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ALTERNATIVOS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA
ELÉTRICA SOLAR HIDRÁULICO
Grupo: (Sistemas de Energia)
Doriana M. N. Oliveira1, Carlos B. Martinez2, Aymoré de C. Alvim Filho1, Selênio R. Silva1
UFMG2
UFMG1
Departamento de Engenharia Hidráulica e Recursos
Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Engenharia
Hídricos – EHR/CPH
Elétrica – CPDEE/ CPH – PPGEE
Av. Antônio Carlos, n ° 6627 - CEP 31270-901, Pampulha Av. Antônio Carlos, n ° 6627, Pampulha – CEP 31270-901
Belo Horizonte – MG - Fone: (031)3499-4925.
Belo Horizonte – MG - Fone: (031) 3499-4925.
[email protected], [email protected]
[email protected]
[email protected]
Resumo O atual cenário de crescimento da demanda de energia elétrica tem incentivado a pesquisa de novas
alternativas de geração de energia. Este trabalho apresenta um estudo comparativo entre as alternativas de utilização
da energia solar através de painéis fotovoltaicos / baterias e um sistema alternativo solar hidráulico reversível. Os dois
sistemas são acoplados a um retificador e a um inversor de freqüência. A primeira configuração é constituída por
painéis solares, baterias e inversor; a segunda é constituída de painéis solares, bateria, inversor e um reservatório de
água com a finalidade de operar como sistema reversível durante a noite ou em períodos de ponta de carga. A
metodologia apresentada permite a determinação do sistema de abastecimento de energia economicamente mais
vantajoso face às características locais. Além disso, é apresentado um estudo de caso onde se verifica a viabilidade do
uso do sistema solar-hidráulico para uma localidade isolada.
Palavras-chave: Energia Alternativa, Planejamento Energético.
1.
INTRODUÇÃO
Este trabalho se baseia no desenvolvimento de
estudos de viabilidade técnico-econômica de um
sistema solar hidráulico reversível e na comparação da
sua eficiência com um sistema solar convencional. O
sistema solar hidráulico tem como finalidade o
armazenamento de energia através de um reservatório
que irá abastecer um grupo gerador durante o período
de baixa insolação ou durante a noite. O sistema de
reservatórios irá substituir o grupo de baterias que
apresentam um elevado custo de capital e representam
um sério impacto ambiental quando consideramos a
sua substituição / descarte. Os testes de um sistema
solar-hidráulico piloto foram feitos no Centro de
Pesquisas Hidráulicas e de Recursos Hídricos da
EEUFMG (CPH -UFMG). Este trabalho tem o objetivo
de contribuir com o desenvolvimento de tecnologias
alternativas de energia, enfocando sistemas de pequeno
porte.
2.
como sistema reversível durante a noite ou períodos de
ponta de carga.
O sistema de fornecimento de energia
alternativo solar hidráulico é mostrado na Fig.1, em
que estão presentes os principais componentes: bomba
funcionando como turbina (BFT), arranjo de painéis
fotovoltaicos, retificador e inversor.
CONSTITUIÇÃO DO SISTEMA
O sistema em estudo apresenta duas
configurações básicas. A primeira é constituída de
painéis solares interligados a um sistema de baterias
fornecendo energia elétrica trifásica através de um
inversor de freqüência. A segunda alternativa é
constituída de painéis solares interligados a um
reservatório de água que tem a finalidade de operar
Figura 1. Diagrama básico do sistema de energia
híbrido solar hidráulico e convencional.
2.1.
Sistema fotovoltaico
Os sistemas de energia solar ou fotovoltaico
são capazes de gerar energia elétrica instantânea a
52
partir da simples captação da luz solar através de
módulos fotovoltaicos. Esses módulos geram energia
elétrica em corrente contínua. Os sistemas
fotovoltaicos apresentam uma configuração clássica
constituída de painéis solares que fornecem energia
elétrica trifásica através de um inversor. As baterias
têm a finalidade de operar o sistema durante a noite ou
em períodos de ponta de carga.
O sistema proposto possui, além dos
elementos clássicos, um conjunto motobomba que
pode operar, nos períodos de baixa demanda, elevando
água para um reservatório superior. Nos períodos de
demanda elevada (ou noturno) um segundo sistema
motobomba irá operar como uma bomba funcionando
como turbina (BFT), revertendo energia para o sistema.
A contabilização dos custos dos sistemas
propostos é feita de modo a se avaliar a opção de
armazenamento de água versus um sistema
convencional de baterias. A vantagem de se utilizar o
sistema hidráulico está na maior vida útil do mesmo
frente ao sistema de baterias, que via de regra tem um
tempo de vida útil em torno de 6 anos.
As desvantagens comparativas estão ligadas à
complexidade do sistema e a disponibilidade de local
para instalação de um reservatório de água de baixo
custo. Desta forma é mais indicada a utilização de
reservatórios localizados em elevações naturais do
terreno ou pequenos açudes de forma a reduzir os
custos de implantação.
Pode-se visualizar a aplicação deste sistema
em comunidades isoladas do estado de Minas Gerais,
onde as alternativas de abastecimento de energia
elétrica são restritas e onde a demanda não justifique a
implantação de um sistema de transmissão
convencional.
As avaliações da competitividade entre o
sistema solar-hidráulico em comparação com os
sistemas convencionais fotovoltaicos mostram a
competitividade dos mesmos sistemas caracterizados
por um baixo consumo de energia e com taxas de
retorno reduzidas.
2.2.
Figura 2. Esquema básico do sistema solar/híbrido
hidráulico.
Para o cálculo da altura de elevação da bomba
(hrec) pode-se utilizar a Eq. (3). O cálculo da queda
disponível para operar a BFT (had) pode ser feito
através da Eq. (4).
∆hfb = 0,00178* Qb1,85 * Db
4,87
* (lsuc + lrec + leq.c )
∆ hfr = 0,00178 * Qrb 1,85 * D rb
− 4 , 87
* ( l ad . + l ad . eq .c )
(1)
(2)
h rec = hg + ∆ hfb
(3)
h ad = hg − ∆ hfr
(4)
Sistema hidráulico
A modelagem do sistema hidráulico visa a
determinação das perdas de carga no circuito de
bombeamento/reversão e tem a finalidade de identificar
pontos de operação dos mesmos. O equacionamento
deste sistema leva em consideração as perdas de carga
distribuídas e localizadas, e procura representar as
condições de bombeamento de forma distinta da
condição de reversão. Assim a Fig. 2 mostra o tipo de
sistema de bombeamento a ser estudado.
Os cálculos do sistema hidráulico têm a
finalidade de determinar as perdas de carga na
tubulação. As perdas de carga ocorrem nos tubos retos,
nas curvas e nas bifurcações, para este caso pode-se
calcular a perda de carga do sistema de bombeamento
pela Eq. (1). Devido ao fato do sistema de adução para
operar a bomba funcionando como turbina ser diferente
utiliza-se a Eq. (2) para o cálculo da perda de carga
durante a reversão.
Sendo:
Qb = vazão de bombeamento (m3 / s ) ;
Qrb = vazão de reversão (m3 / s ) ;
Db = diâmetro da tubulação de recalque (m);
Drb = diâmetro da tubulação de reversão (m);
Lsuc = extensão da tubulação de sucção da bomba (m);
Lrec = extensão da tubulação de recalque da bomba (m);
Leq.c= comprimento equivalente das conexões da
tubulação de recalque (m);
Lad = extensão da tubulação de adução no recalque da
BFT (m);
Lad.eq.c=comprimento equivalente das conexões da
tubulação de adução no recalque da BFT (m);
hg= desnível geométrico entre o reservatório de jusante
e de montante(m).
53
3.0.
ESCOLHA
TURBINA
DO
GRUPO
BOMBA-
O grupo bomba funcionando como turbina
(BFT) pode ser escolhida através da metodologia
proposta por Viana [9]. Nesta levanta-se os
coeficientes experimentais de altura e de vazão da BFT
– BFB em função da rotação especifica através de
resultados experimentais de ensaios de laboratório.
Foram feitos ensaios de laboratório no Centro de
Pesquisas Hidráulicas da UFMG, onde foram
observados resultados diferentes dos esperados a partir
dos equacionamentos acima citados. A bancada de
testes utilizada para execução destes ensaios pode ser
vista na Fig. 3. Os resultados dos ensaios apresentam
um patamar de rendimento de 60% a 70% para uma
faixa de porcentagem da potencia nominal na Fig. 4
(sendo que este patamar rendimento está relacionado
com a rotação de 700rpm, 800rpm e 900rpm), o que
pode ser considerado como aceitável para a operação
em um sistema deste tipo (pequeno porte). O
rendimento da BFT é evidentemente menor que o
rendimento de uma turbina convencional, entretanto
uma análise comparativa de custos pode indicar a
viabilidade de cada alternativa. Admite-se que o custo
do grupo gerador seja em torno de 40% dos custos
totais para este tipo de instalação, podemos ver estes
custos na Tabela 1.
Os
custos
de
equipamentos
hidroeletromecânicos convencionais podem ser obtidos pela
Tabela 2 a seguir. A Tabela 3 apresenta os custos de
grupos geradores.
Tabela 1. Custos atualizados de grupos geradores para
microcentrais hidrelétricas.
Custos em US$ / kW
Potência (kW)
1
2
3
4
5
6
7
10
446
558
795
810
queda
15
446
504
554
780
810
880
1064
(m)
20
446
500
514
630
790
820
980
25
446
502
494
610
750
796
890
Adaptação de Santos et al 1990, [7].
Tabela 2. Custos atualizados dos equipamentos para
microcentrais hidrelétricas ELETROBRÁS (1985).
Custos em US$ / kW
Potência (kW)
10
2
5
10
15
1.650
954
697
563
queda
15
1.285
807
587
456
(m)
20
1.100
734
514
416
25
1.100
660
440
367
Obs: (3) ELETROBRÁS (1985), 1,00 US$=2.724,00, CR$ 11/ de
1984.
Tabela 3. Custos de grupos geradores (BFT / gerador
de indução trifásico).
Custos em US$ / kW
Potência (kW)
2
5
10
15
10
295
565
870
1266
Queda
15
298
570
910
1270
(m)
20
280
575
915
1275
25
290
575
920
1280
Obs: Ref: Custos de mercado em junho de 2000; 1,00
US$=1,82 R$, 06/ 2000, [5].
Figura 3. Bancada de testes utilizada para execução dos
ensaios da BFT.
Para a composição do sistema hidráulico,
optou-se por trabalhar com o sistema BFT devido ao
mesmo apresentar um menor custo em relação aos
equipamentos hidromecânicos convencionais. Assim
sendo para avaliar a competitividade deste sistema
frente ao sistema fotovoltaico com armazenamento
com baterias fez-se o cálculo dos custos anuais dos
sistemas para taxas anuais de juros de 10%, 8% e 6% e
com tempo de retorno de 15 e 6 anos, [5].
Apresenta-se na tabela 4 os custos totais,
anuais e unitários do sistema de baterias (descarga
profunda), com uma taxa anual de juros de 10%, 8% e
6% e com o tempo de retorno de 6 anos.
Tabela 4. Custo total e anual de baterias para
armazenar a energia do sistema solar em estudo.
Potência (kW)
2
5
10
15
Custo total US$
2.700
6.750
13.500
20.250
Custo Anual US$ / ano (10 %)
618
1.550
3.125
4.650
Custo Anual US$ / ano (08 %)
585
1.460
2.800
4.375
Custo Anual US$ / ano (06 %)
550
1.375
2.750
4.125
Custo unitário US$/kWh (10 %)
0,071
0,071
0,071
0,071
Custo unitário US$/kWh (08 %)
0,067
0,067
0,064
0,067
Custo unitário US$/kWh (06 %)
0,063
0,063
0,063
0,063
Bateria de alta profundidade de descarga (80%)
Tempo de funcionamento de 5,5 horas/ dia
Tempo de retorno de 6 anos, [5].
54
Curvas Características de Rendimentos da BFT
Rendimento da Turbina (%)
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
Rendim_700rpm
40
50
60
70
80
90
100
110
120
Porcentagem da Potência (W)
Rendim_800rpm
Rendim_900rpm
Figura 4. Curvas características de rendimentos da BFT, a velocidades de 700, 800 e 900
rpm (ensaios realizados no CPH – UFMG).
4.
CASO ANALISADO
Apresenta-se um estudo de caso de uma
instalação com capacidade de fornecer 14,60 MWh/ano
a partir da fonte solar. A característica do sistema é
dada pela Tabela 6.
Considera-se que a capacidade de descarga
das baterias (PD) será em torno de 80%. Deste modo, a
capacidade a ser instalada no banco de baterias para
fins de armazenamento poderá ser calculada conforme
a Eq. (5).
D = Potp*tp + Potb*tb
a uma velocidade de 900 rpm, obtidos através de
ensaios, Fig.3.
A capacidade de carga necessária para o banco
de baterias (E bat) será de 25 kWh. Com relação ao
sistema hidráulico, o cálculo da energia requerida (Er) é
feito através da utilização da Eq. (7). Obtendo-se um
valor de 35 kWh. Para o cálculo da vazão utiliza-se a
Eq. (8).
Er=D/ηBFT
(7)
Q=P/(9,81*HT*ηBFT)
(8)
(5)
Sendo:
D = demanda em kWh;
Potp = potência requerida no patamar de ponta (kW);
Potb= potência requerida no patamar de base (kW);
tp= tempo em horas de ponta (h);
tb= tempo em horas de base (h).
A vazão de projeto será então de 0,072 m3/s
(5 kW de acordo com a Tabela 5), e o volume de
acumulação será de 260 m3. A vazão para períodos de
baixa demanda (2 kW) será de 0,029 m3/s e para o
período noturno (0,45 kW) será de 0,0055 m3/s.
Deste modo, temos com característica de
trabalho as seguintes condições: vazão (Q) de 0,072
m3/s, uma altura de queda de 12metros. Assim, calcula-
Tabela 5. Característica da Carga do Sistema a ser
Analisado.
se o
Carga do Sistema em Estudo
Potência (kW)
Tempo
(horas)
Tempo de
insolação
Tempo sem
isolação
0,45
2
5
___
10
___
11
___
3
A demanda em período sem insolação é de
aproximadamente 20 kWh/dia. Desta forma o banco de
baterias terá uma capacidade calculada (E bat) pela
Eq. (6).
Ebat=Dsem.ins/PD
(6)
O valor de rendimento utilizado para a analise
e cálculo do projeto do sistema apresentado foi de 60%
nqat (rotação especifica), [5].
As características do equipamento operando
como bomba são obtidos com base nos coeficientes
teóricos mostrados de Stefanoff, [8].
nqat = 87 => k at =0.54
=> k qt = 0.76
H = 6,5 metros;
Q = 0,055 m3/s
A capacidade instalada em painéis (Cinst.P)
será de 45 kWh/dia para o sistema com baterias e de
55 kWh/dia para o sistema solar-hidráulico. O fato da
potência do sistema solar-hidráulico ser em torno de
25% maior que a do sistema de baterias se deve ao fato
do rendimento do sistema BFT ser consideravelmente
menor que o banco de baterias (ηBFT = 60% e ηbat =
80%).
Assim a potência em painéis (Pinst) será
calculada em função do sol pleno (sp), Eq.(9).
55
Pinst = (Cinst.P.b) / sp
(9)
A potência instalada em painéis para o sistema
com baterias é então de 8,5 kWp e para o sistema solar
híbrido hidráulico será de 10,5 kWp. Os custos de
implantação do sistema solar com baterias e híbrido
hidráulico são avaliados através do índice de
competitividade [2], obtido através da razão entre o
custo do sistema com baterias e o custo do sistema com
BFT (este índice pode ser obtido através dos valos
calculados nas tabelas 6 e 7). Assim sendo, a Tabela 6
e 7 mostra, respectivamente, o índice de custo do
sistema com BFT em relação ao sistema com baterias
em função do preço do painel, para tempo de retorno
de 15 e 30 anos. Considerando para ambos os casos
uma taxa de retorno de 10% a.a.
Tabela 6. Custos total e anual do sistema solar com
baterias e com sistema híbrido solar – hidráulico (15
anos).
Sistemas Painéis Armaze- Custo
CEG
namento anual
Juros
Baterias
45 kW
Híbrido
55kW
10%
8%
6%
10%
8%
6%
US$
US$
56.000,00
*
7.425,00**
63.000,00
*
4.301,00***
US$
US$/MWh
9.067,00
8.149,00
7.276,00
8.848,00
7.863,00
6.929,00
621
558
498
606
538
474
*Painéis solares – tempo de retorno de 15 anos
**Sistema com baterias – tempo de vida útil de 6 anos
***Sistema híbrido – tempo de retorno de 15 anos, [6].
Tabela 7. Custos total e anual do sistema solar com
baterias e com sistema híbrido solar/ hidráulico.(30
anos).
Sistemas
Juros
Baterias
45 kW
Híbrido
55kW
10%
8%
6%
10%
8%
6%
Painéis
Armazenamento
Custo
anual
CEG
US$
US$
US$
US$/MWh
56.000,00*
7.425,00**
63.000,00*
4.301,00***
7.645,00
6.580,00
5.578,00
7.139,00
5.978,00
4.889,00
523
450
382
489
409
335
*Painéis solares – tempo de retorno de 30 anos
**Sistema com baterias – tempo de vida útil de 6 anos
***Sistema híbrido – tempo de retorno de 30 anos, [6].
5.
COMENTÁRIOS FINAIS
Pela análise do estudo de caso pode-se
observar que o sistema híbrido solar-hidráulico é
competitivo para o universo de taxas de juros com
tempos de retorno de 15 anos. O mesmo ocorre para
um tempo de retorno maior (30 anos) onde os custos de
energia gerada são interessantes. Observa-se, também,
que o maior impacto sobre o custo do sistema se deve à
aquisição de painéis solares. Portanto, à medida que o
custo dos painéis for caindo, o custo da energia gerada
pelo sistema híbrido solar-hidráulico deve-se tornar
mais competitivo, frente aos sistemas convencionais.
Como o rendimento da BFT é evidentemente
menor que o rendimento de uma turbina convencional
foi feita uma analise comparativa de custos, onde
mostra a viabilidade de cada alternativa. No caso
analisado a relação entre o rendimento da máquina
funcionando como bomba (80%, dado oferecido pelo
fabricante) e funcionando como turbina (60%, valor
experimental) foi de 0,75.
É importante citar que no estudo de caso
apresentado, o custo do reservatório e de sistemas
auxiliares não foram considerados, assim como, no
caso do sistema convencional, as instalações para
abrigo de baterias também foram desconsideradas.
6.
REFERÊNCIAS
[1] Alvim Filho, Aymoré de C; Silva, Selênio R;
Martinez, Carlos B. A, (1998). Utilização de geração
hidráulica consorciada com sistemas de energia
fotovoltáicos e termelétricos. Anais do XVII Congreso
nacional del agua & II Simposio de recursos hidricos
del cono sur, Santa Fe – Argentina.
[2] Alvim Filho, Aymoré de C, (1999). Avaliação
econômica do fornecimento de energia elétrica a partir
de fontes de energia solar e eólica para sistemas
isolados. Dissertação de mestrado, CPDEE – UFMG.
Belo Horizonte - MG.
[3] Eletrobrás & DNAEE, (1985). Manual de micro
central hidrelétrica.
.
[4] Solar Fotovoltáica, (1995). Manual de engenharia
para sistemas fotovoltáicos. CRESESB/CEPEL. Grupo
de trabalho de energia.
[5] Oliveira, Doriana M.N; Martinez, Carlos B; Silva,
Selênio R; Alvim Filho, Aymoré de C, (2000).
Sistemas de fornecimento de energia elétrica híbrido
solar hidráulico. 3º Encontro de energia no meio rural,
UNICAMP -Campinas – SP.
[6] Oliveira, Doriana M.N, (2001). Sistema híbrido
fotovoltaico-hidráulico de geração de energia elétrica.
Dissertação de mestrado, CPDEE/CPH – UFMG. Belo
Horizonte - MG.
[7] Santos, R.S.F.; Saliba, A.P.M.; Martinez, C.B,
(1997). Seleção de formas de geração/suprimento de
energia elétrica. em sistemas elétricos isolados do
Brasil, III Congresso. Latino-Americano: Geração e
transmissão de EE, v.1,p.128-152.
[8] Stepanoff, A.T, (1962). Centrifugal and axial flow
pumps. John Wiley & Sons, Inc., N.Y.
[9] Viana, Augusto N.C, (1987). Comportamento de
bombas centrífugas funcionando como turbinas
hidráulicas. Dissertação de mestrado, EFEI. Itajubá –
MG.