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Edição 102 – Julho de 2014
Aula prática – Geração distribuída
Por José Luiz De Martini*
Soluções de sistemas de geração distribuída de energia elétrica como alternativa ao fornecimento convencional.
A visão corrente de que o Brasil possui um dos maiores parques de energia hidrelétrica do mundo nos afasta de uma realidade um pouco distante disso. Se, de fato, temos cerca de 70% de nossa energia produzida em plantas hidráulicas, temos uma significativa parcela, da ordem de 15%, oriunda de plantas térmicas, carvão, petróleo ou gás.
Como estas plantas são de baixa eficiência – somadas as perdas em transmissão, transformação e distribuição –, as alternativas de geração distribuída serão sempre bem-vistas, seja em termos de custos, seja em termos ambientais.
A geração distribuída, ou seja, as plantas localizadas com os pontos de consumo, notadamente na condição de autoprodutor, podem representar alternativa econômica e estratégica e, neste aspecto, as instalações de missão crítica podem ser sim beneficiadas no incremento da disponibilidade e confiabilidade. Isso justifica a forte qualificação apontada pelo USGBC na certificação LEED® para empreendimentos que adotem soluções deste tipo, substituindo o consumo puro de energia elétrica importada por plantas de cogeração.
Outra condição é a posição de algumas das concessionárias de limitar o fornecimento em tensão primária de distribuição no limite de 2.500 kW, conforme determina a regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A solução com cogeração é uma alternativa em relação ao atendimento em tensão de subtransmissão e construção de subestação.
Plantas para geração distribuída
Tratam-se de plantas para produção de energia elétrica na própria instalação consumidora, desde energia fotovoltaica até grandes plantas de cogeração. As fontes não gerenciáveis, como produção fotovoltaica ou eólica, não são tratadas neste artigo.
Assim, na geração distribuída de plena capacidade, há a utilização de combustíveis fosseis ou eventualmente renováveis, como biomassa ou etanol, este sem adequada viabilidade econômica e mesmo técnica para edifícios comerciais.
Trataremos de modelos, utilizando o gás natural disponível comercialmente em distintas modalidades tarifárias para aplicações em geração simples de energia e especificamente para cogeração.
Para operações de geração de segurança, substituição ou backup, os motores a gás natural, de ciclo Otto, não se comportam adequadamente em função da lenta resposta a variações de blocos de carga, devendo ser utilizados motores a diesel.
Geração de ponta
A energia em horário de ponta (usualmente, dias úteis, das 17h30 às 20h30) é bem mais onerosa. Dessa maneira, vários consumidores utilizam a capacidade de geração neste horário, propiciando uma alternativa econômica.
Normalmente, são usadas máquinas a diesel, no entanto, máquinas a gás natural são economicamente mais viáveis e representam menor impacto ambiental. Na prática, o melhor resultado se obtém combinando ambos os tipos de motores, propiciando uma alternativa econômica real apesar do maior custo de aquisição das maquinas a gás.
Os cuidados com este tipo de projeto são:
– Grupos a gás natural não respondem adequadamente a variação de blocos de carga quando operando isolados em ilha;
– Grupos a gás natural são de custo de aquisição mais elevado e, como a variação da demanda ao longo do período de ponto é fortemente decrescente (*), haveria capacidade ociosa da planta dificultando a remuneração do investimento.
(*) Para centros administrativos, a demanda média entre 17h30 e 20h30 é inferior a 50% da demanda inicial do período, fator agravado no horário de verão, com deslocamento para 18h30 às 21h30. Isto não ocorre em centros varejistas, como shopping centers.
O rendimento deste tipo de usina fica limitado ao rendimento dos próprios grupos motogeradores, não havendo praticamente aproveitamento de qualquer rejeito térmico.
Cogeração
A forma mais adequada de elevarmos o rendimento de uma planta é o aproveitamento do rejeito térmico dos motogeradores na produção de outra utilidade, daí o termo cogeração, que á a produção seriada de mais de uma utilidade, usando o mesmo sistema e insumo (combustível).
Uma planta de cogeração pode prover para instalações consumidoras energia elétrica, calor na forma de água quente ou vapor e ainda água gelada empregando chillers de absorção, ou mesmo compressores centrífugos acionados por turbinas a vapor. É possível, inclusive, chegar à produção de gás carbônico para plantas de produção e engarrafamento de refrigerantes.
Nas instalações que são objeto deste artigo, podemos citar algumas aplicações:
Água gelada para sistema de ar condicionado por expansão indireta.
Centros comerciais varejistas: energia elétrica, como complemento da concessionária e backup ou mesmo estabilização da rede.
Água gelada para sistema de ar condicionado por expansão indireta, mesmo que somente para áreas comuns, nos limites de capacidade da central de cogeração.
Hotéis: energia elétrica, como complemento da concessionária e backup.
Á
gua quente para uso industrial / sanitário e/ou água quente para aquecimento de piscinas e climatização no inverno.
Hospitais: mesmo não sendo objeto deste artigo, as soluções similares a hotéis podem ser aplicadas aos centros hospitalares.
Balanceando utilidades em centros comerciais
Neste tipo de aplicação, a relação de consumo se ajusta perfeitamente para uma planta de cogeração, pois empregando motogeradores a gás natural, recuperação de calor e reaquecimento de água quente pelos gases de escapamento, associado a chillers de absorção, temos praticamente a mesma relação em termos de produção de energia elétrica e frio.
Isso porque a maior parcela do ar condicionado é decorrente do calor sensível dissipado pelos servidores.
Já em centros comerciais há menor participação da contribuição do calor sensível, iluminação natural e aparelhos, com maior participação da contribuição latente, como ar externo e dissipação dos habitantes.
Assim, por exemplo, e sem maiores detalhes, podemos atribuir a necessidade de aproximadamente 0,8 TR (tonelada de refrigeração) para cada kW de energia entregue aos serviços. Esta relação não se ajusta naturalmente para uma planta de cogeração empregando motogeradores a gás natural com recuperação de calor de jaqueta e reaquecimento de água quente pelos gases de escapamento, associado a chillers de absorção, que pode produzir em torno de 0,25 TR / kWe.
Com isso, o projeto deverá ser muito criterioso, avaliando:
Utilização parcial de sistemas de expansão direta, notadamente de alta eficiência, do tipo VRF.
Uso de turbogeradores
A aplicação de turbinas, normalmente derivadas de projetos aeroespaciais, oferece condições favoráveis para a recuperação de energia térmica. Normalmente possuem menor eficiência na produção de energia elétrica, mas permitem, em função da temperatura e concentração dos gases de escape, eficiente recuperação de calor.
Comparando as soluções temos:
turbo gerador com rendimento elétrico da ordem de 32% e produção de vapor de até 2,5 t/hora de valor.
O espaço requerido para instalações com turbogeradores é bem mais reduzido do que com motogeradores, mas há outros fatores a serem considerados. Essas virtudes qualificariam esta solução para usinas de cogeração em centros comerciais, pois poderíamos atender praticamente a toda a demanda de frio equilibrada com a produção de energia elétrica. Entretanto, há dois fatos que afastam esta solução:
– Não seriam economicamente viáveis abaixo da capacidade de geração de energia elétrica de 5 MW.
Devemos destacar a existência no mercado de soluções com pequenas turbinas, capazes de atender de forma balanceada à demanda elétrica de 60 kW com 110 TR de água gelada por módulo.
Exemplo de aplicação: planta de cogeração em um centro administrativo.
Para demonstrar a viabilidade desta solução, vamos estabelecer um modelo considerando um centro comercial administrativo de grande porte com os seguintes parâmetros básicos:
Área útil locável 200.000 m².
Demandas:
Energia elétrica, excluindo a central de água gelada:
Demanda máxima: 10.000 kW
Consumo mensal na ponta: 347.200 kWh
Consumo mensal fora de ponta: 2.930.000 kWh
Água gelada
Demanda máxima: 7.600 TR
Consumo médio mensal na ponta: 270.000 TRh
Consumo médio mensal fora de ponta: 2.260.00 TRh
Fornecimento em tensão de subtransmissão (alta tensão): 69 kV a 138 kV
Estação transformadora do consumidor com 2 x 10 MVA
Geração diesel de backup/emergia, serviços essenciais: 3.000 kW
Central de água gelada, centrífugas de alto rendimento totalizando 8 x 1100 TR
Fornecimento em tensão primária de distribuição (média tensão): 13,2 kW até o limite de 2.500 kW
Planta de cogeração com quatro motogeradores a gás natural de 2.200 kW
Planta de geração diesel com dois motogeradores de 2.250 kW
Conjunto com quatro chillers de absorção de 400 TR/cada, totalizando 1.600 TR
Conjunto com chillers elétricos, totalizando 3.500 TR
Conjunto com chillers de absorção por queima direta, totalizando 2.500 TR
Resultados obtidos: planta de cogeração em um centro administrativo
Consideramos o modelo acima e análise de mercado dos insumos, energia elétrica, gás natural e água, bem como os custos de operação e manutenção da planta e amortização plena do investimento em contrato de 15 anos (tarifas-base de maio e julho de 2014, das respectivas companhias de energia, gás e água).
Temos então o resultado comparando solução convencional e a opção alternativa com a planta de cogeração a seguir:
Solução convencional, com suprimento em alta tensão e subesta&
ccedil;ão transformadora
O custo inicial da linha de transmissão é de difícil determinação pela condição de distância até a linha, derivação desta linha, condição física de implantação em áreas urbanas, licenças ambientais e/ou municipais quanto à passagem na via pública. Some-se ainda o risco quanto ao prazo demandado.
Deve ser considerado o custo de implantação da subestação (R$ 1.100 / kVA). Este custo será maior para potência instalada menor que 10 MVA, pois a maior parte dos equipamentos independe da potência instalada.
Não há possibilidade e escalonamento do investimento, visto que praticamente todo o investimento na linha de transmissão e na subestação deva ocorrer na primeira fase do empreendimento.
Finalmente, há o custo dos geradores a diesel de backup/emergência. Como vantagem, haverá o menor custo operacional e como desvantagens o tempo de implantação, o investimento inicial e, para o usuário final, a disponibilidade singela de energia nos padrões de qualidade e continuidade da concessionária, sem fonte alternativa.
Solução alternativa, com cogeração
Nesta análise, consideramos o suprimento de energia em média tensão, tipicamente entre 13,2 kV e 25 kV, no limite mínimo estabelecido pela Aneel em 2.500 kW. Este limite pode, ou não, ser praticado pela concessionária, mas neste estudo consideramos de fato como teto de fornecimento.
Nesta tensão, a energia fornecida pela concessionária seria contratada na modalidade A4, verde, ou seja, não seria utilizada em horário de ponta. Portanto, do montante total previsto fora de ponta (2.930.000 kWh), 660 horas x 2.500 kW = 1.650.000 kWh seriam da concessionária, sendo o restante produzido localmente.
Considerando o custo de implantação com amortização em 15 anos e comparando com a tarifa A4 verde, aplicada normalmente no mercado de produtos imobiliários deste tipo, assim como custos usuais de manutenção e operação das plantas de ar condicionado, teríamos:
Custo médio mensal, solução cogeração: R$ 14,20/m² de área útil locada (15 anos);
Custo médio mensal, após amortização: R$ 10,20/m² de área útil locada.
Esta comparação foi realizada para empreendimento de porte descrito anteriormente e pode variar favoravelmente em favor da solução de cogeração em empreendimentos de menor porte, abaixo de 100.000 m² de área útil locada.
Como importante benefício adicional aos usuários, o fornecimento de energia elétrica é assegurado por meio da operação combinada da concessionária, geradores a gás natural e diesel.
Conclusão
O que determinará a adoção desta opção como solução é um conjunto de fatores:
– Disponibilidade de energia da concessionária de energia elétrica, já que isso implica custos e, eventualmente, longo prazo para instalação;
Implantação em etapas do empreendimento;
Relação entre as tarifas e tributos no fornecimento de energia elétrica e gás natural, além da disponibilidade e custo de água para condensação;
Possibilidade de contratação e operação da planta em regime conhecido como B.O.T, em que uma empresa especialista monta, aluga e opera a usina, com transferência dos ativos ao contratante ao final do contrato, este de longa duração, por exemplo, 15 anos;
Valorização da necessidade operacional quanto a uma planta mais confiável e robusta.
O objetivo deste trabalho foi apresentar um modelo tecnicamente viável de utilização de sistema de geração de distribuída como alternativa às deficiências de fornecimento de energia elétrica e que seja economicamente viável nos padrões do mercado.
Concluímos que o modelo é viável, mesmo em região com baixo custo de energia elétrica, como a área de concessão da AES Eletropaulo e alto custo da água fornecida pela Sabesp. Dessa maneira, o projeto torna-se mais atrativo ainda em regiões onde as tarifas de energia elétrica são mais onerosas.
Referências bibliográficas
*José Luiz de Martini é engenheiro eletricista da Engenharia Gerencial SS Ltda., desenvolvedor de soluções para Instalações de alto desempenho e confiabilidade para aplicações especiais de sistemas de energia e modelagem de soluções para grandes centros comerciais –
[email protected]
