerada pelo
equipamento.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
0 2 4 6 8 10 12
Dem
and
a El
étri
ca [
kW]
Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda naPonta
Demanda Fora daPonta
Potência Instalada[kW]
66
Figura 34 – Comparação entre a demanda térmica nos dias de semana e o calor
recuperado do equipamento.
Figura 35 – Comparação entre a demanda térmica nos fins de semana e o calor
recuperado do equipamento.
Além disso, a Figura 36 também mostra um gráfico comparativo das despesas
operacionais totais entre a planta sem cogeração e a planta com cogeração.
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
0 5 10 15 20
Tempo [horas]
Demanda térmica diária nos dias de semana
Demanda Térmica [kW]
Calor útil para cogeração[kW]
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
0 5 10 15 20
Tempo [horas]
Demanda térmica diária nos fins de semana
Demanda Térmica[kW]
Calor útil paracogeração [kW]
67
Figura 36 – Comparação dos custos de operação da planta sem e com cogeração.
R$ 5.563.584,99
R$ 4.355.999,24
R$ 0,00
R$ 1.000.000,00
R$ 2.000.000,00
R$ 3.000.000,00
R$ 4.000.000,00
R$ 5.000.000,00
R$ 6.000.000,00
Cu
sto
s d
e O
pe
raçã
o d
a P
lan
ta
[R$
/an
o]
Comparação do Custo Anual de Operação
Custo Total sem cogeração Custo Total com cogeração
68
4. Estudos de Caso
Este capítulo é dedicado à realização de estudos de caso, onde a planilha
COGENERA M12 é utilizada para analisar a viabilidade de projetos de cogeração.
Foram selecionados três casos distintos, a fim de verificar a abrangência da
ferramenta desenvolvida. Cada caso trata de um tipo de cogeração com objetivos
diferentes:
Caso 1: Eletricidade + Vapor;
Caso 2: Eletricidade + Frio;
Caso 3: Eletricidade + Vapor + Frio
Onde, nos dois primeiros casos são realizados estudos mais simples, com o intuito
de demonstrar o funcionamento da ferramenta. O Caso 1, especificamente, tem como
objetivo validação da ferramenta.
No terceiro caso, foi realizado um estudo mais completo, com o objetivo de buscar
o ponto de operação econômica da planta.
4.1 Caso 1 – Fábrica de Papel
A primeira empresa que teve a implantação de uma central de cogeração simulada
na planilha foi uma fábrica de papel, que foi estudada no trabalho de SOUZA (2011).
Este caso foi utilizado para fazer a validação da planilha, portanto, os dados de entrada
da fábrica, utilizados neste estudo, foram os mesmos utilizados por SOUZA (2011).
Neste caso, as demandas da instalação são de energia elétrica e de vapor, que é utilizado
na fabricação do papel.
Assim, os dados de entrada para este estudo de caso, conforme SOUZA (2011) são:
Potência contratada na ponta: 5.000 kW;
Potência contratada fora da ponta: 5.000 kW;
Fator de Carga elétrico na ponta: 90%;
Fator de Carga elétrico fora da ponta: 90%;
Demanda térmica da caldeira em dias de semana: 15.010 kW;
Demanda térmica da caldeira em fins de semana: 15.010 kW;
Fator de Carga da caldeira: 100%;
Rendimento da caldeira: 91%;
Horário de funcionamento: 24 h por dia;
69
Tarifa de EE: CPFL Tarifa Azul – A3a(valores de 2011);
Tarifa de combustível: Gás natural – COMGÁS segmento Industrial (valores
de 2011).
Esses dados foram inseridos na aba “Entradas”, gerando a Tabela 31 e a Tabela 32,
que apresentam os dados da empresa de demanda elétrica e térmica, respectivamente.
Tabela 31 – Dados de demanda elétrica da Fabrica de Papel.
DEMANDA ELÉTRICA
Potência contratada de Ponta [kW] 5.000
Potência contratada Fora de Ponta [kW] 5.000
Fator de Carga na Ponta 90%
Fator de Carga Fora da Ponta 90%
Consumo de Energia Elétrica na Ponta [kWh/ano] 3.402.000
Consumo de energia Elétrica Fora da ponta [kWh/ano] 35.478.000
Consumo total de energia elétrica [kWh/ano] 38.880.000
Tarifa de Energia Elétrica Azul – A3a
Tabela 32 – Dados de demanda térmica da Fabrica de Papel.
DEMANDA TÉRMICA (sem Cogeração)
Demanda térmica da caldeira nos dias de semana [kW] 15.010,0
Demanda térmica da caldeira no fim de semana [kW] 15.010,0
Demanda térmica para refrigeração nos dias de semana [kW] 0,0
Demanda térmica para refrigeração no fim de semana [kW] 0,0
Fator de Carga Térmico da caldeira nos dias de semana 100%
Fator de Carga Térmico da caldeira no fim de semana 100%
Fator de Carga térmico de refrigeração nos dias de semana 0%
Fator de Carga térmico de refrigeração no fim de semana 0%
Tarifa de Combustível Industrial
Consumo de energia térmica da CAG nos dias de semana [kWh/ano] 0,0
Consumo de energia térmica da CAG no fim de semana [kWh/ano] 0,0
Consumo de energia térmica da caldeira nos dias de semana [kWh/ano] 94.022.640
Consumo de energia térmica da caldeira no fim de semana [kWh/ano] 37.464.960
Consumo Total de energia térmica na Caldeira [kWh/ano] 131.487.600
Consumo total de energia térmica [kWh/ano] 131.487.600
Consumo anual de combustível sem cogeração [m³] 13.206.932,5
No trabalho de SOUZA (2011) a seleção do equipamento foi realizada para
operação em paridade elétrica. Portanto, utilizou-se uma turbina de 5.457 kW e o fator
70
de carga do equipamento, utilizado por SOUZA (2011), foi de 95%. A Tabela 33 exibe
os dados obtidos pela planilha, a partir da seleção do equipamento. Percebe-se que a
escolha feita por SOUZA (2011), utilizar uma turbina a gás, coincide com a
recomendação da Tabela 33.
Tabela 33 – Seleção do equipamento no caso da Fabrica de Papel.
SELEÇÃO DO EQUIPAMENTO
Relação Elétrico-térmica da planta 0,33
Equipamentos Recomendados
Motor de Combustão Interna
Turbina a gás Recomendado
Microturbina
Turbina a Vapor
Geração Elétrica com cogeração
Demanda Elétrica a ser gerada fora da ponta [kW] 5.000
Demanda Elétrica a ser gerada na ponta [kW] 5.000
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido fora da ponta [kWh] 35.478.000
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido na ponta [kWh] 3.402.000
Consumo Total de Energia Elétrica a ser suprido [kWh] 38.880.000
Equipamento Selecionado TURBINA 5.45 MW
Dimensão do Equipamento selecionado [kW] 5.457
Quantidade de equipamentos 1
Potência Instalada [kW] 5.457
Fator de carga do equipamento 95%
Queima adicional
Necessidade de queima adicional na caldeira Sim
Demanda térmica adicional a ser suprida [kW] 6.731
Combustível para queima adicional na caldeira Gás natural
Equipamentos auxiliares
Dimensão do Chiller de Absorção [TR] 0
A partir da Tabela 33, é possível observar que há uma pendência no suprimento de
energia térmica. Dessa forma, o combustível selecionado para queima adicional na
caldeira é o gás natural, mesmo utilizado por SOUZA (2011). Além disso, SOUZA
(2011) utiliza em sua simulação uma contratação de energia elétrica da rede da ordem
de 10%, a fim de suprir uma possível sobrecarga na produção.
71
Assim, foram obtidos os resultados da simulação do projeto de cogeração realizada
com a planilha COGENERA M12. A Figura 37 apresenta o relatório gerado na aba
“RESULTADOS” para o caso fabrica de Papel.
Figura 37 – Relatório com os resultados da simulação para o caso da Fabrica de
Papel.
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento utilizado - TURBINA 5.45 MW
Quantidade - 1
Potência Instalada [kW] - 5.457
Dimensão do Chiller [TR] - -
Necessidade de CAG de queima suplementar - Não
Dimensão da CAG de queima suplementar [TR] - 0
Energia elétrica gerada por ano [kWh/ano] - 45.413.154
Energia térmica gerada por ano [kWh/ano] - 68.897.838
Potência contratada da Rede na Ponta [kW] 5.000 500
Potência contratada da Rede Fora da Ponta [kW] 5.000 500
Energia elétrica da rede consumida por ano [kWh/ano] 38.880.000 3.888.000
Consumo anual de gás natural pela CAG de queima direta [m³/ano] - 0
Consumo anual de gás natural pelo(s) equipamento(s) [m³/ano] - 16.459.366,9
Combustível utilizado na caldeira Gás natural Gás natural
Consumo anual de gás natural pela caldeira [m³] 13.206.932,5 6.503.616,8
Consumo anual de óleo combustível pela calderia [m³] 0 0,0
Custo anual de Energia Elétrica [R$] R$ 11.542.410,92 R$ 1.154.241,09
Custo anual com combustível [R$] R$ 11.882.497,59 R$ 16.877.269,09
Custo anual Extra de Operação e Manutenção da Planta [R$] - R$ 1.190.000,76
Custo anual com Manutenção do Ar Condicionado [R$] 0,0 0,0
Custo com reposição de água e tratamento químico do AC [R$] 0,0 0,0
Total de despesas operacionais [R$] R$ 23.424.908,5 R$ 19.221.510,9
Preço médio de venda de Energia Elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de Energia Elétrica [R$] - R$ 0,00
Calor útil para cogeração [kW] - 8.279
Fator de Utilização de Energia (FUE) - 69,71%
Índice de geração de potência (IGP) - 51,45%
Fator de poupança de energia (S) - 17,87%
Qualificação da coegração pela ANEEL - QUALIFICADO
Custo total de Operação da Planta [R$] R$ 23.424.908,50 R$ 19.221.510,94
Custo total de Instalação da planta [R$] R$ 12.135.231,66
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhe] 0,267
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,106
Custo da Energia - COE [R$/kWh gerado] 0,179
Tempo de projeto (anos) 10 anos
Economia operacional anual da planta [R$] R$ 4.203.397,57
Economia operacional anual da planta [%] 17,94%
Taxa Interna de Retorno (TIR) 35,79%
PAY-BACK (anos) 4,40
RESULTADOS DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Custos
Venda de Energia Elétrica
Desempenho energético da Cogeração
Resultados Financeiros
Equipamento Selecionado
Geração de Energia
Consumo
72
Com isso, foi possível comparar os resultados da planilha com os resultados obtidos
por SOUZA (2011) através do cálculo dos desvios entre eles. A Tabela 34 apresenta a
comparação entre os resultados obtidos pela planilha e os apresentados por SOUZA
(2011) utilizando os mesmos dados de entrada. A análise dos resultados mostra que o
maior desvio encontrado em relação ao trabalho de SOUZA (2011) foi para o consumo
de gás natural pelo equipamento: 9,7%. Esse desvio pode ser explicado pela distinção
entre os métodos de cálculo do consumo do equipamento. Na planilha COGENERA
M12, o consumo do equipamento é calculado automaticamente pela equação (3.15), já
no trabalho de SOUZA (2011) o consumo do motor em m³/s é um dado de entrada
inserido pelo usuário. Apesar disso, todos os desvios se mantiveram menores que 10%,
portanto, pode-se considerar que os resultados alcançados foram muito próximos. Sendo
assim, a planilha COGENERA M12 se mostra válida para simular projetos de
cogeração.
Tabela 34 – Comparação dos resultados da planilha com os obtidos por SOUZA
(2011), para o caso da Fabrica de Papel.
COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS DA COGERAÇÃO
Parâmetro calculado Resultado COGENERA
M12 Resultado
SOUZA (2011) Desvio
[%]
Energia Elétrica gerada [kW] 45.413.154 45.413.100 0,0%
Energia térmica gerada [kW] 68.897.838 68.897.840 0,0%
Consumo de gás natural pelo equipamento [m³/ano]
16.459.366,9 15.006.532,7 9,7%
Consumo de gás natural na caldeira [m³/ano]
6.503.616,8 6.296.973,7 3,28%
Custo anual com gás natural [R$/ano] 16.877.269,1 16.925.279,3 0,28%
Custo anual com Energia Elétrica [R$/ano] 1.154.241,1 1.154.241,1 0,00%
Custo operacional total sem cogeração [R$/ano]
23.424.908,5 23.439.178,5 0,06%
Custo operacional total com cogeração [R$/ano]
19.221.510,9 19.384.593,6 0,84%
Economia Operacional da cogeração [R$/ano]
4.203.397,6 4.054.585,0 3,67%
Taxa Interna de Retorno (TIR) [%] 35,8% 33,7% 6,36%
PAY-BACK [anos] 4,4 4,7 5,38%
4.2 Caso 2 – Supermercado
O segundo caso estudado, foi o caso do Supermercado apresentado no trabalho de
ANDREOS (2013). O supermercado em estudo encontra-se em operação a mais de 20
73
anos, e seu horário de funcionamento é de sete horas da manhã até as onze horas da
noite( de 7h Às 23h) . A instalação possui demandas de eletricidade e de frio. A tarifa
de energia elétrica é do tipo AES Eletropaulo A4 Azul, sendo que a potência contratada
é de 1.600 kW fora da ponta, e de 1.200 kW fora da ponta. Os valores de demanda
elétrica da planta foram inseridos na aba “Demandas”, gerando as curva apresentadas na
Figura 38 e na Figura 39.
Figura 38 – Curva de demanda elétrica para o caso do supermercado.
Figura 39 – Curva de consumo de energia elétrica para o caso do supermercado.
A central de água gelada do supermercado é composta por resfriadores de líquido
com compressor alternativo e condensação a água, totalizando 480 TR. A curva do
perfil da carga térmica diária do supermercado foi inserida na aba “Demandas”, gerando
a Figura 40.
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
0 2 4 6 8 10 12
Dem
and
a El
étri
ca [
kW]
Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda naPonta
0,00
100.000,00
200.000,00
300.000,00
400.000,00
500.000,00
600.000,00
700.000,00
800.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Co
nsu
mo
Elé
tric
o [
kWh
]
Mês do ano
Curva de Consumo Elétrico
Consumo na Ponta
Consumo Fora da Ponta
74
Figura 40 – Curva de demanda térmica diário para o caso do supermercado.
A Tabela 35 e a Tabela 36 mostram as entradas realizadas na aba “Entradas” da
planilha COGENERA M12 para o caso do supermercado.
Tabela 35 – Entradas de demanda elétrica do supermercado
DEMANDA ELÉTRICA
Potência contratada de Ponta [kW] 1.200
Potência contratada Fora de Ponta [kW] 1.600
Fator de Carga na Ponta 78%
Fator de Carga Fora da Ponta 82%
Consumo de Energia Elétrica na Ponta [kWh/ano] 707.616
Consumo de energia Elétrica Fora da ponta [kWh/ano] 7.037.568
Consumo total de energia elétrica [kWh/ano] 7.745.184
Tarifa de Energia Elétrica Azul – A4
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
0 5 10 15 20Tempo [horas]
Demanda térmica diária
Demanda térmica [kW]
75
Tabela 36 – Entradas da demanda térmica do supermercado.
DEMANDA TÉRMICA (sem Cogeração)
Demanda térmica da caldeira nos dias de semana [kW] 0,0
Demanda térmica da caldeira no fim de semana [kW] 0,0
Demanda térmica para refrigeração nos dias de semana [kW] 1.689,6
Demanda térmica para refrigeração no fim de semana [kW] 1.689,6
Fator de Carga Térmico da caldeira nos dias de semana 0%
Fator de Carga Térmico da caldeira no fim de semana 0%
Fator de Carga térmico de refrigeração nos dias de semana 58%
Fator de Carga térmico de refrigeração no fim de semana 58%
Tarifa de Combustível Não compra combustível
Consumo de energia térmica da CAG nos dias de semana [kWh/ano] 4.092.346
Consumo de energia térmica da CAG no fim de semana [kWh/ano] 1.630.667
Consumo de energia térmica da caldeira nos dias de semana [kWh/ano] 0,0
Consumo de energia térmica da caldeira no fim de semana [kWh/ano] 0,0
Consumo Total de energia térmica na Caldeira [kWh/ano] 0,0
Consumo total de energia térmica [kWh/ano] 5.723.013
Consumo anual de combustível sem cogeração [m³] 0,0
No estudo de cogeração realizado por ANDREOS (2013), foi considerada uma
planta com operação em paridade elétrica através de um motor de combustão interna a
gás natural. O resultado encontrado por ANDREOS (2013) foi que o projeto de
cogeração traria um aumento de 28% nos custos operacionais do supermercado, sendo
assim, não era viável sua implantação. Esse resultado foi consequência do alto custo
com gás natural que a planta teria. Como o motor em paridade elétrica não possuía
condições de suprir toda demanda térmica, optou-se pela utilização adicional de chillers
de queima direta para suprir a demanda pendente. Isso fez com que o custo anual com
combustível fosse muito grande, inviabilizando a implantação da central cogeradora.
Complementando o trabalho feito por ANDREOS (2013), o presente trabalho
estuda o mesmo caso proposto, mas dimensiona o sistema de cogeração para operar em
paridade térmica, evitando assim, a utilização dos chillers de queima direta. Para isso,
foi selecionado o Motor GE J612 GS com potência nominal de 2 MW ( especificações
no Apêndice A). Esse motor foi escolhido, já que, considerando uma eficiência do
trocador de calor de 90%, a potência térmica útil retirada para cogeração calculada foi
de 1.748 kW, o que garante a operação em paridade térmica. A Tabela 37 mostra os
dados sobre a seleção do equipamento na planilha.
76
Tabela 37 – Seleção do equipamento no caso do supermercado.
SELEÇÃO DO EQUIPAMENTO
Relação Elétrico-térmica da planta 0,95
Equipamentos Recomendados
Motor de Combustão Interna Recomendado
Turbina a gás Recomendado
Microturbina
Turbina a Vapor
Geração Elétrica com cogeração
Demanda Elétrica a ser gerada fora da ponta [kW] 1.067
Demanda Elétrica a ser gerada na ponta [kW] 667
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido fora da ponta [kWh] 6.899.320
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido na ponta [kWh] 393.434
Consumo Total de Energia Elétrica a ser suprido [kWh] 7.292.754
Equipamento Selecionado Motor GE J612 GS 2MW
Dimensão do Equipamento selecionado [kW] 1.990
Quantidade de equipamentos 1
Potência Instalada [kW] 1.990
Fator de carga do equipamento 80%
Queima adicional
Necessidade de queima adicional na caldeira Não
Demanda térmica adicional a ser suprida [kW] 0,00
Combustível para queima adicional na caldeira Gás natural
Equipamentos auxiliares
Dimensão do Chiller de Absorção [TR] 600
Necessidade de CAG auxiliar de queima direta Não
A partir da Tabela 37, observa-se também que o motor selecionado supre toda
demanda elétrica e ainda gera excedente (ver também Figura 41), mesmo considerando
uma demanda contratada de 5% da demanda da planta convencional (considerando
paradas para manutenção e suprimento emergencial). De forma a manter a análise
conservadora, não foi considerada a venda do excedente de energia elétrica.
77
Figura 41 – Comparação das demandas elétricas e da potência instalada no caso do
supermercado.
O balanço de energia do projeto de cogeração simulado no caso do supermercado é
apresentado na Figura 42. Considerando uma eficiência do trocador de calor de 90%
(ANDREOS, 2013), a potência térmica útil retirada para cogeração é de 1.748 kW, o
que garante a operação em paridade térmica, já que a demanda térmica máxima é de
1.689,6 kW. Este fato é ilustrado na Figura 43.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
0 2 4 6 8 10 12
Dem
and
a El
étri
ca [
kW]
Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda na Ponta
Demanda Fora daPonta
Potência Instalada[kW]
78
Figura 42 – Balanço de energia da planta no caso do supermercado.
1.990
1
0,23
8.560
9.400
462,8
4.610,9
582,9
1.360,1
0,00
90%
1.748,7
0,8
0
0
0
0
9.297.280,0
8.169.926,4
0,0
0,0
922,8
496,3
1.808.103,2
2.898.246,0
600,0
Não
0
Eficiência dos trocadores de calor
ANÁLISE TÉCNICA DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Dimensão do equipamento [kW]
Número de equipamentos
Consumo de gás natural [m³/kWh]
PCI do gás natural [kcal/m³]
PCS do gás natural [kcal/m³]
Vazão horária de gás natural [m³/h]
Potência térmica total que entra no equipamento [kW]
Potência térmica retirada do bloco do motor [kW]
Potência térmica retirada da exaustão [kW]
Potência térmica retirada do óleo de lubrificação [kW]
Potência térmica útil para CHP [kW]
COP Chiller de Absorção
Demanda Elétrica a ser suprida fora de ponta [kW]
Análise da Geração Energia
Dimensão do chiller queima direta [TR]
Energia Elétrica gerada por ano [kWh/ano]
Energia Térmica Gerada por ano [kWh/ano]
Potência elétrica excedente [kW]
Potência térmica excedente [kW]
Energia Elétrica excedente por ano [kWh/ano]
Energia Térmica excedente por ano [kWh/ano]
Energia Elétrica a ser suprida por ano [kWh/ano]
Energia Térmica a ser suprida por ano [kWh/ano]
Demanda Elétrica a ser suprida na ponta [kW]
Demanda térmica a ser suprida no fim de semana [kW]
Demanda térmica a ser suprida nos dias de semana [kW]
Equipamentos auxiliares
Utilização de chiller auxiliar de queima direta
Dimensão do chiller de absorção [TR]
79
Figura 43 – Comparação entre a demanda térmica diária e o calor útil recuperado
para o caso do supermercado.
Os resultados da simulação do caso do supermercado são apresentados no relatório
final, gerado pela aba “RESULTADOS”, como mostra a Figura 44. A partir dos
resultados exibidos na Figura 44, observa-se que mesmo modificando a simulação de
operação em paridade elétrica (ANDREOS, 2013) para operação em paridade térmica,
não houve viabilidade para implantação do projeto de cogeração no supermercado. Os
resultados mostram que a implantação de uma central cogeradora no supermercado
traria um prejuízo operacional anual de 29 %, resultado similar ao que foi encontrado
por ANDREOS (2013).
No trabalho apresentado por ANDREOS (2013), a estratégia utilizada, para a
cogeração, foi projetar o sistema para paridade elétrica e suprir a demanda pendente de
frio a partir da utilização de um chiller de queima direta. O resultado encontrado por
ANDREOS (2013) foi que a instalação da central cogeradora traria um prejuízo
operacional para a empresa de 28 %. No estudo apresentado no presente trabalho, a
estratégia utilizada foi projetar o sistema para paridade térmica, suprimido a necessidade
de um chiller de queima direta. Porém, os resultados apresentados na Figura 44
mostram que o motor utilizado para operar em paridade térmica demandou uma grande
quantidade de gás natural, 2.162.105 m³ por ano, que acabou sendo uma quantidade
maior do que a obtida no trabalho de ANDREOS (2013). Com o alto custo do gás
natural atualmente, e como a planta original não compra gás natural, isso fez com que,
em ambos os casos, o custo adicional com gás natural da cogeração superasse os custos
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
0 5 10 15 20
Tempo [horas]
Demanda térmica diária
Demanda Térmica [kW]
Calor útil para cogeração[kW]
80
operacionais na planta original. Assim, neste caso, a implantação da cogeração não é
viável economicamente.
4.3 Caso 3 – Hospital das Clínicas
O terceiro caso estudado foi o do Hospital das Clínicas da Universidade de
Campinas, estudado por GONZALES (2002). Este caso é interessante para ser
Figura 44 - Relatório com os resultados da simulação para o caso do supermercado.
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento utilizado - Motor GE J612 GS 2MW
Quantidade - 1
Potência Instalada [kW] - 1.990
Dimensão do Chiller [TR] 480 600
Necessidade de chiller de queima direta - Não
Dimensão do chiller de queima direta [TR] - 0
Energia elétrica gerada por ano [kWh/ano] - 9.297.280
Energia térmica gerada por ano [kWh/ano] - 8.169.926
Potência contratada da Rede na Ponta [kW] 1.200 60
Potência contratada da Rede Fora da Ponta [kW] 1.600 80
Energia elétrica da rede consumida por ano [kWh/ano] 7.745.184 552.571
Consumo anual de gás natural pela CAG de queima direta [m³/ano] - 0
Consumo anual de gás natural pelo(s) equipamento(s) [m³/ano] - 2.162.204,9
Combustível utilizado na caldeira Gás natural Gás natural
Consumo anual de gás natural pela caldeira [m³] 0,0 0,0
Consumo anual de óleo combustível pela calderia [m³] 0 0,0
Custo anual de Energia Elétrica [R$] R$ 2.212.294,1 R$ 146.950,7
Custo anual com combustível [R$] R$ 0,0 R$ 2.496.580,7
Custo anual Extra de Operação e Manutenção da Planta [R$] - R$ 204.540,2
Custo anual com Manutenção do Ar Condicionado [R$] R$ 77.280,0 R$ 41.400,0
Custo com reposição de água e tratamento químico do AC [R$] R$ 2.400,0 R$ 3.000,0
Total de despesas operacionais [R$] R$ 2.291.974,1 R$ 2.892.471,6
Preço médio de venda de Energia Elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de Energia Elétrica [R$] - R$ 0,00
Calor útil para cogeração [kW] - 1.749
Fator de Utilização de Energia (FUE) - 81,08%
Índice de geração de potência (IGP) - 74,00%
Fator de poupança de energia (S) - 35,61%
Qualificação da coegração pela ANEEL - QUALIFICADO
Custo total de Operação da Planta [R$] R$ 2.212.294,10 R$ 2.892.471,59
Custo total de Instalação da planta [R$] R$ 6.309.299,60
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhe] 0,679
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,361
Custo da Energia - COE [R$/kWh gerado] 0,202
Tempo de projeto (anos) 10 anos
Economia operacional anual da planta [R$] -R$ 635.777,49
Economia operacional anual da planta [%] -28,74%
Taxa Interna de Retorno (TIR) 0,00%
PAY-BACK (anos) 0,00
RESULTADOS DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Custos
Venda de Energia Elétrica
Desempenho energético da Cogeração
Resultados Financeiros
Equipamento Selecionado
Geração de Energia
Consumo
81
analisado, pois a planta disponibiliza as demandas de eletricidade, vapor e água gelada
durante os diferentes meses. Para este caso, foi estudado a viabilidade da implantação
de trigeração no sistema.
Os dados sobre as demandas (elétrica, vapor e água gelada) do hospital foram
obtidos por NIPE (2002). Esses dados foram inseridos na aba “Demandas” gerando os
gráficos apresentados na Figura 45, Figura 46 e Figura 47. No caso da demanda térmica
foi considerado (GONZALES, 2002) que as demandas nos dias de semana são iguais as
dos fins de semana.
Figura 45 – Curva de demanda elétrica no caso do hospital.
Figura 46 – Curva de consumo elétrico no caso do hospital.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
0 2 4 6 8 10 12
Dem
and
a El
étri
ca [
kW]
Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda naPonta
Demanda Forada Ponta
0,00
200000,00
400000,00
600000,00
800000,00
1000000,00
1200000,00
1400000,00
1600000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Co
nsu
mo
Elé
tric
o [
kWh
]
Mês do ano
Curva de Consumo Elétrico
Consumo na Ponta
Consumo Fora da Ponta
82
Figura 47 – Curva de demanda térmica diária no caso do hospital.
A partir das curvas obtidas na aba “Demandas”, foram retirados os dados de entrada
da planilha, mostrados na Tabela 38 e na Tabela 39. Além disso, para os cálculos da
compra de eletricidade foi utilizada (GONZALES, 2002) a tarifa do tipo A4. Para o
rendimento da caldeira foi considerado (SOUZA, 2011) o valor de 91%. Assim como
no caso do supermercado uma eficiência de 90% foi adotada para os trocadores de
calor. O tempo de projeto adotado (GONZALES, 2002) foi de 20 anos.
Tabela 38 – Entradas de demanda elétrica no caso do hospital.
DEMANDA ELÉTRICA
Potência contratada de Ponta [kW] 1.700
Potência contratada Fora de Ponta [kW] 2.100
Fator de Carga na Ponta 86%
Fator de Carga Fora da Ponta 87%
Consumo de Energia Elétrica na Ponta [kWh/ano] 1.105.272
Consumo de energia Elétrica Fora da ponta [kWh/ano] 14.404.068
Consumo total de energia elétrica [kWh/ano] 15.509.340
Tarifa de Energia Elétrica Azul – A4
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
2.500,00
3.000,00
3.500,00
4.000,00
0 5 10 15 20
kW
Tempo [horas]
Demanda térmica diária
Demanda Térmica
83
Tabela 39 – Entradas de demanda térmica no caso do hospital.
DEMANDA TÉRMICA (sem Cogeração)
Demanda térmica da caldeira nos dias de semana [kW] 1.904,04
Demanda térmica da caldeira no fim de semana [kW] 1.904,04
Demanda térmica para refrigeração nos dias de semana [kW] 1.672,00
Demanda térmica para refrigeração no fim de semana [kW] 1.672,00
Fator de Carga Térmico da caldeira nos dias de semana 83%
Fator de Carga Térmico da caldeira no fim de semana 83%
Fator de Carga térmico de refrigeração nos dias de semana 78%
Fator de Carga térmico de refrigeração no fim de semana 78%
Tarifa de Combustível Industrial
Consumo de energia térmica da CAG nos dias de semana [kWh/ano] 8.217.436
Consumo de energia térmica da CAG no fim de semana [kWh/ano] 3.274.381
Consumo de energia térmica da caldeira nos dias de semana [kWh/ano] 9.899.332
Consumo de energia térmica da caldeira no fim de semana [kWh/ano] 3.944.562
Consumo Total de energia térmica na Caldeira [kWh/ano] 13.843.894
Consumo total de energia térmica [kWh/ano] 25.335.711
Consumo anual de combustível sem cogeração [m³] 1.390.514,2
Para o caso do sistema não ser capaz de gerar toda potência térmica necessária, o
déficit de energia térmica será suprido mediante queima adicional de combustível na
caldeia. Para possibilitara a analise supondo que o suprimento de calor seja feito por
queima adicional de óleo combustível, foi obtida uma média do preço do óleo
combustível no ano de 2013, no valor de 1.750 R$\m³ (US Energy Information
Administration, 2013).
No caso de produção excedente de energia elétrica, considerou-se (GONZALES,
2002) que o excedente poderia ser vendido ao campus da UNICAMP. Dessa forma, foi
selecionada a opção de venda do excedente por um valor de 0,16 R$\kWh, mesmo
adotado por SOUZA (2011), como pode ser visto na Tabela 40.
Tabela 40 – Venda de energia excedente no caso do hospital.
VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA
Deseja vender energia elétrica excedente? Sim
Preço para venda de energia elétrica [R$/kWh] 0,16
A Figura 48 apresenta os dados calculados pela planilha para auxiliar na seleção dos
equipamentos. Observa-se, a partir da Figura 48, que a partir da razão elétrico-térmica
calculada para esta planta, é recomendada a utilização de motores a combustão interna
84
ou de turbinas a gás. A Figura 48 também apresenta os dados sobre a demanda elétrica
do sistema com cogeração. A demanda elétrica da planta com cogeração é diferente da
demanda elétrica da planta sem cogeração, já que o chiller elétrico da planta sem
cogeração é substituído por um chiller de absorção.
A fim de se encontrar o ponto de operação econômica para o projeto de cogeração,
forma feitas simulações com equipamentos distintos e seus resultados comparados. A
partir de uma análise preliminar alguns resultados importantes foram obtidos:
O alto preço do óleo combustível em 2013 fez com que as simulações,
utilizando queima adicional de óleo combustível, fossem sempre
desfavoráveis, se comparadas com as simulações utilizando queima
adicional de gás natural, para o caso estudado;
Nenhuma das simulações utilizando as turbinas a gás, disponíveis no banco
de dados da planilha, apresentou viabilidade econômica. A Tabela 41
apresenta alguns resultados de duas dessas simulações, em ambos os casos
houve prejuízo operacional da planta. Os altos custos do gás natural são
possíveis causas da inviabilidade desse tipo de tecnologia, para o caso
estudado;
As simulações utilizando motores de combustão interna se mostraram
economicamente viáveis.
0,587
Recomendado
Recomendado
1.573
1.173
10.787.618
762.475
11.550.093
SELEÇÃO DO EQUIPAMENTO
Geração Elétrica com cogeração
Relação Elétrico-térmica da planta
Equipamentos Recomendados
Motor de Combustão Interna
Turbina a gás
Microturbina
Turbina a Vapor
Demanda Elétrica a ser gerada fora da ponta [kW]
Demanda Elétrica a ser gerada na ponta [kW]
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido fora da ponta [kWh]
Consumo de Energia Elétrica a ser suprido na ponta [kWh]
Consumo Total de Energia Elétrica a ser suprido [kWh]
Figura 48 – Dados calculados para auxiliar a seleção do equipamento.
85
Tabela 41 – Exemplos de resultados obtidos com turbinas a gás para o caso do
hospital.
Equipamento Custo de
combustível [R$]
Custo com energia
elétrica da rede [R$]
Faturamento com venda de
energia elétrica [R$]
Custo anual com O&M do equipamento
[R$]
Prejuízo operacional
anual da planta [%]
TURBINA 1.15MW
5.587.191,9 694.743,2 0,0 258.914,2 0,5%
Turbina CENTAUR40
3.5MW 9.741.022,2 206.254,7 2.052.386,24 474.129,9 28%
Com isso, foram simuladas configurações de cogeração utilizando cinco motores
diferentes e queima adicional com gás natural. A Tabela 42 compara os resultados
obtidos para cada um dos motores analisados.
Tabela 42 – Comparação dos resultados obtidos para o caso do hospital com
diferentes motores.
ANÁLISE DE COGERAÇÃO UTILIZANDO MOTOR DE COMBUSTÃO INTERNA
Equipamento Motor GE J612 GS
Motor GE J624 GS
Motor GE J420 GS
Motor GE J416 GS
Motor GE J620 GS
Quantidade 1 1 1 1 1
Potência Elétrica [kW] 1.990 4.008 1.426 1.137 3.332
Calor útil para recuperado [kW] 1.749 3.483 1.479 1.182 2.910
Energia elétrica gerada [kWh/ano]
13.945.920 28.088.064 9.993.408 7.968.096 23.350.656
Energia térmica gerada [kWh/ano]
12.935.717 25.764.912 10.938.437 8.741.429 21.524.021
Consumo de energia elétrica da rede [kWh/ano]
775.467 775.467 1.061.834 3.012.087 775.467
Custo com energia elétrica [R$/ano]
206.255 206.255 273.912 721.331 206.255
Consumo de gás natural do equipamento [m³/ano]
3.243.307 6.442.766 2.491.341 1.996.342 5.405.477
Queima adicional Sim Não Sim Sim Sim
Combustível Gás natural - Gás natural Gás natural Gás natural
Consumo adicional de combustível [m³/ano]
1.671.742 0 1.947.114 2.250.023 487.641
Custo total com combustível [R$/ano]
5.466.476 7.114.647 4.952.304 4.745.069 6.521.661
Custo operacional total [R$/ano] 6.099.569 8.002.691 5.586.086 5.777.662 7.314.957
Faturamento com venda de energia elétrica [R$]
342.434 2.605.177 - - 1.847.192
FUE [%] 83,2% 83,9% 84,3% 84,0% 83,3%
Economia operacional [%] 10,7% 16,2% 13,5% 10,8% 14,0%
TIR [%] 10,5% 9,5% 18,7% 17,7% 10,1%
PAY BACK [anos] 11,0 11,7 8,0 8,3 11,3
86
A partir da Tabela 42, é possível observar para todos os equipamentos analisados o
fator de utilização da energia (FUE) calculado foi maior que 80%, o que indica um
eficiente aproveitamento da energia. Além disso, em todos os casos houve uma redução
anual dos custos maior que 10%. A maior economia operacional encontrada foi de
16,2% para o motor GE J624 GS, devido ao elevado faturamento com venda de
excedente de energia elétrica. Contudo, foi considerado como sendo o ponto de
operação econômica da planta (ponto de operação em que os fatores econômicos são
mais vantajosos) a instalação do motor GE J420 GS já que a economia operacional foi
uma das maiores, de 13,5%, e ainda obteve o maior TIR, 18,7%, e menor pay-back, 8
anos, dentre os motores analisados. Além disso, é o motor que traz o maior
aproveitamento de energia, de acordo com o FUE calculado de 84,3%. Esses critérios
são importantes pois representam o retorno do investimento feito e a eficiência global
do sistema de cogeração.
A Figura 49 e a Figura 50 mostram que o motor GE J420 GS não é capaz de suprir
toda demanda elétrica e térmica do hospital, o que justifica o elevado custo com compra
de energia elétrica adicional da rede e com combustível. Porém, é a opção mais viável
economicamente para instalação de acordo com os resultados apresentados na Tabela
42. Isso destaca a importância de se realizar simulações antes de se tomar uma decisão
em um projeto de engenharia. Os resultados mais detalhados da simulação da
cogeração, tais como o relatório final do projeto de cogeração e os gráficos
comparativos de custos, com o motor GE J420 podem ser vistos no Apêndice B.
87
Figura 49 – Comparação entre as demandas elétricas e a potência gerada pelo
equipamento no caso do hospital.
Figura 50 – Comparação entre a demanda térmica nos fins de semana e o calor
recuperado do equipamento no caso do hospital.
Embora o resultado da simulação do hospital com o motor GE J420 ter sido
satisfatório, a implantação da planta de cogeração requer altos investimentos. Assim,
apesar da taxa interna de retorno se mostrar atrativa (19%), o pay-back encontrado teve
um valor um pouco elevado, o que poderia levar alguns empresários a optar por não
implementar a cogeração.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
0 2 4 6 8 10 12
Dem
and
a El
étri
ca [
kW]
Mês do ano
Curva de Demanda Elétrica
Demanda na Ponta
Demanda Fora daPonta
Potência Instalada[kW]
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
2.500,00
3.000,00
3.500,00
4.000,00
0 5 10 15 20
Tempo [horas]
Demanda térmica diária
Demanda Térmica [kW]
Calor útil para cogeração[kW]
88
Um dos parâmetros que tem maior influência no custo operacional de uma planta de
cogeração é a tarifa do gás natural. Sabe-se que entre os anos de 2004 e 2011 a tarifa do
gás natural para o segmento de cogeração estava sendo reajustada com média anual de
5,5% ao ano. Esta política de preços trazia certa segurança ao investidor pela
estabilidade ao longo destes anos (ANDREOS, 2013). No entanto, em maio de 2012
houve um aumento significativo na tarifa, de aproximadamente 31,2% , e em dezembro
do mesmo ano ocorreu mais um reajuste de 9,1 % (ANDREOS, 2013). Estes aumentos
consecutivos trouxeram bastante insegurança quanto à estabilidade de preços da tarifa
de gás natural além de comprometer a viabilidade dos projetos de cogeração a gás
natural. Estes reajustes são ilustrados na Figura 51 (ANDREOS, 2013).
Figura 51 – Reajustes na tarifa de gás natural do segmento de cogeração,
COMGÁS (ANDREOS, 2013).
Esse fato foi observado nos estudos de caso. No primeiro estudo de caso, utilizado
para validação, foram utilizadas as mesmas tarifas do trabalho de SOUZA (2011). Neste
caso, o pay-back encontrado foi de 4 anos. Já no caso do supermercado e do hospital,
onde as tarifas utilizadas foram as de 2013, não houve viabilidade econômica no caso
do supermercado e o pay-back, para o melhor cenário do caso do hospital, foi de 8 anos,
o dobro do caso da Fabrica de papel, apesar de ter um porte menor.
89
5 Conclusões
A utilização de sistemas de cogeração como forma de atendimento de demandas
térmicas e elétricas em plantas industriais, comerciais ou de grande porte, pode ser uma
alternativa para aumentar a eficiência do consumo de recursos energéticos. Em
determinadas situações, as centrais de cogeração podem reduzir significativamente os
custos de operação de diversas instalações.
Entretanto, cada uma dessas plantas apresenta suas peculiaridades energéticas, ou
seja, suas demandas, térmica e elétrica, variam de acordo com tipo de aplicação
industrial e com o tamanho da planta. Por isso, antes de se propor uma solução de
cogeração definitiva para determinada planta, existe a necessidade de se realizar
simulações com diferentes centrais de cogeração, para avaliar o desempenho de cada
uma no suprimento das demandas da instalação. Dessa forma, o empreendedor pode
optar pelo equipamento que melhor se encaixa em sua estratégia de aplicação.
Neste contexto, o programa computacional COGENERA M12 tinha como objetivo
servir de ferramenta para as etapas de mapeamento de demandas e avaliação de
soluções, para um projeto de cogeração. Assim, critérios técnicos sobre a eficiência
energética, e econômicos sobre o retorno do investimento, serviram para auxiliar na
decisão sobre a viabilidade de implementação das propostas de implementação da
cogeração.
Os estudos de caso realizados com a utilização do programa mostraram a eficiência
e flexibilidade da ferramenta para avaliar diferentes projetos de cogeração para variados
tipos de instalações.
A validação feita no primeiro estudo de caso (Fabrica de papel) mostrou, a partir de
comparações com resultados publicados, que o programa possui confiabilidade, uma
vez que os desvios encontrados entre os resultados da planilha e os reportados foram
relativamente pequenos.
Os outros dois estudos de caso avaliaram a viabilidade de implantação de centrais de
cogeração utilizando as tarifas atuais de combustível e energia elétrica. O caso do
supermercado foi baseado no trabalho de ANDREOS (2013). Porém ao invés de utilizar
o sistema em paridade elétrica, como feito por ANDREOS (2013), optou-se por simular
um sistema com paridade térmica. A cogeração teve uma eficiência global de 81%,
porém foi economicamente inviável, uma vez que o consumo de combustível fazia com
90
que o custo operacional com cogeração fosse cerca de 29% maior que o da planta
original.
No caso do hospital, foram simulados diferentes equipamentos para cogeração com
a finalidade de se encontrar a operação mais econômica para a planta. Concluiu-se que o
melhor resultado da cogeração para o Hospital seria a implantação de um motor GE
J420 GS. Este sistema teria uma eficiência global de 84%, uma economia operacional
de cerca de 14% ao ano, uma taxa de retorno do investimento de 19% , e o pay-back de
8 anos.
Apesar de o resultado encontrado ter sido satisfatório, devido ao alto porte de
investimentos requeridos pela implantação de uma planta de cogeração e à
complexidade técnica acoplada a essa tecnologia, muitos empresários optam por
implantar uma tecnologia menos eficiente energeticamente, que forneça um retorno de
investimento em um prazo mais curto (RAMÓN, 2001). Dessa forma, foi identificado
que um dos principais fatores responsáveis por afetar o custo operacional da planta,
reduzindo o tempo de retorno do investimento, é o preço do gás natural.
A partir dos estudos desenvolvidos no presente trabalho, pode-se concluir que a
implantação de sistemas de cogeração pode ser uma forma de elevar significativamente
a eficiência energética de uma planta. Além disso, é possível que esse maior
aproveitamento energético traga vantagens financeiras para o empresário que opta pela
cogeração com gás natural. Essas decisões podem ser facilitadas pelo emprego da
ferramenta desenvolvida.
91
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Spot Price FOB, US$ per gallon. 2013.
93
APÊNDICE A – BANCO DE DADOS DE EQUIPAMENTOS
Inicialmente, foram embutidas no banco de dados do programa as tabelas da “U.S.
Environmental Protection Agency” de valores típicos para sistemas completos de
cogeração, ciclo topping, utilizando motores, turbinas à gás e microturbinas.
Figura A. 1 - Parâmetros de desempenho típica de sistemas de cogeração usando
motores à gás.
94
Figura A. 2 - Parâmetros de performance típica de sistemas de cogeração usando
turbinas à gás.
Figura A. 3 - Parâmetros de desempenho típico de sistemas de cogeração usando
microturbinas.
95
Também foram inseridos motores de combustão interna à gás natural da linha
Jenbacher da fabricante GE Energy.
Figura A. 4 – Especificações dos motores GE Jenbacheri type 2.
Figura A. 5 - Especificações dos motores GE Jenbacheri type 3.
Figura A. 6 - Especificações dos motores GE Jenbacheri type 4.
96
Figura A. 7 - Especificações dos motores GE Jenbacheri type 6.
Para avaliar sistemas de cogeração utilizando turbinas a gás, foram inseridos no
banco de dados do programa, dados relativos à turbinas a gás da fabricante Solar
Turbines.
Figura A. 8 – Especificações da turbina a gás modelo CENTAUR 40.
97
Figura A. 9 - Especificações da turbina a gás modelo MARS 100.
Figura A. 10 - Especificações da turbina a gás modelo TAURUS 70.
98
Figura A. 11 - Especificações da turbina a gás modelo TITAN 130.
Figura A. 12 - Especificações da turbina a gás modelo TITAN 250.
99
APÊNDICE B – RESULTADOS DO CASO DO HOSPITAL
COM O MOTOR GE J420 GS.
Figura B. 1 – Tabela de seleção de equipamento para o caso do hospital com o
motor GE J420 GS.
100
Figura B. 2 – Balanço de energia do sistema de cogeração para o caso do hospital
com o motor GE J420 GS.
Figura B. 3 – Análise dos índices de desempenho energético da cogeração (CHP)
para o caso do hospital com o motor GE J420 GS.
101
Figura B. 4 – Relatório completo com os resultados do projeto de cogeração para o
caso do hospital com o motor GE J420 GS.
SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO
Equipamento utilizado - Motor GE J420 GS 1.4MW
Quantidade - 1
Potência Instalada [kW] - 1.426
Dimensão do Chiller [TR] 475 594
Necessidade de CAG de queima suplementar - Não
Dimensão da CAG de queima suplementar [TR] - 0
Energia elétrica gerada por ano [kWh/ano] - 9.993.408
Energia térmica gerada por ano [kWh/ano] - 10.362.730
Potência contratada da Rede na Ponta [kW] 1.700 85
Potência contratada da Rede Fora da Ponta [kW] 2.100 147
Energia elétrica da rede consumida por ano [kWh/ano] 15.509.340 1.061.834
Consumo anual de gás natural pela CAG de queima direta [m³/ano] - 0
Consumo anual de gás natural pelo(s) equipamento(s) [m³/ano] - 2.491.341,5
Combustível utilizado na caldeira Gás natural Gás natural
Consumo anual de gás natural pela caldeira [m³] 1.390.514,2 2.026.488,7
Consumo anual de óleo combustível pela calderia [m³] 0 0,0
Custo anual de Energia Elétrica [R$] R$ 4.125.094,3 R$ 273.912,1
Custo anual com combustível [R$] R$ 2.342.029,5 R$ 5.037.937,7
Custo anual Extra de Operação e Manutenção da Planta [R$] - R$ 319.841,8
Custo anual com Manutenção do Ar Condicionado [R$] 87.088,2 37.323,5
Custo com reposição de água e tratamento químico do AC [R$] 2.704,6 2.704,6
Total de despesas operacionais [R$] R$ 6.556.916,7 R$ 5.671.719,7
Preço médio de venda de Energia Elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16
Faturamento anual com venda de Energia Elétrica [R$] - R$ 0,00
Calor útil para cogeração [kW] - 1.479
Fator de Utilização de Energia (FUE) - 82,01%
Índice de geração de potência (IGP) - 74,39%
Fator de poupança de energia (S) - 34,57%
Qualificação da coegração pela ANEEL - QUALIFICADO
Custo total de Operação da Planta [R$] R$ 6.556.916,65 R$ 5.671.719,67
Custo total de Instalação da planta [R$] R$ 5.135.884,40
Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhe] 0,514
Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,252
Custo da Energia - COE [R$/kWh gerado] 0,291
Tempo de projeto (anos) 20 anos
Economia operacional anual da planta [R$] R$ 885.196,98
Economia operacional anual da planta [%] 13,50%
Taxa Interna de Retorno (TIR) 18,71%
PAY-BACK (anos) 7,95
RESULTADOS DO PROJETO DE COGERAÇÃO
Custos
Venda de Energia Elétrica
Desempenho energético da Cogeração
Resultados Financeiros
Equipamento Selecionado
Geração de Energia
Consumo
102
Figura B. 5 – Comparação do custo de energia elétrica contratada da rede para o
caso do hospital com o motor GE J420 GS.
Figura B. 6– Comparação do custo anual de combustível para o caso do hospital
com o motor GE J420 GS.
2.771.176,61
4.125.094,32
184.010,04 273.912,09
0,00
1.000.000,00
2.000.000,00
3.000.000,00
4.000.000,00
5.000.000,00
Cu
sto
da
Ener
gia
Elét
rica
Co
ntr
atad
a [R
$/a
no
]
Comparação do Custo da Energia Elétrica Contratada
Custo sem cogeração(sem impostos) Custo sem cogeração(com impostos)
Custo com cogeração(sem impostos) Custo com cogeração(com impostos)
2.342.029,53
5.037.937,68
0,00
1.000.000,00
2.000.000,00
3.000.000,00
4.000.000,00
5.000.000,00
6.000.000,00
Cu
sto
co
m C
om
bu
stív
el [
R$
/an
o]
Comparação do Custo Anual com Combustível
Sem cogeração Com cogeração
103
Figura B. 7 – Comparação do custo operacional total da planta para o caso do
hospital com o motor GE J420 GS.
R$ 6556916,650,12
R$ 5671719,671,38
R$ ,0,00
R$ 1000000,0,00
R$ 2000000,0,00
R$ 3000000,0,00
R$ 4000000,0,00
R$ 5000000,0,00
R$ 6000000,0,00
R$ 7000000,0,00
Cu
sto
s d
e O
per
ação
da
Pla
nta
[R
$/a
no
]
Comparação do Custo Anual de Operação
Custo Total sem cogeração Custo Total com cogeração
