Energia Renovaveis, Notas de estudo de Engenharia Elétrica
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Microsoft Word - ApostilaIER.doc

INTRODUÇÃO ÀS ENERGIAS RENOVÁVEIS

PROMOÇÃO:

ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil

REALIZAÇÃO:

Grupo de Estudos e Desenvolvimento de Alternativas Energéticas

GEDAE/FEE/ITEC/UFPA

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OBJETIVO

O objetivo desta apostila é fornecer aos participantes do curso os conceitos básicos sobre as fontes renováveis de energia, familiarizando-os com suas características, impactos, vantagens, desvantagens, e aplicações práticas.

A abordagem utilizada é bastante sucinta, por tratar-se de um tema muito abrangente e que necessita de estudos mais aprofundados sobre cada uma das fontes aqui apresentadas. Dessa forma, este texto deve ser entendido como uma inicialização no assunto, que poderá ser mais aprofundada de acordo com o interesse de cada leitor, fazendo uso da bibliografia citada como passo inicial.

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SUMÁRIO

Introdução

1. Conceitos Básicos 1.1. A Importância da Energia 1.2. Energia e Potência 1.3. Unidades de Energia e Potência 1.4. Tipos e Fontes de Energia 1.5. Impactos Ambientais 1.6. O Efeito Estufa 1.7. Mecanismos de Desenvolvimento Limpo

2. Energia Solar 2.1. O Sol e suas Características 2.2. Geometria Sol-Terra 2.3. Radiação Solar Extraterrestre e Sobre a Terra 2.4. Potencial Solar e sua Avaliação 2.5. Energia Solar-Térmica 2.6. Energia Solar Fotovoltaica 2.7. Vantagens e Desvantagens da Energia Solar

3. Energia Eólica 3.1. O Vento e suas Características 3.2. Perfil do Vento e Influência do Terreno 3.3. Potencial Eólico e sua Avaliação 3.4. Aerogeradores 3.5. Aplicações de Sistemas Eólicos

4. Energia Hidráulica 4.1. Definição de PCH 4.2. Centrais Quanto à Capacidade de Regularização 4.3. Centrais Quanto ao Sistema de Adução 4.4. Centrais Quanto à Potência Instalada e Quanto à Queda de Projeto 4.5. Componentes de uma PCH 4.6. Estudos Necessários para Implantação do Empreendimento 4.7. Geradores Hidrocinéticos

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5. Energia Oceânica 5.1. Energia das Marés 5.2. Energia das Ondas 5.3. Energia das Correntes Marítimas

6. Energia da Biomassa 6.1. Conceito de Biomassa 6.2. Tipos de Biomassa 6.3. Combustão 6.4. Gaseificação 6.5. Biodigestão 6.6. Limpeza dos Gases 6.7. Biodiesel

7. Energia do Hidrogênio 7.1. O Hidrogênio 7.2. Células a Combustível 7.3. Princípio de Funcionamento da Célula a Combustível 7.4. Principais Componentes de um Sistema com Célula a Combustível 7.5. Tecnologias Empregadas em Células a Combustível 7.6. Principais Aplicações

8. Sistemas Híbridos 8.1. Estratégias de Operação 8.2. Vantagens e Desvantagens 8.3. Características de Sistemas Isolados e Interligados

Considerações Finais

Bibliografia

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INTRODUÇÃO

A energia é um bem indispensável à existência de qualquer ser vivo. Dentre as suas formas finais, a energia elétrica é uma das mais elegantes, e está presente na vida de muitos, mas não de todos os seres humanos. A busca pela universalização do atendimento elétrico constitui-se em um constante desafio vivido por cidadãos comuns, autoridades, governos e demais seguimentos da sociedade. Um dos principais motivos da ausência de energia elétrica na vida de milhares de pessoas no mundo é a condição de pobreza aliada à situação de isolamento geográfico em que elas se encontram. Apesar de ainda crítico, esse panorama vem se alterando com o passar do tempo.

O avanço na pesquisa e desenvolvimento de fontes alternativas baseadas em energias renováveis, somado a fortes programas governamentais e sociais, preocupados principalmente com a exclusão proporcionada pela ausência de energia elétrica e com os crescentes problemas ambientais, têm sido responsáveis por profundas e importantes mudanças. Países como a Alemanha, Espanha e Estados Unidos já contam com grande penetração de energias renováveis em suas matrizes energéticas. A nível nacional, programas governamentais como o PROINFA e o Luz Para Todos vêm se constituir em grandes incentivos ao desenvolvimento de estudos que visem tornar as fontes renováveis ainda mais competitivas.

A expansão do atendimento elétrico no Brasil, assim como em muitos outros países ao redor do mundo, dá-se, basicamente, através da extensão de linhas de transmissão pertencentes ao sistema interligado, ou através da geração térmica de pequeno, médio e, por vezes, até mesmo grande porte, usualmente com a utilização de grupos geradores com combustível de origem fóssil, principalmente óleo diesel.

A primeira é uma solução viável quando o sistema de transmissão/distribuição não se encontra muito distante do centro de consumo a ser atendido, ou quando este tem porte suficiente para representar atratividade econômica para a concessionária. O segundo tem seus maiores atrativos na relativa facilidade de aquisição, instalação e uso, além do reduzido custo inicial.

Tais soluções, entretanto, não constituem alternativas únicas. Ao contrário, o acelerado crescimento técnico das fontes renováveis vem tornando-as competitivas, e por muitas vezes mais viáveis do que as fontes ditas convencionais. Sistemas renováveis, cujas fontes primárias são dos tipos solar fotovoltaica (FV) e eólica, estão entre as opções mais consideradas atualmente, embora haja também a possibilidade de utilização de sistemas a biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.

Porém, para que se possa analisar de forma criteriosa em que situação e com que tipo de configuração o sistema é o mais viável para determinada aplicação, diversos fatores devem ser considerados. Dentre eles, os principais são os aspectos

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técnicos e econômicos de cada alternativa. Análises de viabilidade técnico- econômica de sistemas de geração de energia elétrica, principalmente aqueles que visam ao atendimento de locais remotos, são associadas a aspectos como a logística de instalação, custos de capital, facilidades e custos de manutenção e operação, disponibilidade de combustível, seja ele renovável ou não, modularidade, confiabilidade, dentre outros.

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CAPÍTULO 1 – CONCEITOS BÁSICOS

1.1. A Importância da Energia

A energia é fundamental para qualquer ser vivo, pois é utilizada no atendimento de suas necessidades básicas como a locomoção, a alimentação e a própria manutenção da vida. O homem, de modo especial, dentre todos os seres vivos, é o mais dependente da energia em todas as suas diversas formas, pois desenvolveu, ao longo da história, máquinas, usos e costumes que precisam cada vez mais de energia, principalmente a elétrica.

O homem busca melhor qualidade de vida, desde a pré-história, fundamentalmente através de uma maior disponibilidade de bens de consumo, o que implica em maior produção. A produção precisa ser processada, transformando a matéria-prima em produtos acabados, e a energia possibilita esse processo. Os produtos acabados precisam ser transportados, conservados e comercializados e, mais uma vez, a energia se faz necessária.

Muitas maneiras de transformar a energia foram sendo criadas pelo ser humano, diversas tecnologias energéticas foram consolidadas para que fossem melhor aproveitadas para o benefício da humanidade. Entretanto, hoje em dia uma grande parte da população mundial carece de uma vida mais digna e sobrevive isolada do mundo, sem condições decentes de saúde, higiene, lazer, educação e cidadania, em grande parte porque não dispõe de energia para satisfazer suas necessidades básicas.

No Brasil, com suas dimensões continentais, política energética de fontes renováveis não convencionais ainda carecendo de incentivos mais firmes e constantes, distribuição de renda desigual, e com uma população vivendo nos mais diversos climas e regiões – campos, cidades, ilhas, semi-árido, alagados, etc. – os benefícios da disponibilidade de energia não chegam a todos os brasileiros. Hoje, com a adoção de programas como o Luz Para Todos e o PROINFA, busca-se diminuir esta desigualdade.

A escolha da forma de energia ou dos mecanismos para processá-la não é única e depende de diversos fatores como: cultura do povo, disponibilidade de recursos energéticos, custo de implantação, operação e manutenção, viabilidade técnica, etc. A produção, armazenamento e utilização da energia pode ser feita através do uso de recursos naturais renováveis ou não-renováveis, com maior ou menor impacto no meio ambiente, com custos bastante diferenciados, com emprego imediato ou posterior, e com maior ou menor benefício ao homem. As energias química, nuclear, térmica, mecânica, potencial e elétrica são algumas das formas conhecidas de utilização da energia. A energia elétrica, por sua característica funcional e não poluente (pelo menos no que concerne ao seu uso final) é a mais difundida no mundo.

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O Brasil, grande produtor de energia elétrica através de suas hidrelétricas, não consegue atender todos os seus habitantes e indústrias apenas com esse recurso, quer por insuficiência na produção, deficiências nos sistemas de transmissão e distribuição, questões geográficas, ou mesmo pelo elevado custo da energia. Em função dessa realidade, outras alternativas de produção estão sendo, ainda que timidamente, incorporadas à matriz energética brasileira. Além do já consagrado uso de termelétricas e grupos geradores a diesel, fontes alternativas e renováveis procuram ocupar seu espaço no mercado e na sociedade. As energias eólica e solar fotovoltaica destacam-se dentre elas, pois o Brasil possui as condições básicas, sol e vento, adequadas ao atendimento das demandas de várias regiões.

1.2. Energia e Potência

O conceito de energia é bastante amplo e essencial na Física. Qualquer objeto que desenvolva trabalho está fazendo uso de energia para tal. Pode-se, por exemplo, usar energia na forma de eletricidade para aquecer um material, ou energia potencial para armazenar água em um reservatório. A própria etimologia da palavra energia vem do grego εργοs (ergos) que significa trabalho. Nos dicionários da língua portuguesa também encontra-se a definição de energia como sendo a capacidade dos corpos de desenvolver uma força ou produzir trabalho.

A potência, por sua vez, é a taxa com que se produz trabalho. Assim a potência relaciona-se com a energia através da relação

dt dEP =

sendo P a potência, E a energia e dt dE a taxa de variação da energia no tempo.

Quando a variação da energia no tempo é constante, a expressão anterior reduz-se a

t EP =

As expressões anteriores podem ser reescritas colocando a energia em função da potência, das seguintes formas, respectivamente

∫= PdtE e

tPE .=

1.3. Unidades de Energia e Potência

O Princípio de Conservação da Energia implica em que todos os tipos de energia podem ser medidos através de uma única unidade. Entretanto, antes do

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conhecimento desse princípio, algumas formas de energia foram sendo descobertas e utilizadas e, com elas, suas respectivas unidades. Em função disto, foi necessária a criação de fatores de conversão que relacionassem as diversas unidades de energia conhecidas. A energia térmica, por exemplo, tem como unidade comum a caloria (cal), que indica a quantidade de calor necessária para elevar em 1 oC a temperatura de 1 g de água. Já o sistema de medidas britânico adota o BTU como unidade para o calor. Entre essas duas unidades a relação de conversão é

1 BTU = 252 cal

No Sistema Internacional de Unidades (SI), a energia é medida em joules (J), determinando o trabalho realizado por uma força de 1 newton (N) em um deslocamento de 1 m na direção desse deslocamento. A relação entre joule e caloria é

1 cal = 4,18 J

O uso de cada uma delas é característico de cada área. Por exemplo, na área de sistemas elétricos de potência é usual medir energia através do Wh (watt-hora) e seus múltiplos, kWh, MWh e GWh. O kWh equivale à aplicação de uma potência de 1.000 W durante o tempo de uma hora. Portanto:

1 kWh = 1.000 W x 3.600 s = 3,6 x 106 J = 0,86 x 106 cal

Em relação à potência, no Sistema Internacional de Unidades (SI), essa grandeza é expressa em watts, sendo que 1 watt (W) é a potência desenvolvida quando se gasta 1 joule de energia em 1 segundo.

Outras unidades comuns de potência são o cavalo-vapor (CV) e o horse-power (HP), sendo:

1 CV = 735,5 W

1 HP = 746 W

1.4. Tipos e Fontes de Energia

Fontes de energia são substâncias e meios que permitem produzir energia útil diretamente ou por transformação. Podem ser dos tipos renováveis (natural ou artificialmente) e não renováveis.

Entre as renováveis naturalmente estão os rios, a radiação solar e os ventos; entre as renováveis artificialmente podem ser citados o reflorestamento e os resíduos em geral; e entre as não renováveis, o petróleo, o gás natural, o carvão mineral e o urânio.

Algumas das fontes energéticas mais conhecidas para a geração de energia elétrica são a solar, a eólica, a térmica, a química, a hidráulica e a nuclear.

A energia solar na Terra decorre da incidência dos raios solares na forma de luz e calor e é, na realidade, a origem de todas as outras formas de energia

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conhecidas. Seu aproveitamento estende-se desde a secagem de produtos até os mais modernos coletores solares planos e parabólicos e os painéis fotovoltaicos.

A energia eólica decorre do movimento dos ventos e tem sido aproveitada há séculos em embarcações à vela, moinhos de vento e cata-ventos para bombeamento de água. Modernamente, essa forma de energia tem sido utilizada através dos aerogeradores, ou turbinas eólicas, que convertem a energia eólica em energia elétrica.

A energia térmica manifesta-se sob forma de calor, podendo ser armazenada em determinados sistemas, sendo que quanto mais quente estiver um corpo, maior a energia armazenada. Os exemplos de utilização dessa forma de energia vão desde corriqueiras aplicações domésticas, como o ferro de engomar e os aquecedores, até os fornos de alta temperatura utilizados na indústria e as centrais termelétricas, que utilizam geralmente o óleo diesel como combustível.

A energia química é liberada durante uma reação química. Alguns exemplos são a queima do carvão, da gasolina e de óleos combustíveis, e as pilhas e baterias elétricas.

A energia hidráulica é a energia cinética ou potencial das águas. Seu aproveitamento estende-se de épocas remotas, na forma de rodas d’água, até os dias de hoje, na forma de centrais hidrelétricas de diversos portes.

As formas mais comuns de aproveitamento dos recursos hídricos são as hidrelétricas de grande porte, que visam atender grandes centros e indústrias. Elas fazem uso de altas quedas e volumosos cursos d’água, de grandes estruturas na forma de barragens, e requerem freqüentemente a alteração do fluxo dos rios e a formação de grandes lagos artificiais. Essa forma de geração de energia é a principal na matriz energética brasileira.

As pequenas centrais hidrelétricas, que destinam-se ao atendimento de pequenos consumidores, como comunidades rurais e fazendas isoladas, necessitam para seu funcionamento de pequenos desníveis em pequenos cursos d’água e obras civis de pequeno ou médio porte.

As rodas d’água são também uma boa opção quando se trata de pequenos aproveitamentos, exigindo apenas pequenos desníveis em pequenos cursos d’água.

A energia nuclear é produzida nas reações nucleares (comumente a fissão nuclear) e origina-se da transformação de parte da massa das partículas reagentes em energia. Como exemplos têm-se os reatores nucleares.

Dentre as diversas formas de aproveitamento da biomassa encontram-se os gaseificadores, que produzem gás combustível (gás pobre) a partir da biomassa de resíduos (lixo urbano, cascas de grãos, resíduos de serrarias, bagaço de cana, etc.). Bastante comuns são também os biodigestores, que produzem o biogás sem a presença de oxigênio, a partir de vegetais aquáticos (aguapés, algas, etc.), resíduos

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rurais (cascas de grãos, capim, esterco animal), resíduos urbanos e resíduos industriais, produzindo ainda como subproduto o biofertilizante.

Também os diversos tipos de fornos, que transformam madeira em carvão vegetal, ou utilizam-se da queima direta de lenha são exemplos do aproveitamento da biomassa como fonte energética.

Finalmente, a energia elétrica pode ser obtida a partir de qualquer outra forma de energia, através de processos de transformação diretos ou indiretos.

A produção ou transformação de energia elétrica é realizada através do uso de algum tipo de fonte de energia, primária ou secundária. As fontes primárias são aquelas encontradas diretamente na natureza e as secundárias são as obtidas por processos de transformação das primárias. As fontes de energia podem também ser classificadas em renováveis ou não renováveis, podendo ser as primeiras ainda de caráter natural – independente da ação do ser humano - ou artificial – dependente deste.

Fontes Não-Renováveis

O petróleo, o carvão mineral, o gás natural e o xisto betuminoso são exemplos de fontes não-renováveis de energia, porque não são produzidos à mesma taxa em que são consumidos e, por essa razão, se continuarem a ser utilizados nas taxas atuais, terão seus estoques esgotados em um período mais ou menos curto.

A abundância dessas fontes na natureza e a relativa praticidade de sua obtenção e transformação levaram ao seu uso intensivo, principalmente nos dois últimos séculos. O uso irrestrito desses recursos, associado à falta de cuidados com o meio ambiente, inicialmente não vislumbrados ou não verificados, simplesmente resultaram, nos dias de hoje, na escassez do petróleo em médio prazo e no comprometimento de florestas e grandes mananciais de água. Paralelamente a isto, a fauna e a flora, diretamente afetadas pelos resíduos provenientes da exploração e aproveitamento dessas fontes de energia, têm pagado um preço muito alto.

As fontes não-renováveis de energia, ainda que hoje representando a principal força motriz nos países desenvolvidos, precisam ser utilizadas de modo mais racional, observando-se não apenas os fatores técnicos e econômicos, mas também a extensão dos impactos ambiental e social do seu uso.

O óleo diesel, por exemplo, ainda é um componente importante na geração de eletricidade em localidades isoladas e em sistemas de reserva (backup), em aplicações que não permitem a interrupção no fornecimento de energia. Os grupos geradores a diesel existentes no mercado abrangem uma faixa ampla de potência, atendendo aos mais diversos tipos de aplicações. O custo de implantação dos grupos geradores a diesel são quase sempre mais atraentes quando comparados com os dos sistemas renováveis de capacidade equivalente. Uma análise de tempo de retorno de investimento, no entanto, pode revelar que o maior capital inicialmente investido nos sistemas renováveis é recuperado após alguns anos de operação.

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Além disso, a menor agressão ao meio ambiente, o menor nível de ruído dos sistemas que utilizam as fontes renováveis, além de seu maior tempo de vida útil, são fatores que devem ser considerados na escolha da fonte de energia e da tecnologia utilizada.

Fontes Renováveis

Consideram-se fontes renováveis de energia aquelas que apresentam taxas de reposição equivalentes às de sua utilização, podendo essa reposição ocorrer naturalmente ou artificialmente. Como exemplos das renováveis naturalmente podem ser citadas as fontes solar, eólica, hídrica, e a biomassa natural. As renováveis artificialmente são representadas pela biomassa plantada e pelos resíduos gerados nas indústrias e demais processos controlados pelo ser humano, inclusive o lixo.

Considerada a definição de fonte renovável do parágrafo anterior, deve ter em mente que fontes como a biomassa natural só podem ser consideradas renováveis se houver o seu correto manejo. Caso contrário, elas serão não renováveis.

As fontes renováveis estão disponíveis em abundância no território brasileiro e dentre as que oferecem maior potencial para exploração estão: a radiação solar, o vento, a água e a biomassa com suas diversas formas de utilização. As características geográficas do Brasil, com grande número de pequenos núcleos habitacionais isolados, favorecem um estudo detalhado da competitividade dessas fontes com aquelas não renováveis. O amadurecimento das tecnologias para sistemas eólicos, solar-fotovoltaicos e de biomassa certamente torna atrativo o uso dessas fontes em aplicações específicas e em operações integradas com outras tecnologias.

O uso exclusivo das fontes renováveis para solução definitiva dos problemas de energia é uma opção ainda remota; entretanto, o desenvolvimento de novas tecnologias para melhor aproveitamento desses recursos e a integração com outras formas de energia podem, sem dúvida alguma, minimizar a dependência brasileira e mundial de fontes não-renováveis de energia, além de contribuir para a preservação do meio ambiente.

Não se pode, entretanto, excluir a possibilidade de uso das energias renováveis, ainda que com custos de implantação elevados, como é o caso dos sistemas eólicos e os fotovoltaicos, sem considerar os benefícios sociais e ambientais atrelados a ele.

1.5. Impactos Ambientais

Todos os tipos de aproveitamento energético conhecidos causam, de uma forma ou de outra, algum impacto ambiental, que deve ser considerado quando da escolha do tipo de aproveitamento e de sua implantação. A alteração da paisagem é basicamente comum a todos eles.

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O aproveitamento do gás natural provoca a liberação de gases de combustão e de calor à atmosfera. Existem também os riscos de vazamento e explosão no armazenamento e durante o transporte.

As centrais hidrelétricas podem resultar em alterações importantes como a obstrução que a barragem apresenta à passagem de nutrientes e organismos vivos, a perda de terras férteis, de tipos vegetais, de reservas minerais, além de modificações na paisagem e de alterações nas atividades sócio-econômicas das populações.

Os derivados do petróleo liberam para a atmosfera calor e produtos de combustão (gases tóxicos, poeira, compostos orgânicos, etc.) e apresentam riscos de vazamento e explosão.

A energia nuclear produz rejeitos radiativos de difícil eliminação, além de apresentar riscos de acidentes graves.

A biomassa causa a emissão de sólidos em suspensão e de gases quentes, nocivos à atmosfera.

A energia eólica causa pequenos impactos visuais e sonoros, interferência eletromagnética, morte e alterações da rota migratória de pássaros.

No caso da energia solar os impactos podem ser considerados de menor escala ainda. Os visuais vêm sendo contornados com o surgimento de tecnologias que integram os equipamentos de geração às edificações. Outros impactos considerados, como os ocasionados no processo de fabricação de células fotovoltaicas, são praticamente desprezíveis.

1.6. O Efeito Estufa

O Efeito Estufa é um fenômeno natural responsável por manter a temperatura da Terra maior do que a temperatura que o planeta teria caso não houvesse atmosfera. Este fenômeno, dentro de limites aceitáveis, é a maneira que a Terra possui para manter constante a temperatura, pois, somente assim, a vida seria propícia.

No entanto, com o desenvolvimento tecnológico e industrial pelo qual a sociedade tem passado durante os anos, o aumento da emissão de gases poluentes na atmosfera terrestre vem agravando este fenômeno natural, provocando o aumento da temperatura do planeta, o que acarreta em vários desequilíbrios ambientais decorrentes do Aquecimento Global.

O Efeito Estufa ocorre da seguinte forma: quando o planeta recebe a radiação solar, perto de 35% dessa radiação é refletida novamente para o espaço, permanecendo os outros 65% retidos na Terra. Isto ocorre principalmente devido à presença na atmosfera de gases como o Dióxido de Carbono, o Metano, os Óxidos de Nitrogênio e o Ozônio (correspondente a menos de 1% desta), pois estes evitam

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que os raios infravermelhos sejam refletidos para o espaço, permitindo assim a presença de calor suficiente para a vida no planeta.

Entretanto, fatores como o incremento da utilização de combustíveis fósseis e a destruição das florestas tropicais que aumentam a concentração de dióxido de carbono, além da emissão de gases como o metano e os clorofluorcarbonetos, favorecem o aumento da temperatura global. Prevê-se que o aquecimento global venha a ser em torno de 2 a 6 °C nos próximos 100 anos, o que não só alterará o clima a nível mundial como também aumentará o nível médio do mar em pelo menos 30 cm, o que poderá interferir na vida de milhões de pessoas que habitam as áreas costeiras mais baixas.

Além do aumento da temperatura e conseqüente aumento do nível das águas, o Aquecimento Global acarretará em vários problemas para a sociedade como, por exemplo, efeitos sobre a saúde humana, economia e meio ambiente.

Em relação ao meio ambiente importantes mudanças são diretamente ligadas ao aquecimento global: derretimento das calotas polares, aumento do nível do mar, mudanças das condições climáticas, etc. Estes fatores podem interferir não apenas nas atividades humanas mas também nos ecossistemas. O aumento da temperatura global faz com que um ecossistema mude; por exemplo, algumas espécies podem ser forçadas a sair de seus habitats, podendo resultar na sua extinção, enquanto outras podem proliferar-se, invadindo outros ecossistemas.

Além disso, o aquecimento global é responsável pelo aumento de enchentes, de áreas desérticas, e de fenômenos como cliclones e furacões.

Logo, a sociedade como um todo passou a dar mais importância a este assunto e começou a buscar maneiras de amenizar as causas do Aquecimento Global. Algumas medidas adotadas são apresentadas a seguir.

Painel Intergovernamental sobre as Mudanças do Clima (IPCC)

IPCC significa Intergovernmental Panel on Climate Change, ou seja, Painel Intergovernamental sobre as Mudanças do Clima. Este painel é uma ferramenta que os governos adotaram para estimarem previsões e tendências futuras das mudanças climáticas globais, com o intuito de tomar decisões políticas que evitem impactos indesejáveis. O aquecimento global vem sendo estudado pelo IPCC e um dos últimos relatórios divulgados faz algumas previsões a respeito das mudanças climáticas, as quais são a base para discussões entre políticos e a classe científica.

Embora as previsões do IPCC sejam consideradas as melhores disponíveis, elas são o centro de uma grande controvérsia científica. O IPCC admite a necessidade do desenvolvimento de modelos analíticos melhores para a compreensão científica dos fenômenos climáticos. Críticos afirmam que as informações disponíveis são insuficientes para determinar a real importância dos gases causadores do efeito estufa nas mudanças climáticas. A sensibilidade do

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clima aos gases de efeito estufa estaria sendo sobrestimada enquanto fatores externos estariam subestimados.

Por outro lado, o IPCC não atribui qualquer probabilidade aos cenários em que suas previsões são baseadas. Segundo os críticos isso leva a distorções dos resultados finais, pois os cenários que predizem maiores impactos seriam menos passíveis de concretização, devido a discordarem das bases do racionalismo econômico.

ECO – 92

Realizada no Rio de Janeiro, em junho de 1992, a ECO – 92 foi um evento onde várias nações discutiram as questões ambientais locais e globais, definindo regras e metas em comum, além de estabelecer novas diretrizes políticas de interesses transversais e concretizar acordos conjuntos. Todos os participantes se comprometeram mais efetivamente em mitigar os emergentes problemas climáticos, tendo como conseqüência mais concreta a emissão de um documento sobre a Convenção Quadro sobre Mudanças do Clima (em inglês, United Nations Framework Climate Change Convention, UNFCCC).

Através desse documento, os 190 países signatários reconheciam que as mudanças climáticas e o efeito estufa eram os fenômenos que comprometeriam mais gravemente o futuro do planeta. Assim, as novas políticas de preservação seriam de responsabilidade comum a todos. Os signatários teriam como principal objetivo estabilizar a concentração dos gases geradores do efeito estufa na atmosfera a fim de não gerar mais riscos para o ecossistema planetário.

O Protocolo de Quioto

Realizada em 1997, na cidade de Quioto, no Japão, a terceira Conferência das Partes (COP 3) foi a mais abrangente e culminou com a adoção do famoso protocolo, um dos marcos mais significativos desde a criação da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. Ele foi fundamentalmente utilizado como instrumento de combate às mudanças climáticas.

O Protocolo de Quioto definiu: que para sua entrada em vigor seria necessária a ratificação por pelo menos 55 países industrializados e que, juntos, comprometeriam-se a reduzir pelo menos 5,2% de suas respectivas emissões combinadas de Gases do Efeito Estufa (GEEs). Isso corresponde a pelo menos 55% das emissões globais totais dos GEEs em relação aos níveis de 1990, até o período entre 2008 e 2012. Ao ser ratificado, o Protocolo passaria a vigorar num prazo máximo de 90 dias, o que significaria passar a ser um compromisso de caráter legal, vinculando todas as partes envolvidas. Assim, se alguma das partes não cumprisse o acordo firmado, ficaria sujeita a penalidades dentro do Protocolo.

Ressalta-se que, devido a essa vinculação legal, esse histórico compromisso passou a produzir uma reversão da tendência histórica de crescimento das emissões iniciadas nesses países cerca de aproximadamente 150 anos atrás.

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A União Européia (EU) assumiu o compromisso de reduzir em 8%; os Estados Unidos, responsáveis sozinhos pela emissão de 36% do total de gases, comprometeu-se (sem assinar) a uma redução de 7%; o Japão concordou em reduzir 6%. Alguns países como a Rússia e Ucrânia não assumiriam o compromisso de redução, e outros como Islândia, Austrália e Noruega ainda teriam permissão para aumentar suas emissões.

O Protocolo foi aberto para assinatura de todas as Partes em 16 de março de 1998 e acabou entrando em vigor somente em 16 de fevereiro de 2005, após a entrada da Rússia, que ratificou-o em novembro de 2004. O Brasil assinou o Protocolo em 29 de abril de 1998, ratificando-o em 23 de agosto de 2002. Estados Unidos e Austrália até hoje não ratificaram o Protocolo, mas estão cumprindo internamente metas de redução dos GEEs com políticas próprias.

Os gases potencializadores do Efeito Estufa relacionados no protocolo de Quioto Anexo A são: o dióxido de carbono (CO2), o metano (CH4), o óxido nitroso (N2O), o hexafluoreto de enxofre (SF6), os hidrofluorcarbonos (HFCs) e os perfluorcarbonos (PFCs). Além destes, têm-se ainda os clorofluorcarbonos (CFCs).

A contribuição de cada um desses gases para o agravamento do efeito estufa depende da sua duração na atmosfera e da interação destes com outros gases e com o vapor d’água, sendo que, a cada um é atribuído um Potencial de Aquecimento Global (GWP), que fornece a contribuição relativa devido à emissão, na atmosfera, de 1 kg de um determinado gás estufa.

Convenção Quadro sobre mudanças do Clima (UNFCCC)

Através do Painel Intergovernamental em Mudança do Clima (IPCC), a Organização das Nações Unidas (ONU) passou a desenvolver e a implementar os critérios técnicos e científicos que possibilitaram o início dos debates sobre as mudanças climáticas. Em 1990, a ONU, de acordo com as recomendações do IPCC, iniciou negociações para a adoção do que viria a ser a primeira UNFCCC, ocorrida em 2 de maio de 1992, na cidade de Nova York. A convenção entrou em vigor em 1994, contando hoje com 186 Partes. Ficou estabelecido que os países signatários se encontrariam regulamente para continuar as discussões na Conferência das Partes (COP). Essas Partes foram divididas em dois grupos, de acordo com os princípios de equidade e "responsabilidade comum, mas diferenciada":

Além dos eventos descritos anteriormente, as pesquisas por novas alternativas energéticas para substituir o uso de combustíveis fósseis se intensificaram, para diminuir a emissão de poluentes para a atmosfera. A utilização de biocombustíveis e a produção de energia elétrica a partir da energia eólica, solar e de hidrelétricas estão se tornando cada vez mais importantes para reduzir o aquecimento global.

Entretanto, para a implementação destas alternativas, deve-se avaliar os impactos que as mesmas provocarão ao meio ambiente. É o que ocorre com as hidrelétricas, pois, apesar de estarem na categoria de renováveis e até não-

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poluentes, trazem complicações, porque exigem o alagamento de áreas muito extensas. Com isso, a biodiversidade local fica desequilibrada e famílias precisam se desalojar. Os prejuízos para a agricultura também são grandes e, em alguns casos, onde houve a inundação de grandes áreas de floresta, provoca a emissão de gases que agravam o efeito estufa, pois a vegetação submersa entra em processo de decomposição provocando a emissão destes gases.

1.7. Mecanismos de Desenvolvimento Limpo

Para uma melhor compreensão do surgimento do conceito de criação de mecanismos de flexibilização para possibilidade de investimento entre países, com o objetivo de redução da emissão dos gases de efeito estufa, torna-se necessário o entendimento dos principais motivadores para criação destes mecanismos, acordos e conferências realizadas para discussão de soluções para as mudanças climáticas globais.

Proposto pelo Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima (IPCC) é um fator de ponderação para somar impulsos de emissões dos diferentes gases de efeito estufa, de forma que produzam resultados equivalentes em termos do aumento da temperatura após um período de tempo específico.

A conferência das Partes (COP 3) não estabeleceu caminhos para que cada país atingisse suas metas, no entanto foram criados, três Mecanismos de Flexibilização que, quando fossem implementados, deveriam ser capazes de contribuir para a redução da emissão dos principais gases de efeito estufa (GEE) os quais seriam:

1 - Comércio de Emissões, que seria um mecanismo que permitiria que um país que tenha diminuído suas emissões de gases de efeito estufa abaixo de sua meta, possa transferir o excesso das suas reduções para outro país que não tenha alcançado a sua meta;

2 - Implementação Conjunta (IC), que promoveria a possibilidade de cooperação entre dois países constituintes do Anexo I (países com metas de redução de gases causadores de efeito estufa), através da implantação de projetos capazes de reduzir a emissão dos GEE;

3 - Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), que seria um mecanismo similar ao IC, só que os projetos deveriam ser implantados em países que não possuem metas de redução de GEE.

Somente no período de 29 de outubro a 09 de novembro de 2001 em Marrakech Marrocos durante a realização da Sétima Conferência das Partes (COP 7), foi que houve a regulamentação completa dos mecanismos de flexibilidade definidos em Quioto durante a realização da (COP 3).

A partir da iniciativa do governo brasileiro, que propôs a criação de um fundo de desenvolvimento limpo, apresentada 1997 à COP, somado à idéia da criação de

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um plano de implementação conjunta entre países desenvolvidos e em desenvolvimento, surgiu o conceito de mecanismo de desenvolvimento limpo MDL.

Os projetos de MDL devem contribuir para a redução de emissões de GEE mensuráveis, sendo adicionais às emissões que ocorriam na ausência da atividade certificada de projeto. Quando esta redução fica caracterizada, os projetos de MDL podem obter os certificados de redução de emissão (CRE), podendo ser acumulados pelos países industrializados que participarem do projeto, de forma que, possam cumprir suas metas de redução de emissões no primeiro período estabelecido pela COP.

Dentre os principais motivadores para a criação dos projetos de MDL está a intenção de proporcionar financiamento e tecnologia aos países em desenvolvimento, devido à possibilidade de acesso aos CRE pelos países industrializados, para que estes consigam cumprir seus compromissos de redução de emissões.

Um dos principais requisitos de um projeto MDL é o de aumentar as metas de desenvolvimento sustentável do país anfitrião que, normalmente, será o país em desenvolvimento.

Os países em desenvolvimento não pertencentes ao Anexo I podem dar entrada com pedido de implementação de projetos capazes de reduzir ou capturar emissões de gases causadores do efeito estufa junto ao Conselho Executivo do MDL, tendo a possibilidade de obter os Certificados de Emissões Reduzidas (CERs).

A aprovação de um projeto de MDL depende do cumprimento de regras e parâmetros pré-estabelecidos, sendo os projetos validados e verificados por Entidades Operacionais Designadas (EODs), aprovados e registrados pelo Conselho Executivo do MDL.

Estes projetos devem ser aprovados pelos governos dos países anfitriões (em desenvolvimento) e os que irão comprar os CERs (Desenvolvido), através da Autoridade Nacional Designada (AND).

Para que seja caracterizado o critério de adicionalidade para o MDL, o projeto deve conseguir reduzir as emissões antrópicas de GEE para níveis inferiores aos que teriam ocorrido na ausência da atividade de projeto do MDL. Então, a avaliação se dá comparando as emissões do projeto com as emissões de um cenário de referência, ou linha de base. Tendo comprovado o projeto proposto uma emissão abaixo desta linha de base, ele passa a ser considerado adicional para redução de emissões antrópicas. O fato interessante é que a linha de base futura, caso não seja implantado o projeto do MDL, nunca poderá ser confirmada após a implantação do projeto; portanto a referência de base para o futuro não poderá ser medida.

A diferença entre a linha base de emissão previamente fixada e as emissões de GEE monitoradas e reais do projeto de MDL é o que determina a quantidade de Unidades de Redução da Emissão (URE) para serem transferidas de uma parte ou

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de uma entidade legal para outra. Portanto, um cenário com altos níveis de emissões como referência para a de linha de base torna-se potencialmente atraente tanto para os investidores, que poderão conseguir maiores financiamentos, quanto para os países anfitriões, que terão maior facilidade para atrair os projetos de MDL.

Os projetos e atividades relacionados ao mecanismo de desenvolvimento limpo podem envolver entidades privadas e /ou públicas, devendo estas, estarem sujeitas às orientações do Conselho Executivo do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo.

O primeiro projeto de MDL aprovado pela ONU no Mundo foi o do aterro sanitário de Nova Iguaçu, no Estado do Rio de Janeiro, que utiliza tecnologias bem precisas de engenharia sanitária, tendo os créditos de carbono sido negociados diretamente com a Holanda.

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CAPÍTULO 2 – ENERGIA SOLAR

A energia solar é um recurso renovável abundante em toda a Terra. A cada hora, a quantidade de energia solar que atinge a superfície da Terra é suficiente abastecer a humanidade durante um ano.

A energia solar pode ser aproveitada através de módulos fotovoltaicos para produção de energia elétrica, e em coletores solares, para aquecimento de água ou outro fluido térmico. Além disso, essa energia pode ser também utilizada na climatização de ambientes, através do pré-aquecimento do ar que adentra em edificações localizadas em regiões frias, ou mesmo de resfriamento de ambientes, em regiões quentes.

2.1. O Sol e suas Características

O Sol é uma estrela média, de massa igual a 2 x 1030 kg e raio de 6,96 x 108 m. É uma fonte contínua de energia para a Terra. Nele, pode-se encontrar a maioria, senão todos os elementos presentes na Terra. O hidrogênio (H) e o hélio (He) são os seus elementos mais abundantes, representando cerca de 80% e 18% respectivamente. Toda a energia gerada pelo Sol dá-se devido a um processo de fusão, no qual o hidrogênio é transformado em hélio, liberando grandes quantidades de energia.

A fusão está diretamente relacionada com sua região mais interior, a coroa, que ocupa menos de 15% do volume do Sol, e contém cerca de 40% da sua massa. A temperatura da coroa varia entre 10 e 20 milhões de graus centígrados, onde então a energia gerada é irradiada ao longo de uma distância igual a 70% do raio do Sol (zona radioativa). Essa energia é levada à superfície do Sol por um processo de convecção, na chamada zona convectiva. A superfície externa da zona convectiva é a fotosfera, que é a fonte direta de toda emissão radioativa do Sol. A temperatura média na superfície do Sol é de 6.000 ºC. A figura 2.1 mostra a espessura das principais regiões do Sol.

Para o ser humano, é possível observar apenas a luz visível proveniente da fotosfera, pois as camadas mais internas do Sol apresentam um alto grau de opacidade. A fotosfera é uma camada bastante estreita, com cerca de 500 km de espessura, apresentando uma temperatura de cerca de 5.800 K e uma diminuição considerável da densidade, quando comparada às camadas mais internas. Uma densidade menor favorece a diminuição da opacidade, permitindo que a radiação se propague.

Em outras palavras, pode-se comparar o Sol a uma imensa fornalha, a qual sofre explosões a todo o momento, que consomem 4,2 milhões de toneladas de combustível nuclear por segundo.

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No interior:

Núcleo ~ 2 x 105 km,

Zona Radiativa ~ 3 x 105 km,

Zona Convectiva ~ 2 x 105 km,

Figura 2.1 - Estrutura do Sol, esquematizada fora

de escala.

e na atmosfera:

Fotosfera ~ 500 km

Cromosfera ~ 1,5 x 103 km

Zona de transição ~ 8,5 x 103 km

Coroa (tamanho não definido, atinge vários

raios solares)

2.2. Geometria Sol-Terra

No dia-a-dia observa-se o movimento aparente do sol numa direção que vai de leste a oeste ou simplesmente o nascer e o pôr do sol. Notam-se também as variações que ocorrem na duração dos dias e das noites em diferentes épocas do ano em algumas regiões. Os movimentos que a Terra realiza são muitos; dentre os mais conhecidos estão o movimento de rotação, aquele em que a Terra gira em torno de seu próprio eixo e tem duração de um dia, e o movimento de translação, no qual a Terra gira em torno do Sol, e dura aproximadamente 365 dias. Dentre as conseqüências diretas desses movimentos podem ser citadas as diferentes durações do dia e da noite em diferentes regiões do globo e as estações do ano: primavera, verão, outono e inverno.

A Terra realiza o movimento de translação em torno do Sol percorrendo uma órbita elíptica, onde o Sol ocupa um dos focos. A realização desse movimento faz surgir um plano denominado de plano da eclítica. O eixo em torno do qual a Terra realiza o movimento de rotação, chamado de eixo polar, possui uma inclinação de 23,45º em relação à normal ao plano da eclítica (figura 2.1). O ângulo compreendido entre o plano do equador terrestre e o plano da eclítica é denominado de declinação solar (δ) e sua variação ao longo do ano compreende-se dentro do intervalo de – 23,45º < δ < 23,45º. Um método aproximado para o cálculo da declinação, em graus, é apresentado pela equação.

+⎛ ⎞δ = ⎜ ⎟ ⎝ ⎠

n284 d23,45sen 360 365

onde dn corresponde ao dia juliano, variando de 1 a 365.

A declinação solar é zero nos equinócios de outono (20/21 de março) e primavera (22/23 de setembro). Nesses dias, o dia e a noite possuem durações iguais em todas as regiões do globo terrestre. No solstício de inverno (21/22 de

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junho) a declinação solar é igual a + 23,45º, correspondendo ao período do ano onde o dia é mais curto e a noite é mais longa. Finalmente, no solstício de verão (21/22 de dezembro) a declinação é igual a – 23,45º e o dia apresenta a duração mais longa no ano inteiro. Vale ressaltar que essa análise é válida para o hemisfério sul. No hemisfério norte, as datas dos equinócios e solstícios se invertem, assim como a duração do dia e da noite durante os solstícios. A figura 2.2 ilustra as relações Sol-Terra discutidas.

Figura 2.2 - Órbita da Terra em torno do Sol.

Para o correto entendimento do aproveitamento solar para geração de energia, é necessário conhecer-se algumas relações geométricas entre os raios solares e a superfície terrestre, mais especificamente sobre uma superfície S qualquer. Essas relações são descritas através de vários ângulos (figura 2.3), que podem ser definidos a seguir:

(1) Ângulo de Incidência (θS): ângulo compreendido entre o raio solar e a normal (n) à superfície de captação;

(2) Altura Solar (γS): ângulo formado entre o raio solar e a sua projeção sobre o plano horizontal;

(3) Ângulo Azimutal da Superfície (α): ângulo compreendido entre a projeção da normal à superfície no plano horizontal e a direção Norte-Sul. O deslocamento angular é tomado a partir do Norte e está compreendido entre -180° e 180°, sendo considerado positivo quando a projeção se encontra à esquerda do Norte e negativo quando se encontra à sua direita;

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Figura 2.3 - Relações geométricas Sol-Terra.

(4) Ângulo Azimutal do Sol (ψs): ângulo formado entre a projeção do raio solar no plano horizontal e a direção Norte-Sul. Obedece à mesma convenção citada para o ângulo azimutal da superfície;

(5) Inclinação da Superfície (β): ângulo formado entre o plano da superfície coletora e a horizontal;

(6) Ângulo Zenital (θz): ângulo formado entre o raio solar e o Zênite; equivale à distância angular entre o feixe solar e a vertical do local de incidência.

Outro ângulo de grande importância, não representado na figura 2.4, é o Ângulo Horário do Sol (ω), definido como o deslocamento angular leste-oeste do Sol, a partir do meridiano local, devido ao movimento de rotação da Terra. Cada hora angular corresponde a um deslocamento de 15o. Adota-se como convenção valores positivos para o período da manhã, com zero às 12 h.

Figura 2.4 - Ângulos horários compreendidos dentro do intervalo de um dia.

2.3. Radiação Solar Extraterrestre e Sobre a Terra

A radiação solar é uma radiação do tipo eletromagnética, e se propaga na velocidade da luz. A quantidade de radiação que atinge a superfície terrestre é bastante variável, sendo influenciada pela geometria Sol-Terra, por condições climáticas gerais, como a presença de nuvens, entre outros. Um conceito que caracteriza a radiação solar incidente sobre a superfície da Terra e suas influências é o de massa de ar (AM), definida pela razão entre a massa atmosférica

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atravessada pela radiação direta e a massa que seria atravessada se o sol estivesse no Zênite (figura 2.5). Matematicamente, a massa de ar é definida pela equação abaixo, sendo θZ o ângulo zenital, definido anteriormente. Quando o sol encontra-se no zênite, AM = 1, e esta aumenta à medida que cresce o ângulo entre o feixe solar e a vertical. Assim, para um valor de θZ de aproximadamente 48,2º, AM = 1,5.

Figura 2.5 - Definição de massa de ar.

= θZ

1AM cos

Essa expressão é válida apenas para ângulos zenitais de 0º a 60º, pois para maiores ângulos, o efeito de curvatura da Terra torna-se significativo e deve ser considerado.

No que se refere à faixa de ocupação (espectro) da radiação solar, esta encontra-se, em termos de comprimento de onda, em uma faixa espectral de 0,1 a 5 µm. A figura 2.6 mostra a distribuição espectral da radiação solar.

Figura 2.6 - Distribuição espectral da radiação solar.

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A radiação solar pode ser representada usualmente através de duas formas: em termos de energia por unidade de área, ou irradiação; e em termos de potência por unidade de área, ou irradiância.

O valor médio para o nível de irradiância que atinge uma unidade de área exposta aos raios solares perpendiculares a uma distância média entre o Sol e a Terra no topo da atmosfera é denominado de constante solar (GSC). Seu valor é da ordem de:

2W/m)20(367.1 ±=SCG

A irradiância solar extraterrestre, GO, que atinge a Terra, varia ao longo do ano devido à mudança na distância Sol-Terra. Seu valor aproximado pode ser expresso pela equação.

⎛ ⎞= +⎜ ⎟ ⎝ ⎠

n o SC

360dG G 1 0,033 cos 365

Geralmente, define-se potência por unidade de área pelo termo irradiância (W/m2) e energia por unidade área pelo termo irradiação (Wh/m2). Uma outra forma de representar a radiação incidente no intervalo de um dia é através do conceito de horas de sol pleno (HSP), que representa a energia total fornecida em um dia, normalizada em relação ao valor de irradiância de 1.000 W/m2. Como exemplo, caso um determinado local apresente irradiação diária total de 6.000 Wh/m2, o número de horas de sol pleno é obtido dividindo-se esse valor por 1.000 W/m2, resultando em HSP = 6 h.

Com relação à radiação que pode ser aproveitada para geração de energia, podem ser citados três tipos principais: a radiação direta, a difusa e o albedo. A primeira é aquela que atinge diretamente a superfície coletora, sem sofrer qualquer influência. A segunda é aquela que atinge a superfície após sofrer espalhamento pela atmosfera terrestre. O albedo, a última parcela da radiação passível de aproveitamento, é aquela que incide na superfície após ser refletida pelo solo, aproveitável somente se a superfície estiver inclinada. A figura 2.7 mostra as diversas formas de decomposição da radiação emitida pelo Sol. A soma das parcelas direta, difusa e o albedo é denominada de radiação global.

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Figura 2.7. Formas de decomposição da radiação solar.

2.4. Potencial Solar e sua Avaliação

O Sol fornece anualmente para a Terra, 1,5 x 1018 kWh de energia. Trata-se de um valor considerável, correspondendo a 10.000 vezes o consumo mundial de energia nesse período. Este fato vem indicar que, além de ser responsável pela manutenção da vida na Terra, a radiação solar representa uma inesgotável fonte energética, havendo um enorme potencial de sua utilização por meio de sistemas de captação e conversão em outra forma de energia (térmica, elétrica, etc.).

Existem várias formas de aproveitamento da energia solar, muitas das quais já utilizadas há bastante tempo, como o aproveitamento direto para secagem de roupas, alimentos e iluminação, e outras mais recentes, através de equipamentos tecnológicos, como é o caso do aquecimento com coletores solares e a conversão direta em energia elétrica por meio das células fotovoltaicas.

O projeto de um sistema fotovoltaico requer o conhecimento e a cuidadosa utilização de dados de radiação solar de um determinado lugar em particular. Dados de radiação têm sido coletados para muitas localidades no mundo. Essas informações devem ser analisadas e processadas antes de uma estimativa da disponibilidade da radiação solar para um sistema fotovoltaico.

O levantamento do potencial de energia solar para fins de estudos de distribuição geográfica da radiação global no Brasil é realizado de várias maneiras, dentre as quais podem-se citar: os instrumentos de medição, modelos e mapeamento por satélite. O emprego de equipamentos mais precisos, baseados no efeito termoelétrico, bem como de sensores de estações automatizadas é ainda muito incipiente para atender às necessidades de todo território nacional. Os

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actinógrafos apresentam limitações quanto à sua precisão, especialmente em dias com elevado grau de nebulosidade, estando condicionados a calibração periódica, a qual nem sempre é realizada.

De forma simples e direta, a solarimetria, pode ser definida como o conjunto de técnicas responsáveis pela avaliação do recurso solar disponível em determinado local. É de extrema importância no estudo da energia solar para geração de eletricidade, para que se possa analisar e quantificar de forma precisa o recurso disponível.

A medição da radiação solar, tanto a componente direta como a componente difusa, na superfície terrestre é de grande importância para os estudos das influências das condições climáticas e atmosféricas. Com um histórico dessas medidas, pode-se viabilizar a instalações de sistemas térmicos e fotovoltaicos em uma determinada região, garantindo o máximo aproveitamento ao longo do ano, onde as variações da intensidade da radiação solar sofrem significativas alterações. A seguir são abordados alguns dos instrumentos de medição da radiação solar.

Instrumentos de Medição

Os instrumentos solarimétricos medem a incidência de radiação solar sobre área, em condições específicas. Os dados de radiação podem ser medidos sob a forma global direta, ou através da soma das componentes direta e difusa, dependendo do instrumento utilizado. A coleta pode ser realizada sobre um plano horizontal (mais usual), ou sobre planos inclinados.

Os instrumentos solarimétricos mais comuns são:

Heliógrafo: mede a duração da insolação, indicando o número de horas de brilho de sol dentro de um determinado período (figura 2.8);

Figura 2.8 - Heliógrafo.

Actinógrafo: também conhecido como piranógrafo, mede a radiação solar global ou sua componente difusa, quando utilizada uma banda de sombreamento (figura 2.9);

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Figura 2.9 - Actinógrafo.

Piranômetro Fotovoltaico: mede a radiação solar global sobre o plano horizontal, sendo também indicado para observar pequenas flutuações de radiação. Seu elemento sensor é uma pequena célula fotovoltaica. São muito utilizados atualmente (figura 2.10);

Figura 2.10 - Piranômetro fotovoltaico.

Piranômetro Termoelétrico: mede a radiação solar global, utilizando para isso uma pilha termoelétrica, constituída por pares termoelétricos (termopares) em série. Podem ser de dois tipos: com sensor pintado de branco e preto alternadamente (figura 2.11), ou com a superfície receptora toda preta e um bloco de metal de alta condutividade térmica no interior do instrumento;

Figura 2.11 - Piranômetro termoelétrico.

Piroheliômetro: utilizado para medir a componente direta da radiação. Através de um dispositivo de acompanhamento do sol e de um sistema ótico, aceita apenas a incidência do raio direto, proveniente do disco solar (figura 2.12).

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Figura 2.12 - Piroheliômetro.

Técnicas de Medição

Geralmente, os levantamentos de recurso solar para fins de aproveitamento energético utilizam dois tipos de medições. Um, que registra apenas a componente global da radiação, e outro, que registra a radiação global e sua componente difusa para, a partir desses valores, obter a radiação direta incidente. A radiação direta também pode ser medida por meio do piroheliômetro, mas, por este necessitar de um dispositivo de acompanhamento do sol, além de um sofisticado sistema ótico, ele apresenta custos muito elevados de aquisição e manutenção. Para medições de radiação global, o instrumento mais utilizado é o piranômetro, cujo sensor está localizado no plano horizontal, recebendo radiação de todas as direções.

A maneira mais usual de se apresentar os dados solarimétricos medidos é em termos de energia por unidade de área, ou irradiação, no plano horizontal. Os dados também podem ser obtidos sob a forma de potência por unidade de área (irradiância). Dependendo da aplicação, medições com bases mensal, diária, ou horária podem ser utilizadas. A partir de análises precisas durante longo período de tempo, é habitualmente calculado um valor médio correspondente a um período específico, como, por exemplo, um dia médio correspondente ao período de um mês. O gráfico da figura 2.13 apresenta valores médios de radiação global (dias típicos), obtidos em superfície horizontal, referentes a dois meses com diferentes perfis para uma localidade do Estado do Pará.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

1000

00:00 06:00 12:00 18:00 00:00 horas

Irr ad

iâ nc

ia (W

/m 2 )

Mês 1

Mês 2

Figura 2.13 - Curvas de radiação para dias típicos de dois meses distintos.

Os dados de radiação solar são em geral coletados em intervalos amostrais de um segundo e integrados em intervalos de 10 minutos, uma hora, ou mesmo um dia.

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Quanto menor for o período de amostragem e de integração, mais precisa será a análise. Para a utilização prática dos dados solarimétricos no dimensionamento de sistemas fotovoltaicos, faz-se necessário o seu tratamento e análise.

Após a coleta, os dados são normalmente tratados, para apresentarem valores médios de irradiância (W/m2), ou irradiação (Wh/m2). Análises gráficas são boas alternativas para uma melhor interpretação dos dados.

Algumas das formas de representação de dados solarimétricos podem ser vistas nas figuras 2.14 e 2.15. Ambas as medições foram realizadas a partir de valores globais sobre uma superfície horizontal, em períodos de integração de 10 minutos, através de um piranômetro fotovoltaico. O gráfico da primeira figura fornece as médias diárias e a mensal, enquanto que o da segunda apresenta valores de um dia médio, obtidos a partir dos dados horários de um mês. Esse gráfico é conhecido como dia médio ou dia típico.

475,66 W/m2

0

100

200

300

400

500

600

700

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 dias

Irr ad

iâ nc

ia (W

/m 2 )

Figura 2.14 - Médias diárias e mensal de irradiância para determinada localidade.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

1000

00:00 06:00 12:00 18:00 00:00

horas

Irr ad

iâ nc

ia (W

/m 2 )

Figura 2.15 – Dia médio para um mês em determinada localidade.

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2.5. Energia Solar-Térmica

Uma das formas mais antigas de aproveitamento da energia solar é a sua conversão em energia térmica, podendo-se a partir dela obter também a energia elétrica. Dentre as diversas formas de se aproveitar a energia solar térmica estão as seguintes.

Coletores solares planos

A radiação solar pode ser absorvida por coletores solares planos, principalmente para aquecimento de água a temperaturas relativamente baixas (inferiores a 100º C). O uso dessa tecnologia ocorre predominantemente no setor residencial, mas há demanda significativa e aplicações em outros setores, como edifícios públicos e comerciais, hospitais, restaurantes, hotéis e similares. Esse sistema de aproveitamento térmico da energia solar, também denominado aquecimento solar ativo, envolve o uso de coletores solares planos. Os coletores são instalados normalmente no teto das residências e edificações. Dependendo do volume de água a ser utilizada, o atendimento de uma única residência pode requerer a instalação de vários metros quadrados de coletores. Para o suprimento de água quente de uma residência típica (três ou quatro moradores), são necessários cerca de 4 m2 de coletores. Um exemplo de coletor solar plano é apresentado na figura 2.16.

Figura 2.16 - Ilustração de um sistema solar de aquecimento de água.

Coletores solares com concentradores

O aproveitamento da energia solar em sistemas que requerem temperaturas mais elevadas ocorre por meio de coletores solares com concentradores, cuja finalidade é captar a energia solar incidente numa área relativamente grande e

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concentrá-la numa área muito menor, de modo que a temperatura desta última aumente substancialmente. A superfície refletora (espelho) dos concentradores tem forma parabólica ou esférica, de modo que os raios solares que nela incidem sejam refletidos para uma superfície bem menor, denominada foco, onde se localiza o material a ser aquecido. Os sistemas parabólicos de alta concentração atingem temperaturas bastante elevadas e índices de eficiência que variam de 14% a 22% da energia solar incidente, podendo ser utilizados para a geração de vapor e, conseqüentemente, de energia elétrica. Contudo, a necessidade de focalizar a luz solar sobre uma pequena área exige algum dispositivo de orientação, acarretando custos adicionais ao sistema, os quais tendem a ser minimizados em sistemas de grande porte.

Entre meados e final dos anos 1980, foram instalados nove sistemas parabólicos no sul da Califórnia, EUA, do tipo mostrado na figura 2.17, com tamanhos que variam entre 14 MW e 80 MW, totalizando 354 MW de potência instalada. Trata-se de sistemas híbridos, que operam com auxílio de gás natural, de modo a atender a demanda em horários de baixa incidência solar. Os custos da eletricidade gerada têm variado entre US$ 90 e US$ 280 por MWh.

Figura 2.17 – Coletores solares com concentradores cilíndricos.

Recentes melhoramentos têm sido feitos, visando a reduzir custos e aumentar a eficiência de conversão. Em lugar de pesados espelhos de vidro, têm-se empregado folhas circulares de filme plástico aluminizado.

O processo de conversão consta de diversos estágios, descritos resumidamente a seguir.

Captação e guia da radiação solar:Neste estágio, a radiação solar é captada na superfície de abertura e guiada até o estágio de absorção e conversão da radiação solar em energia térmica.

Absorção e conversão da radiação solar em energia térmica: Usualmente, nesta fase do processo, a radiação é absorvida e transferida a um fluido termodinâmico que circula no interior de um tubo ou sobre uma placa, revestida por materiais de alto coeficiente de absorção. A radiação ingressa no seu interior através

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de uma janela e, depois de múltiplas reflexões, é absorvida, convertida em energia térmica e transferida a um fluido para posterior conversão em energia mecânica, através de um ciclo termodinâmico.

Conversão de energia térmica em mecânica: A energia térmica contida em um fluído é convertida em energia mecânica, através de um ciclo térmico, dependendo da temperatura e natureza do fluído, líquido ou gasoso.

Apesar da existência de uma grande diversidade de sistemas de geração, a análise de apenas algumas delas é suficiente para ilustrar a maior parte dos critérios de projeto utilizados na tecnologia solar para produção de eletricidade.

Existem algumas “Centrais Solares” com esta finalidade, que concentram a radiação solar em um pequeno absorvedor, o qual consegue obter elevadas temperaturas, chegando a mais de 4.000º C.

Esses sistemas são constituídos por um campo de heliostatos, que enviam a luz solar a um receptor central, que a converte em energia térmica. A energia térmica é convertida, a seguir, em energia elétrica, por meio de um ciclo termodinâmico convencional.

A Figura 2.18 mostra um desenho artístico de uma planta solar de receptor central para produção de energia elétrica.

Figura 2.18 - Usina solar experimental, próxima de Barstow, Califórnia, com

produção de 10MW.

O sistema é constituído por quatro subsistemas principais: o campo de heliostatos, a torre com o receptor, o módulo de armazenamento e o conjunto turbina-gerador.

A central solar, localizada em BARSTOW, na CALIFÓRNIA, é um exemplo do emprego desta tecnologia. Essa central é constituída por um campo de 1818 heliostatos de 39,9 m2 cada, instalado numa superfície de área igual a 291.000 m2. O receptor está localizado no topo de uma torre de 90,8 m de altura e produz vapor a 516º C, com uma potência térmica máxima de 42 MW.

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2.6. Energia Solar Fotovoltaica

O aproveitamento da energia solar para produção direta de eletricidade teve início há pouco mais de 160 anos quando, em 1839, o cientista francês Edmond Becquerel descobriu o efeito fotovoltaico ao observar, em um experimento com uma célula eletrolítica (dois eletrodos metálicos dispostos em uma solução condutora), que a geração de eletricidade aumentava quando a célula era exposta à luz. A partir daí, foram estudados os comportamentos de diversos materiais expostos à luz até que, no ano de 1954, Daryl Chapin, Calvin Fuller e Gerald Pearson desenvolverem a primeira célula fotovoltaica (FV) de silício, com eficiência de 6%, capaz de converter energia solar em eletricidade suficiente para alimentar equipamentos elétricos. No ano de 1958, iniciou-se a utilização de células FV em aplicações espaciais, e até hoje essa fonte é reconhecida como a mais adequada para essas aplicações.

Desde então, a evolução do mercado FV vem sendo bastante intensa, tornando comuns aplicações em sistemas domésticos, sinalização marítima, eletrificação de cercas e outros. Em 2004 foi finalizado o projeto do maior sistema FV do mundo, o parque solar da Bavária, Alemanha, de 10 MWP de potência instalada. Com relação ao mercado de fabricação de células solares, também é verificado um contínuo crescimento, com a empresa Sharp sendo a líder mundial.

O dispositivo responsável pela conversão da luz incidente em eletricidade é denominado de célula fotovoltaica. Os materiais empregados na sua construção são elementos semicondutores, sendo, em escala comercial, a maioria fabricada de silício, devido a três fatores principais: o silício não é tóxico, é o segundo elemento mais abundante na natureza (o primeiro é o oxigênio), e possui uma tecnologia consolidada devido à sua utilização predominante no ramo da microeletrônica.

O silício domina o mercado FV em suas três principais formas construtivas: monocristalino, poli ou multicristalino, e amorfo. As células de silício monocristalino (mono-Si) são desenvolvidas a partir de um único cristal e, atualmente, já atingem 20% de eficiência comercial em aplicações terrestres.

Células de silício policristalino (poli-Si) são constituídas de diversos cristais em contato entre si, dispostos de maneira não alinhada. Esse procedimento visa à redução de custos de fabricação da célula, embora haja uma pequena perda de eficiência. Os avanços tecnológicos vêm reduzindo bastante as diferenças de custo e eficiência entre as células mono e policristalinas, sendo atualmente pouco perceptíveis.

Finalmente, as células de silício amorfo (a-Si) são constituídas de átomos de silício dispostos de forma completamente desordenada. Sem a periodicidade na forma, há a tendência do surgimento de imperfeições na estrutura. Para garantir melhor qualidade eletrônica aos equipamentos, quantidades substanciais de hidrogênio têm sido ligadas ao silício na composição da célula (a-Si:H). Células de silício amorfo possuem custos de fabricação e eficiência reduzidos se comparadas

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às de silício policristalino. Comercialmente, a máxima eficiência verificada é da ordem de 13%.

Outras tecnologias de fabricação vêm sendo pesquisadas e desenvolvidas a partir da combinação de elementos, porém ainda com menores apelos comerciais. Arseneto de gálio (GaAs), disseleneto de cobre-índio (CIS) e telureto de cádmio (CdTe) são algumas das tecnologias em estágios avançados de pesquisa e produção. Tais tecnologias apresentam vantagens como boas propriedades elétricas e bons níveis de eficiência, e desvantagens como riscos de contaminação e dificuldades de produção. Essas tecnologias, somadas ao silício amorfo, são denominadas tecnologias de filme fino, devido às suas características construtivas.

Por apresentarem valores razoáveis de corrente, porém valores de tensão muito baixos, da ordem de milivolts, as células FV são normalmente associadas em série, para garantir níveis de tensão e corrente adequados à sua utilização prática. Tal associação de células em série, em geral em números de 30, 33 e 36, forma um módulo fotovoltaico. Por sua vez, associações de módulos são denominadas de painel ou arranjo FV.

Além de compor a associação de células, o módulo tem ainda a função de proteger as células das intempéries, isolá-la eletricamente de contatos exteriores e fornecer rigidez mecânica ao conjunto. Geralmente, o módulo FV é composto, além das células, por pequenas tiras metálicas responsáveis por interligar as células e por fornecer contatos externos de saída; por um material encapsulante disposto diretamente sobre as células, normalmente um polímero transparente e isolante (EVA – Etileno Vinil Acetato); por um vidro temperado e anti-reflexivo para a cobertura frontal; uma cobertura posterior, normalmente feita de polifluoreto de vinila; uma caixa de conexões localizada na parte posterior do módulo; e uma estrutura metálica que sustenta todo o equipamento. A figura 2.19 apresenta um módulo FV e suas partes constituintes.

Figura 2.19 - Partes constituintes de um módulo FV.

Um outro importante detalhe a ser observado na fabricação dos módulos é o formato das células. A cristalização do silício é feita de modo que as células

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apresentam formatos cilíndricos, porém o ideal é que elas ocupem a maior área possível do módulo. Para diminuir perdas no processo, são usualmente realizados pequenos cortes, de modo que a célula redonda se assemelhe a um octógono. A figura 2.20 apresenta módulos FV de silício fabricados comercialmente a partir das formas mais difundidas. No primeiro deles, de silício monocristalino, pode-se observar o corte das células e a área não útil deixada entre cada uma delas. Os módulos de silício policristalino e amorfo não apresentam tal problema.

(a) (b) (c)

Figura 2.20 - Módulos FV fabricados comercialmente a partir de células de silício (a) monocristalino, (b) policristalino e (c) amorfo.

Dentre as características elétricas dos módulos, vale comentar as mais importantes: potência, tensão e corrente. Para analisá-las de forma mais detalhada, apresenta-se na figura 2.21 as curvas características corrente versus tensão e potência versus tensão de uma célula ou módulo FV.

Figura 2.21 - Características I x V e P x V de uma célula ou módulo FV.

As características elétricas dos módulos, fornecidas pelos fabricantes, são baseadas em condição padrão de testes: irradiância de 1.000 W/m2, temperatura da célula de 25º C e massa de ar (AM) igual a 1,5. Nessas condições, os valores de corrente de curto-circuito (ISC) e tensão de circuito aberto (VOC) são os valores máximos atingíveis quando o módulo opera sem carga. Sob carga, o valor máximo de potência (PMAX) é obtido pelo produto entre os valores máximos de corrente e tensão (IM e VM), quando o retângulo formado pelas linhas pontilhadas da figura anterior apresenta área máxima.

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Uma outra maneira de se analisar os parâmetros de máxima potência da célula é através de seu fator de forma (FF). Quanto maior o fator de forma, mais próximo de um retângulo a curva será e, conseqüentemente, maior será a sua área. O fator de forma assume valores sempre menores que a unidade, por ser calculado pela razão entre o produto IM x VM pelo produto ISC x VOC. Esse parâmetro varia pouco de uma célula para outra e, conhecendo-se seu valor, pode-se calcular a potência máxima da célula através da equação.

MAX SC OCP FFI V=

Dentre os fatores que influenciam as características da célula, a irradiância e a temperatura da célula são os mais importantes. Baixos níveis de irradiância reduzem a corrente gerada sem causar prejuízo tão considerável à tensão, enquanto que altos valores de temperatura da célula reduzem a tensão em maiores proporções que aumentam a corrente. A figura 2.22 ilustra o comportamento da curva I x V à variação desses dois parâmetros.

(a) (b)

Figura 2.22 - Influência da (a) irradiância e (b) temperatura nas características dos módulos FV.

2.7. Vantagens e Desvantagens da Energia Solar

Vantagens

A energia solar não polui durante seu uso. A poluição decorrente da fabricação dos equipamentos necessários para a construção dos coletores solares e módulos fotovoltaicos é totalmente controlável utilizando as formas de controles existentes atualmente.

As centrais de geração, especialmente as fotovoltaicas, necessitam de pouca manutenção.

Os módulos fotovoltaicos são a cada dia mais potentes, ao mesmo tempo que o custo dos mesmo vem decaindo. Isto torna cada vez mais a energia solar uma solução economicamente viável.

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A energia solar é excelente em lugares remotos ou de difícil acesso, pois sua instalação em pequena escala não obriga a enormes investimentos em linhas de transmissão.

Em países tropicais, como o Brasil, a utilização da energia solar é viável em praticamente todo o território e em locais longe dos centros de produção energética, e sua utilização ajuda a diminuir a demanda energética nesses locais e, conseqüentemente, a perda de energia que ocorreria na transmissão.

Desvantagens

Existe variação nas quantidades produzidas de acordo com as condições climáticas (nuvens, chuvas, neve, etc.), além de durante a noite não existir produção alguma, o que obriga a que existam meios de armazenamento da energia produzida durante o dia em locais onde o sistema de geração não esteja interligado à rede elétrica.

Locais em latitudes médias e altas sofrem quedas bruscas de produção durante os meses de inverno, devido à menor disponibilidade diária de energia solar.

Locais com frequente cobertura de nuvens, tendem a ter variações diárias de produção de acordo com o grau de nebulosidade.

As formas de armazenamento da energia solar são pouco eficientes quando comparadas, por exemplo, aos combustíveis fósseis, a energia hidráulica e a biomassa.

Apesar de ser hoje uma tecnologia madura, seu custo ainda é a maior desvantagem, se comparado ao de outras formas de energia usadas para iluminação e acionamento de máquinas, por exemplo.

Entretanto, a energia solar é um recurso importante e economicamente competitivo quando dirigida para determinados nichos como aquecimento de água para residências, eletrificação rural, bombeamento de água, cercas elétricas, telecomunicações, ou utilização geral em localidades isoladas e de acesso difícil ou restrito.

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CAPÍTULO 3 – ENERGIA EÓLICA

Aplicações de energia eólica são verificadas no mundo há milhares de anos, em moinhos de vento para moagem de grãos e bombeamento de água, embarcações à vela, etc. Mais recentemente, no fim do século XIX, surgiu a primeira aplicação de energia eólica para produção direta de eletricidade, através do advento da primeira turbina eólica, também conhecida como aerogerador. Após um período de pouco interesse, já no século XX, a crise do petróleo nos anos 70 despertou um maior interesse pela energia eólica, sendo introduzidas melhorias significativas nos sistemas, principalmente na aerodinâmica das pás, nos geradores elétricos e nos sistemas de comando e controle.

Atualmente, centrais eólicas de diversos portes são utilizadas em vários países do mundo, especialmente na Europa e nos Estados Unidos da América, para produzir energia elétrica. Países como a Alemanha, a Espanha e a Dinamarca estão na vanguarda no uso de parques eólicos, tanto em terra quanto, no caso da Dinamarca, no mar (offshore).

A maturidade tecnológica alcançada pelos sistemas eólicos faz surgir equipamentos de portes cada vez maiores, já sendo verificada a disponibilidade comercial de turbinas da ordem de 5 MW. Grandes centrais geradoras, conhecidas como parques ou fazendas eólicas, com capacidades de até centenas de megawatts encontram-se em operação ao redor do mundo, principalmente em países como Alemanha, Espanha e Estados Unidos, líderes em capacidade instalada. Nesse último encontra-se o maior parque eólico do mundo, com capacidade de 300 MW, no Estado de Washington.

No Brasil há uma abundância de ventos em quase toda a costa, sendo estimado um potencial global de cerca de 140 GW, dos quais uma boa parte poderá ser efetivamente explorada. A maior parte desse potencial encontra-se no litoral, mas existem também locais fora do litoral que podem ser convenientemente utilizados tanto para centrais de grande porte quanto, e principalmente, para aproveitamentos de pequeno e médio porte, no atendimento de localidades isoladas da rede elétrica convencional.

3.1. O Vento e suas Características

Os ventos são resultantes do movimento do ar na atmosfera terrestre e, assim como as demais fontes renováveis de energia, são originalmente resultantes da radiação solar que atinge a atmosfera.

O aquecimento provocado pela radiação solar incidente na atmosfera, somado ao movimento de rotação da Terra, origina os movimentos do ar que formam os ventos. O aquecimento da superfície terrestre pelo Sol é heterogêneo, tornando o ar nas regiões próximas ao equador mais quente do que nos pólos. Como o ar quente é menos denso que o ar frio, ele eleva-se na atmosfera proporcionalmente à

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diminuição de sua massa. Em contrapartida, nos pólos o ar frio, mais denso, tende a movimentar-se em direção ao equador. O ar quente se move em direção ao norte e ao sul, com o movimento cessando a aproximadamente 30º N e 30º S, quando o ar começa a descer e um fluxo de ar mais frio retorna e se instala nas camadas inferiores da atmosfera.

O movimento de rotação da Terra também influencia na formação dos ventos. O ar frio presente nos pólos tende a movimentar-se em direção ao oeste, enquanto que o ar quente no equador movimenta-se em direção ao leste, movimentos resultantes da própria inércia do ar. O resultado é a circulação do ar em sentido anti- horário em regiões de baixa pressão no hemisfério norte e circulação em sentido horário no hemisfério sul. As variações sazonais da velocidade e direção do vento são resultantes da declinação de 23,5º do eixo de rotação da Terra em torno do Sol, ocasionando variações no aquecimento produzido pelo Sol em diferentes regiões do planeta.

A força de Coriolis, também resultante do movimento rotacional da Terra, é responsável pelos movimentos das partículas de ar, para a direita de sua direção no hemisfério norte, e para a esquerda no hemisfério sul. Quando o movimento do ar alcança o estado permanente, a força de Coriolis equilibra os gradientes de pressão, resultando em um movimento aproximadamente ao longo de linhas isobáricas, constituindo os chamados ventos geostróficos. O movimento do ar se aproxima desse movimento ideal a altitudes maiores ou iguais a 600 m. A figura 3.1 ilustra os tipos de circulações de ventos na atmosfera terrestre.

Figura 3.1 - Circulação dos ventos na atmosfera terrestre.

Os ventos são em geral classificados em gerais e locais. Os gerais são aqueles que sopram sobre a atmosfera e os locais próximo à superfície. As mais importantes manifestações locais dos ventos são verificadas em regiões de margens de grandes massas de água, como oceanos, grandes lagos e rios, e em regiões de relevo acidentado, como vales e montanhas. A primeira origina a formação das brisas

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marinhas e terrestres. A brisa marinha manifesta-se durante o dia, devido à formação de correntes de ar que sopram do mar para a terra, em conseqüência da maior capacidade da terra em absorver os raios solares e, com isso, aumentar a sua temperatura e a do ar sobre ela. Durante a noite manifesta-se a brisa terrestre, que sopra da terra para o mar, devido ao fato da temperatura da terra cair mais rapidamente do que a da água neste período.

Com relação às manifestações verificadas em regiões de vales e montanhas, durante o dia o ar quente localizado próximo às montanhas eleva-se, enquanto que no período noturno o ar frio desce e se instala nos vales. A figura 3.2 ilustra os dois tipos de manifestações locais dos ventos.

Figura 3.2 - Tipos de manifestações locais dos ventos.

A potência do vento é proporcional ao cubo de sua velocidade, tornando este o parâmetro de maior importância em estudos de energia eólica para geração de eletricidade. De posse desse valor, faz-se necessário o estudo de conceitos fundamentais como potência e energia do vento. Conhecendo-se a definição de energia cinética e sabendo-se que potência é definida pela taxa de transferência de energia no tempo, após algumas manipulações chega-se ao equacionamento da potência eólica máxima aproveitável, em W, por um rotor de área A (m2) em um determinado local com velocidade de vento v (m/s) e densidade do ar ρ (kg/m3), conforme mostrado abaixo.

31P Av 2 = ρ

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3.2. Perfil do Vento e Influência do Terreno

A velocidade do vento é nula na superfície do solo, devido ao atrito existente entre ela e o ar. Próximo ao solo, a velocidade aumenta mais rapidamente, sendo este aumento mais lento à medida em que a altura aumenta (figura 3.3). A variação torna-se nula a uma altura aproximada de 2 km sobre o solo. O fenômeno de variação da velocidade de vento com a altura é denominado de perfil vertical de vento.

Figura 3.3 - Perfil vertical de vento.

Dois modelos são bastante utilizados para expressar a variação da velocidade do vento com a altura, sendo conhecidos como perfil da lei de potência e perfil logarítmico do vento, dados respectivamente pelas equações abaixo.

α

⎟⎟ ⎠

⎞ ⎜⎜ ⎝

⎛ =

r r z

zv)z(v

⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥

⎢ ⎢ ⎢ ⎢ ⎢

⎟⎟ ⎠

⎞ ⎜⎜ ⎝

⎟⎟ ⎠

⎞ ⎜⎜ ⎝

=

o

r

o r

z zln

z zln

v)z(v

sendo v(z) a velocidade na altura z desejada, vr a velocidade na altura de referência zr, α o coeficiente de Hellmann, parâmetro dependente da rugosidade do terreno, e zo o comprimento da rugosidade. Valores típicos de α e zo são apresentados na tabela 3.1.

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Tabela 3.1 - Valores de zo e α de acordo com o tipo de terreno. Tipo de Terreno zo (m) Α

Muito liso: gelo ou lama 10-5

Mar aberto calmo 2 x 10-4

Mar agitado 5 x 10-4

Neve 3 x 10-3 0,10

Gramado 8 x 10-3

Pastagem 10-2

Descampado 3 x 10-2 0,13

Plantações 5 x 10-2 0,19

Árvores esparsas 10-1

Árvores compactas, sebes, prédios esparsos

2,5 x 10-1

Florestas e bosques 5 x 10-1

Subúrbios 1,5 0,32

Centros de cidades com prédios altos

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As variações também ocorrem na horizontal, mas costumam ser menos significativas, a não ser em locais de terrenos muito acidentados, onde a influência dos obstáculos é considerável.

A configuração do terreno onde se pretende instalar equipamentos para medição ou geração eólica deve ser cuidadosamente analisada antes da instalação, sendo ideal que a influência do terreno seja a mínima possível no perfil de vento do local. Obstáculos de pequeno porte, como florestas de vegetação baixa e pequenas construções, apresentam pouca ou até mesmo nenhuma influência, com o terreno podendo ser considerado plano nesses casos. Obstáculos de maior porte, como vales, montanhas, cânions e grandes depressões, podem influenciar de maneira significativa no aproveitamento eólico, estando a jusante ou a montante da torre de medição ou do aerogerador. Quanto maiores e mais próximos do equipamento de medição ou conversão os obstáculos estiverem, maior será o efeito indesejado, originado pela região de turbulência formada nas proximidades do obstáculo.

3.3. Potencial Eólico e sua Avaliação

O levantamento e a análise do potencial eólico são de extrema importância para garantir a elaboração de um projeto bem dimensionado. Tal importância torna este o passo inicial do desenvolvimento de projetos de sistemas eólicos, inclusive

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para se dispor de uma pré-análise sobre a viabilidade econômica do empreendimento.

Antes de tudo, são necessárias a identificação e avaliação preliminares das potenciais áreas para instalação do sistema. Para isso, faz-se uso normalmente de mapas eólicos e topográficos, dados meteorológicos de caráter geral, quando disponíveis, além de observações visuais. É importante destacar, porém, que esses procedimentos apenas fornecem indicativos sobre o potencial eólico disponível em determinado local, sendo necessárias avaliações mais criteriosas, como medições de campo durante considerável período de tempo, a fim de garantir a existência de potencial tal que justifique investimentos na instalação do sistema de geração.

Com a difusão da energia eólica em todo o mundo, atualmente encontram-se disponíveis mapas eólicos de países, regiões e até mesmo de estados e cidades. Um exemplo é o próprio mapa eólico brasileiro, disponível para consulta, e que fornece indicativos preliminares sobre o potencial eólico de todo o território nacional. A partir da análise desses mapas, podem-se identificar locais onde haja maior probabilidade de sucesso de um empreendimento eólico.

Dados obtidos a partir de estações meteorológicas com finalidades diversas, também podem fornecer bons indicativos. Quanto mais próximas ao local pretendido de instalação do sistema estiverem as estações, mais confiáveis são os dados. Deve-se atentar para a finalidade das medições realizadas. Existem basicamente três tipos de medições: as utilizadas por serviços meteorológicos nacionais, as específicas para determinação do potencial eólico, e aquelas de altas taxas amostrais para determinação de rajadas e turbulências. As primeiras são as mais comumente encontradas, mas normalmente não podem ser utilizadas diretamente para a avaliação da potencialidade eólica, pois, apesar de coletadas durante longos períodos de tempo, costumam registrar pequenas quantidades de dados (diários ou mesmo mensais). Além disso, o número de estações é pequeno e encontram-se na maioria das vezes instaladas em locais que apresentam baixos valores de velocidade de vento, como áreas agrícolas, aeroportos e centros urbanos.

Como última etapa da identificação preliminar, mas também de grande importância, está a visita aos possíveis locais para instalação dos sistemas, para realização de análise visual. Algumas características topográficas podem identificar locais com prováveis índices de altas velocidades de vento, tais como altas planícies ou planaltos, cumes de montanhas, regiões costeiras com relevo e vegetação pouco acentuados, entre outros. Por outro lado, vales, áreas de florestas e regiões contendo terrenos acidentados caracterizam locais de baixas velocidades de vento.

Especialistas podem facilmente identificar áreas com maiores probabilidades de incidência de ventos com altas velocidades, principalmente através de indicadores biológicos e terrestres, já que o vento é capaz de causar uma série de impressões no ecossistema local, principalmente na vegetação.

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A formação de dunas é um dos fatores que pode indicar a presença de ventos fortes em determinado local. Porém, as maiores fontes de informação são árvores e arbustos, principalmente aquelas de altura e características que propiciam o registro de evidências de altas velocidades de vento. Deformações e inclinações ocorrem em função do tipo e altura da vegetação, exposição ao vento, velocidade e direção do vento. Uma das classificações que descreve os efeitos causados pelo vento na vegetação é o índice de Griggs-Putnam, que classifica os efeitos em ordem crescente de velocidade de vento, segundo os índices de 0 a VII, conforme mostra a figura 3.4. A figura 3.5 apresenta um exemplo real de deformação verificada em árvore, podendo ser classificada pelo índice VI ou VII de Griggs-Putnam.

Figura 3.4 - Índice de Griggs-Putnam sobre os efeitos causados pelo vento na

vegetação.

Figura 3.5 - Exemplo de deformação em árvore causada pelo vento.

No caso das análises preliminares serem positivas, deve-se passar para a segunda etapa de levantamento do potencial eólico, a etapa de medição, abordada no item seguinte.

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Instrumentos de Medição

Uma importante providência a ser tomada no processo de medição de potencialidade eólica é a correta aquisição dos equipamentos que irão compor o sistema, sejam eles sensores, registradores de dados, ou a torre de sustentação. O insucesso nessa etapa pode ser determinante para inviabilizar o projeto. A seguir são descritos os principais equipamentos que compõem um sistema de medição de potencialidade eólica.

Medidores de velocidade de vento (Anemômetros)

O principal equipamento do sistema de monitoração é aquele responsável pela medição do parâmetro mais importante a ser considerado em projetos eólicos: a velocidade de vento. Instrumentos de medição de velocidade de vento podem ser classificados basicamente em dois tipos: rotacionais e não-rotacionais. Entre os primeiros, os mais utilizados são os anemômetros de conchas (ou de copos) e os anemômetros de hélices. Já os outros, mesmo não sendo tão utilizados na indústria eólica, possuem uma maior variedade de tipos, cada um operando com um princípio básico diferente e sem apresentar partes móveis. Entre outros, podem ser citados os anemômetros de tubos de pressão, de fio quente, acústico, radar, sônico e laser.

Os anemômetros do tipo rotacional são os mais utilizados em medições de velocidade de vento visando à conversão eólio-elétrica. Eles operam de forma que a velocidade angular de rotação de seus eixos varie linearmente com a velocidade do vento. Os anemômetros rotacionais modernos produzem sinais elétricos, permitindo a determinação da velocidade de vento de forma instantânea.

Como outras características dos anemômetros rotacionais estão sua boa faixa de exatidão e seus custos menos elevados, o que não significa que os mesmos são menos eficientes. Anemômetros rotacionais modernos podem produzir sinais elétricos que permitem a determinação da velocidade de vento em qualquer instante. Em contrapartida, como desvantagem, esses anemômetros apresentam respostas mais lentas a variações na velocidade de vento, quando comparados com alguns sensores não rotacionais.

Os anemômetros de conchas (figura 3.6) possuem normalmente três ou quatro conchas, podendo ser fabricadas de plástico ou metal, estando dispostas sobre um pequeno corpo.

Figura 3.6 - Anemômetro de conchas.

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Esses tipos de anemômetros são os mais utilizados na indústria de energia eólica pelos seus custos relativamente baixos, se comparados aos demais, sua exatidão e confiabilidade, sendo a sua velocidade de resposta determinada basicamente por seu peso, dimensões físicas e atrito interno. Em comparação com os anemômetros de hélices, os de conchas apresentam maior precisão quando expostos a condições de turbulência, de variação de direção do vento, e a ventos não horizontais originados por obstáculos. Para medições específicas de turbulências, anemômetros leves, pequenos e de baixa atrito são os mais indicados. Em condições gerais, anemômetros de conchas grandes são mais eficientes que aqueles de conchas pequenas, quando comparadas com o corpo do instrumento. Com relação às suas desvantagens relacionadas à inércia das conchas e a efeitos de sobrevelocidade, os erros gerados são pouco consideráveis, não comprometendo a confiabilidade das medições.

Os anemômetros de hélices possuem, mais comumente, duas ou quatro hélices, sendo os de quatro mais eficientes. Possuem resposta rápida e comportamento linear a variações na velocidade do vento, que é medida através do valor de tensão de saída de um gerador CC. As hélices são direcionadas ao vento com o auxílio de um leme de direção que também pode ser utilizado para medir a direção do vento. Anemômetros de hélices são mais utilizados para a medição das três componentes da velocidade de vento, em função de responder principalmente a ventos paralelos a seu eixo. Um arranjo de três unidades em direções mutuamente ortogonais, como o apresentado pela figura 3.7, mede as três componentes da velocidade de vento.

Como desvantagem, os anemômetros de hélices apresentam erros mais acentuados quando expostos a condições de turbulência e variações da direção do vento.

Figura 3.7 - Conjunto de anemômetros de hélices para medição das três

componentes da velocidade de vento.

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Sensores de direção de vento (Anemoscópios)

Para medições de direção de vento utilizam-se anemoscópios, normalmente chamados simplesmente de sensores de direção, como os apresentados pela figura 3.8. Como sua precisão não é tão crítica quanto a dos sensores de velocidade, diversos modelos podem ser utilizados, de diferentes pesos, tamanhos e preços. Podem estar dispostos isoladamente ou integrados ao suporte do anemômetro, como mostram as figuras 3.8 (a) e (b), respectivamente.

(a) (b)

Figura 3.8 - Sensores de direção (a) dispostos isoladamente e (b) integrados ao suporte do anemômetro.

Medições de direção do vento são importantes, pois freqüentes mudanças na direção podem indicar a presença constante de rajadas de vento. A situação ideal seria a verificação de uma única direção predominante durante 80% do tempo ou mais.

Sensores de temperatura, pressão e umidade

Temperatura e pressão atmosférica, apesar de menos influentes que a velocidade e a direção do vento, também são grandezas de interesse para a determinação precisa do potencial eólico. Sensores de umidade muitas vezes são integrados aos de temperatura, com custos baixos e, apesar de não influenciarem diretamente nos cálculos do potencial eólico, sua instalação é interessante para a verificação de possíveis influências indiretas. A figura 3.9 ilustra um sensor de temperatura com higrômetro integrado.

Figura 3.9 - Sensor de temperatura.

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Registradores de dados

Todos os dados medidos através dos sensores apresentados anteriormente devem ser armazenados de forma a permitir a sua coleta e seu tratamento da melhor maneira possível. Para tal, são utilizados registradores de dados, bastante conhecidos pelo termo inglês data-logger (figura 3.10). Equipamentos mais modernos apresentam grande flexibilidade em suas configurações, permitindo a definição, pelo usuário, dos intervalos de coleta e da forma como os dados são apresentados, como por exemplo, cálculos diretos de valores de potência, valores máximos, mínimos e médios, e ocorrência de rajadas de vento.

Figura 3.10 - Data-logger para coleta e armazenamento dos dados medidos pelos

sensores.

Outra característica importante é o meio de armazenamento dos dados no registrador. O armazenamento pode ser feito em fitas, memórias internas, cartões de transferência, ou enviados, manual ou automaticamente, a um computador. Em muitos casos a coleta é manual, e o meio de armazenamento deve ter capacidade suficiente de memória para evitar o deslocamento constante de pessoal até o local de coleta. O envio automático pode ser realizado via rádio, telefonia fixa ou móvel ou satélite, com o custo inicial maior desse tipo de sistema podendo tornar-se, ao longo do tempo, mais baixo que o custo constante de deslocamento para a coleta manual.

Torres de sustentação dos equipamentos

As torres utilizadas para instalação dos sensores responsáveis pelo levantamento da potencialidade eólica são normalmente treliçadas ou tubulares, auto-portantes ou sustentadas por cabos de aço, conhecidas como estaiadas. As últimas são muito utilizadas pela sua fácil instalação, sem a necessidade de bases de concreto para sua sustentação. Quando já há alguma torre, para qualquer finalidade, no local escolhido para as medições, os sensores podem ser nela instalados, caso não haja nenhum fator que prejudique as medições. A figura 3.11 apresenta uma torre tubular, estaiada, utilizada para medição de potencialidade eólica.

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Figura 3.11 - Torre tubular estaiada para medição de potencial eólico.

Com relação aos tipos de torres utilizadas, o principal cuidado diz respeito ao fato da torre ser firme o suficiente para não permitir vibrações nos sensores, o que pode causar erros nos dados coletados.

Técnicas de Medição

A etapa de medição de potencialidade eólica para geração de energia elétrica requer bastante precisão. Pequenas imprecisões na coleta dos dados de medição podem levar a sérios erros no desempenho final do sistema, com conseqüentes riscos de inviabilidade econômica do empreendimento. Alguns dos fatores que afetam a precisão da medição, e que são discutidos neste item, são as instalações da torre e dos sensores, duração, freqüência, e taxa de coleta dos dados, tipos de equipamentos utilizados na medição, e histórico de calibração e manutenção dos equipamentos.

A primeira providência a ser tomada antes da instalação da estação de coleta de dados é a escolha do local de instalação. Com relação à torre, esta deve ser instalada em posição totalmente vertical, devendo-se preferir locais abertos, com a menor quantidade de obstáculos possível em suas proximidades. Obstruções podem provocar turbulências e rápidas variações na velocidade e na direção do vento. A figura 3.12 ilustra a região típica de turbulência nas proximidades de um obstáculo de altura H.

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Figura 3.12 - Região de turbulência originada por um obstáculo de altura H.

Com relação aos anemômetros, sugere-se a sua instalação à mesma altura do cubo do aerogerador a ser instalado. Porém, isso pode ser difícil devido principalmente a dois fatores: o primeiro pelo fato de muitas vezes a altura de instalação do aerogerador não ser conhecida inicialmente, necessitando-se justamente dos dados medidos para tal definição; e o segundo por desejar-se instalar o aerogerador em uma altura tal que elevaria bastante os custos de fabricação e instalação da torre de coleta de dados. Nesses casos, a alternativa usual é a instalação de dois ou mais anemômetros em alturas diferentes, que permite, a partir dos valores por eles medidos, determinar a velocidade de vento na altura desejada, através dos métodos apresentados anteriormente. A altura mínima recomendada para a instalação do anemômetro é 10 m. Alturas de 30 e 50 m também são bastante utilizadas, sempre atentando para a distância mínima recomendada entre dois anemômetros, de 15 a 20 m.

Os sensores devem ser montados no topo da torre ou em suportes (travessas), localizados a aproximadamente 45º do lado da torre voltado para a direção predominante de vento, a uma distância mínima igual a três vezes o diâmetro da torre, se treliçada, e seis vezes, se tubular, para minimizar a influência da torre no fluxo de vento que passa pelo anemômetro.

Com relação à duração, freqüência e taxa de coleta dos dados, o período mínimo de coleta recomendado é de um ano. Durante o período de tempo considerado, as medições devem ser ininterruptas, com a apresentação de médias de 10 em 10 minutos. As médias devem ser calculadas com base no maior número de amostras possível, como as de um em um segundo.

Com relação aos registradores de dados, deve-se priorizar os automáticos, uma vez que coletas manuais são potenciais fontes de erros. O tratamento dos dados pode ser realizado através de programas computacionais (softwares), muitos deles disponíveis no mercado, com alguns sendo fornecidos com o registrador.

A escolha do anemômetro é a etapa mais importante, pois a medição da velocidade de vento para geração de energia requer muita precisão. Alguns erros são mais comuns, devendo ser evitados para que os dados sejam coletados de

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maneira ótima. Como a componente horizontal de vento é a de interesse para análises de geração de energia, devem ser evitados sensores que apresentem problemas nessas medições, como anemômetros de conchas muito pequenas e corpos com cantos vivos, próximos às conchas.

Outro fator importante é o histórico de calibração e manutenção dos sensores, principalmente no caso dos anemômetros. Dados podem ser coletados com altas taxas de erros, se os equipamentos não passarem por processos de calibração e manutenção, desde a etapa de instalação até verificações periódicas. Todo anemômetro deve ser calibrado antes da instalação, já que mesmo os limites de tolerância especificados por alguns fabricantes podem levar a erros inaceitáveis no que se refere a aproveitamento eólico para geração de energia elétrica. A técnica mais comumente utilizada para a calibração de anemômetros é através da utilização de túneis de vento (figura 3.13).

Figura 3.13 - Túnel de vento utilizado para a calibração de anemômetros.

Para garantir a segurança plena na elaboração de um projeto eólico, pode-se utilizar nos cálculos valores levemente inferiores aos medidos, já prevendo a incidência de algum tipo de erro.

3.4. Aerogeradores

O aerogerador é o equipamento utilizado para conversão da potência do vento em eletricidade. O rotor é o componente responsável pela conversão da energia cinética dos ventos em energia mecânica de rotação. Aerogeradores modernos são normalmente constituídos por rotores de eixo horizontal, que são aqueles que possuem seu eixo de rotação situado paralelamente à direção do vento. Os mais comuns possuem três pás. Dentre os demais componentes da turbina, além do rotor, o gerador elétrico, a torre e a gôndola são necessários para o bom funcionamento de qualquer modelo e em qualquer aplicação. Entretanto, sistemas de transmissão e orientação, por exemplo, são utilizados apenas em determinadas configurações. A figura 3.14 apresenta as principais partes constituintes de uma turbina eólica.

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Figura 3.14 - Partes constituintes de um modelo de turbina eólica.

Vale frisar que alguns dos componentes apresentados na figura acima são particulares para determinados modelos de aerogeradores. O rotor, constituído pelo cubo, cone e pás, o gerador, a torre e a gôndola são alguns dos componentes mais característicos de aerogeradores, necessários para o bom funcionamento de qualquer modelo e em qualquer aplicação. Em contrapartida, sistemas de transmissão e orientação, por exemplo, são utilizados apenas para determinadas configurações de aerogeradores. Os sub-itens seguintes tratam de todos os componentes característicos de sistemas eólicos, discutindo a aplicação de cada um deles.

Um importante parâmetro a ser analisado em uma turbina eólica é sua curva de potência, que indica a potência fornecida pela turbina em função da velocidade de vento disponível. Normalmente são considerados quatro parâmetros de importância referentes a velocidades de vento para conversão de energia eólica em eletricidade. Esses quatro parâmetros podem ser definidos através da análise da curva da figura 3.15, obtida da turbina apresentada na figura anterior, de 850 kW de potência nominal.

0

100 200

300 400

500 600

700 800

900

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Velocidade de vento (m/s)

Po tê

nc ia

(k W

)

Figura 3.15 - Curva de potência de uma turbina eólica de 850 kW.

1- Grua de manutenção 2- Gerador 3- Sistema de refrigeração 4- Unidade de controle 5- Sistema de multiplicação 6- Eixo principal 7- Sistema de bloqueio do rotor 8- Pá 9- Cubo do rotor 10- Cone 11- Suporte das pás 12- Gôndola 13- Sistema hidráulico 14- Amortecedor 15- Anel de orientação 16- Freio 17- Torre 18- Sistema de orientação 19- Eixo de alta velocidade

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A velocidade de partida (cut-in) é a velocidade de vento mínima para que o rotor saia de seu estado de repouso inicial, produzindo torque mecânico e iniciando o movimento das pás e conseqüente geração de energia (3 m/s na figura); a velocidade mínima de geração é o valor mínimo de velocidade de vento no qual a geração de energia ainda é possível, sendo determinada pelas perdas na transmissão. É normalmente um valor de velocidade levemente inferior ao de partida; a velocidade nominal é a velocidade de vento na qual a potência nominal da turbina pode ser extraída (aproximadamente 13 m/s na figura); e a velocidade de corte (cut-out) é o valor de velocidade no qual a regulação atua para interromper o movimento do rotor eólico, protegendo-o contra cargas excessivamente altas e danos estruturais (21 m/s na figura).

Pode haver, ainda, um quinto valor de velocidade de vento, denominado velocidade de controle, no qual o rotor sofre a ação de uma regulação (controle estol) de modo a reduzir sua potência de saída. Dessa forma, caso a velocidade de vento se estabilize rapidamente em um valor abaixo do de controle, a turbina volta a gerar sua potência nominal, sem a necessidade de corte de geração.

Rotor

O rotor é o componente mais característico de um sistema eólico, sendo o responsável direto pelo aproveitamento da energia cinética dos ventos. É constituído por um determinado número de pás, as quais utilizam a força dos ventos para impulsionar o rotor e fazê-lo girar em torno de seu eixo, que pode ser horizontal ou vertical.

Entre os critérios de classificação de rotores eólicos, a direção do seu eixo de rotação em relação ao vento é o mais importante. Turbinas eólicas de eixo horizontal possuem seu eixo de rotação situado paralelamente à direção do vento, sendo os modelos mais comuns aqueles constituídos por três pás. Já as turbinas de eixo vertical possuem seu eixo de rotação situado perpendicularmente à direção do vento, e as mais comuns são os modelos Darrieus e Savonius. As figuras 3.16 e 3.17 apresentam exemplos de aerogeradores de eixos horizontal e vertical, respectivamente.

Figura 3.16 - Aerogeradores de eixo horizontal: (a) multipás, (b) três pás, (c) duas

pás e (d) uma pá.

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Figura 3.17 - Aerogeradores de eixo vertical: (a) Darrieus e (b) Savonius.

As turbinas eólicas de eixo horizontal, principalmente aquelas de três pás, são atualmente muito mais utilizadas para geração de energia elétrica do que as de eixo vertical. Isso ocorre principalmente em função do maior rendimento das turbinas de eixo horizontal. Em contrapartida, as de eixo vertical possuem como vantagens o fato de não necessitarem de mecanismos de orientação ao vento e todo o equipamento responsável pela conversão eólio-elétrica estar normalmente situado ao nível do solo. Como algumas desvantagens em relação às turbinas de eixo horizontal, as de eixo vertical do tipo Darrieus não partem automaticamente e seu torque flutua à medida que as pás movem-se a favor e contra a direção do vento.

Outro critério de classificação de rotores eólicos está relacionado às forças predominantes atuantes sobre o mesmo, que podem ser de sustentação (lift) ou de arrasto (drag). Detalhes teóricos sobre o surgimento dessas forças são vistos mais adiante. As forças de arrasto e sustentação podem ser verificadas tanto em turbinas eólicas de eixo vertical quanto de eixo horizontal. As turbinas baseadas na força de arrasto apresentam baixas velocidades (menores que a velocidade de vento), baixo rendimento aerodinâmico e torque no eixo do rotor é relativamente alto. Exemplos típicos desse modelo são os tradicionais cata-ventos multipás e as turbinas Savonius. Já os rotores baseados na força de sustentação apresentam altas velocidades (normalmente muitas vezes maior que a de vento), alto rendimento aerodinâmico e baixo torque.

Para geração de eletricidade, deseja-se que o eixo do rotor opere com altas velocidades. Este fato, aliado à maior eficiência aerodinâmica de equipamentos de sustentação, tornam-nos mais indicados para a geração de eletricidade. Entre as turbinas mais comuns desta categoria estão as de eixo horizontal de três pás e a Darrieus.

Sistema de Multiplicação de Velocidade

O sistema de multiplicação de velocidade tem como função básica a elevação da velocidade de rotação do rotor a valores adequados para uma produção de

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energia eficiente do gerador. A caixa de multiplicação está conectada ao rotor através do eixo principal, também chamado de eixo de baixa velocidade, e ao gerador através do eixo secundário, ou de alta velocidade.

Velocidades angulares típicas de rotores eólicos situam-se na faixa de 20 a 50 rpm., enquanto que alguns geradores operam em rotações bem mais elevadas, entre 1.200 e 1.800 rpm., tornando, nesses casos, fundamental a utilização do sistema de multiplicação. Entretanto, tal sistema apresenta algumas desvantagens, por ser um componente pesado e ruidoso, além de apresentar custos adicionais de manutenção.

Para solucionar tais problemas, há algum tempo vêm sendo desenvolvidos aerogeradores com conexão direta entre rotor e gerador, sem a necessidade do sistema de multiplicação, sendo chamados de aerogeradores de acoplamento direto (direct-drive). Esses tipos de aerogeradores podem apresentar diversos benefícios, como reduções no custo, no tamanho e no peso do conjunto, além de menor ruído.

A eficiência do sistema de multiplicação varia entre 95 e 98%, dependendo basicamente do tipo de eixo utilizado e da lubrificação.

Gerador Elétrico

Existem duas principais classes de geradores elétricos normalmente utilizados em sistemas eólicos: geradores síncronos e geradores de indução, ou assíncronos. Em determinados tipos de aplicações de pequena escala podem, ainda, ser utilizados geradores de corrente contínua. Os geradores são componentes fundamentais de sistemas eólicos, estando conectados ao rotor através de eixos de baixa e alta velocidades e caixas de multiplicação, ou diretamente (direct-drive). Dentre essas opções de geradores para utilização em sistemas eólicos, a melhor escolha depende de vários fatores.

Antes de descrever os três tipos de geradores, conceitos de sistemas operando em velocidade constante e variável devem ser apresentados. De uma maneira sucinta, aerogeradores operando a velocidade constante são aqueles onde a velocidade de rotação do rotor é fixa, normalmente associada a geradores assíncronos conectados diretamente à rede elétrica. Já aerogeradores operando a velocidade variável apresentam rotores girando com velocidade angular variável, podendo ser associados à utilização de conversores de potência e geradores síncronos.

Rotores operando a velocidades constantes apresentam como vantagem principal o fato de utilizarem sistemas mais simples de geração e entrega de energia à carga. Entretanto, sistemas de velocidades variáveis apresentam como vantagens a redução de cargas mecânicas impostas à gôndola, devido ao fato do rotor operar como um grande volante, além de apresentarem melhor desempenho aerodinâmico e aproveitarem melhor a faixa de velocidades do vento.

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Além dessas duas classificações, uma outra, que poderia ser considerada intermediária, é a operação a duas velocidades. Atualmente, tais sistemas operam com geradores cujos números de pólos podem variar entre dois valores, o que representa um grande avanço com relação aos sistemas de duas velocidades desenvolvidos no passado, onde havia a necessidade da utilização de dois geradores, um para cada velocidade de rotação do rotor, tornando o projeto mais caro e complexo.

Mecanismos de Controle

Existe uma vasta gama de mecanismos de controle que podem ser implementados em aerogeradores para melhorar seu desempenho, sejam eles mecânicos, aerodinâmicos ou eletrônicos. O presente item enfatiza os mecanismos que visam ao controle da potência extraída pela turbina de acordo com as condições de vento, visto que esses controles são fundamentais não apenas para proporcionar um melhor desempenho ao sistema, como também para garantir a integridade estrutural do conjunto.

Uma primeira estratégia de controle é a utilização de sistemas de orientação. Rotores de eixo horizontal do tipo upwind necessitam de sistemas de orientação ao vento, tanto para manter o seu plano de rotação sempre perpendicular à direção do vento em situações de operação normal, quanto para retirá-lo do vento em situações extremas. Tal sistema utiliza dispositivos eletromecânicos, como motores, rolamentos, discos e engrenagens, e dispositivos eletrônicos, que enviam o sinal coletado por um sensor de direção, normalmente instalado sobre a gôndola, ao sistema eletromecânico para que este atue de maneira satisfatória. Em situações emergenciais, quando o rotor deve ser retirado completamente de operação e as estratégias de controle não atuem, o sistema de freio é acionado.

As formas mais usuais de se limitar a potência de aerogeradores são através de dois tipos de controles aerodinâmicos: controle de passo (pitch) e por estol (stall).

O controle de passo é uma forma de controle ativo, onde a limitação da potência do aerogerador é alcançada através da rotação da pá em torno de seu eixo longitudinal. Enquanto o aerogerador estiver operando em situações de velocidade de vento que estejam abaixo daquelas que forneçam a potência nominal da máquina, o controle permanece inativo. Para valores de velocidade de vento muito superiores à nominal, o controle deve atuar rapidamente, girando as pás e, com isso, aumentando seu ângulo de passo e reduzindo o ângulo de ataque. Conceitos de aerodinâmica já discutidos mostram que menores ângulos de ataque resultam em diminuição da força de sustentação, ocasionando um menor aproveitamento eólico por parte do rotor, situação desejada para velocidades de vento muito elevadas.

Já o controle por estol é uma forma de controle passivo, obtido através do efeito aerodinâmico de descolamento do fluxo de vento. Neste caso, as pás são fixas e o controle atua automaticamente quando, ao ocorrer velocidade de vento

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superior à nominal, o escoamento em torno do perfil da pá descola de sua superfície, reduzindo, com isso, a força de sustentação.

Uma das principais diferenças entre os dois tipos de controle pode ser notada através da figura 3.18, que mostra curvas de potência de aerogeradores operando com controle de passo e por estol.

(a) (b) Figura 3.18 - Curvas de potência de aerogeradores com controle (a) por estol e (b)

de passo.

Antes do advento de aerogeradores de grande porte, da classe de MW, a utilização de sistemas de regulação através do controle por estol predominava. No entanto, atualmente há mais do dobro de aerogeradores com controle de passo no mercado. Isso se deve, entre outros fatores, ao fato do custo dos dois tipos de controle ser equivalente e da regulação por passo apresentar maior ganho na potência gerada em velocidades próximas e superiores à nominal, como pode ser notado nas curvas apresentadas pela figura 3.33. As vantagens do controle por estol concentram-se principalmente em sua estrutura mais simples, reduzindo o número de peças móveis.

3.5. Aplicações de Sistemas Eólicos

A versatilidade e a modularidade estão entre as principais vantagens de sistemas eólicos. Versatilidade, por serem utilizados em inúmeras aplicações, de sistemas isolados para atendimento de carga específica (iluminação, bombeamento de água, etc.), a sistemas interligados à rede com o objetivo de compor sistemas de geração distribuída. Modularidade pelo fato do sistema de geração poder ser rapidamente acrescido para se adequar a situações como aumento de carga, possibilidade de aumento de receita, no caso de sistemas interligados, entre outros. Essas modificações podem prever a entrada em operação de outros aerogeradores, ou ainda a inserção de outras fontes, formando um sistema híbrido de geração de energia.

Aplicações típicas de sistemas eólicos estão relacionadas à produção de energia elétrica. Outros sistemas, como os de bombeamento de água, são atualmente utilizados em menor escala. As aplicações mais comuns de sistemas eólicos para geração de energia são os sistemas isolados e interligados à rede,

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sendo a fonte eólica a única a compor o sistema de geração, ou em configurações híbridas. Para definir esses sistemas de forma mais detalhada, são apresentadas outras duas classificações bastante conhecidas de sistemas eólicos: quanto ao seu porte e quanto ao local de sua instalação.

Na década de 70, após a crise do petróleo, iniciou-se no mundo uma busca por novas alternativas que tornassem a matriz energética mais heterogênea. Essa época representou um marco na produção comercial de aerogeradores. Do início dos anos 80 aos presentes dias, a potência dos aerogeradores apresentou um crescimento de um fator maior que 100, com os diâmetros dos rotores também atingindo números bastante elevados. (figura 3.19).

Figura 3.19 - Evolução na potência e no tamanho de aerogeradores comerciais.

Os diversos modelos de aerogeradores disponíveis atualmente no mercado tornam necessária uma classificação relacionada ao porte do aerogerador ou do sistema. A tabela 3.2 apresenta uma classificação de aerogeradores quanto ao seu porte, levando-se em consideração a potência nominal.

Tabela 3.2 - Classificação de aerogeradores quanto ao porte.

Classificação Potência nominal (kW)

Pequeno porte < 100

Médio porte < 1.000

Grande porte ≥ 1.000

Nos últimos anos, uma outra classificação de sistemas eólicos vem sendo bastante utilizada, quanto ao local de instalação dos aerogeradores: sistemas

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instalados em terra firme, mais conhecidos como sistemas onshore, e sistemas instalados no mar, conhecidos como sistemas offshore.

A necessidade de instalação de sistemas eólicos no mar surgiu há pouco tempo, devido, inicialmente, a limitações no uso da terra, seja por ausência de espaço físico, seja pelo compromisso de redução de impactos ambientais. Além disso, no mar há espaço em abundância, velocidades de vento consideravelmente superiores às verificadas em terra e menores níveis de turbulência. Em contrapartida, dificuldades ocasionadas por ondas, fortes correntes marítimas, congelamento, se houver, e altos níveis de umidade e salinidade tornam o desenvolvimento técnico de sistemas offshore mais complexo, principalmente com relação às estruturas de sustentação (fundação e torre) e à conexão com a rede elétrica. Como os benefícios são muito mais consideráveis, o número de sistemas offshore instalados no mundo vem crescendo rapidamente nos últimos anos.

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CAPÍTULO 4 – ENERGIA HIDRÁULICA

Neste capítulo não são tratados os aproveitamentos de grande porte, por serem as grandes hidrelétricas consideradas como geração convencional, que causam grandes impactos ambientais e, portanto, não estão incluídas entre as fontes alternativas de energia. Assim sendo, a ênfase é dada apenas às pequenas centrais hidrelétricas (PCH), bem como aos geradores hidrocinéticos.

4.1. Definição de PCH

Na primeira edição do Manual (ELETROBRÁS/DNAEE, 1982), uma Usina Hidrelétrica era considerada como uma PCH quando: a potência instalada total estivesse compreendida entre 1,0 MW e 10 MW; a capacidade do conjunto turbina- gerador estivesse compreendida entre 1,0 MW e 5,0 MW; não fossem necessárias obras em túneis (conduto adutor, conduto forçado, desvio de rio, etc.); a altura máxima das estruturas de barramento do rio (barragens, diques, vertedouro, tomada d’água, etc.) não ultrapassasse 10 m; e a vazão de dimensionamento da tomada d’água fosse igual ou inferior a 20 m3/s.

Não havia limite para a queda do empreendimento, sendo as PCHs classificadas em de baixa, média e alta queda.

Em função das mudanças institucionais, da legislação e da experiência acumulada, tornou-se importante atualizar esses critérios. A Lei no 9.648, de 27/05/98, autorizou a dispensa de licitações para empreendimentos hidrelétricos de até 30 MW de potência instalada, para Autoprodutor e Produtor Independente. A concessão será outorgada mediante autorização, até esse limite de potência, desde que os empreendimentos mantenham as características de Pequena Central Hidrelétrica.

A Resolução da ANEEL 394, de 04/12/98, estabeleceu que os aproveitamentos com características de PCH são aqueles que têm potência entre 1 e 30 MW e área inundada de até 3,0 km2, para a cheia centenária. Todas as limitações anteriores foram eliminadas. Posteriormente, essa resolução foi revogada pela Resolução 652, de 09/12/03, que manteve basicamente os mesmos parâmetros anteriores, mas flexibilizando a área alagada para até 13 km2, caso uma das seguintes condições seja verificada: reservatório cujo dimensionamento, comprovadamente, foi baseado em outros objetivos que não o de geração de energia elétrica; ou a seguinte inequação seja atendida.

bH PA .3,14≤

sendo: P a potência elétrica instalada em MW; A a área do reservatório em km2; e Hb a queda bruta em metros, definida pela diferença entre os níveis d'água máximo normal de montante e normal de jusante.

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4.2. Centrais Quanto à Capacidade de Regularização

Os tipos de PCH, quanto à capacidade de regularização do reservatório, são: a Fio d’Água; de Acumulação, com Regularização Diária do Reservatório; ou de Acumulação, com Regularização Mensal do Reservatório.

PCH a Fio D’Água

Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são iguais ou maiores que a descarga necessária à potência a ser instalada para atender à demanda máxima prevista.

Nesse caso, despreza-se o volume do reservatório criado pela barragem. O sistema de adução deverá ser projetado para conduzir a descarga necessária para fornecer a potência que atenda à demanda máxima. O aproveitamento energético local será parcial e o vertedouro funcionará na quase totalidade do tempo, extravasando o excesso de água.

Esse tipo de PCH apresenta, dentre outras, as seguintes simplificações: dispensa estudos de regularização de vazões; dispensa estudos de sazonalidade da carga elétrica do consumidor; e facilita os estudos e a concepção da tomada d’água.

No projeto: não havendo flutuações significativas do nível do reservatório, não é necessário que a tomada d’água seja projetada para atender a depleções desse nível; do mesmo modo, quando a adução primária é projetada através de canal aberto, a profundidade do mesmo deverá ser a menor possível, pois não haverá a necessidade de atender às depleções; pelo mesmo motivo, no caso de haver necessidade de instalação de chaminé de equilíbrio, a sua altura será mínima, pois o valor da depleção do reservatório, que entra no cálculo dessa altura, é desprezível; as barragens são normalmente baixas, pois têm a função apenas de desviar a água para o circuito de adução; como as áreas inundadas são pequenas, os valores despendidos com indenizações são reduzidos.

PCH de Acumulação com Regularização Diária do Reservatório

Esse tipo de PCH é empregado quando as vazões de estiagem do rio são inferiores à necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima do mercado consumidor e ocorrem com risco superior ao adotado no projeto.

Nesse caso, o reservatório fornecerá o adicional necessário de vazão regularizada, devendo ser feitos estudos de regularização diária.

PCH de Acumulação, com Regularização Mensal do Reservatório

Quando o projeto de uma PCH considera dados de vazões médias mensais no seu dimensionamento energético, analisando as vazões de estiagem médias mensais, pressupõe-se uma regularização mensal das vazões médias diárias, promovida pelo reservatório, para a qual devem ser feitos estudos de regularização mensal.

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4.3. Centrais Quanto ao Sistema de Adução

Quanto ao sistema de adução, são considerados dois tipos de PCH: adução em baixa pressão com escoamento livre em canal / alta pressão em conduto forçado; e adução em baixa pressão por meio de tubulação / alta pressão em conduto forçado.

A escolha de um ou outro tipo dependerá das condições topográficas e geológicas que apresente o local do aproveitamento, bem como de estudo econômico comparativo.

Para sistema de adução longo, quando a inclinação da encosta e as condições de fundação forem favoráveis à construção de um canal, este tipo, em princípio, deverá ser a solução mais econômica. Para sistema de adução curto, a opção por tubulação única, para os trechos de baixa e alta pressão, deve ser estudada. A necessidade ou não de chaminé de equilíbrio é verificada em cada caso.

4.4. Centrais Quanto à Potência Instalada e Quanto à Queda de Projeto

As PCH podem ser ainda classificadas quanto à potência instalada e quanto à queda de projeto, como mostrado na tabela 4.1, considerando-se os dois parâmetros conjuntamente, uma vez que um ou outro isoladamente não permite uma classificação adequada.

Para as centrais com alta e média queda, onde existe um desnível natural elevado, a casa de força fica situada, normalmente, afastada da estrutura do barramento. Conseqüentemente, a concepção do circuito hidráulico de adução envolve, rotineiramente, canal ou conduto de baixa pressão com extensão longa.

Para as centrais de baixa queda, todavia, a casa de força fica, normalmente, junto da barragem, sendo a adução feita através de uma tomada d’água incorporada ao barramento.

Tabela 4.1 – Classificação das PCH quanto à potência e à queda de projeto. Classificação Potência - P Queda de Projeto - Hd (m)

Das Centrais (kW) Baixa Média Alta

Micro P < 100 Hd < 15 15 < Hd < 50 Hd > 50

Mini 100 < P < 1.000 Hd < 20 20 < Hd < 100 Hd > 100

Pequenas 1.000 < P < 30.000 Hd < 25 25 < Hd < 130 Hd > 130

4.5. Componentes de uma PCH

As usinas hidrelétricas são compostas basicamente por componentes civis, equipamentos mecânicos e elétricos, conforme mostrado na figura 4.1.

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Os componentes básicos são: 1 - reservatório superior; 2 - barragem e vertedouro; 3 - tubulação de pressão; 4 - chaminé de equilíbrio; 5 - blocos de ancoragem; 6 - tubulação forçada; 7 - tubulação de reação; 8 - gerador; 9 - canal de fuga; 10 - casa de máquinas.

Figura 4.1 - Componentes de uma PCH.

4.6. Estudos Necessários para Implantação do Empreendimento

A exploração de um determinado potencial hidrelétrico é uma atividade sujeita a uma série de regulamentações de ordem institucional, ambiental e comercial. Durante o processo de implantação do empreendimento, atividades multidisciplinares permeiam-se entre si, constituindo o arcabouço legal de todo o projeto.

Antes de iniciarem-se as atividades de estudos e projetos de uma PCH, é necessário verificar se a avaliação do potencial hidrelétrico pretendido está em conformidade com o que preconiza a legislação em termos de otimização de aproveitamento de bem público.

Caso o potencial do local não tenha sido definido em função de Estudos de Inventário Hidrelétrico, recomenda-se o desenvolvimento de tais estudos que, segundo o artigo 4 da Resolução 393 da ANEEL, em bacias hidrográficas com vocação hidroenergética para aproveitamentos de no máximo 50 MW, poderão ser realizados de forma simplificada, desde que existam condições específicas que imponham a segmentação natural da bacia, cabendo, nestes casos, ao interessado, a obrigação de submeter à ANEEL um relatório de reconhecimento fundamentando tecnicamente tal simplificação.

Para as bacias não inventariadas, visando-se à elaboração do estudo de inventário simplificado, deverão ser coletados dados, tais como: mapas diversos da região, inclusive os rodo-ferroviários, etc.; fotografias aéreas e mapas cartográficos; restituições aerofotogramétricas e dados topográficos; imagens de satélites; perfis do rio, caso disponíveis; sistema energético da região; dados

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hidrométricos observados pelas instituições oficiais; estudos hidrológicos porventura já realizados na bacia; dados geológicos e geotécnicos, regionais e locais; dados ambientais sobre a região.

Os dados coletados devem ser organizados com vistas a: com base no mapa da bacia hidrográfica, conhecer o perfil do rio a ser estudado e identificar a localização de possíveis quedas naturais e/ou dos locais de barramento; identificar as principais limitações existentes à formação de reservatórios na região, mesmo os de pequenas dimensões, tais como impactos sobre as zonas urbanas e rurais, rodovias e ferrovias, linhas de transmissão de energia e de telecomunicações, reservas indígenas, áreas de preservação permanente, projetos de irrigação ou áreas irrigadas, facilmente observáveis nas imagens de satélite, etc.; analisar-se a consistência dos dados hidrometeorológicos; conhecerem-se os aspectos geológicos e geotécnicos locais; analisar-se a qualidade de água, para verificação das conseqüências sobre o empreendimento, em especial sobre as máquinas; verificar os locais de lançamento de esgotos domésticos e industriais; avaliar preliminarmente as possibilidades de assoreamento próximo do remanso do reservatório e na desembocadura de algum afluente.

Sob o aspecto ambiental e de gerenciamento de recursos hídricos, há que se considerar a necessidade de um tratamento adequado da questão ambiental, em benefício não apenas do meio ambiente, mas também do próprio empreendedor, tendo como conseqüência natural a obtenção, por parte do investidor, de Licenças Ambientais para as várias etapas do empreendimento: Licença Prévia (LP), Licença de Instalação (LI), e Licença de Operação (LO), ao final da construção, além da outorga para utilização da água com a finalidade específica de geração de energia elétrica.

Mais importante, entretanto, do que o próprio licenciamento, deve ser a preocupação do empreendedor com as ações da usina sobre o meio ambiente e vice-versa. Uma adequada definição das medidas de ordem ambiental a serem tomadas poderá promover a correta inserção do empreendimento na região e, em especial, evitar que o proprietário tenha surpresas futuras desagradáveis que resultem em problemas e custos não programados previamente.

Os levantamentos e estudos básicos deverão fornecer todos os subsídios necessários para a etapa seguinte de trabalhos, relativa aos estudos de alternativas de arranjo e tipo das estruturas do aproveitamento. Cabe destacar que os aspectos topográficos do sítio condicionam, de forma significativa, e limitam os estudos de alternativas de arranjo.

Selecionado o arranjo do aproveitamento, passa-se para a fase de projeto das obras civis e dos equipamentos eletromecânicos. Nessa fase, será realizado o dimensionamento final das estruturas, o que possibilitará a determinação da queda líquida com maior precisão, utilizando-se as fórmulas tradicionais para cálculos das perdas de carga ao longo do circuito hidráulico de adução.

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A partir desse instante, conhecida a série de vazões médias mensais e a queda disponível, serão elaborados os estudos energéticos definitivos e determinada a potência a ser instalada na PCH. Com base na potência a ser realmente instalada, deverá ser realizado, em seguida, o dimensionamento final dos equipamentos eletromecânicos principais.

4.7. Geradores Hidrocinéticos

Este tipo de gerador utiliza turbinas que são capazes de aproveitar a correnteza do fluxo normal de um curso d’água, sem necessidade de serem construídas barragens ou outro tipo de obras civis de maior porte. Na maioria das vezes, a velocidade da própria corrente já é suficiente para operar a turbina na sua capacidade nominal, como mostram as figuras 4.2 e 4.3. Entretanto, se este não for o caso, podem ser feitas pequenas obras de estreitamento de seção, permitindo um aumento na velocidade do fluxo d’água.

Figura 4.2 – Perspectiva artística de um gerador hidrocinético em funcionamento.

Figura 4.3 – Vista lateral de um gerador hidrocinético típico

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Em virtude da sua utilização diretamente no fluxo d’água, a turbina hidrocinética funciona de forma similar a uma turbina eólica, com a diferença de que o fluido, neste caso, é a água e não o ar. Este fato, em termos de potência extraível, dá à turbina hidrocinética uma certa vantagem em relação à eólica, pois a potência disponível no fluxo de um fluido é diretamente proporcional à sua densidade, e a água é cerca de 1.000 vezes mais densa que o ar.

Entretanto, devido a fatores como a largura e a profundidade do rio onde a turbina deve ser instalada, bem como muitas vezes à necessidade de se permitir a navegação local, o diâmetro da turbina fica limitado a valores relativamente pequenos, se comparados com os das turbinas eólicas, fazendo com que o aproveitamento hidrocinético fique, em geral, limitado ao atendimento de cargas de pequeno porte.

Quando a navegação local não é freqüente, pode-se utilizar um sistema de retirada da turbina do rio como mostrado na figura 4.4, durante a passagem do barco em questão, porém interrompendo a geração durante esse período. Esse sistema também é muito importante para a realização de procedimentos de manutenção na máquina.

Figura 4.4 – Colocação e retirada do hidrogerador na água.

A figura 4.5 ilustra uma curva de potência típica de um gerador hidrocinético de pequeno porte. Como pode ser observado dessa figura, o gerador, assim como os aerogeradores, necessita de uma velocidade mínima para geração, que depende, dentre outras coisas do tipo de turbina e do seu porte. Velocidades boas para o aproveitamento hidrocinético são consideradas para valores iguais ou maiores que 1,5 m/s, embora valores menores também possam ser utilizados para micro- aproveitamentos.

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Figura 4.5 – Curva de potência de um hidrogerador de pequeno porte.

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CAPÍTULO 5 – ENERGIA OCEÂNICA

A Energia Oceânica é considerada uma energia renovável, obtida através da utilização de turbinas hidráulicas acionadas pelo movimento das marés, turbinas acionadas pelo movimento das ondas, de modo indireto, ou de outras alternativas tecnológicas disponíveis acionadas pelos recursos provindos dos oceanos.

Essa energia encontra-se espalhada em torno de 70% da superfície terrestre, área ocupada pelos oceanos, esperando pelos avanços tecnológicos que a utilizem e a convertam em energia elétrica. Entretanto, existem restrições quanto ao uso das grandes áreas dos oceanos, devido a regiões onde o turismo e o lazer são explorados, e problemas que poderão surgir com relação às rotas de navegação. Mesmo assim, a parcela da quantidade de energia dos oceanos a ser transformada em eletricidade é bastante significativa.

Existem várias formas potenciais de aproveitamento, que são: energia das marés, energia das ondas, energia das correntes marítimas e a energia associada ao diferencial térmico (OTEC - Ocean Thermal Energy Conversion).

Dentre estes tipos, a energia das marés é a de mais fácil aproveitamento, devido à tecnologia já disponível atualmente. Os outros tipos de aproveitamento estão em fase de estudos de desenvolvimento tecnológico e de viabilidade econômica.

Alguns países da Europa, como a Holanda e o Reino Unido, já usam turbinas submersas para o aproveitamento da energia que se origina do movimento das marés. No entanto, a energia que se origina do movimento das ondas se encontra em fase experimental, como por exemplo, o projeto-piloto da ilha do Pico, nos Açores, de 400 kW.

A zona costeira do Brasil tem 7,5 mil quilômetros e grande concentração urbana próximo ao litoral, reunindo condições favoráveis para o aproveitamento da energia das marés e das ondas. As estimativas atuais de potencial de marés disponíveis são apenas para os estados mais ao Norte (AP, PA e MA), enquanto que as estimativas de ondas estão baseadas em poucas séries disponíveis de dados. A figura 5.1 e a tabela 5.1 apresentam o potencial brasileiro por região.

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Figura 5.1 – Potencial brasileiro da energia oceânica.

Tabela 5.1 – Potencial brasileiro preliminar. Região GW

Região Norte + Maranhão (1) 27

Nordeste (2) 22

Sudeste (2) 30

Sul (2) 35

Potencial Brasileiro 114

(1) Apenas Maré (2) Ondas

Apesar do quadro favorável desse potencial, ainda existem empecilhos ao desenvolvimento deste tipo de energia, pois para que seja viabilizada a execução de um protótipo de laboratório para um modelo em mar real, os custos são significativos e requerem uma preparação envolvendo riscos de vários níveis. Após a aprovação desse protótipo em mar real, haveria a necessidade do desenvolvimento de um sistema a nível comercial, sendo necessário para isto a criação de uma equipe que domine todas as fases pertinentes ao projeto, bem como sejam criadas parcerias que envolvam empresas e instituições.

5.1. Energia das Marés

A variação do nível do mar que ocorre todos os dias a cada 12 horas aproximadamente é conhecida pelo nome de maré. As marés resultam da influência

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combinada de vários fatores. O mais significativo desses fatores é o posicionamento relativo entre a Terra, o Sol e a Lua, sendo que a Lua tem uma parcela maior neste contexto que provoca o fluxo e o refluxo das marés.

A gravidade da Lua, agindo sobre as grandes massas de água de um lado do planeta, eleva a altura da superfície do mar, criando a maré alta, ou preamar, desse lado. No lado oposto, a maré também fica relativamente alta, devido ao efeito da força centrífuga de rotação da Terra. Em regiões a 90° com a preamar, a altura da superfície do mar abaixa para compensar o deslocamento de água, gerando a maré baixa, ou baixamar.

Os outros fatores que estão ligados à altura e à freqüência das marés são: o vento, o formato e a profundidade da costa, as correntes marítimas, a estação do ano, o ciclo precessional da Lua, entre outros.

O vento efetua o processo de “empilhamento” da água na costa quando a sua incidência é perpendicular a ela. Caso o vento seja da costa para o mar o efeito é contrário, provocando uma depressão na superfície do mar.

As correntes marítimas, podem causar efeito semelhante ao do vento. Quando uma corrente segue em direção à costa ela “empilha” a água e, ao contrário, contorna o litoral deixando atrás de si uma depressão.

Este tipo de recurso para obtenção de energia proveniente das marés, já era utilizado na ilha Cristina (Huelva-Espanha) nos moinhos de marés (figura 5.2).

Figura 5.2 – Moinho de marés.

Atualmente existem duas centrais maré-motrizes operando em escala comercial. A primeira situa-se em La Rance, Bretanha, França, a 10 km da desembocadura do rio Rance, no canal da Mancha, com 740 m de comprimento, 24 turbinas reversíveis, perfazendo 240 MW de potência instalada. Ela foi concluída em 1967 e gera 550 GWh/ano. Neste local a amplitude da maré é de 13 m (figura 5.3).

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Figura 5.3 – Usina de La Rance, França.

A segunda encontra-se em Annapolis Royal, Nova Scotia, Canadá, e foi colocada em funcionamento em 1982, para demonstrar a capacidade das TH Straflo. Essa central maremotriz possui uma TH Straflo de 16 MW. Existem outras centrais de menor porte em vários locais do mundo, mas não apresentam produção comercial.

Essas centrais podem ser classificadas quanto ao uso de reservatório e quanto ao sentido de turbinamento.

Quanto ao uso de reservatório

As centrais, quanto ao uso do reservatório, podem ser sem reservatório (ou offshore), ou com reservatório.

As centrais sem reservatório, não necessitam de barragens, e tem suas turbinas montadas no fundo do oceano, perto da costa. Este tipo de alternativa não apresenta os problemas ambientais relacionados ao uso da barragem.

As centrais com reservatório apresentam regime intermitente, acumulando a água do mar em reservatório. O sistema de aproveitamento da energia funciona utilizando a elevação e abaixamento do nível do mar. Comparativamente, funcionam como uma barragem de uma hidrelétrica e são chamadas de sistemas maré- motrizes. Uma barragem é construída perto do mar, para formar um reservatório, que é cheio com a subida da maré, armazenando a água no seu interior. Quando a maré baixa a água sai, movimentando uma turbina que se encontra ligada a um sistema de conversão.

Quanto ao sentido de turbinamento

Quanto ao sentido do turbinamento, as centrais podem ser de sentido único ou duplo.

Nas centrais de sentido único, a água do reservatório aciona a turbina somente no retorno da água do reservatório para o mar.

Este aproveitamento também pode ser feito em sentido duplo, sendo o reservatório cheio na maré alta, passando a água através da turbina e,

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conseqüentemente, produzindo energia elétrica. Na maré baixa a água sai do reservatório, passando novamente pela turbina, em sentido contrário ao anterior, produzindo também energia elétrica (figuras 5.4 e 5.5).

Figura 5.4 – Fluxos da maré.

Figura 5.5 – Caixa de concreto por onde, com o sobe e desce das marés, passa a

água do mar.

Podem ser citadas como vantagens das centrais maré-motrizes: a energia dos oceanos é inesgotável; em geral produz impactos menores que as grandes hidrelétricas; as marés são fenômenos cíclicos e, portanto, previsíveis e confiáveis, embora intermitentes; a tecnologia necessária está disponível para uso no mercado.

Como desvantagens das centrais maré-motrizes podem ser citadas: custo elevado para construir uma central maré-motriz em relação à quantidade de energia gerada; existem poucos locais no mundo onde as condições geográficas e de desnível são satisfatórias; os litorais retos e sem cortes podem encarecer mais o projeto ou até inviabilizá-lo; o ciclo de marés de 12 horas e meia e o ciclo quinzenal de amplitudes máxima e mínima apresentam problemas para que o fornecimento de energia seja mantido regular; exercem influência sobre a qualidade da água, a fauna e a flora e têm efeito também sobre o alcance das marés e das correntes; impactos econômicos, já que atividades de pesca da região podem ser prejudicadas.

5.2. Energia das Ondas

A energia das ondas é formada a partir da interação dos ventos com a superfície do mar, apresentando semelhanças com a energia eólica. Como os dois

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tipos de energia são produzidos pela ação do vento, apresentam intermitência e variações sazonais semelhantes.

A energia cinética das ondas é proveniente do movimento da água e a energia potencial é devida à sua altura. Uma vez formadas as ondas pela ação dos ventos, elas vem do alto mar até próximo à costa, onde encontram águas mais rasas. Devido a este fato a base da onda começa a sofrer resistência, aumentando a sua altura. Conforme o fundo vai se tornando mais raso, a crista da onda que não está sujeita a esta resistência, prossegue com velocidade maior e em seguida quebra-se.

Apesar de existirem locais no planeta onde as ondas apresentam grandes variações de localização, horário, amplitude e freqüência, tornando difícil o seu aproveitamento, existem outros locais que possuem ondas com elevado conteúdo energético e estável em boa parte do tempo, fazendo com que esses locais sejam satisfatórios para a implantação de projetos de geração.

A figura 5.6 apresenta a distribuição mundial desse tipo de recurso em águas profundas.

Figura 5.6 – Distribuição do potencial mundial das ondas em águas profundas

(MW/km).

A tecnologia existente para utilização deste recurso ainda não está devidamente madura e, por vezes, os equipamentos não resistem às tempestades a que ficam expostos, além da manutenção não ser simples. Muitos desses sistemas só foram testados em tanques de simulação.

Alguns sistemas extraem energias das ondas na superfície, outros das flutuações de pressão abaixo da superfície, e outros ainda da onda inteira. Uns são fixos e deixam que as ondas passem por eles, outros acompanham o seu movimento, com flutuadores, por exemplo. Alguns sistemas concentram as ondas, aumentando sua altura, outros as aproveitam da maneira como estas se apresentam. Alguns flutuam na superfície enquanto outros ficam submersos.

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A grande variedade de tecnologias e sistemas pode ser classificada pelo local de sua instalação: sistemas na costa (shoreline), sistemas próximos da costa (nearshore) e sistemas em águas profundas (offshore).

Sistemas na costa (shoreline)

Estes sistemas estão localizados na costa, sendo que o mais desenvolvido é o de coluna de água oscilante, também conhecido por OWC (Oscillating Water Column).

O sistema consiste de uma estrutura oca, em concreto, que fica parcialmente submersa, aberta na parte frontal exposta às ondas por baixo da linha de água. O movimento alternado das ondas realiza a pressurização e despressurização do ar contido na estrutura, fazendo com que seja criado um fluxo recíproco na turbina (figura 5.7).

Figura 5.7 – Esquema de um sistema OWC.

Uma das turbinas utilizadas é a Wells, que tem a capacidade de manter constante a direção de rotação, independentemente da direção do fluxo de ar que passa através dela.

Alguns dos principais projetos são apresentados a seguir.

European Pilot Plant, no Pico, em Açores-Portugal.

Projeto europeu desenvolvido em parceria com 6 entidades portuguesas, 1 do Reino Unido e 1 irlandesa, tendo na coordenação o IST - Instituto Superior de Tecnologia de Portugal. Tem potência de 400 kW e foi construído em 1995 (figura 5.8).

A turbina do tipo Wells da central de Pico tem o gerador diretamente acoplado a ela, com uma velocidade de rotação variável, limitada inferiormente pela velocidade síncrona de 750 rpm e superiormente pelo dobro deste valor.

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Figura 5.8 – OWC em Portugal (400 kW).

LIMPET, Islay-Escócia.

Projeto desenvolvido pela Queen´s University, de Belfast, e a Wavegen Ltd., com coordenação da Queen´s University. Tem potência de 500 kW e foi construído em 1996 (figura 5.9). A central pode fornecer eletricidade para mais ou menos 400 habitações.

A ilha de Islay apresentou-se como local favorável para a instalação desse projeto, não só pela sua condição de ondas favoráveis, mas também pelo acesso fácil à central.

Figura 5.9 – LIMPET, Escócia (500 kW).

Sistemas próximos da costa (nearshore)

Estes sistemas ficam localizados em águas pouco profundas, de até aproximadamente 20 m, e são do tipo coluna de água oscilante (OWC).

A central de 2 MW designada por OSPREY (Ocean Swell Powered Renewable Energy) é um exemplo deste tipo de sistema (figura 5.10).

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O projeto dessa central foi realizado na década de 1990 pela empresa escocesa Wavegen, para águas com cerca de 20 m de profundidade. Era constituída de uma estrutura metálica de parede dupla, a qual seria rebocada até o local da instalação, para ser em seguida afundada através do enchimento das suas paredes ocas, utilizando materiais densos e, deste modo, ficaria assente no mar.

Durante sua instalação em 1995, essa central foi destruída por uma tempestade. No entanto, os trabalhos têm prosseguido para a construção de um novo protótipo, com associação a uma turbina eólica offshore, para melhorar a sua viabilidade econômica.

Figura 5.10 – Antevisão artística do OSPREY.

Sistemas em águas profundas (offshore)

Estes sistemas estão normalmente situados em profundidades de 25 a 50 m, e utilizam os regimes de ondas mais poderosos, os quais existem em zonas de elevada profundidade. O desafio tecnológico para o desenvolvimento desses sistemas é considerável.

Para conseguir extrair o máximo de energia possível, esses dispositivos precisam estar na superfície, ou próximo a ela, requerendo desta forma sistemas de ancoragem (flexíveis ou rígidos) e cabos submarinos para a transmissão da energia elétrica produzida para a terra.

O componente central do sistema é um corpo oscilante flutuante ou, mais raramente, submerso. O sistema de extração de energia pode ainda utilizar a turbina de ar, ou equipamentos que são mais sofisticados, como os sistemas de óleo- hidráulicos, motores elétricos lineares, etc.

Existem diversos sistemas em desenvolvimento, tais como: Pelamis, AWS, McCabe Wave Pump, Floating Wave Power Vessel, PAWEC, Salter Duck e Wave Dragon, mas nenhum deles tem apresentado vantagens significativas sobre os demais.

Três desses sistemas são considerados relevantes:

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AWS – Archimedes Wave Swing

Consiste em uma estrutura oca, pressurizada, que fica instalada no fundo do mar e o seu topo a cerca de 10 m da superfície. A parte inferior é chamada de pontão e fica fixada no fundo do mar; a parte superior é chamada de flutuador e se movimenta para cima e para baixo como um êmbolo, devido às alterações de pressão ocasionadas pelas ondas. O sistema é formado por dois cilindros ocos, colocados um sobre o outro, contendo no seu interior ar pressurizado, a uma pressão tal que permite o equilíbrio do peso do cilindro superior e da coluna d’água exterior que o sustenta.

Quando a onda passa, a pressão exterior varia, sendo de valor mais alto nas cristas e menor nas cavas, produzindo um movimento de oscilação vertical do flutuador com relação à base (figura 5.11). Esse movimento é utilizado para acionar o gerador elétrico linear. A energia produzida é transmitida por um cabo submarino para uma estação em terra, onde recebe a transformação necessária para poder ser injetada na rede elétrica.

Figura 5.11 – Princípio de funcionamento do AWS.

Um projeto de 2 MW, desenvolvido pela empresa holandesa Teamwork Technology BV, foi instalado ao largo de Povoa de Varzim, Portugal, em 2004 (figura 5.12).

Figura 5.12 – Central piloto de AWS em Portugal.

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PELAMIS

O PELAMIS é um dispositivo de conversão de energia das ondas articulado, semi-submerso, que foi desenvolvido em 1998 na Escócia, pela empresa Ocean Power Delivery Ltd Esse dispositivo é composto por seções cilíndricas, ligadas por juntas articuladas. O movimento ondulatório das ondas incidentes faz com que ocorra a oscilação dos módulos cilíndricos em torno das juntas que os unem, pressurizando o óleo nelas contido, que é forçado a passar por motores hidráulicos (figura 5.13). Estes motores acionam os geradores que produzem a eletricidade.

Figura 5.13 – Detalhes das juntas flexíveis do PELAMIS.

Um dos componentes importantes do PELAMIS é o seu sistema de fixação ao fundo do mar (figura 5.14).

Um protótipo com 150 m de comprimento e 3,5 m de diâmetro, com capacidade de 750 kW foi desenvolvido pela Ocean Power Delivery Ltd. Esse protótipo foi testado no European Mariner Energy Center, em Orkney, no ano de 2004, e ligado à rede elétrica do Reino Unido (figura 5.15).

Figura 5.14 – Esquema de fixação do PELAMIS.

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Figura 5.15 – PELAMIS, UK (750 kW).

Wave Dragon

A empresa dinamarquesa Wave Dragon ApS foi responsável pelo desenvolvimento desse projeto, em um consórcio internacional que engloba empresas e instituições da Dinamarca, Reino Unido, República da Irlanda, Suécia, Áustria e Alemanha.

Esse sistema é composto por um corpo central, dois refletores, um sistema de controle e monitoração das turbinas, e um sistema de geradores. Seu mecanismo baseia-se na elevação e acumulação de energia potencial, sendo a energia incidente concentrada por dois refletores parabólicos que focalizam as ondas para uma rampa curva. Atrás da rampa há um reservatório, que se encontra elevado acima do mar, de modo que a água que sobe pela rampa é armazenada temporariamente. Em seguida, a água deixa o reservatório através das turbinas, produzindo energia elétrica (figura 5.16).

Figura 5.16 – Princípio de funcionamento do Wave Dragon.

A figura 5.17 mostra um desses geradores

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Figura 5.17 – Wave Dragon visto de um dos refletores.

Algumas vantagens da energia das ondas são: a energia das ondas é um recurso renovável; ela é abundante, apesar de sua variação nas estações climáticas; as ondas contêm cerca de mil vezes mais energia cinética que o vento; os sistemas utilizados têm localização flexível (shoreline, nearshore e offshore); os problemas de transporte de energia para a terra e de acesso para manutenção são de solução relativamente fácil para os sistemas na costa ou próximos dela; os sistemas em águas profundas ficam menos dependentes das condições da costa e são os mais adequados para o aproveitamento da energia das ondas em grande escala.

Como desvantagens podem ser citadas: as instalações das centrais não podem interferir com a navegação; as instalações têm que ser robustas para poder resistir às tempestades, mas suficientemente flexíveis para possibilitar a obtenção de energia de ondas de amplitudes variáveis; os locais devem apresentar ondas altas continuamente; a localização para os sistemas, na costa ou próximo da costa, depende de um conjunto de fatores geomorfológicos favoráveis na vizinhança imediata da costa; o impacto visual é significativo; nos sistemas em águas profundas, as dificuldades associadas à sua complexidade, transmissão da energia para a terra, ancoragem, e acesso para manutenção, têm impedido que o seu grau de desenvolvimento atinja o da coluna de água oscilante; ainda nos sistemas em águas profundas existem impactos associados a interferências com a navegação e a pesca; existem ainda problemas com a tecnologia utilizada, principalmente com relação ao projeto mecânico.

5.3. Energia das Correntes Marítimas

As correntes marítimas são decorrentes da inércia de rotação da Terra e produzem energia cinética de baixa densidade, difícil de ser explorada, pois situam- se distante da costa e a profundidades consideráveis, resultando em dificuldades para a instalação das turbinas e custos muito altos para a transmissão.

Os locais que mais adequados para a exploração desse tipo de energia são os estreitos. Entretanto, as pesquisas relacionadas a esse tipo de aproveitamento energético ainda se encontram em fase inicial. As figuras 5.18 e 5.19 mostram dois modelos de turbinas que utilizam as energias das correntes marítimas.

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Figura 5.18 – Turbina de 300 kW da Maritime Current Turbine Ltd.

Figura 5.19 – Turbina de 500 kW da SMD Hydrovision.

Atualmente um dos grandes impeditivos para a utilização comercial de sistemas desse tipo é o alto investimento para a sua implementação, em decorrência da tecnologia utilizada ainda não estar suficientemente madura.

A tabela 5.2 apresenta o estágio de desenvolvimento das tecnologias de aproveitamento da energia oceânica.

Tabela 5.2 – Fontes de energia do mar em desenvolvimento.

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CAPÍTULO 6 – ENERGIA DA BIOMASSA

6.1. Conceito de Biomassa

BIOMASSA pode ser definida como os materiais constituídos principalmente por substâncias de origem orgânica (vegetal, animal, microorganismos, etc.), que pode ser utilizada na produção de energia.

Da mesma maneira que a energia hidráulica e outras fontes renováveis, a biomassa é uma forma indireta de energia solar, pois resulta da conversão da energia solar em energia química por meio da fotossíntese, base dos processos biológicos dos seres vivos.

A biomassa é formada pela combinação de dióxido de carbono da atmosfera e água na fotossíntese, que produz os hidratos de carbono, sendo a energia solar armazenada nas ligações químicas dos componentes estruturais da biomassa. Se a biomassa for queimada de modo eficiente, há a produção de dióxido de carbono e água.

Estima-se a existência de 2 trilhões de toneladas de biomassa no globo terrestre, ou seja, mais de 300 toneladas per capita, o que, em termos energéticos, corresponde a oito vezes o consumo mundial de energia primária, hoje da ordem de 400 EJ por ano.

Uma das principais vantagens da biomassa é o seu aproveitamento direto por meio da combustão da matéria orgânica em fornos ou caldeiras. Atualmente, a biomassa vem sendo bastante utilizada na geração de eletricidade, principalmente em sistemas de co-geração e no suprimento de eletricidade de comunidades isoladas da rede elétrica.

6.2. Tipos de Biomassa

Dentre os diversos tipos de biomassa existentes, apresenta-se a seguir os que podem ser utilizados para geração de eletricidade.

Biomassa Sólida: tem como fonte os produtos e resíduos da agricultura (incluindo substâncias vegetais e animais), os produtos e resíduos florestais e das indústrias conexas e a fração biodegradável dos resíduos industriais e urbanos.

Biocombustíveis gasosos: têm origem nos efluentes agro-pecuários, da agro- indústria e urbanos (lodo das estações de tratamento de efluentes domésticos) e ainda nos aterros de RSU (Resíduos Sólidos Urbanos) e são resultado da degradação anaeróbia da matéria orgânica contida nos resíduos anteriormente referidos, sendo constituídos por uma mistura de metano (CH4), em percentagens que variam entre os 50% e os 70%, e CO2, além de outras substâncias em menores proporções.

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Biocombustíveis líquidos: existe uma série de biocombustíveis líquidos com potencial de utilização, todos com origem em culturas energéticas como: o biodiesel, obtido de óleos vegetais, como por exemplo a mamona, o dendê, e a soja; o etanol, produzido a partir da fermentação de hidratos de carbono (açúcar, amido, celulose, etc.); e os óleos in natura.

6.3. Combustão

A combustão pode ser definida como uma reação química exotérmica rápida entre duas substâncias, um combustível e um comburente. O combustível é a substância que queima, que se oxida, contendo em sua composição, principalmente, carbono e hidrogênio e, eventualmente e em menores teores, outros elementos reagentes, como oxigênio e enxofre, ou ainda outros elementos ou compostos que não participam da reação de combustão, como a água. O comburente é o componente da reação de combustão que fornece o oxigênio. Em geral, é usado o ar atmosférico, que apresenta a grande vantagem de não ter custo de fornecimento. Entretanto, o ar contém relativamente pouco oxigênio, existindo 3,76 volumes de nitrogênio por volume de oxigênio, além de trazer sempre alguma umidade.

Os produtos da combustão são tipicamente gasosos. Contudo, os elementos do combustível que não se oxidam ou já estão oxidados vão constituir as cinzas. Os combustíveis podem ser classificados de acordo com seu estado físico nas condições ambientes em:

• Sólidos: madeira, bagaço de cana, turfa, carvão mineral, carvão vegetal, coque de carvão, coque de petróleo, etc.;

• Líquidos: líquidos derivados de petróleo, óleo de xisto, alcatrão, licor negro (lixívia celulósica), álcool, óleos vegetais, etc.;

• Gasosos: metano, hidrogênio, gases siderúrgicos (gás de coqueria, gás de alto forno, gás de aciaria), gás de madeira, biogás, etc.

Reações de combustão

O conhecimento básico das reações de combustão permite estimar o requerimento de ar teórico e as condições reais de sistemas utilizando combustíveis. Na tabela 6.1 estão resumidas as reações elementares para o estudo da combustão, correspondentes, respectivamente, à oxidação completa e incompleta do carbono, à oxidação do hidrogênio e à oxidação do enxofre. É apresentado também o calor liberado em cada reação, por unidade de massa do combustível.

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Tabela 6.1 – Reações básicas de Combustão Reagentes Produtos Energia Liberada

C + O2 → CO2 + 8.100 kcal/kg C

C + ½O2 → CO + 2.400 kcal/kg C

2H2 +O2 → 2H2O(L) + 34.100 kcal/kg H2

S + O2 → SO2 + 2.200 kcal/kg S

Para cada caso existe uma quantidade determinada de oxigênio e, portanto, de ar a ser fornecido. A combustão completa quando todos os elementos combustíveis contidos no combustível (C, H, S, etc.) combinam com o oxigênio do ar, fornecendo os produtos finais correspondentes estáveis quimicamente.

A proporção exata de ar e combustível para uma combustão completa é conhecida como relação ar/combustível estequiométrica, uma propriedade característica de cada combustível. Por exemplo, a maioria dos derivados de petróleo requer da ordem de 14 kg de ar por kg de combustível, enquanto a lenha seca requer cerca de 6 kg de ar por kg. Dependendo da temperatura e da pressão, esta quantidade de ar corresponderá a um determinado volume.

Como a reação de combustão deve ocorrer de forma rápida e em um volume limitado, para assegurar que todo o combustível se oxide, é necessário colocar sempre algum ar em excesso, senão aparecerá combustível sem queimar, com evidentes implicações econômicas e ambientais. De outro lado, o excesso de ar para combustão deve ser sempre o menor possível, pois o ar, além do oxigênio, sempre traz consigo uma massa elevada de nitrogênio, gás inerte e que arrasta para a chaminé parte do calor gerado na reação, resultando em uma perda de desempenho da utilização do calor do combustível. Ou seja, se a correta proporção entre o ar e o combustível não for mantida, haverá insuficiência ou excesso de ar, além do mínimo recomendável e, conseqüentemente, perda de eficiência no processo, como representado na figura 6.1.

Figura 6.1 - Efeito do excesso de ar sobre as perdas em sistemas de combustão.

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As principais exigências de um eficiente processo de combustão, do ponto de vista das proporções entre o ar e o combustível, são resumidas a seguir.

O comburente deve estar em quantidade suficiente em relação ao combustível, para que a reação química da combustão seja completa. Deve-se trabalhar com o mínimo de excesso de ar, suficiente para a total oxidação do combustível, sem indícios significativos de monóxido de carbono e fuligem.

O comburente deve formar com o combustível uma mistura homogênea. O uso de queimadores corretos para o combustível, bem operados, assegura que o ar é fornecido à reação de combustão sem existirem zonas de mistura muito rica ou muito pobre e garantindo completa oxidação do combustível.

No caso de combustíveis líquidos, a adequada viscosidade é um fator essencial para uma queima correta. Quanto menor a viscosidade do combustível, melhor será a sua pulverização; ou seja, mais fácil será a sua divisão em gotículas e, portanto, melhor sua mistura com o ar. Como a viscosidade varia com a temperatura, o preaquecimento do combustível é fundamental para se atingirem os limites de viscosidade necessários para uma boa pulverização. A viscosidade de um óleo combustível pode variar por outros motivos, como sua composição, e a temperatura de aquecimento deve ser ajustada, quando necessário. Entretanto, por uma questão de segurança, essa temperatura não deve aproximar-se muito do ponto de fulgor do óleo combustível.

No caso de combustíveis sólidos, por idênticas razões, sua granulometria é de extrema importância para obterem-se as condições adequadas de queima. Quanto mais reduzido o tamanho de uma partícula, maior será a área de contacto com o comburente e melhores serão as condições para a reação de combustão.

Poder calorífico dos combustíveis

A energia térmica fornecida durante a queima dos combustíveis pode ser avaliada por seu poder calorífico, em geral, apresentado para sólidos e líquidos por unidade de massa, e para gases por unidade de volume, referido nesse caso à pressão atmosférica e à temperatura de 0º C. A água, usualmente presente nos produtos de combustão, resultante da oxidação do hidrogênio, pode apresentar-se em diferentes estados (líquido e vapor). São definidos dois tipos de poder calorífico: o Poder Calorífico Superior (PCS), quando a água está na forma liquida, estado típico nas condições de ensaio de combustíveis, pouco aplicado em situações práticas; e o Poder Calorífico Inferior (PCI), quando a água apresenta-se como vapor, situação que efetivamente ocorre nos produtos de combustão nas chaminés.

Naturalmente, dependendo do teor de hidrogênio do combustível, o Poder Calorífico Superior é cerca de 10% maior que o Poder Calorífico Inferior.

Na tabela 6.2 são apresentados valores para o poder calorífico inferior de alguns combustíveis em sua condição típica de utilização em caldeiras, que é o parâmetro de interesse para determinar a eficiência na geração de vapor.

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Tabela 6.2 – Poder calorífico inferior para alguns combustíveis. Combustível PCI Densidade

Óleo combustível B1 9.590 kcal/kg 1.000 kg/m3

Gás natural (típico) 8.800 kcal/m3 -

GLP 11.100 kcal/kg -

Lenha 3.100 kcal/kg 400 kg/m3

Bagaço de cana 2.130 kcal/kg -

Carvão vegetal 6.460 kcal/kg 260 kg/m3

Carvão mineral1 2.850 kcal/kg - 1Carvão vapor sem especificação, podendo ser especificados produtos com PCS Superior.

Tecnologia de combustão

Para a realização prática de processos de combustão, são necessários equipamentos capazes de proporcionar a mistura do ar e do combustível em condições seguras e controladas. Os componentes dos sistemas de produção de vapor, que influem decisivamente em seu desempenho, são descritos a seguir.

Fornalhas

Fornalha é a denominação genérica que se dá ao local onde se queima o combustível e de onde saem os produtos da combustão. Pode ser formada por queimadores (para combustíveis líquidos e gasosos), grelhas (para combustíveis sólidos) ou câmaras de combustão.

A câmara de combustão é um volume adequadamente dimensionado, no qual se desenvolve a chama e se completa a combustão, além de propiciar a proteção e os suportes necessários para os queimadores e grelhas. De forma geral, a fornalha deve evaporar as substâncias voláteis do combustível, elevar a temperatura do combustível até a combustão, proporcionando a condição ideal de combustão completa, criar turbulência para misturar o ar e o combustível, e impedir a troca de calor entre os gases quentes produzidos e o ambiente. No interior da fornalha as paredes devem ser revestidas com uma camada de tijolos refratários, responsáveis por reter o calor no interior da fornalha. Por isso, devem suportar altas temperaturas e apresentar resistência ao choque térmico e dilatação quase nula. A fixação desses tijolos é feita com argamassa refratária. As fornalhas podem ser classificadas, essencialmente, em duas categorias:

Fornalhas com combustão sobre suporte: englobam todas as fornalhas que queimam combustíveis sólidos a granel, grosseiramente divididos, picados e/ou britados. Segundo a qualidade (teor de cinzas e voláteis) e quantidade de combustível manipulado, seu grau de divisão e mecanização da alimentação, podem ser grelhas fixas, inclinadas, basculantes ou rotativas;

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Fornalhas para queima em suspensão: São usadas quando se queima óleo, gases ou combustíveis sólidos pulverizados, utilizando para alimentar o combustível equipamento especial, chamado maçarico, queimador ou combustor, responsável pela dispersão do combustível na fornalha de forma homogênea.

Queimadores

Conforme o tipo de combustível empregado, as configurações dos queimadores podem variar bastante, como apresentado a seguir.

Queimador para combustíveis líquidos: os combustíveis líquidos são queimados nas câmaras de combustão, sempre em suspensão, pulverizados por meio de vários processos, que devem ser capazes de atomizar bem o combustível, mesmo sob cargas parciais.

Queimador de copo rotativo: é uma concepção mais complexa e de bom desempenho, largamente aplicado nos geradores de vapor limitados à capacidade de queima de 500 kg óleo/h, embora alguns tipos especiais com alta rotação (10.000 rpm) possam chegar à capacidade de 3.000 kg óleo/h. O funcionamento baseia-se na formação de um filme de óleo no interior de um copo tronco cônico girando a alta rotação (3.600 rpm), que projeta o combustível na forma de um anel cônico de encontro a um fluxo de ar rotativo de alta pressão. Uma das vantagens desse tipo de queimador é sua razoável capacidade de modulação de carga.

Queimador de combustíveis gasosos: os combustíveis gasosos são os mais simples de serem queimados, pois a mistura com o comburente se processa de forma muito mais fácil do que com qualquer outro combustível, podendo ainda ter sua velocidade de ignição aumentada mediante pré-aquecimento do suprimento do comburente. Basicamente, distinguem-se dois tipos: queimadores de mistura; e queimadores de difusão. Os queimadores de mistura promovem a mistura do ar com o gás antes de injetá-los na câmara de combustão. Já os queimadores de difusão têm por princípio injetar ambos os fluidos separadamente, proporcionando a mistura de ambos no interior da câmara de combustão, sendo menos empregados.

Queimador de combustíveis sólidos pulverizados: a utilização dos combustíveis sólidos tem como exemplo mais importante o carvão mineral, utilizado nas grandes unidades geradoras de vapor das centrais termoelétricas, sendo que existem outros materiais pulverizados e resíduos de processos industriais, como é o caso do bagaço de cana, da borra de café, da serragem e de resíduos florestais macerados, que são particulados e queimados em suspensão, quando insuflados na câmara de combustão.

Queimador de combustíveis sólidos: nas pequenas caldeiras, o combustível, lenha em toras, é colocado manualmente sobre um conjunto de grelhas fixas. Para as caldeiras de maior capacidade, utilizam-se sistemas com grelhas móveis ou deslizantes. A lenha, normalmente picada, é transportada por meio de correias transportadoras, dos silos até aos dosadores e alimentadores.

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Tiragem

É o processo de retirada dos gases provenientes da combustão, da caldeira para a atmosfera. Dependendo do uso de energia externa, a tiragem pode ser efetuada de várias maneiras: natural, forçada ou mista.

Natural: quando, normalmente sem a ajuda de equipamentos especiais, o ar entra na fornalha, alimenta a chama e sai pela chaminé, graças à diferença de temperaturas entre a sua base e o seu topo.

Forçada ou induzida: os gases são eliminados com a ajuda de ventiladores. Pode apresentar várias disposições construtivas. Nas caldeiras em que os gases são eliminados através de exaustores, aspirando os gases e projetando-os para a atmosfera, a tiragem é chamada induzida.

Mista ou balanceada: neste sistema são empregados dois ventiladores, sendo que um deles tem a finalidade de introduzir o ar na caldeira (ventilador soprador) e o outro tem a finalidade de retirar o ar da caldeira (ventilador exaustor).

Geradores de vapor

Atualmente, devido a todos os aperfeiçoamentos e intensificação da produção industrial, os geradores de vapor fornecem o vapor indispensável a muitas atividades, não só para movimentar máquinas, mas também para limpeza, esterilização, aquecimento e participação direta no processo produtivo. Além da indústria, outras empresas utilizam cada vez mais vapor gerado por caldeiras, como restaurantes, hotéis, hospitais e frigoríficos.

O mais importante gerador de vapor é a caldeira, que é basicamente um trocador de calor que trabalha com pressão superior à pressão atmosférica, produzindo vapor a partir da energia térmica fornecida por uma fonte qualquer. É constituída por diversos equipamentos integrados para permitir a obtenção do maior rendimento térmico possível e maior segurança. Esta definição abrange todos os tipos de caldeiras, sejam as que vaporizam água, mercúrio ou outros fluídos e que utilizam qualquer tipo de energia: térmica (seja convencional, com combustíveis, ou não convencional, com energia nuclear ou solar), ou mesmo elétrica. Quase sempre a fonte de calor é um combustível especificamente utilizado com essa finalidade, mas podem ser aproveitados também calores residuais de processos industriais, escape de motores a diesel ou turbinas a gás, dando ênfase à racionalização energética de sistemas complexos. Neste caso, o equipamento é chamado caldeira de recuperação. Para produzir o vapor de água, é necessário que haja a combustão na caldeira.

Componentes clássicos de um gerador de vapor

Atualmente, os geradores de vapor de grande porte são constituídos por uma associação de componentes, de maneira a constituírem um aparelho complexo. São o exemplo mais completo que se pode indicar, principalmente quando destinados à

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queima de combustíveis sólidos, conforme descrito na tabela 6.3 e mostrado na figura 6.2.

Tabela 6.3 – Componentes clássicos de uma caldeira. (A) Cinzeiro Lugar onde se depositam cinzas e ou, eventualmente, restos

de combustíveis que atravessam o suporte de queima sem completarem sua combustão.

(B) Fornalha Local onde se inicia o processo de queima, seja de combustíveis sólidos (líquidos ou gasosos).

(C) Câmara de combustão

Volume onde se deve consumir todo o combustível antes dos produtos de combustão atingirem e penetrarem no feixe de tubos. Por vezes, confunde-se com a própria fornalha, dela fazendo parte; outras vezes, separa-se completamente.

(D) Tubos Evaporadores

Correspondem ao vaso fechado e pressurizado com tubos contendo água no seu interior, a qual, ao receber calor, transforma-se em vapor.

(E) Superaquecedor

Responsável pela elevação da temperatura do vapor saturado gerado na caldeira.

(F) Economizador Componente onde a temperatura da água de alimentação sofre elevação, aproveitando o calor sensível residual dos gases da combustão direcionados à chaminé.

(G) Pré-aquecedor de ar ou pré-ar

Componente cuja função é aquecer o ar de combustão para introduzi-lo na fornalha, aproveitando o calor sensível dos gases da combustão.

(H) Canais de gases

São trechos intermediários ou finais de circulação dos gases de combustão até a chaminé. Podem ser de alvenaria ou de chapas de aço, conforme a temperatura dos gases que neles circulam.

(I) Chaminé É a parte que garante a expulsão dos gases de combustão com velocidade e altura determinadas para o ambiente e, indiretamente, promove a boa circulação dos gases quentes da combustão através de todo o sistema pelo chamado efeito de tiragem.

Tomando por base uma unidade mais complexa, a figura 6.2 permite identificar os componentes clássicos e o princípio de funcionamento da instalação.

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Figura 6.2 - Componentes de uma caldeira complexa.

6.4. Gaseificação

O processo de conversão mais eficiente da energia da biomassa em energia final, contando todas as perdas de energia na produção de gás combustível, ocorre por meio da gaseificação da biomassa, com posterior utilização do gás combustível. Considerando-se que as eficiências totais da gaseificação estão na faixa de 50% a 80%, têm-se grandes vantagens desse sistema em relação a outros no que concerne à eficiência energética.

As indústrias madeireiras, serrarias e movelarias produzem resíduos a partir do beneficiamento de toras. Os tipos de resíduos produzidos são casca, cavaco, pó de serra, maravalha e aparas. As indústrias de alimentos e bebidas produzem resíduos na fabricação de sucos e aguardente (laranja, caju, abacaxi, cana de açúcar, etc.), no beneficiamento de arroz, café, trigo, milho (sabugo e palha), coco, amendoim, castanha-de-caju, etc. Assim, com todo esse rejeito, pode-se incorporar sistemas de aproveitamento de resíduos diversos para fins de produção de energia elétrica, tanto para alimentação da própria indústria, como também para atendimento de residências e pequenos núcleos urbanos.

Atualmente, os processos avançados de gaseificação baseados em leito fluidizado, apresentam-se como promissores na geração de gases limpos para produção de energia em ciclos combinados.

O gaseificador é essencialmente um forno, onde se oxida (queima) madeira, carvão, ou outro tipo de biomassa em condições controladas, tendo como meio oxidante o oxigênio (ou ar) e vapor d’água.

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A reação de shift (monóxido de carbono e água) também ocorre dentro do gaseificador, servindo para ajustar a relação hidrogênio/monóxido de carbono. Além das reações citadas, a ocorrência da reação de metanação (monóxido de carbono e hidrogênio) é realizada em etapa separada na produção de gás de síntese. Outras reações ocorrem no processo de gaseificação, no entanto sem muito significado.

A composição dos gases e as velocidades em que essas reações ocorrem dependem das condições de operação do gaseificador, da pressão, da temperatura, e do tipo de forno de gaseificação. O gás produzido nos gaseificadores é utilizado como combustível diretamente, ou como matéria-prima para síntese de produtos químicos (metanol ou amônia, por exemplo). A composição molar dos gases produzidos no processo de gaseificação varia com o tipo de gaseificador empregado e a espécie da mistura oxidante.

Gaseificadores

Os gaseificadores podem, em geral, ser agrupados didaticamente em duas categorias: leito fixo (fluxo co-corrente e fluxo contracorrente) e leito fluidizado.

Leito Fixo

Os gaseificadores tipo leito fixo, caracterizam-se pelo fato de se ter o combustível “empilhado”, descendo gradualmente à medida que é consumido. As cinzas são retiradas pela parte inferior e a biomassa é introduzida pela parte superior. É um sistema convencional de gaseificação.

O gaseificador em co-corrente apresenta a importante vantagem de forçar os pirolenhosos a passar pela área de gaseificação, craqueando-os. A biomassa entra por cima e o ar entra em um ponto intermediário (zona de combustão) e desce no mesmo sentido da biomassa. Os gases, depois de passar pelo processo de redução, sobem sem entrar em contato com a biomassa que está entrando, trocando apenas calor para auxiliar o processo de pirólise. A figura 6.3 mostra o esquema de um gaseificador co-corrente.

Figura 6.3 – Esquema Ilustrativo de um gaseificador co-corrente.

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No gaseificador co-corrente (ou de chama invertida), os gases quentes produzidos na zona de reação são removidos pela base juntamente com as cinzas. A biomassa é introduzida no topo e o comburente introduzido a uma altura pré- determinada do corpo do reator. Com isso, os produtos de pirólise são obrigados a atravessar a zona de reação, onde sofrem craqueamento térmico.

A biomassa, depois de gaseificada, pode produzir cerca de 60 % de alcatrão, que pode ser craqueado (quebrado) para formar o gás. No gaseificador co-corrente, parte do oxigênio é usado para queimar o alcatrão formado e obter-se um gás com baixo teor de alcatrão. Os componentes e o percentual em volume após a gaseificação a partir da madeira podem ser vistos na tabela 6.4.

Tabela 6.4 - Composição típica do gás produzido a partir de madeira em gaseificador de chama invertida.

COMPONENTES VOLUME (%)

CO2 10 – 15

CO 17 – 22

H2 16 – 20

CH4 2 – 3

CnHm 0,2 - 0,4

N2 45 – 50

PCS (kcal/m3)/(kJ/m3) 1.200 – 1.400/ 5.760 – 5.852

A denominação contracorrente provém do fato de que a carga (biomassa) e o agente gaseificante entram por extremidades opostas do gaseificador, sendo o sentido de fluxo da biomassa oposto ao do agente gaseificante. No gaseificador contracorrente o produto (gás combustível) é retirado pela parte superior e os agentes gaseificantes, ar (ou oxigênio), são injetados pela parte inferior (base) do gaseificador, como pode ser visto na figura 6.4.

Figura 6.4 - Esquema Ilustrativo de um gaseificador contracorrente.

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No gaseificador em contracorrente (ou de chama direta), os gases quentes produzidos na zona de reação atravessam os sólidos que descem em contracorrente e promovem a pirólise (queima de biomassa na ausência de ar) e a secagem destes últimos. Esse processo é o mais simples, uma vez que surgiu do uso da madeira como carga do gaseificador concebido para carvão mineral. Os componentes e o percentual em volume após a gaseificação a partir da madeira podem ser vistos na tabela 6.5. O gás produzido sai pela parte superior do gaseificador, após atravessar a carga de biomassa que desce em direção à zona de reação. Com a passagem desse gás quente, a biomassa passa pelas fases de secagem e pirólise. Em verdade, o que é gaseificado na zona de reação é o carvão vegetal formado nas regiões superiores do gaseificador.

Tabela 6.5 - Composições típicas de gases produzidos de madeira em gaseificadores de chama direta.

CARACTERÍSTICAS DA MATÉRIA-PRIMA GALHOS CAVACOS

Umidade (%) 36,0 36,9

Cinzas (%) 0,8 0,9

Poder Calorífico Superior - PCS (kcal/kg)/(kJ/kg) 3.000

12.540

2.800

11.704

Composição do Gás (%) CO2 6,6 10,0

O2 0,2 0,6

CO 29,0 21,0

H2 13,0 18,2

CH4 4,2 3,6

N2 47,0 46,6

Leito Fluidizado

Os gaseificadores do tipo leito fluidizado, caracterizam-se por utilizar a biomassa em partículas de pequenas dimensões (5,0 a 7,0 mm), mantidas em suspensão através da injeção do meio gaseificador (ar ou oxigênio e vapor), que passa pelo leito a uma velocidade suficiente para fluidizá-lo. A temperatura de saída do gás é de aproximadamente 900o C. Como se trabalha com partículas de pequeno tamanho, o tempo de residência é reduzido (inferior a 1 minuto), o que leva a se conseguir elevada produção de gás com vasos de dimensões relativamente reduzidas. Devido à tecnologia ser bastante sofisticada e onerosa, esse gaseificador é somente utilizado para altas potências (a partir de 10 MW).

Em geral, a biomassa utilizada em gaseificadores requer alguns cuidados no seu tratamento e manejo, pois o teor de cinzas e o grau de umidade determinam sua

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utilização para a gaseificação. Altos teores de cinzas provocam obstrução no interior dos gaseificadores e um elevado grau de umidade afeta diretamente o poder calorífico inferior da biomassa. Assim sendo, o ideal é se trabalhar com teores de umidade inferiores a cerca de 20 a 30 %.

6.5. Biodigestão

A definição mais clara de biodigestão é o processo de conversão biológica anaeróbica, por meio de microorganismos em determinadas condições dentro de biodigestores. Dentre os mais difundidos estão o chinês e o indiano.

O biogás resultante da fermentação anaeróbica (ausência de ar) em meio aquoso, em temperatura entre 20 e 55º C e pH adequado, é um gás inflamável, constituído geralmente por 30 a 70 % de metano (CH4). Caso a biodigestão não seja bem sucedida, pode haver a formação de 30 a 70 % de dióxido de carbono (CO2) e outros gases com baixas concentrações. Como produto efluente da biodigestão tem- se o fertilizante. Dados que compõem a mistura gasosa contida no biogás podem ser vistos na tabela 6.6.

Tabela 6.6 – Composição gasosa do biogás. Composição Média do Biogás

Metano 55 % a 65 %

Dióxido de Carbono (CO2) 35 % a 45 %

Hidrogênio (H2) 1 % a 10 %

Nitrogênio (N2) 0,5 % a 3 %

Oxigênio (O2) 0,1 %

Ácido Sulfídrico (H2S) Traços

Monóxido de Carbono (CO) 0,1%

Biogás

O gás metano é o principal componente do biogás, é incolor, inodoro e insípido. Além do metano, há a produção de outros gases em menores concentrações, como o gás sulfídrico (H2S), que confere ao biogás um ligeiro odor de ovo podre (pútrido). O biogás não é tóxico, mas age sobre o organismo humano, diluindo o oxigênio (O2), é bastante estável e não é solúvel em água, liquefaz-se a uma pressão de 140 atmosferas (atm) e possui um poder calorífico de 5.800 kcal/m3 (24,244 MJ/m3), podendo seu poder calorífico ser aumentado por meio da purificação, retirada do dióxido de carbono (CO2), e de filtração, chegando ao valor de 8.100 kcal/m3 (33,850 kJ/m3), podendo ser comparado com o gás natural, que tem se poder calorífico entre 33 e 38 MJ/m3.

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O biogás possui características energéticas e, portanto, pode-se fazer a equivalência de 1 m3 de gás com os combustíveis mais usuais e alguns resíduos orgânicos, conforme a tabela 6.7.

Tabela 6.7 – Equivalência energética do biogás. 0,61 L de gasolina

0,58 L de querosene

0,5 kg de gás liquefeito de petróleo (GLP)

0,79 L de álcool combustível

1,538 kg de lenha

1,428 kWh de energia elétrica

0,55 L de óleo diesel

20 kg de lixo urbano

2,5 kg de resíduos secos vegetais

1 m3 Biogás

14,3 kg de resíduos sólidos de frigorífico

Digestão Anaeróbica

Várias são as bactérias que atuam no processo; porém, as que produzem o CH4 são chamadas de bactérias metanogênicas, cujo grau de temperatura pode ser de 35 a 36º C (mesofílicas) ou acima de 45 ºC (termofílicas). Para que a digestão se desenvolva são necessárias as seguintes condições: impermeabilidade ao ar; temperatura de aproximadamente 35º C; teor de água suficiente, ou seja, 90 a 100 % do peso do conteúdo de biomassa; início do processo em meio ácido; final do processo em meio neutro; manutenção de uma boa relação C/N (Carbono/Nitrogênio), de 30:1 ou 25:1.

O processo digestivo que ocorre na fermentação da matéria orgânica no biodigestor consta de três fases principais, como visto na figura 6.5.

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Figura 6.5 – Processo digestivo em um biodigestor.

O resíduo da biodigestão anaeróbica (fermentação) é chamado de biofertilizante. Geralmente está livre de microorganismos causadores de doenças, não possui odores desagradáveis, apresenta pH variando de 7 a 8,5 e possui cerca de 2% de Nitrogênio (N), 1,5% de Fósforo (P) e 1% de Potássio (K), podendo ser utilizado como fertilizante em lavouras.

Biodigestores

A classificação dos biodigestores pode ser quanto ao tipo de carregamento, em contínuos e descontínuos, e quanto ao tipo básico pode ser indiano ou chinês.

Geralmente prefere-se optar pelo biodigestor contínuo, por facilitar o carregamento diário, pois o volume de entrada é praticamente igual ao volume de saída (biofertilizante).

O biodigestor modelo indiano possui como característica uma campânula flutuante, chamada de gasômetro, sobre o líquido contido no biodigestor. Por apresentar o gasômetro flutuante (móvel), o biogás produzido está a uma pressão quase constante. A sua construção é em alvenaria e na confecção do gasômetro utiliza-se geralmente chapas de aço. A figura 6.6 mostra um modelo de biodigestor indiano.

Já o biodigestor chinês é construído em alvenaria e possui um tanque de armazenamento fixo (cúpula) de biogás, em forma de abóbada. A figura 6.7 mostra um biodigestor do tipo chinês.

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Figura 6.6 - Biodigestor indiano.

Figura 6.7 – Biodigestor chinês

Biomassas para Biodigestão

A matéria-prima utilizada nos biodigestores pode ser a mais variada possível. No entanto, dependendo do tipo empregado pode ser formado um gás com maior ou menor quantidade de metano. Se o material for rico em fibras, deve-se proceder a uma pré-fermentação, que leva de 2 a 10 dias. O número de dias que uma determinada mistura permanece no biodigestor chama-se tempo de fermentação ou tempo de retenção. Na relação C/N, o carbono encontra-se sob a forma de carboidratos e o nitrogênio como principal elemento das proteínas; portanto, C e N são os principais elementos utilizados pelas bactérias. Em um processo de biodigestão anaeróbica a relação C/N = 30 deve ser mantida, pois o carbono é utilizado para a obtenção de energia e o nitrogênio contribui para a formação de estruturas celulares, pois as bactérias atuantes consomem o carbono aproximadamente 30 vezes mais rápido que o nitrogênio.

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Dentre os diversos resíduos orgânicos empregados, podem-se citar: esterco de animais (bovino, suíno, etc.); palha de arroz; capim; sabugo de milho; aguapé; lixo; esgoto; outros.

O aguapé é uma planta aquática encontrada nos rios da Amazônia, que prolifera muito rapidamente, sendo considerada em alguns casos como uma “praga”. Sabe-se, no entanto, que na verdade é uma planta que despolui os rios, serve também como alimento de peixes e outros animais, além de ser uma excelente biomassa que pode ser utilizada na produção de biogás.

Estudos realizados pelo Instituto de Pesquisa da Marinha – IPqM mostraram que um metro quadrado de plantação de aguapé produz cerca de 18 L de biogás por dia, 1 kg de aguapé seco pode produzir aproximadamente 350 a 410 L de biogás, além de produzir o biogás com 80 % de metano (CH4). O aguapé tem uma produtividade muito boa, pois somente duas plantas são capazes de gerar, em média, 300 plantas, em 23 dias, e cerca de 1.400 plantas, em 120 dias.

Alguns tipos de biomassa utilizados em biodigestores, em função da disponibilidade por fonte e das suas respectivas produções de biogás, podem ser vistos na tabela 6.8. Alguns dados de consumo diário de biogás para fins residenciais podem ser visto na tabela 6.9.

Tabela 6.8 – Características de resíduos e produção de biogás. Fonte Esterco (kg/dia) m3/kg M3/dia

Bovinos 10 0,0367 0,367

Gansos e Perus 0,23 0,1 – 0,16 0,23 – 0,368

Fezes Humanas 0,4 – 0,23 0,0707 0,0283 – 0,013

Suínos 2,25 0,0792 0,1782

Galinhas 0,18 0,0628 0,0113

Aguapé 1 0,35 0,35

Tabela 6.9 – Consumo de biogás. Utilização do Biogás Consumo do Biogás

Cozinha 0,24 - 0,33 m3/pessoa.dia

Iluminação 0,07 - 0,28 m3/lampião.hora

Eletricidade (1 kWh) 0,62 m3

Motores 0,424m3/cv.hora

Geladeira 1,8 - 2,5 m3/dia

Boca de Fogão 0,165 - 0,18 m3/hora

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6.6. Limpeza dos Gases

Tanto o gás produzido pelos gaseificadores quanto o produzido pelos biodigestores podem ser utilizados diretamente como combustível em motores a combustão acoplados a geradores elétricos, quanto podem ser alimentados em sistema com CaCs. Entretanto, em qualquer dessas aplicações, o gás precisa ser limpo antes de sua utilização.

O gás gerado a partir da gaseificação e da biodigestão contém um certo teor de monóxido de carbono e gás sulfídrico, que são considerados venenos muito perigosos para o catalisador utilizado em CaCs do tipo PEM, além do teor de umidade contido no gás proveniente da biodigestão, que deve ser eliminado. Nesse caso, há necessidade de se empregarem processos para a eliminação do monóxido de carbono, do gás sulfídrico e da umidade antes de entrar na CaC. O dióxido de carbono (CO2) é outro gás contido nos gases provenientes da gaseificação e da biodigestão que não necessariamente necessita de ser eliminado, pois atua como um gás inerte, ou seja, não interfere com o catalisador, por exemplo, de platina (Pt).

Dependo de alguns fatores, os alcatrões aparecem no gás de gaseificação com maior ou menor teor de concentração e, de alguma forma, devem ser eliminados. Os alcatrões são compostos orgânicos de caráter aromático, presentes no gás de gaseificação, exceto os hidrocarbonetos (C1 – C6). O percentual de alcatrão gerado na gaseificação depende das características da biomassa (tipo e tamanho da partícula, por exemplo), da temperatura, da pressão, da velocidade de aquecimento da biomassa e do tempo de residência. No entanto, a temperatura é um fator fundamental na geração de alcatrão; quanto maior a temperatura, menor é a concentração de alcatrão.

Em geral, a limpeza dos gases provenientes da gaseificação de biomassa é feita por meio de processos para separar os alcatrões do gás, podendo ser efetuado por meio físico e por processos que convertem os alcatrões em H2, CO e hidrocarbonetos leves não condensáveis. A separação física dos alcatrões pode ser feita pela lavagem do gás por via úmida (utiliza-se água como líquido de lavagem, podendo alcançar até 70 % de eficiência), pela filtragem do gás (onde o elemento filtrante é feito por partículas geradas na gaseificação – resíduos de carbono), por filtros eletrostáticos (sendo necessária a condensação prévia dos alcatrões), por craqueamento térmico a alta temperatura (emprega-se temperatura acima de 1.100º C) e pelo uso de catalisadores baseados em níquel (Ni) (é utilizado um reator secundário em série com o gaseificador).

6.7. Biodiesel

Os biocombustíveis são fontes de energias renováveis, derivados de produtos agrícolas como a cana-de-açúcar, plantas oleaginosas, biomassa florestal e outras fontes de matéria orgânica. Em alguns casos, os biocombustíveis podem ser usados

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tanto isoladamente, como adicionados aos combustíveis convencionais. Como exemplos, podemos citar o etanol, o metanol e o biodiesel.

O Biodiesel é um combustível biodegradável alternativo ao diesel de petróleo, criado a partir de fontes renováveis de energia, e livre de enxofre em sua composição. Pode ser utilizado em motores a diesel sem a necessidade de qualquer tipo de adaptação, caso esteja de acordo com as normas de qualidade da Agência Nacional do Petróleo - ANP, sem perda de desempenho, e contribui para o aumento da vida útil do motor, pelo fato de ser um lubrificante melhor que o diesel de petróleo.

Como o biodiesel origina-se de matérias-primas renováveis, basicamente álcool e óleo vegetal ou gordura animal, e possui queima limpa, a combustão do biodiesel gera menos poluentes do que a combustão do diesel de petróleo. Quimicamente, pode-se dizer que se trata de uma composição de ésteres etílicos ou metílicos de ácidos graxos de cadeia longa. Também, por ser extremamente miscível, mesmo não contendo petróleo, pode ser misturado ao diesel convencional em qualquer proporção, sem que isso gere qualquer tipo de prejuízo ou perda de desempenho do motor.

Convencionou-se mundialmente uma nomenclatura para identificar a proporção da mistura de biodiesel ao diesel de petróleo. Quando se tem uma mistura de 2% de biodiesel e 98% de diesel, esta recebe o nome de B2. Uma mistura com 5% de biodiesel e o resto de diesel de petróleo é chamada de B5, e assim por diante. Quando se tem apenas biodiesel, atribui-se o nome de B100. As misturas entre 2% e 20% são as mais utilizadas no mercado mundial.

O processo mais comum da produção de biodiesel se faz através da reação de óleo vegetal ou gordura animal com um álcool (no Brasil, prefere-se o etanol; já na Europa, a preferência recai sobre o metanol), reação essa incentivada pela presença de um catalisador, que pode ser um ácido, uma base ou uma enzima. Como produtos dessa reação, tem-se o biodiesel e a glicerina. Esse processo é conhecido na indústria por transesterificação. Ele pode ser feito com o óleo de diversas oleaginosas, como por exemplo, a soja, o pinhão-manso, o amendoim, o nabo forrageiro, o milho, o girassol, a canola, a mamona, o dendê, etc.

No que tange ao biodiesel, apenas recentemente esse biocombustível entrou na agenda do governo brasileiro. Apesar da primeira patente do biodiesel no mundo ter sido registrada em 1980, por um professor da Universidade Federal do Ceará, somente em Dezembro de 2004 é que foi lançado, oficialmente, pelo governo brasileiro o Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel.

A introdução do biodiesel na matriz energética brasileira foi estabelecida pela Lei 11.097 de janeiro de 2005, que determinou a adição voluntária de 2% de biodiesel ao óleo diesel comercializado ao consumidor final até 2007; já a partir de 2008, essa adição de 2% foi tornada obrigatória. A mistura de 5% de biodiesel ao

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óleo diesel será voluntária no período de 2008 até 2012, passando a ser compulsória a partir de 2013.

O uso do biodiesel traz uma série de benefícios associados à redução dos gases de efeito estufa, e de outros poluentes atmosféricos, tais como o enxofre, além da redução do consumo de combustíveis fósseis. Além disso, no processo de fabricação, uma série de resíduos e subprodutos industriais é gerada, os quais podem, quando adequadamente geridos, contribuir para a viabilidade econômica da produção de biodiesel. Esses resíduos, de natureza líquida e sólida, possuem potencial de uso na indústria de alimentos e para a nutrição animal, bem como na indústria químico-farmacêutica. Entretanto, há uma grande carência de estudos de viabilidades técnica e financeira, que possam apontar as melhores alternativas de custo-benefício para o processamento e tratamento desses resíduos, que podem agregar valor e reduzir os custos de produção do biodiesel.

A Alemanha é responsável por mais da metade da produção européia de combustíveis e já conta com centenas de postos que vendem o biodiesel puro (B100), com plena garantia dos fabricantes de veículos. O total produzido na Europa já ultrapassa 1 bilhão de litros por ano.

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CAPÍTULO 7 – ENERGIA DO HIDROGÊNIO

7.1. O Hidrogênio

O Hidrogênio é o elemento mais simples conhecido e o mais abundante no Universo. Ele é um gás incolor, inodoro, insípido e altamente inflamável. Apesar de possuir a mesma configuração do elétron de valência dos elementos do grupo 1 da Tabela Periódica, é um não metal. No estado elementar é encontrado em moléculas diatômicas H2. Tem alguma semelhança com os metais alcalinos, mas não está associado a nenhum grupo da tabela periódica.

Cavendish, em 1766, foi quem primeiro isolou e estudou as propriedades físicas do hidrogênio. Observando que este explodia quando aquecido em contato com o ar, chamou-o de "ar inflamável". O químico Joseph Priestley notou que após a explosão, o tubo da experiência estava úmido nas paredes. Cavendish investigou a matéria formada e provou que a água era um composto de oxigênio e hidrogênio. O nome Hidrogênio foi dado por Lavoisier.

Na Terra, o hidrogênio é encontrado, na forma combinada, na água, nos oceanos, nos rios, nos minerais e nos seres vivos.

Sua utilização industrial é bastante extensa, incluindo, dentre outras, a fabricação de produtos químicos, especialmente a amônia (NH3) e o metanol (CH3OH), o uso nas refinarias para produção de gasolina e lubrificantes, na indústria de fertilizantes, no processo de fabricação de vidros, em metalúrgicas, no refino de metais e semicondutores, na produção de sabão, margarina e manteiga de amendoim, na indústria farmacêutica, na produção de vitaminas e cosméticos, como combustível para foguetes, e nas células a combustível, para gerar potência elétrica.

Por ser um dos gases menos densos que o ar, foi muito usado em balões e dirigiveis no inicio do século 19; porém, por ser altamente inflamável, seu uso ficou limitado apenas a balões. Ele reage violentamente com o flúor e cloro, especialmente com o primeiro, com o qual a reação é tão rápida e imprevisível que não se pode controlar. Também é perigosa sua despressurização rápida, já que diferentemente dos outros gases, a sua expansão acima de -40° C ocorre com aquecimento, podendo inflamar-se.

O hidrogênio é extremamente inflamável no ar e a energia necessária para inflamá-lo é muito pequena (a energia necessária para a ignição de uma mistura hidrogênio-ar é de apenas 0,04 mJ, contra 0,25 mJ dos hidrocarbonetos), podendo, em algumas condições, ocorrer a auto-inflamação. A sua queima no ar dá-se com uma chama muito quente e quase invisível, que emite uma luz pouco radiante na faixa do espectro visível e, por isso, não é difícil perceber sua existência.

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7.2. Células a Combustível

O princípio de funcionamento da célula a combustível (CaC) foi descoberto por William Robert Grove em 1839. No final do século 19, Wilhelm Ostwald e Walther Nernst demonstraram a vantagem da combustão eletroquímica a frio em relação à produção de eletricidade pela máquina térmica/mecânica, que funciona sob o princípio de Carnot.

Até pouco tempo, as CaCs estavam limitadas ao uso experimental em laboratórios ou aplicações não convencionais, como na indústria aeroespacial. No entanto, ultimamente tem havido um crescente desenvolvimento das CaCs e suas aplicações na geração de eletricidade e na área automobilística. Especialmente por se tratar de uma conversão limpa, que gera como resíduos apenas vapor de água, calor e baixa concentração de dióxido de carbono (CO2), pode-se esperar a substituição paulatina dos motores a combustão interna pelas CaCs, devido à exigência quanto ao controle de emissão gasosa. Em vista disso, deve-se aguardar por um avanço na utilização das CaCs em um futuro não muito distante.

Em princípio, a CaC opera como uma bateria, sem nenhuma combustão. A geração de eletricidade se dá pela combinação de moléculas de hidrogênio e oxigênio. A CaC produz energia elétrica e calor, sempre que há combustível para sua alimentação, sendo a água o subproduto de saída. Assim, consegue-se reduzir as emissões de gases contaminantes, além de aumentar o rendimento do processo de conversão eletroquímica.

As CaCs existentes utilizam várias tecnologias que usam diferentes eletrólitos e operam em diferentes temperaturas. Cada tecnologia é apropriada para determinadas aplicações; por exemplo, as CaCs de membrana polimérica têm demonstrado ser apropriadas em aplicações automobilísticas e as células a combustível de carbonato fundido parecem ser mais apropriadas para o uso integrado com turbinas a gás.

Os principais aspectos inovadores das CaCs se concentram nas vantagens em relação aos sistemas convencionais de geração de energia, tanto pela visão de meio ambiente como também pela sua eficiência energética, alcançando um rendimento superior a 50 %.

Apesar das vantagens que as CaCs apresentam, ainda são encontradas algumas limitações para a aplicação desses sistemas. Uma dessas limitações é o armazenamento do combustível, no caso o hidrogênio. Esta limitação tem sido contornada através do processo de reforma já bem conhecido, que produz hidrogênio para o funcionamento eficiente do sistema.

O Departamento de Energia (Departament of Energy - DOE) dos Estados Unidos lançou uma iniciativa visando a conseguir reduções nos custos das CaCs. Com essa iniciativa, pretende-se baixar os custos para que as CaCs tornem-se

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competitivas no mercado de geração de energia elétrica, ao preço de US$ 400,00/kW.

Há uma forte tendência de que o mercado de CaCs em aplicações residenciais seja promissor, desde que haja um crescente desenvolvimento tecnológico em sua fabricação, em conseqüência de se baixar os custos. A inserção de CaCs em residências, para geração de eletricidade, incorporando o aproveitamento do calor gerado, ocasionaria benefícios ambientais e econômicos. Com essa visão, diversos fabricantes já testaram sistemas com CaCs, como por exemplo, EBARA BALLARD, H-Power, adquirida pela Plug Power, Fuel Cell Technologies, entre outros. Nesse setor de projetos piloto, estão os EUA, Japão, Canadá e a Alemanha como líderes.

A área de aplicação das CaCs é ampla, abrangendo faixas de até 1,0 kW em unidades móveis, de 1,0 a 10 kW para residências, pequenos comércios, etc, de 10 a 500 kW para indústria e bairros residenciais, e de 500 até aproximadamente 50 MW para a indústria e a interligação com a rede de distribuição de energia.

O ano de 2004 foi marcado pelo avanço tecnológico das CaCs, principalmente do tipo Proton Exchange Membrane – PEM alimentadas com hidrogênio. Empresas como a Ballard, Plug Power e a ReliOn lançaram no mercado CaCs de 1 kW e 5 kW.

Em maio de 2005, a empresa Navantia obteve êxito nos testes de uma CaC por mais de 20.000 horas de funcionamento. O seu produto de 250 kW – Navantia MTU NM-300, passou por diversos testes e ensaios, principalmente dos parâmetros elétricos.

Diversos fabricantes de veículos voltados para o conceito de CaC fabricaram e aprovaram seus veículos desenvolvidos com a tecnologia PEM, além de realizarem diversos testes em países de clima frio. A figura 7.1 apresenta uma configuração básica de um sistema de tração de um veículo movido a CaC.

Figura 7.1 – Sistema de tração dos veículos a hidrogênio.

O primeiro protótipo de CaC desenvolvido no Brasil para fins de geração de energia elétrica foi apresentado pela Cemig (Companhia Energética de Minas

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Gerais) no I Congresso de Inovação Tecnológica em Energia Elétrica (Citenel), realizado pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) em novembro de 2001, em Brasília.

No setor de transportes, pode-se dizer que o Brasil desenvolveu protótipos de veículos contando com a parceria do Ministério de Minas e Energia - MME/ Empresa Metropolitana de Transporte Urbano - EMTU/ Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento – PNUD/ Global Environment Facility – GEF e MME/Universidade de Campinas – UNICAMP (projeto Vega II) em São Paulo, e entre a Coordenação dos Programas de Pós-graduação de Engenharia - COPPE/ Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - LACTEC/ Petróleo Brasileiro SA - PETROBRAS/ELETRA/CAIO-Induscar no Rio de Janeiro.

Atualmente existem três empresas localizadas no Estado de São Paulo que desenvolvem sistemas de CaCs para geração de energia, quais sejam: Electrocell, Unitech e a Novocell.

Alguns projetos demonstrativos para geração de eletricidade e transporte têm sido aportados financeiramente por empresas públicas e privadas, como a Companhia de Eletricidade do Paraná - COPEL, a Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF, a PETROBRAS, a Empresa Distribuidora de Energia de São Paulo - AES ELETROPAULO, a Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG, a Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL e as Centrais Elétricas Brasileiras SA - ELETROBRAS), para o desenvolvimento de CaCs utilizando o gás natural como alimentação.

7.3. Princípio de Funcionamento da Célula a Combustível

O princípio de funcionamento de uma CaC é apresentado na figura 7.2, tendo como combustível o hidrogênio (H2), o qual ao entrar em contato com um metal, cede elétrons para esse metal, produzindo o íon H+ e liberando um elétron. Esse elétron circula por um circuito elétrico externo, onde sua energia pode ser aproveitada, e retorna à CaC onde, novamente através de um metal, encontra-se com o oxigênio. Os dois pólos da célula são ligados pelo eletrólito. Através desse eletrólito, íons de oxigênio, que ganhou elétrons de um lado, e de hidrogênio, que perdeu elétrons do outro, se ligam, formando água, que é o produto dessa reação.

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Figura 7.2 – Esquema do princípio de funcionamento de uma célula a combustível.

Uma CaC é constituída de anodo, catodo e eletrólito, onde as reações produzidas no seu interior dependem do eletrólito empregado e têm como resultado a produção de eletricidade e água. Desse modo, pode-se descrever os seus principais componentes como sendo:

Anodo – eletrodo onde ocorre a oxidação do combustível e que conduz elétrons ao circuito externo;

Catodo – eletrodo onde ocorre a redução do oxidante e que recebe elétrons do circuito externo;

Eletrólito – elemento de ligação entre os eletrodos, que transporta uma das espécies iônicas envolvidas nas reações eletródicas e previne a condução de elétrons internamente entre os eletrodos.

As CaCs podem ser fabricadas em vários tamanhos e para diversas aplicações, e o princípio de funcionamento é idêntico ao de uma bateria, ou seja, consiste na produção de eletricidade mediante reações químicas, onde os elementos químicos envolvidos normalmente são o hidrogênio e o oxigênio. Também, podem ser usados outros tipos de combustíveis que contenham hidrogênio, tais como o gás metano, metanol, etanol, mistura gasosa proveniente da combustão de biomassa, etc.

A CaC é uma forma alternativa de geração de energia, em que a combustão é realizada de maneira controlada, aumentando a eficiência do aproveitamento da energia liberada de modo menos poluente. Por este processo, até 50% da energia química pode ser transformada diretamente em energia elétrica. Uma parte da energia química ainda é transformada em calor e também pode ser aproveitada, por exemplo, em sistemas para aquecimento de água. Assim, a eficiência do aproveitamento da energia química pode chegar a 80 %. As reações anódica, catódica e global do processo na CaC utilizando hidrogênio são as seguintes. De uma forma geral, o hidrogênio é oxidado a prótons, liberando elétrons. As reações

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anódica e catódica mostram a quebra das ligações entre o hidrogênio e o oxigênio, e a reação geral é mostrada, representando as CaCs de membrana polimérica, ou ácido fosfórico.

−+ +→ e4H4H2 2 (reação anódica)

OH2e4H4O 22 →++ −+ (reação catódica)

)H(energiaOH2OH2 2)g(2)g(2 ∆+→+ (reação geral)

Na reação, é necessária a presença da temperatura, que, dependendo do eletrólito (Alcalino - KOH, Membrana - Polímero, Ácido Fosfórico – H3PO3, Carbonatos Fundidos – CO3-2 e Cerâmicas – ZrO2), deve ser menor ou maior (60 a 900o C) para que a mesma se processe satisfatoriamente.

7.4 Principais Componentes de um Sistema com Célula a Combustível

Em termos gerais, os sistemas de geração com CaCs são constituídos por três partes principais, conforme mostrado na figura 7.3:

a) Subsistema de processamento de combustível (reformador), onde ocorre a conversão do gás contendo hidrogênio;

b) Subsistema de reação, onde ocorrem as reações químicas, ou seja, processo eletroquímico de produção de corrente contínua;

c) Inversor de tensão, onde ocorre a conversão da corrente contínua em corrente alternada.

Figura 7.3 – Principais Componentes de um Sistema de Produção de Energia com

CaCs.

Os equipamentos auxiliares que compõem o sistema de produção de eletricidade em sistemas que utilizam CaCs são os seguintes: compressor, circuito de refrigeração, separador para remoção de água obtida nos produtos da reação, bomba para recirculação de gases rejeitados pelo anodo, controlador do sistema, dispositivo de controle de monóxido de carbono (CO) e sistema de armazenamento e alimentação de combustível.

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Reformador

Os reformadores são dispositivos que convertem os hidrocarbonetos em misturas de H2 e CO2. Os dois principais métodos utilizados são a conversão pelo vapor d’água e a oxidação parcial. Na conversão pelo vapor d’água, os hidrocarbonetos e a água reagem para formar a mistura gasosa de H2, CO2 e CO. Este processo requer calor (reação endotérmica) para ocorrer e, para tanto, utiliza parte da energia do combustível (hidrocarboneto), que geralmente é da ordem de 20 %. Requer alta temperatura e baixa pressão, com excesso de vapor para impedir a formação de carvão e permitir a formação dos produtos.

No processo de oxidação parcial é utilizado ar e, conseqüentemente, o gás resultante contém uma quantidade considerável de N2. A oxidação parcial é uma reação exotérmica (gera calor) e requer baixa temperatura, onde o excesso de vapor provoca a formação dos produtos. A combinação dos dois processos é designada por "reforma autotérmica" uma vez que, teoricamente, não produz nem requer o fornecimento de energia térmica para ocorrer, necessitando apenas de ar do sistema.

Processo Eletroquímico da Célula a Combustível

Há cinco tipos de CaCs em estágio de desenvolvimento mais avançado. O tipo de eletrólito (sólido ou líquido responsável pelas reações de oxi-redução) e a temperatura de operação distinguem cada tipo. As temperaturas operacionais variam desde a ambiente até próximo de 1.000º C e as eficiências elétricas variam de 30 até mais de 50%. Os diversos tipos de CaCs podem ter características de desempenho diferentes, vantagens e limitações, e, a partir dessas premissas, pode- se definir o tipo de aplicação.

Diferentes tipos de eletrólitos são empregados nos diversos tipos de CaCs: AFC (Alkaline Fuel Cell), PEMFC (Próton Exchange Membrane Fuel Cell), PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell), MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) e SOFC (Solid Oxid Fuel Cell). Existem ainda outros tipo de CaCs que encontram-se em estágio pouco avançado de desenvolvimento, como mostra a tabela 7.1.

Conversão de Energia

A conversão de corrente contínua produzida pela CaC em corrente alternada é feita por meio de um inversor de tensão, que, acompanhado de diversos equipamentos de controle de tensão e freqüência, tem por finalidade fornecer ao consumidor energia de boa qualidade em corrente alternada. Dependendo do tipo de aplicação, o inversor pode ser simples ou mais sofisticado, e pode operar isolado ou conectado à rede de distribuição de energia.

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7.5 Tecnologias Empregadas em Células a Combustível

Para alimentar as CaCs, vários tipos de combustíveis podem ser utilizados. No atual estágio das pesquisas, o hidrogênio é o que apresenta melhor rendimento. Ele pode ser obtido de metanol, etanol, gás natural, propano e outros hidrocarbonetos, ou por eletrólise da água. No momento atual de desenvolvimento das CaCs, tenta-se não utilizar o hidrogênio puro, devido ao seu alto custo e à dificuldade de armazenamento. Dessa forma, há uma tendência de utilização de metanol e gás natural em muitas aplicações.

Os vários tipos de CaCs, com suas respectivas características de trabalho, são apresentadas na tabela 7.1.

Tabela 7.1 – Tipos de Células a Combustível.

Tecnologia Potência de Saída Temperatura de operação (ºC) Eletrólito Aplicações

PAFC < 200 kW 150 a 200 Ácido

fosfórico Produção de energia

(escala média)

PEMFC 50 a 250

kW 80 Polímero

Veículos, substituto de baterias recarregáveis.

MCFC 10 kW a 2 MW

650 Solução aquosa de carbonatos

Aplicações elétricas

SOFC < 100 kW Até 1000 Material cerâmico Aplicações de grande

escala, veículos.

AFC 300 W a 5 kW

150 a 200 Solução aquosa Produção de

eletricidade (pequena escala)

DMFC 50 a 250 kW

50 a 100 Polímero Aplicações médias, celulares, notebooks.

RFC - - - Produção de energia em ciclo fechado

ZAFC - - - Baterias

PCFC - 700 Material cerâmico

Produção de energia (grande escala)

Célula a Combustível de Ácido Fosfórico (Phosphoric Acid Fuel Cell - PAFC)

Este é o tipo de CaC que está mais desenvolvido comercialmente e que se encontra em uso em diversas aplicações, tais como hospitais, hotéis, edifícios,

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escolas, etc. As CaCs de ácido fosfórico têm eficiência superior a 40% na geração de eletricidade e parte do vapor produzido é empregado na co-geração, podendo ser observado um rendimento bastante alto se comparado com o das máquinas de combustão interna, que é de aproximadamente 30%.

Um dos maiores projetos de CaCs é o Programa de Demonstração do Departamento de Defesa dos Estados Unidos. Esse programa implantou cerca de 30 PAFCs em uma variedade de aplicações, inclusive fábricas, hospitais e hotéis. Um valor típico de custo de célula a combustível de ácido fosfórico oscila entre US$ 4.000,00 a US$ 4.500,00/kW A maior célula a combustível a ser testada com essa tecnologia tem a capacidade de geração de 11 MW e está localizada no Japão.

Célula a Combustível de Polímero Sólido ou Membrana de Troca de Prótons (Proton Exchange Membrane Fuel Cell - PEMFC)

Estas células operam em baixas temperaturas entre aproximadamente 70 a 100º C, têm alta densidade de potência, variam sua saída rapidamente para satisfazer variações de demandas de potência, sendo adequadas a aplicações veiculares, onde se requer uma demanda inicial rápida.

Pode ser considerada como a referência às CaCs, tendo como eletrólito uma membrana trocadora de prótons. Essa membrana é constituída pelo polímero Nafion®. Este polímero é capaz de conduzir apenas os prótons na forma de íon H3O+. Isso faz com que todos os elétrons envolvidos na reação sejam conduzidos pelo circuito externo, ocorrendo o efeito desejado.

O princípio básico de funcionamento de uma célula a combustível PEM pode ser descrito brevemente a seguir:

a) no anodo as moléculas de hidrogênio perdem seus elétrons e formam íons de hidrogênio (H+), processo que é realizado por meio de catalisadores de Platina;

b) os elétrons migram em direção ao catodo por meio do circuito externo que produzirá eletricidade;

c) os íons de hidrogênio passam para o catodo pela membrana de intercâmbio protônico e unem-se às moléculas de oxigênio e elétrons para produzir água, a qual se processa pela oxigenação do hidrogênio;

d) no processo não há contaminação e os únicos resíduos são água e calor.

Um importante avanço tecnológico foi a impregnação da camada catalítica com solução de Nafion®. Isto possibilitou a redução da carga de platina (Pt) necessária para o mesmo desempenho, diminuindo-a de vários gramas para frações de miligrama (mg) por centímetro quadrado (cm2). O custo da célula deixou então de ser determinado pela quantidade de Platina.

Atualmente as PEM são as mais comercializadas e com custos mais baixos do que qualquer outro tipo de célula. Também são as principais candidatas para aplicações veiculares, edifícios e aplicações de pequeno porte. Espera-se que o

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custo dessas células para o emprego em veículos seja da ordem de US$ 400,00/kW. Diversas unidades na faixa de 25 kW já foram instaladas. Entre as empresas produtoras destacam-se a Ballard (Canadá), De Nora (Itália), Siemens (Alemanha) e a empresa de energia da França (EDF), que trabalha experimentalmente na faixa de 250 kW.

Célula a Combustível de Carbonato Fundido (Molten Carbonate Fuel Cell - MCFC)

As CaCs de carbonato fundido, que tem como eletrólito o K2CO3, tendem a apresentar altas eficiências na relação combustível/eletricidade, a consumir combustíveis à base de carbono, e operam em temperaturas na ordem de 650o C. As suas principais características são: apresentam uma matriz de LiAlO2 em pó que lhe confere consistência; contêm misturas de carbonato de lítio (Li2CO3) ou carbonato de potássio (K2CO3), que tem o ponto eutético (ponto de menor temperatura de fusão dos carbonatos) entre 488 e 498° C, e Li2CO3 ou Na2CO3, que é menos volátil e mais condutora, porém com um ponto eutético mais alto; atingem elevada eficiência teórica máxima; o combustível é o gás natural reformado; trabalham a alta temperatura; são insensíveis ao CO; a reforma do gás natural se dá parcialmente na própria célula; têm capacidade de co-geração (eletricidade e calor de processo).

Pode-se dizer que uma das vantagens deste tipo de célula é a transformação do gás natural e biogás (gases ricos em metano) em hidrogênio no interior do compartimento do anodo e o fato de também utilizar o CO como combustível. A temperatura possibilita que as reações sejam rápidas e eficientes, tendo como resultado a conversão direta do gás natural em vapor d'água, dióxido de carbono, calor e eletricidade. A alta temperatura nas MCFC’s tem como agravante a diminuição da resistência dos componentes da célula, reduzindo-se a sua vida útil.

Os esforços de desenvolvimento para MCFC’s estão voltados para a redução dos custos e aumento da vida útil dos componentes da célula no ambiente de alta temperatura dentro da célula. Sistemas baseados na tecnologia MCFC estão deverão estar disponíveis dentro de poucos anos, com custos variando de US$ 2.000,00 a US$ 3.000,00/kW. Os objetivos de mercado para a tecnologia MCFC incluem tanto os pequenos sistemas de geração distribuídos como também sistemas de co-geração em tamanhos de 0,1 a 2,0 MW.

Óxido Sólido (Solid Oxid Fuel Cell - SOFC)

Este tipo de célula é altamente promissor e pode ser utilizado em aplicações de grande escala e alta potência, incluindo estações de geração de energia elétrica em escala industrial. Alguns setores que desenvolvem este tipo de CaC também prevêem o seu uso em veículos. Uma célula de 100 kW foi projetada na Europa (Westervoort - Holanda) e, entre outras instalações, está o sistema híbrido de 320 kW (SOFC e turbina a gás) na Alemanha.

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Um sistema com a tecnologia de Óxido Sólido normalmente utiliza um material cerâmico no lugar de eletrólito líquido, permitindo que a temperatura de operação alcance 1.000o C e a eficiência de geração de energia pode alcançar cerca de 60 a 85%, quando agregada com co-geração. Um inconveniente deste tipo de célula é o preço da substância que constitui o eletrólito (ZrO2/Y2O3) ser extremamente alto, cerca de US$ 1.000,00/kW.

As SOFC’s podem utilizar o monóxido de carbono diretamente como combustível, tolerando também o uso de combustíveis com maiores concentrações de enxofre. O eletrólito da SOFC é formado por Zircônia (óxido de zircônio) estabilizada com Ytria numa membrana de 50 a 150 µm. Os eletrodos das SOFC’s são sólidos e os materiais que se utilizam para sua confecção no estado-da-arte atual são: Cermet (partículas de Níquel e Zircônia da ordem de micrômetros) finamente disperso de Ytria e Zirconia estabilizada (de 0,1 a 1,0 µm) e Ni (de 5 a 10 µm) no anodo, e Manganato de Lantânio dopado com Estrôncio (La(Sr)MnO3). O material deve ser poroso, ter espessura de 200 µm e boa mobilidade para O2-, associada a condutividade eletrônica moderada. Esta última limita a espessura de filmes finos, minimizando a resistividade lateral, no catodo.

Os dois tipos de SOFC empregados são as tubulares, que são fabricadas pela Siemens Westinghouse Power (SWPC) e algumas empresas japonesas, e a planar, que continua sendo fabricada em pequena escala pelas empresas GE, Ceramatec, Ztek, e outras. Com as reduções de custos, há uma grande tendência de competitividade na geração de eletricidade por parte das células com outras formas de geração de energia, além de que pode ser mais um vetor na matriz energética de qualquer país.

De uma forma geral, tanto as SOFC quanto as MCFC podem funcionar com hidrogênio puro, mas não foram desenvolvidas com este fim, pois esse combustível tem seu custo alto e é de difícil manuseio. Como esses tipos de células trabalham com temperaturas elevadas, o calor produzido pode ser aproveitado diretamente pelo reformador, promovendo a aceleração das reações e a possibilidade de ser aproveitado em co-geração.

Os esforços para desenvolvimento das SOFCs estão focados em reduzir o custo industrial, melhorando a integração do sistema, e baixando a temperatura operacional para a faixa de 550 – 750o C.

Célula a Combustível Alcalina (Alkaline Fuel Cell - AFC)

Utilizadas desde muito tempo pela National Aeronautics and Space Administration - NASA em missões espaciais, essas células podem alcançar cerca de 70% de eficiência na geração de eletricidade. Até pouco tempo os custos para aplicações comerciais eram altos, mas diversas empresas estão tentando diminuir esses custos e melhorar a flexibilidade de sua operação.

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Este tipo de CaC tem como eletrólito o hidróxido de potássio (KOH) em fase aquosa, onde o íon hidroxila (OH-) é transportado pelo eletrólito. Os eletrodos utilizados são do tipo eletrodo de difusão gasosa (EDG) e os gases de alimentação (H2 e O2) devem ser puros. Hoje, essas células usam metais nobres, 30 a 45% de hidróxido de potássio (KOH) e operam de 60 a 80° C e entre 1,0 a 2,0 atm, com potências na faixa de 0,3 a 5,0 kW. Elas têm como características principais a operação em meio básico; como o CO e o CO2 têm caráter ácido, a presença desses elementos, mesmo em pequenas quantidades, quando da reforma de combustíveis primários, provoca sua reação com os íons OH- transportados pelo eletrólito.

A AFC, apesar de desenvolvida para aplicações espaciais, apresenta também notável avanço em aplicações terrestres, tanto móveis quanto estacionárias. Além disso, apresenta as seguintes características: redução de O2 em presença de eletrólito alcalino, por ser mais favorável do que em outros eletrólitos, resultando em maior eficiência energética; alternativa à reforma de hidrocarbonetos como combustíveis primários e à reforma da amônia (NH3) ou da hidrazina (N2H2), pois estas não geram CO e CO2 residuais; problema de formação de água no eletrólito, devido à reação dos gases de alimentação com os íons OH-. Este fato requer que se remova a água excedente do eletrólito, porém mantendo o KOH. As formas mais comuns de remoção se dão por meio de eletrólito circulante e eletrólito estático.

Célula a Combustível de Metanol Direto (Direct Methanol Fuel Cell - DMFC)

Este tipo de célula quebra a regra de designação por eletrólito, tomando a designação do combustível utilizado, o metanol. O eletrólito normalmente utilizado neste tipo de célula é a membrana polimérica (PEM). São tecnologicamente distintas das restantes, pois trabalham em baixas temperaturas e não utilizam o hidrogênio como combustível final, mas sim o metanol, diretamente alimentado na célula.

Entretanto, essas células têm ainda alguns obstáculos a vencer. Para que se obtenham correntes elevadas, é necessária uma quantidade substancial de platina e o metanol atravessa do anodo para o catodo através da membrana, diminuindo a sua eficiência energética. Conseguem converter mais de 34% da energia contida no metanol em energia utilizável, o que é um rendimento superior aos que se conseguem em motores a gasolina.

Neste tipo de CaCs não ocorre oxidação do hidrogênio. A grande vantagem das DMFC é que utilizam metanol como combustível líquido, que é relativamente barato e fácil de se obter, quando comparado com o hidrogênio.

Nas células mais modernas, eletrólitos baseados na condução de prótons através de membranas poliméricas são cada vez mais utilizados, desde que sejam compatíveis com as pressões e temperaturas de funcionamento.

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Ao gerar a corrente elétrica, o metanol (CH3OH) é oxidado eletroquimicamente no anodo para produzir elétrons, que passam para o catodo através do circuito externo, onde são combinados com o oxigênio na reação de redução, mantendo-se o circuito através da condução de prótons para o eletrólito.

Célula a Combustível Regenerativa (Regenerative Fuel Cell - RFC)

A RFC tem como conceito básico situar-se entre uma CaC e uma bateria, pois o sistema é baseado no armazenamento e fornecimento de energia. As células a combustível regenerativas foram recentemente desenvolvidas para aplicações de produção de energia elétrica, fazendo uso da eletrólise da água, com a vantagem de ser uma forma de energia completamente limpa. As RFC’s, na verdade, não são um dispositivo de produção de energia. O sistema é baseado em uma tecnologia de armazenamento e fornecimento de energia.

Elas produzem hidrogênio a partir da água líquida e de energia elétrica proveniente de fontes renováveis. O hidrogênio assim produzido é armazenado e posteriormente utilizado como combustível em uma CaC de um dos tipos descritos anteriormente. A água, enquanto subproduto da produção de eletricidade da CaC, pode ser novamente utilizada no processo de eletrólise.

O sistema fechado das RFC’s tem a vantagem de permitir a instalação de um sistema de CaCs, sem necessidade de infra-estrutura de armazenamento para o hidrogênio. A energia requerida pela eletrólise é elevada, implicando no aumento do tamanho dos equipamentos ou na diminuição da sua potência.

As reações eletroquímicas entre os eletrólitos, por exemplo, sais de Brometo de Sódio, Vanádio e Polisulfato de Sódio, que ocorrem dentro da célula, em compartimentos para cada eletrólito, separados por uma membrana de troca de íons, são as responsáveis pelo fornecimento de energia elétrica.

A figura 7.4 mostra o esquema de funcionamento da RFC. Os dois tanques são responsáveis pelo armazenamento dos eletrólitos (sais), de onde, por meio de bombas, eles fluem até a célula propriamente dita, onde ocorre a produção de energia elétrica. A capacidade de armazenamento de energia é limitada pela dimensão e quantidade dos depósitos do eletrólitos.

Figura 7.4 - Esquema de funcionamento de uma célula a combustível regenerativa.

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7.6 Principais Aplicações

Nas décadas de 1960 e 1970, houve um grande impulso no desenvolvimento em CaCs, com maior interesse de aplicação em geração de eletricidade, principalmente quando o programa espacial norte-americano escolheu as CaCs em lugar de geração nuclear e solar. A partir daí, o interesse no desenvolvimento de CaCs tornou-se cada vez maior, pois elas demonstraram excelente desempenho nas missões espaciais. Apesar do seu alto custo desestimular qualquer tentativa de aplicação terrestre, ainda assim começaram a ser estudadas e vistas como um sistema viável para aplicações em larga escala, por suas vantagens e características.

Dentro de um enfoque mais amplo, nota-se o emprego da tecnologia de CaCs em diversos sistemas com variados tipos de aplicação, tais como geração de eletricidade para diversas aplicações (hospitais, residências, pequenos comércios, telecomunicações, etc), aplicações em transportes (veículos terrestres, marítimos e aéreos), e aplicações espaciais, dentre outras.

Devido ao atual estágio de desenvolvimento e às diversas vantagens apresentadas pelas CaCs, principalmente na variedade de opções de combustível de alimentação e deste poder ser extraído de diversas formas, além da possibilidade de sua associação com outras fontes de energia, destaca-se a grande importância das CaCs serem alimentadas com hidrogênio obtido diretamente a partir do gás natural, com o uso integrado do carvão por meio da gaseificação.

A tabela 7.2 apresenta alguns fabricantes/distribuidores de CaCs e os respectivos sistemas instalados.

Tabela 7.2 - Fabricantes e Aplicações de Células a Combustível. Fabricante/Distribuidor Descrição

UTC (IFC/ONSI) Cerca de 200 sistemas de 200 kW instalados em todo o mundo

Plug Power/GE Sistema de 7,0 kW com aplicação residencial – EUA

Siemens Westinghouse Sistema SOFC de 250 kW – Noruega

Plug Power (H-Power) Sistema PEMFC de 10 kW – EUA

Fuel Cell Energy Vários sistemas experimentais de 0,3 MW e 3,0 MW

Ballard Power Systems Sistema de 250 kW – Alemanha

No Brasil, bem como no resto do mundo, há a necessidade de substituição dos combustíveis derivados do petróleo por outras formas de geração de energia. Direcionar esforços no sentido de produzir energias alternativas a partir de fontes renováveis obtidas localmente, com equipamentos e tecnologias brasileiras e a custos de produção vantajosos, deve ser, portanto, uma das prioridades. Já existe uma certa tradição no emprego dos recursos renováveis no Brasil, onde a lenha, o

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bagaço de cana e o carvão vegetal contribuem com cerca de 30% do consumo energético nacional.

Em aplicações remotas, sem acesso a gás natural, como é o caso da Região Amazônica, as CaCs para geração de eletricidade devem operar com uma variedade de combustíveis primários, dentre os quais metanol, metano, propano, ou outros álcoois, que podem ser obtidos da biomassa. Pode-se, também, optar, por exemplo, pela mistura gasosa proveniente da gaseificação da biomassa.

Combustíveis como carvão, biomassa, metanol, etanol, ou outros hidrocarbonetos podem alimentar perfeitamente as CaCs de óxido sólido e de carbonato fundido, pois elas podem oxidar carbono e hidrogênio no compartimento do anodo.

Dentre as diversas maneiras de alimentação de CaCs, o gás natural apresenta- se bastante cotado. Em locais onde existe a exploração do gás natural, é bastante conveniente, dependendo da necessidade energética, poder dispor de geração por meio de CaCs. No entanto, para a aplicação em questão, o gás natural requer primeiramente a sua exploração e transporte até os centros consumidores. Contudo, considerando-se que a maioria das localidades da Amazônia não tenha acesso, em curto prazo, ao gás natural, pode-se então optar pela alimentação via gaseificação e/ou biodigestão de resíduos regionais para a obtenção do gás combustível. A mistura de gases proveniente da gaseificação/biodigestão é uma mistura de hidrocarbonetos, sendo o hidrogênio e o metano (CH4) os principais elementos de interesse. O CO2 também está contido na mistura gasosa; porém, dependendo do tamanho do sistema, pode-se optar por eliminar ou não o CO2. O processo de eliminação torna o custo mais elevado, devendo-se então fazer-se uma avaliação de custo/benefício, pois, eliminando-se o CO2 pode-se obter um oxidante rico, resultando em aumento de tensão da célula.

Notadamente, o potencial das CaCs no Brasil é a de sistemas de geração de energia elétrica de 5,0 kW a 200 kW para atendimento de pequenas cargas, em especial do tipo rural, podendo, ainda ser aplicado em instalações bancárias, hospitais, aeroportos, etc.

Assim, o mercado para as CaCs de baixa potência tem um grande poder de penetração, principalmente, nas zonas rurais, por se tratar de regiões de elevado potencial de biomassa, principalmente na Região Norte, onde as características intrínsecas contribuem para a modularidade das células e flexibilidade no uso de combustíveis para sua alimentação.

Dependendo de incentivos do governo, as CaCs poderiam competir com outras tecnologias como a solar fotovoltaica e a eólica, que se encontram mais desenvolvidas, e substituir os sistemas de armazenamento com baterias.

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CAPÍTULO 8 – SISTEMAS HÍBRIDOS

Sistemas híbridos para geração de energia elétrica podem ser definidos como associações de duas ou mais fontes de energia com o objetivo básico de fornecer eletricidade a uma determinada carga ou a uma rede elétrica, isoladas ou conectadas ao sistema interligado. A principal vantagem dos sistemas híbridos é a possibilidade do aproveitamento conjunto e otimizado dos recursos locais disponíveis, podendo garantir assim altos níveis de qualidade e confiabilidade do atendimento, com redução de custos de investimento e operacionais. Quando o atendimento é realizado diretamente a uma carga ou a uma mini-rede onde não haja o suprimento de eletricidade através do sistema interligado, define-se o sistema como isolado. Caso o sistema híbrido seja instalado de forma a complementar o sistema interligado, ele é definido como sistema conectado à rede, sendo essa forma de geração conhecida como geração distribuída.

Sistemas híbridos são normalmente compostos por fontes renováveis cujos recursos são intermitentes e, caso necessário, contam com a complementação de grupos geradores com motores a combustão, para suprir eventuais períodos de escassez de recursos renováveis. Entre as fontes renováveis, destacam-se a solar fotovoltaica (FV), a eólica, a hídrica e a biomassa; entre os grupos geradores, são utilizados usualmente geradores a diesel, a gasolina, a gás, ou a biocombustíveis. A aplicação ótima de sistemas híbridos dá-se quando há disponibilidade de recursos energéticos no local de instalação do sistema, e esses recursos são adequadamente combinados para garantir atendimento confiável e de qualidade no ponto de entrega.

Existem diversas aplicações de sistemas híbridos para geração de energia elétrica. Dentre as principais estão a venda de energia através de interligação à rede elétrica e o suprimento energético de pequenas comunidades e residências em áreas remotas.

Além das fontes primárias de geração, os sistemas híbridos são também compostos por outros subsistemas que possuem finalidades diversas e condizentes com a aplicação básica do sistema. Sistemas de armazenamento, tipicamente utilizados em sistemas autônomos, têm a função de acumular energia gerada pelas fontes renováveis para utilização em períodos onde esta não é suficiente para atender à carga. Sistemas de condicionamento de potência possuem funções mais amplas; em aplicações isoladas atuam de forma a coordenar a operação do sistema e fornecer eletricidade adequada ao uso, e em aplicações interligadas são empregados para garantir interconexão ótima com a rede elétrica, minimizando impactos que porventura venham a ser causados pelas fontes renováveis.

A figura 8.1 apresenta algumas configurações típicas de sistemas híbridos para geração de eletricidade. Demais variações dessas configurações são apresentadas em outras partes do texto.

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(a) (b) Figura 8.1 - Configurações de sistemas híbridos: (a) isolado e (b) interligado à rede.

8.1. Estratégias de Operação

Sistemas híbridos isolados constituídos por fontes primárias de energia unicamente renováveis e intermitentes, como por exemplo a solar e a eólica, necessitam de um sistema de armazenamento de energia, que, em geral, é formado por um conjunto de acumuladores elétricos, comumente chamados de baterias. Esses sistemas apresentam como principal estratégia de operação a definição dos pontos ótimos de carga e descarga das baterias, ou seja, quando a geração deve ser desconectada devido a uma situação de carga plena e quando a carga deve ser desconectada devido a uma situação de máxima profundidade de descarga verificada. Essa regulação é normalmente realizada por controladores de carga. Com relação à energia efetivamente gerada, não há estratégia, dada a dificuldade de previsão em curto prazo do comportamento dos recursos intermitentes.

O principal compromisso do controle nesse tipo de sistema deve ser o de otimizar os seus pontos de operação para que possam ser obtidos, conjuntamente, o menor índice possível de interrupção no fornecimento de energia à carga, e a menor depreciação possível das baterias. Devido à ampla disponibilidade de modelos de controladores que desempenham satisfatoriamente essa função, a ação do controle não se constitui em um aspecto crítico na operação de sistemas híbridos que contam apenas com fontes renováveis.

A operação de sistemas híbridos que utilizam fontes renováveis e grupos geradores atuando como backup merece uma atenção bem maior. Estratégias de operação de sistemas híbridos com essa configuração, também conhecidas como estratégias de despacho, são definidas como ações de controle que visam otimizar a entrada em operação do grupo gerador e a carga atendida por ele.

Havendo disponibilidade de combustível, assume-se que a probabilidade de falha no atendimento da carga é sempre nula para sistemas que operam com estratégias de despacho ótimas.

Podem ser utilizadas várias estratégias de operação. Uma delas é a operação manual do sistema, não otimizada, que confere ao sistema elevados índices de falha

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no atendimento, mesmo que por curtos períodos de tempo. Ela consiste no acionamento manual do grupo gerador em situações em que o controlador de carga, por não dispor de facilidades que regulem a ação do gerador, simplesmente interrompe o fornecimento de energia à carga. Apesar de ineficiente, tal estratégia ainda é bastante verificada na prática devido, principalmente, ao seu baixo custo e menor complexidade de equipamentos. Em algumas situações, há o interesse nesse tipo de estratégia, quando a continuidade no atendimento não é obrigatória e custos com combustíveis são fatores proibitivos à operação do sistema. Nesses casos, não é interessante manter o gerador em operação para atender carga muito leve e não crítica, sendo a operação manual ideal para evitar tais situações.

Além do atendimento contínuo e ininterrupto à carga, a utilização de estratégias de controle ótimas em sistemas híbridos visa a dois objetivos principais: a maximização da vida útil das baterias e a minimização de custos de operação e manutenção do grupo gerador, reduzindo, assim, os custos do ciclo de vida do sistema.

As baterias possuem sua vida útil intimamente relacionada ao número de ciclos de carga e descarga a que elas são submetidas. Submeter a bateria a vários ciclos de carga e descarga durante curto período de tempo reduz a sua vida útil, e essa situação deve ser evitada. Além disso, manter a bateria com baixos níveis de carga durante longos períodos ocasiona a sulfatação das suas placas, fenômeno indesejado, que contribui para a rápida depreciação do equipamento.

Com relação à operação e manutenção do grupo gerador, pode-se facilmente concluir que quanto mais energia o gerador fornecer, maior será o seu consumo de combustível. Porém, grupos geradores operam de maneira mais eficiente a plena carga. Outro aspecto considerado pelas estratégias de despacho está relacionado com o número de partidas do gerador. Se partir a uma temperatura próxima à sua temperatura de operação, a depreciação ocasionada pela partida é equivalente a um a quatro minutos de operação contínua a plena carga. Entretanto, partidas adicionais com o gerador a temperaturas mais baixas resultam em depreciação ainda maior.

Com base no exposto, duas principais alternativas podem ser consideradas para determinar a estratégia de operação mais eficaz: o grupo gerador atende apenas à carga, e o grupo gerador atende à carga e carrega o banco de baterias. Dessas alternativas, surgem diversas opções, com cada uma delas adequando-se a determinada condição operacional.

Sob aspectos técnicos, a situação de carregamento do banco via grupo gerador apresenta vantagens e desvantagens. Primeiramente, possibilita que o gerador opere a carga plena a maior parte do tempo, reduz a freqüência de partidas e proporciona melhor ajuste no ciclo de carregamento da bateria, visto que, diferentemente da intermitência apresentada pelas fontes solar e eólica, o gerador fornece potência de forma contínua. Como desvantagens, o carregamento do banco pelo gerador impede que, em um instante de tempo posterior, as fontes renováveis

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injetem corrente no banco, além de reduzir a eficiência do processo de entrega de energia à carga, já que as perdas elétricas do gerador são somadas às eficiências das baterias e dos processos de retificação e inversão.

Em sistemas controlados de forma automática, o grupo gerador é acionado e desligado de acordo com condições pré-determinadas, tais como níveis de tensão do banco de baterias, potência produzida pelas fontes renováveis e potência demandada pela carga. O grupo gerador pode ser acionado ocasionalmente para equalizar o banco, injetando energia de forma contínua até este atingir um determinado estado de carga.

A estratégia citada acima é bastante eficaz e, sempre que possível, recomenda-se a sua utilização. Uma desvantagem está no fato de não se considerar o custo de partida do gerador.

Em conjunto com esta, outras estratégias devem ser adotadas para a determinação de quando o gerador deve atender somente a carga e quando ele deve atender a carga e carregar simultaneamente o banco de baterias. Essas são conhecidas como estratégias de carregamento. Algumas dessas estratégias são baseadas em predição do comportamento da carga, sendo suas variáveis associadas e seus métodos de solução mais complexos. Algumas estratégias mais simples podem apresentar resultados tão eficazes quanto as mais complexas.

A estratégia de despacho que pode ser considerada a mais simples é aquela onde o gerador é acionado automaticamente quando a bateria atinge um certo nível mínimo de tensão, determinado pela sua profundidade máxima de descarga. O gerador permanece em operação até que a bateria atinja um nível mais alto pré- determinado, ou quando um intervalo de tempo mínimo é atingido. Como desvantagem, essa estratégia pode fazer com que o gerador opere a cargas muito leves, tendo sua eficiência reduzida. Uma alternativa que pode ser integrada à presente estratégia, que minimiza essa desvantagem, é a especificação de um valor mínimo de potência abaixo do qual o gerador deve atender a carga e carregar o banco de forma conjunta.

Uma segunda estratégia, semelhante à anterior, indica que a cada entrada em operação do gerador, ele deve atender a carga e injetar corrente no banco de baterias, até que este atinja um valor de estado de carga ótimo. Dessa forma, o gerador opera a carga plena até o ponto em que o estado de carga do banco se aproxima de seu ponto ótimo. Esta estratégia, apesar de aumentar a eficiência do gerador, resulta em menor aproveitamento das fontes renováveis para o carregamento do banco.

Uma terceira estratégia de operação, que completa as duas anteriores, é aquela em que o gerador opera a plena carga durante o tempo necessário, seja em função de baixos níveis de carga no banco de baterias, ou por altos valores de demanda. Para evitar que a contribuição das fontes renováveis seja reduzida, esta estratégia considera menores valores de estado de carga da bateria para retirar o

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gerador de operação. Esses valores normalmente dependem da taxa de penetração de energia renovável (relação entre a energia gerada pelas fontes renováveis e a demanda). Taxas maiores indicam pontos de corte menores, e vice-versa. Porém, aqui, um período de tempo mínimo é especificado. O gerador é desligado apenas quando todas as condições são satisfeitas. Dessa forma, as principais desvantagens de outros métodos são minimizadas, visto que na presente estratégia o gerador opera sempre em seu ponto ótimo de eficiência, há redução em sua freqüência de partidas, e as fontes renováveis podem contribuir com uma maior parcela no carregamento do banco de baterias.

Apesar da última estratégia ser considerada a mais completa, a definição da melhor alternativa depende da aplicação. A escolha depende dos custos operacionais, das características do recurso renovável disponível e do grupo gerador utilizado. A terceira estratégia é a mais indicada em situações onde o grupo gerador estiver sobredimensionado e quando a taxa de penetração das fontes renováveis for moderada. Em contrapartida, a primeira estratégia pode ser a mais indicada em situações de boa relação entre a capacidade do gerador e a demanda e quando os custos de operação do gerador forem reduzidos se comparados aos custos de depreciação das baterias.

O controlador utilizado para desempenhar as funções determinadas pode ser desenvolvido a partir de diversas técnicas, assim como pode estar integrado a outro equipamento, como o inversor de tensão. Independentemente dos tipos de fontes envolvidas e da estratégia adotada, a utilização de dois ou mais controladores é possível, recomendando-se, porém, a utilização de um controle único para todo o sistema. Dessa forma, garante-se uma melhor equalização ao banco de baterias e evitam-se problemas de desperdício de energia ou danos à bateria, em função de dois ou mais controladores estarem com seus pontos de operação ajustados de forma diferente. Uma outra facilidade que o sistema de controle pode possuir é, quando necessário, desviar a energia gerada e não aproveitada para o suprimento de cargas não críticas (dump loads).

Para otimizar o processo de tomada de decisão por parte do controlador, muitas aplicações consideram a utilização de sistemas de controle inteligentes. Estudos desenvolvidos para a aplicação de sistemas fuzzy, redes neurais, entre outros, para serem utilizados como estratégias de controle vêm apresentando bons resultados. A figura 8.2 apresenta um sistema híbrido eólico-diesel dotado de uma estratégia de operação, baseada em sistemas fuzzy, que visa otimizar a operação do sistema de acordo com os valores de tensão do banco de baterias, taxa de penetração da fonte renovável e demanda a ser suprida (dados de entrada). Com base nos valores verificados, o sistema apresenta como estratégias de operação (saída), de acordo com as posições das chaves, o atendimento da carga somente pelo banco de baterias (situação ilustrada na figura abaixo), o grupo gerador atendendo apenas a carga, e o grupo gerador atendendo a carga e carregando conjuntamente o banco.

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Figura 8.2 - Configuração de um sistema híbrido com aplicação de estratégia de

operação baseada em sistemas fuzzy.

8.2 Vantagens e Desvantagens

Sistemas híbridos, assim como todos os outros sistemas de geração de energia, apresentam particularidades que os tornam mais ou menos adequados a determinadas aplicações. Além das análises de viabilidade técnica e econômica, fundamentais no estudo de qualquer tipo de sistema, outras considerações sobre as vantagens e desvantagens de cada um devem ser feitas para que se possa realizar uma análise mais criteriosa sobre qual sistema instalar.

Complementaridade entre as fontes

Uma das principais desvantagens de sistemas de geração de energia isolados, a intermitência do recurso, pode ser parcial ou totalmente superada quando da utilização conjunta de tais fontes em sistemas híbridos. A complementaridade entre as fontes, muitas vezes verificada em alguns locais, garante maior confiabilidade ao sistema, além de reduzir consideravelmente a participação do banco de baterias e do grupo gerador auxiliar, quando disponível.

O comportamento da radiação solar, por exemplo, segue um padrão razoavelmente constante ao longo do dia, iniciando pela manhã com valores discretos, atingindo um máximo próximo ao meio do dia, e decrescendo até o pôr- do-sol. Em contrapartida, o comportamento, por exemplo, do recurso eólico é menos previsível, e a possibilidade de serem obtidas velocidades mais elevadas em períodos onde o nível de radiação solar é baixo ou inexistente confere ao sistema maior continuidade no que se refere à geração de energia.

Para ilustrar o que foi comentado, a figura 8.3 apresenta valores de irradiância e velocidade de vento médios diários, considerando o período de um mês em localidade do estado do Pará. Nota-se que os dois maiores picos de velocidade de vento são alcançados em horários com pouca ou nenhuma incidência de radiação

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solar, no final da tarde (18 h) e início da madrugada (24 - 1 h), e os períodos de velocidades mais baixas se iniciam às 11 h e se estendem até as 18 h, período em que os níveis de radiação solar são mais intensos. Esse é um claro exemplo que favorece a utilização conjunta das duas fontes em sistemas híbridos.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

10

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 hora

m /s

0

200

400

600

800

1000

1200

W /m

2

Velocidade de vento Radiação Solar

Figura 8.3 - Exemplo de complementaridade entre as fontes solar e eólica.

Modularidade

Como já discutido no presente capítulo, o dimensionamento de um sistema de geração para atender determinada carga deve levar em consideração o natural aumento da demanda com o passar do tempo. Sistemas de geração convencionais, centralizados e de grande porte, apresentam graves problemas no que se refere à expansão da oferta, principalmente quando há a necessidade de atender o aumento de demanda em curto prazo. Essa característica, intimamente relacionada com a matriz energética brasileira, foi uma das responsáveis pela crise de energia elétrica verificada no país ano de 2001.

A característica da modularidade, ou a fácil capacidade do sistema “crescer” de acordo com as necessidades, é particular para algumas tecnologias de geração. As relativas portabilidade e simplicidade na instalação, por exemplo, de sistemas fotovoltaicos e eólicos conferem aos sistemas híbridos um caráter modular não verificado em outras fontes, como por exemplo as grandes centrais hidrelétricas. Havendo disponibilidade de área, módulos fotovoltaicos e aerogeradores podem ser adicionados ao sistema para suprir rapidamente eventuais aumentos de demanda.

Confiabilidade

Quando não são verificadas condições de complementaridade entre as fontes, sistemas híbridos autônomos podem apresentar como principal desvantagem a falta de confiabilidade no atendimento da carga, conseqüente do caráter intermitente das fontes.

Medições confiáveis são a primeira medida a ser tomada para a minimização desse problema, pois auxiliam a otimizar o dimensionamento do sistema de geração.

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Sistemas de armazenamento também são muito utilizados, e por vezes garantem níveis ótimos de autonomia. Por fim, uma estratégia muito utilizada em sistemas híbridos isolados é a utilização de um grupo gerador atuando como sistema de backup para suprir a carga em períodos onde as energias gerada e armazenada sejam insuficientes.

8.3 Características de Sistemas Isolados e Interligados

Sistemas isolados

Sistemas híbridos isolados podem ser conceituados como sistemas cuja geração é entregue diretamente a uma carga específica ou a uma rede elétrica não conectada ao sistema interligado. Apesar de existirem diversas aplicações de sistemas isolados, aqui é dada ênfase para a mais comum e importante delas: a eletrificação de áreas remotas.

A utilização de sistemas híbridos para o atendimento de locais isolados, onde não haja perspectiva de suprimento através da rede convencional, vem se tornando uma alternativa cada vez mais considerada com o passar do tempo. Na maioria desses casos, a única opção vinha sendo a utilização de grupos geradores, apresentando diversos problemas ambientais e relacionados à sua operação e manutenção. Sistemas híbridos já se mostram como fontes confiáveis e técnica e economicamente viáveis.

As principais características de sistemas híbridos isolados para eletrificação são a necessidade do sistema de armazenamento, para suprir a carga em períodos onde não haja disponibilidade de recursos renováveis e a necessidade de estratégias operacionais que indiquem qual a melhor forma de participação do grupo gerador no atendimento. A partir desses pontos, existem inúmeras configurações a serem adotadas. A figura 8.4 apresenta uma das configurações de sistemas híbridos isolados, cujas características são comentadas na seqüência.

Figura 8.4 - Configuração de um sistema híbrido isolado.

A carga não crítica (dump load) conectada à barra CC é uma carga alternativa que pode ser alimentada quando a energia gerada é maior que a consumida e o

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banco de baterias está em sua plena carga. Nessa situação, o sistema de controle de carga interrompe a geração e, caso não haja a presença de uma carga alternativa, o excedente de energia não será aproveitado. Variações dessa configuração podem prever a utilização de seguidores de ponto de máxima potência conectados ao arranjo fotovoltaico, utilização de controle único para as três fontes, medidores conectados entre a barra CA e a minirrede, em casos onde haja tarifação, entre outras.

Sistemas interligados

Sistemas híbridos interligados à rede são aqueles instalados de forma a complementar a geração de uma outra fonte, que já entrega sua energia gerada a uma rede elétrica de pequeno, médio ou grande porte. Essa forma de geração é conhecida como geração distribuída.

Existem duas configurações típicas para sistemas interligados: sistemas que somente injetam energia na rede, e sistemas que realizam intercâmbio de energia com a rede. Em ambas as configurações, especial atenção deve ser dada à qualidade da energia no ponto de entrega. Neste sentido, componentes eletrônicos de potência devem ser utilizados para, juntamente com o inversor de tensão, garantir que a geração híbrida não cause qualquer tipo de prejuízo à rede elétrica já existente, em condições normais de operação, ou em condições extremas (faltas na rede, perda de geração, entre outras). O estudo completo da qualidade da energia injetada na rede por sistemas híbridos foge ao escopo deste curso, e não será abordado de forma profunda. Diversos estudos já vêm sendo desenvolvidos no sentido de garantir interconexões ótimas entre fontes renováveis e redes elétricas contendo outras fontes de geração primárias.

A figura 8.5 apresenta uma das configurações de sistemas híbridos interligados.

Figura 8.5 - Configuração de um sistema híbrido interligado.

A utilização de grupos geradores em sistemas interligados está bastante relacionada a situações onde o atendimento deve ser prioritário em horários específicos, como horários de ponta, por exemplo. Nessas situações, havendo

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escassez de recursos renováveis, o atendimento à carga não estaria garantido, sendo a presença do grupo gerador fundamental nessas condições.

Por fim, vale comentar a utilização do medidor entre a barra CA e a rede elétrica. As setas indicam que a medição é realizada em duplo sentido, caso típico de sistemas com intercâmbio de energia. Sistemas que somente injetam energia na rede dispensam esse tipo de medidor, utilizando apenas o medidor de energia entregue à rede.

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CONSIDERAÇÕES FINAIS

Apesar da maturidade tecnológica atualmente atingida por várias das fontes renováveis, como por exemplo, a solar, a eólica, as PCHs, e algumas formas de aproveitamento da biomassa, sua contribuição para a matriz energética brasileira ainda é insignificante.

Os programas e incentivos governamentais para promover o desenvolvimento desse tipo de fontes ainda são muito tímidos, pois a hidroeletricidade obtida a partir das grandes usinas ainda é considerada como sendo suficiente para atender às necessidades energéticas do país. Entretanto, com a necessidade de universalizar os serviços de eletricidade e em virtude da grande extensão territorial, das dificuldades de acesso de algumas regiões, e dos crescentes gastos com subsídios aos combustíveis fósseis, as fontes renováveis disponíveis nas proximidades dos locais de uso final estão começando a ser consideradas mais seriamente nos diversos setores da sociedade.

Como etapa fundamental para que se confira aos sistemas renováveis em geral uma maior competitividade, para diversos tipos de aplicações, está a adoção de medidas que visem à redução dos custos iniciais desses sistemas, visto que o fator econômico ainda é o maior entrave à disseminação em larga escala de sistemas contando com a participação de fontes renováveis.

Como as análises econômicas de sistemas renováveis estão relacionadas a inúmeras variáveis, desde a disponibilidade do recurso até o custo dos acessórios de instalação dos sistemas, é interessante que se disponha de uma ferramenta que possa considerar todas essas variáveis envolvidas no estudo, de forma prática e confiável.

Os sistemas de geração de eletricidade a partir das fontes renováveis, apesar de apresentarem custos iniciais ainda elevados, podem se caracterizar como alternativas viáveis em determinadas aplicações. Apenas como exemplo, algumas delas são casos de atendimento a localidades remotas, razoavelmente distantes da rede mais próxima, e que requerem atendimento contínuo, situações onde os custos de extensão de rede e de operação e manutenção de sistemas exclusivamente a diesel são bastante elevados; e situações onde há disponibilidade de recurso renovável e capital inicial tais que o sistema possa ser interligado à rede e auferir lucros ao investidor, desde que o custo de venda da energia gerada seja suficiente para que o investimento inicial possa ser retornado ao longo do horizonte de planejamento do projeto.

Em sistemas isolados, é fundamental que a disponibilidade do recurso renovável seja adequada à carga, com possíveis situações de déficit de energia sendo cobertas por grupos geradores, quando disponíveis. Em análises econômicas que consideram o custo da energia relacionado ao consumo, e não à geração, situações de elevado excedente de energia gerada não são favoráveis e devem ser

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evitadas. Nesses casos, a utilização de uma carga não crítica (dump load) representa uma boa alternativa.

De uma forma geral, a redução de custos iniciais, a consolidação de um mercado nacional de fabricação de equipamentos e a adoção de políticas de incentivos são fatores que podem contribuir decisivamente para garantir a competitividade de sistemas de geração com fontes renováveis para uma gama ainda maior de aplicações.

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Muito bom valeu mesmo pelo texto
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