estudo de viabilidade tÉcnico-econÔmica...
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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS AMBIENTAIS E TECNOLÓGICAS
CURSO DE ENGENHARIA DE ENERGIA
PROGRAMA MULTIDISCIPLINAR DE FORMAÇÃO DE RECURSOS HUMANOS NA
ÁREA DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL, BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIA PRH-56
MARIA TERESA TARGINO MACEDO SILVEIRA
ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA PARA UTILIZAÇÃO DE UM
SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE EM UMA UNIDADE DE
BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
MOSSORÓ-RN
2016
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MARIA TERESA TARGINO MACEDO SILVEIRA
ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICO-ECONÔMICA PARA UTILIZAÇÃO DE UM
SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE EM UMA UNIDADE DE
BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
Trabalho de conclusão de curso
apresentado a Universidade Federal Rural
do Semi-árido (UFERSA), Departamento
de Ciências ambientais e tecnológicas,
para a obtenção do título de Engenheiro
de Energia.
MOSSORÓ
2016
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5
EPÍGRAFE
“Mas os que esperam no Senhor renovarão as
forças, subirão com asas como águias;
correrão, e não se cansarão; caminharão, e
não se fatigarão.” Isaías 40:31
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AGRADECIMENTOS
A dedicatória especial deste trabalho é a Deus, ao qual me guiou durante todo o período da
graduação. Por que DEle e por Ele, para Ele são todas as coisas.
Aos meus pais, por todos os ensinamentos desde a infância, a paciência e o amor
incondicional. Só tenho motivos para honrá-los, por sempre acreditar em mim em todos os
momentos, até quando eu pensava que não conseguiria.
A Rafael, por ser simplesmente o melhor namorado e amigo do mundo. Não há palavras para
descrever a alegria e o presente de poder tê-lo ao meu lado.
As minhas tias e tios, primos e primas e minha avó (Dona França) que sempre demonstravam
acreditar em meu potencial. Ao meu avô Hermes (in memorian) pela frase de cinco anos atrás,
na circunstância do momento em que passei no vestibular: “Sempre soube que você seria uma
grande mulher.” Suas palavras me impulsionam até hoje a tentar ser melhor e chegar próximo
ao que o senhor acreditava que eu seria.
Aos meus professores da graduação, em especial para minha orientadora Romênia, a qual
guardo profundo carinho e admiração por todos os ensinamentos e dedicação incondicional.
Ao Programa de Recursos Humanos da Agência Nacional de Petróleo (PRH-ANP/56), pelo
apoio financeiro à minha pesquisa e aos professores coordenadores, Cláudia, Manoel e André
pela dedicação ao programa.
Por fim, a todos os amigos que conquistei na graduação, os quais dividiram dificuldades e
choros e noites mal dormidas. Em especial a Thalita, Arthur, Rochanny, Rony, Kaick, Magno,
Jhonnathas, Daniel Miquéias e Daniel Diógenes, George, Jônata e Renan que sempre foram
amigos muito presentes em todos os momentos.
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RESUMO
O presente trabalho refere-se a uma análise, a partir do desenvolvimento do projeto de
Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR), da viabilidade técnica e econômica da
implementação da fonte solar em nível industrial, mais precisamente no setor produtivo de
petróleo através do sistema de geração em questão. No desenvolvimento do projeto, foi
realizado o dimensionamento do SFCR considerando a metodologia adotada pelo Centro de
Referência para Energia Solar e Eólica Salvo Brito (CRESESB) e dos aspectos estabelecidos
pela NBR 5410 e da Resolução normativa 687/2015 da ANEEL e dos critérios para conexão
com a rede fixados pela concessionária local (COSERN). Foi possível analisar que o sistema
em questão apresenta-se viável tecnicamente à conexão com a rede, e possibilita gerar a
potência requerida pela unidade de Bombeio Centrífugo Submerso considerando a
substituição parcial de 20% da geração de energética desta, possibilitando o fornecimento de
energia com confiabilidade, segurança e qualidade. Analogamente, foi possível verificar que o
sistema se mostra viável economicamente pois, apesar de apresentar um tempo de retorno de
médio prazo (8 anos), este proporciona uma vida útil de operação de no mínimo 20 anos, de
forma que possibilitaria 12 anos de operação lucrativa. Desta forma, o sistema apresentou
potencial à aplicabilidade como uma medida de eficiência energética no setor produtivo de
petróleo.
Palavras-chave: Sistema Fotovoltaico conectado à Rede. Energia Solar. Produção de
petróleo.
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ABSTRACT
This research refers to an analysis from the development of a Photovoltaic System Connected
on-grid project (SFCR), and technical and economic feasibility of implementing solar source
at the industrial level, specifically in the production of oil sector through the generation
system in question. Through the development of the project, the design of the SFCR was
carried out considering the methodology adopted by the Solar Energy for Reference Center
and Wind Salvo Brito (CRESESB) and aspects established by NBR 5410 and Normative
Resolution 687/2015 of ANEEL and the criteria for connection on grid established by the
local concessionary (COSERN). It was possible to analyze the system in question presents a
viable alternative to connecting on grid, and makes it possible to generate the power required
by Pumping unit Centrifugal Submerged considering the partial replacement of 20% of
energy generation in this, enabling the energy supply reliability, safety and quality. Similarly,
it found that the system proves economically viable because, despite having a considerable
simple payback time (8 years), this provides an operating life of at least 20 years in order to
enable 12 years of profitable operation. Thus, the system has the potential applicability as an
energy efficiency measure in the production of oil sector.
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Esquema de um sistema fotovoltaico isolado .......................................................... 17
Figura 2 - Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede ........................................... 18
Figura 3 - Sistema de Gás Lift .................................................................................................. 22
Figura 4 - Bombeio Mecânico .................................................................................................. 23
Figura 5 - Bombeio por cavidades progressivas ....................................................................... 23
Figura 6 - Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) .................................................. 25
Figura 7 - Poço experimental de Bombeio Centrífugo Submerso ............................................ 29
Figura 8 - Potência requerida pela bomba ................................................................................ 30
Figura 9 - Módulo CS6P-260 Canadian Solar .......................................................................... 33
Figura 10 - Curvas de potência do módulo em função da radiação solar e temperatura .......... 34
Figura 11 - Inversor Fronius ..................................................................................................... 35
Figura 12 - Curva de eficiência do inversor ............................................................................. 36
Figura 13 - Condutor do sistema fotovoltaico .......................................................................... 38
Figura 14 - Medidor bidirecional.............................................................................................. 41
Figura 15 - Estrutura do sistema ............................................................................................... 42
Figura 16 - Associação dos módulos ao inversor ..................................................................... 43
Figura 17 - Quadro de distribuição para disjuntores ................................................................ 44
Figura 18 - Configuração da instalação do DPS ...................................................................... 44
Figura 19 - Diagrama Unifilar do SFCR .................................................................................. 45
Figura 20 - Orçamento de kit estrutural para 80 módulos ........................................................ 47
Figura 21 - Orçamento de kit estrutural para 12 módulos ........................................................ 48
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Parâmetros elétricos da BCS em estudo .................................................................. 30
Tabela 2 – Forma de conexão em função da potência na tensão 380/220V ............................. 32
Tabela 3 - Características construtivas do módulo ................................................................... 33
Tabela 4 - Características elétricas dos módulos ...................................................................... 33
Tabela 5 - Características construtivas do inversor .................................................................. 35
Tabela 6 - Parâmetros de entrada do inversor .......................................................................... 35
Tabela 7 - Parâmetros de saída do inversor .............................................................................. 36
Tabela 8 - Requisitos de proteção da microgeração ................................................................. 38
Tabela 9 - Parâmetros do disjuntor ........................................................................................... 39
Tabela 10 - Especificações do DPS .......................................................................................... 40
Tabela 11 - Orçamento final do sistema ................................................................................... 48
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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 12
1.1 JUSTIFICATIVA ...................................................................................................... 13
1.2 METODOLOGIA ...................................................................................................... 13
1.3 OBJETIVOS GERAIS ............................................................................................... 13
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................... 14
2 REVISÃO DA LITERATURA ................................................................................. 15
2.1 ENERGIA SOLAR .................................................................................................... 15
2.2 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA .................................................................... 16
2.2.1 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à rede ...................................................... 17
2.2.2 Sistema de compensação de energia elétrica ................................................... 19
2.3 SISTEMAS DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO ................................................ 20
2.4 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (BCS) ..................................................... 24
3 MATERIAIS E MÉTODOS ...................................................................................... 28
3.1 METODOLOGIA DE PROJETO ............................................................................. 28
3.2 CARACTERIZAÇÃO DO CAMPO DE PRODUÇÃO EM ESTUDO .................... 29
4 PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ............ 31
4.1 DIMENSIONAMENTO DOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS ................................ 31
4.2 DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR ................................................................ 34
4.3 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES ....................................................... 36
4.4 PROTEÇÃO DO SFCR ............................................................................................. 38
4.5 SISTEMA DE MEDIÇÃO ........................................................................................ 40
4.6 ESTRUTURAS DE APOIO ...................................................................................... 41
4.7 SISTEMA FINAL ...................................................................................................... 42
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES ............................................................................. 46
5.1 ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA ................................................................ 46
5.2 ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA ......................................................... 47
6 CONCLUSÃO ............................................................................................................. 51
6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS .................................................................................... 51
6.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ..................................................... 51
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 53
12
1 INTRODUÇÃO
A utilização do petróleo e do gás natural como combustíveis são imprescindíveis
para a sociedade moderna. As diversas aplicações destes recursos evidenciam sua relevância
no mercado internacional, e no desenvolvimento de economia de países emergentes, o que
demostra a importância destes na geração de energia primária utilizada mundialmente.
(CASTIÑEIRA, 2008).
A relação de dependência destes combustíveis no setor energético reflete na
necessidade de expandir as fronteiras exploratórias destes recursos. A crescente demanda do
petróleo e seus derivados e seu constante aumento de preços impulsiona a procura por este
recurso. Segundo Castiñeira (2008), as projeções apontam o petróleo como a principal fonte
de energia primária para as próximas duas décadas.
Entretanto, os reservatórios em produção (também denominados campos maduros),
cujos mecanismos de exploração são pouco eficientes, retêm grandes quantidades de
hidrocarbonetos após a exaustão da sua energia natural. Estes também apresentam acentuada
perda na pressão devido à redução de seu volume, e em muitos casos, e da existência de óleo
remanescente de alta densidade.
Neste contexto, os campos maduros apresentam grande potencial à aplicação de uma
série de processos que visam a obtenção de uma recuperação adicional. Esses processos são
chamados de Métodos de Recuperação que, de uma maneira geral, buscam interferir nas
características do reservatório que favorecem a retenção exagerada de óleo.
Portanto, a busca pela segurança de fornecimento destes combustíveis é um fator de
extrema importância para o desenvolvimento de pesquisas tecnológicas que possibilitem a
manutenção da autossuficiência energética. Dentro desta perspectiva, a utilização de novas
tecnologias que possibilitem a recuperação do petróleo em campos maduros tem se
aperfeiçoado de modo a permitir a otimização e aumento do volume de combustível
recuperado.
Com este objetivo, a utilização da Bomba Centrífuga Submersa (BCS) possibilita um
incremento de pressão na coluna de produção, potencializando a extração de petróleo do poço.
Todavia, por ser um sistema robusto do ponto de vista mecânico, este método demanda um
expressivo consumo de energia elétrica em relação a outros métodos de recuperação.
13
Desta forma, a utilização de um sistema de geração de energia que substitua de forma
total ou parcial o suprimento de energia elétrica poderia significar uma forma viável de
otimização deste sistema de bombeio. Deste modo, busca-se na presente pesquisa analisar se é
possível tecnicamente implementar a fonte solar através de Sistemas Fotovoltaicos
Conectados à Rede (SFCR’s) como complemento à rede da concessionária em um sistema de
bombeio centrífugo submerso e, sendo possível, verificar se este é viável em termos
econômicos de forma a contribuir com métodos de aumento do fator de recuperação de
petróleo através da redução dos gastos com energia elétrica tradicional, se utilizando de uma
fonte alternativa e renovável.
1.1 JUSTIFICATIVA
Mediante das características anteriormente expostas, e considerando a necessidade de
estudos que possam avaliar o potencial de utilização desta tecnologia nas mais distintas
aplicações, o presente trabalho tem como objetivo, a partir da análise de estudos técnicos,
analisar a energia solar como fonte energética para grandes aplicações industriais como o
setor petrolífero e portanto, contribuir cientificamente com as pesquisas na área em questão.
1.2 METODOLOGIA
O trabalho proposto se trata de um estudo e avaliação técnica e econômica da
implementação de um projeto de Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR).
Inicialmente foi realizado um levantamento teórico sobre o tema, sendo a base para os
critérios de dimensionamento do projeto desenvolvido. Em seguida, serão analisados os
aspectos técnicos da implementação deste sistema em uma unidade de Bombeio Centrífugo
Submerso, bem como a análise econômica a partir da estimativa de retorno do investimento.
1.3 OBJETIVO GERAL
Projetar um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR) de modo a fornecer
energia a um poço de prospecção de petróleo que utiliza Bombeio Centrífugo Submerso
14
(BCS) e analisar se este tipo de geração é viável técnico e economicamente em nível
industrial.
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Para atingir o objetivo geral foram determinados os seguintes objetivos específicos:
Compreender e analisar os aspectos relativos a projetos de Sistemas Fotovoltaicos
Conectados à Rede;
Caracterizar os sistemas de bombeio na produção e recuperação de petróleo em
campos maduros;
Desenvolver um projeto que viabiliza a utilização da energia solar no setor de
produção e recuperação de petróleo em campos maduros;
Aumentar o fator de recuperação de petróleo em poço que utilizam Bombeio
Centrífugo Submerso, através da diminuição do custo de extração;
Contribuir na eficiência energética da unidade de bombeio;
Contribuir cientificamente o setor de produção de petróleo, a partir da utilização de
fontes alternativas e renováveis.
15
2 REVISÃO DA LITERATURA
Este capítulo visa trazer uma explanação teórica sobre a Energia Solar Fotovoltaica,
seus aspectos gerais, e como esta é utilizada na geração de energia elétrica através de
Sistemas Fotovoltaicos Conectados à rede.
Particularmente, trata a respeito de campos maduros no setor de produção de
petróleo, além de caracterizar o Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) como um dos métodos
de elevação. Através deste levantamento teórico se busca o embasamento científico
necessário a elaboração do projeto de um Sistema solar Fotovoltaico Conectado à Rede.
2.1 ENERGIA SOLAR
O sol é uma fonte energética que fornece à terra todos os requisitos básicos à
existência de vida. Este recurso é considerado inesgotável, renovável e seu aproveitamento
não traz significativos danos ao meio ambiente (JORGE, 2011).
De acordo com Bezerra (2004) o sol é, em última análise, a fonte energética
responsável pela maior parte da energia existente na superfície do globo terrestre. Este
potencial corresponde à cinco vezes o total de todas as reservas de combustíveis atualmente
conhecidas, incluindo o urânio.
A radiação emitida pelo sol apresenta várias possibilidades de aproveitamento. De
forma indireta, esta exerce influência sobre algumas fontes energéticas de destaque, tais como
hidráulica, biomassa, eólica, combustíveis fósseis e energia dos oceanos. A energia solar pode
ser ainda utilizada de forma direta como fonte de energia térmica, geração de potência
mecânica ou elétrica, além da conversão direta em energia elétrica, através de efeitos
termoelétricos ou fotovoltaicos (ANEEL, 2012).
O Brasil possui um dos mais elevados índices mundiais dessa fonte de energia,
especialmente na região Nordeste (mais precisamente na região do semiárido), onde, segundo
Braga (2008), os valores típicos de radiação anual situam-se na faixa de 1752 kWh/m² a 2190
kWh/m².
Relacionado com estas características, associado à expressiva demanda energética
mundial e a crescente preocupação ambiental; e aliado à necessidade de buscar novas fontes
16
alternativas e renováveis, tem havido uma ascensão nas pesquisas e utilização de novos
sistemas e métodos de aproveitamento deste recurso natural, com o intuito de contribuir para a
qualidade de vida e maior difusão desta fonte de energia.
Entretanto, apesar dos avanços científicos na área, segundo Câmara (2011) existe a
necessidade de implementação de uma indústria nacional de equipamentos e serviços, com a
finalidade de restringir a importação e tornar a energia solar efetivamente competitiva.
2.2 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
A geração de energia elétrica obtida através do sol é resultado da conversão direta da
luz solar em eletricidade por meio de efeito fotovoltaico: os sistemas fotovoltaicos captam
diretamente a radiação solar, gerando uma diferença de potencial constante, o que produz
corrente elétrica contínua. A conversão direta da energia solar em energia elétrica envolve a
transferência dos fótons da radiação incidente para os elétrons da estrutura atômica deste
material. A célula fotovoltaica é um dispositivo fabricado em material semicondutor
(geralmente de Silício) e representa a unidade fundamental responsável por este processo de
conversão (CRESESB, 2014)
A energia gerada por Sistemas Fotovoltaicos (SFV) pode ser utilizada em Sistemas
Conectados diretamente a Rede Elétrica (SFCR) ou armazenada em baterias, em Sistemas
Isolados (SI). Para ambos os casos, podem ter sua operação a partir apenas de uma fonte
fotovoltaica ou através da geração híbrida, quando combinados com uma ou mais fontes de
energia.
Segundo CRESESB (2014), a utilização de cada uma dessas opções depende da
aplicação e/ou da disponibilidade dos recursos energéticos na localidade em questão. Cada um
deles pode ser de complexidade variável, dependendo da aplicação e das restrições específicas
de cada projeto.
Sistemas isolados (SFI), de maneira geral necessitam de um sistema para o controle e
adequação dos parâmetros elétricos (controladores de carga e inversores) e de algum tipo de
armazenamento. Para tal finalidade podem ser utilizados acumuladores (baterias), quando se
deseja utilizar a energia em períodos em que não há geração fotovoltaica, ou quando não há
conexão com a rede elétrica convencional.
A Figura 1 esquematiza os elementos constituintes de um sistema isolado de energia
solar fotovoltaica.
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Figura 1 - Esquema de um sistema fotovoltaico isolado
Fonte: CRESESB (2014)
Apesar de ser abundante na maior parte do globo terrestre, a energia solar para
produção de energia elétrica ainda é pouco utilizada. Em países desenvolvidos este cenário
vem mudando, através de fortes incentivos concedidos para a instalação de sistemas
fotovoltaicos.
O território brasileiro recebe elevados índices de irradiação solar, quando comparado
a outros países que se destacam na geração de energia solar fotovoltaica, entretanto, não
apresenta relevantes ações de incentivo tecnológico, como o desenvolvimento de uma
indústria de base consolidada, e financeiro, através de políticas de incentivo econômico e
consolidação de mercado consumidor.
2.2.1 Sistemas Fotovoltaicos Conectados à rede
Os sistemas conectados à rede são aqueles em que a potência produzida pelo módulo
fotovoltaico é entregue diretamente à rede elétrica convencional. Nestas unidades geradoras, a
energia pode ser consumida diretamente pela carga e, no caso de excedente de produção, esta
pode ser injetada diretamente na rede elétrica convencional, para ser consumida pelas
unidades consumidoras conectadas ao sistema de distribuição, podendo ainda ser vendida a
concessionária local segundo o regimento desta. Entretanto, estes não operam injetando
energia em caso de falta na rede elétrica. (CRESESB, 2014)
Estes sistemas representam uma fonte complementar ao sistema elétrico no qual está
sendo conectado, diferentemente dos sistemas isolados que tem sua aplicação em locais longe
da rede elétrica tradicional e demandam de um sistema de acumuladores de carga (banco de
18
baterias). Os componentes básicos na geração de energia elétrica em um SFCR são o módulo
fotovoltaico e o inversor de frequência.
A Figura 2 mostra a estrutura esquemática de um sistema fotovoltaico conectado à
rede.
Figura 2 - Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede
Fonte: CRESESB (2014)
O módulo é o conjunto de várias células fotovoltaicas que são agrupadas de modo a
apresentar tensão de operação adequada ao sistema requerido, a ligação das células se faz
necessária devido ao fato de uma célula isoladamente apresentar baixa tensão e potência de
saída. Os módulos, quando interligados entre si, formam o painel fotovoltaico. O tipo de
ligação destes varia de acordo com a tensão de saída requerida e o número de módulos varia
de acordo com a potência requerida pela carga a ser atendida.
Pelo fato do módulo fotovoltaico gerar energia em corrente contínua, se faz
necessário que nesses sistemas seja utilizado um inversor de frequência. Este equipamento é
responsável pela conversão de corrente contínua em alternada possibilitando o suprimento de
cargas de corrente alternada e conexão com a rede elétrica da concessionária. Deste modo, é
importante que este satisfaça às exigências de confiabilidade e segurança, possibilitando
assim, que não haja prejuízo à qualidade do sistema elétrico ao qual se interliga o gerador
fotovoltaico.
Estes sistemas podem ser classificados como geração distribuída, pois possibilitam a
utilização da fonte solar para a produção de energia elétrica com a finalidade de autoconsumo,
contribuindo para a eficiência energética dos locais ao qual estão conectados.
19
De acordo com Silva (2013), a implementação de uma geração distribuída a partir de
tecnologias limpas e renováveis permite a expansão da matriz energética brasileira de forma
sustentável e com baixo impacto ao meio ambiente, garantindo o aumento da oferta de
energia, sem aumentar a dependência por recursos energéticos não renováveis. A vantagem de
se utilizar SFCR’s neste tipo de geração se dá pelo fato destes serem modulares, permitindo
acompanhar um aumento de demanda ou parte dessa demanda caso haja um aumento da
capacidade do sistema já existente em resposta a um aumento no consumo.
Tendo sido descritas as características gerais do sistema fotovoltaico conectado à
rede e sua estrutura geral, o item 2.2.2 tratará a respeito da Resolução Normativa nº482/2012,
onde será explicitado a inclusão dos SFCR’s nos sistemas de geração distribuída.
2.2.2 Sistema de compensação de energia elétrica
O sistema de compensação de energia elétrica tem como principal finalidade
possibilitar a redução dos gastos com a energia elétrica fornecida pela concessionária através
da geração de energia por fontes diversificadas.
A regulamentação deste sistema para a geração de energia a partir de SFCR’s foram
incluídos em uma resolução normativa disposta pela Agência Nacional de Energia Elétrica
(Aneel), através da Resolução normativa 482 de 17 abril de 2012.
Segundo Villalva (2012) apud Silva (2013) a Resolução normativa 482 (2012)
constituiu um marco regulatório em nosso país, beneficiando a população e obrigando as
concessionárias de energia elétrica a aceitarem a entrada de sistemas próprios de geração
fotovoltaica em suas redes de distribuição de eletricidade.
Esta norma tem a finalidade de estabelecer as condições gerais para o acesso de
micro geração e mini geração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, além
de regulamentar o sistema de compensação de energia elétrica, entre outras definições
relacionadas à temática.
Segundo a Ren Nº 482 (2012), alterada pela Resolução 687 de novembro de 2015
para SFCR’s adota-se as seguintes definições para Sistema de compensação, micro geração
distribuída e mini geração distribuída:
“Sistema de compensação de energia elétrica:
sistema no qual a energia ativa injetada por
unidade consumidora com microgeração ou
minigeração distribuída é cedida, por meio de
empréstimo gratuito, à distribuidora local e
20
posteriormente compensada com o consumo
de energia elétrica ativa. ”
“Microgeração distribuída: central geradora
de energia elétrica, com potência instalada
menor ou igual a 75 kW e que utilize
cogeração qualificada, conforme
regulamentação da ANEEL, ou fontes
renováveis de energia elétrica, conectada na
rede de distribuição por meio de instalações
de unidades consumidoras. ”
“Minigeração distribuída: central geradora
de energia elétrica, com potência instalada
superior a 75 kW e menor ou igual a 3 MW
para fontes hídricas ou menor ou igual a 5
MW
para cogeração qualificada, conforme
regulamentação da ANEEL, ou para as
demais
fontes renováveis de energia elétrica,
conectada na rede de distribuição por meio de
instalações de unidades consumidoras. ”
De acordo com esta resolução, o sistema de compensação possibilita a geração de
créditos a serem utilizados pela unidade consumidora em caso de produção excedente, os
quais podem ser utilizados como crédito de energia ativa em um prazo de 60 meses.
Dentre as diversas regulamentações apresentadas nesta resolução, define-se as ações
relacionadas à medição de energia elétrica a fim de fornecer os dados necessários a
implementação do sistema de compensação. Também são definidos os procedimentos que
possibilitam, através deste, o faturamento da unidade consumidora.
Tendo sido descritas as regulamentações a respeito do sistema de compensação
adotado na geração distribuída de energia elétrica, o intem 2.3 tratará de forma geral a
produção de petróleo, bem como os métodos utilizados neste processo.
2.3 SISTEMAS DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO
Para que o óleo possa ser produzido, os fluidos contidos nos reservatórios devem
possuir, no início de sua vida produtiva, uma determinada quantidade de energia que
possibilite seu fluxo para a superfície a qual pode ser chamada de energia primária ou natural,
21
a qual é manifesta através do fornecimento de pressão aos canais porosos onde o óleo se
encontra depositado (THOMAS, 2011).
Conforme Silva (2013) apud Nascimento (2005) no princípio do estágio produtivo de
um reservatório, a pressão é normalmente elevada, de forma que o fluido presente no
reservatório escoa livremente para a superfície devido a energia naturalmente contida neste.
Denomina-se este fenômeno como Elevação Natural e os poços que detém esta capacidade de
produção são chamados de poços surgentes.
Nos casos em que a pressão do poço é baixa, como nos campos maduros, se faz
necessário adicionar uma energia extra que possibilite recuperar o maior volume de óleo
possível, maximizando seu fator de recuperação. Para estes casos são utilizados métodos de
recuperação artificial que reduzem a pressão do fluxo no fundo do poço, aumentando o
diferencial de pressão sobre o reservatório, resultando no aumento da vazão.
Segundo Thomas (2001) os sistemas de bombeio mais utilizados nos sistemas de
recuperação de petróleo são:
Gás-Lift contínuo e intermitente (GLC e GLI);
Bombeio Centrífugo Submerso (BCS);
Bombeio Mecânico com Hastes (BM);
Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)
Existem diversos métodos de elevação artificial de petróleo cujo objetivo em comum
é fornecer pressão ao fluido para sua elevação até a superfície. De acordo com Souza (2005),
a escolha de um determinado método depende de vários critérios técnicos inerentes ao
reservatório, como o número de poços, a produção de areia, profundidade do reservatório,
disponibilidade de energia, equipamento disponível, treinamento de mão de obra e custo
operacional.
O Gás-Lift é um método de elevação que utiliza a energia contida em um gás
comprimido para elevar fluidos (óleo/gás) até a superfície. No caso do gás-lift contínuo, este é
utilizado para gaseificar a coluna de fluido, já no gás-lift intermitente, é utilizado um gás em
alta pressão no processo de deslocamento do conteúdo do reservatório. Segundo Thomas
(2001), estes são aplicáveis em poços em que há alto teor de areia. A Figura 3 ilustra um
sistema de Gás-Lift convencional.
22
Figura 3 - Sistema de Gás Lift
Fonte: Thomas (2001)
Analisando a Figura 3, os compressores são utilizados como uma fonte de alta
pressão de gás, que direcionam este fluido à injeção nos poços em produção, que são
controladas superficialmente pelas válvulas de injeção de gás (choke or motor valve). O
controle de subsuperfície é realizado pelas válvulas de “Gás Lift”, que tem a finalidade de
facilitar as operações de descarga do poço e controlar o fluxo de gás para o interior do poço
em uma profundidade pré-determinada. As válvulas de produção são utilizadas,
posteriormente, para o controle de fluxo de produção, evitando influxos indesejados, evitando
acidentes em condições adversas de produção. O Separador gás-óleo é utilizado
posteriormente para realizar o desmembramento do óleo que será enviado às refinarias e o gás
que será utilizado para a reinjeção no poço.
O método Bombeio Mecânico com hastes (BM) baseia-se na conversão de um
movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna em um movimento
alternativo por uma unidade de bombeio localizada próxima a cabeça do poço. Os principais
componentes deste sistema são: bomba de sub-superfície, coluna de hastes, unidade de
bombeio e motor, estes componentes são mostrados na Figura 4.
23
Figura 4 - Bombeio Mecânico
Fonte: Thomas (2001)
O sistema de Bombeio por Cavidades Progressiva (BCP) é um método de elevação
artificial em que a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba que opera a
partir de um deslocamento positivo de fluido, estando imersa no poço de petróleo, constituída
de um rotor e um estator. O conjunto é composto por uma estrutura que forma uma série de
cavidades herméticas idênticas. O acionamento desta bomba pode ser realizado na superfície
por meio de uma coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou diretamente no fundo do
poço, por meio de um acionador elétrico ou hidráulico acoplado a bomba. A Figura 5 mostra a
estrutura de um sistema de bombeio por cavidades progressivas.
Figura 5 - Bombeio por cavidades progressivas
Fonte: Thomas (2001)
24
Tendo sido descritos os principais sistemas de bombeio utilizados nos sistemas de
recuperação de petróleo, o item 2.4 abordará de forma mais específica os aspectos de
funcionamentos e características do Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), cujo estudo é
objetivo deste trabalho.
2.4 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (BCS)
O Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) é um método de elevação artificial que vem
se expandindo devido a flexibilidade de equipamentos disponíveis. Segundo Thomas (2001),
poços em que os fluidos apresentam alta viscosidade e temperatura tem produção
economicamente viável por este tipo de elevação.
Neste método, a energia é transferida ao fundo do poço através de um cabo elétrico.
Neste local, a conversão eletromecânica é realizada através de um motor de sub-superfície
que está conectado diretamente com a bomba, que fornece energia ao fluido em forma de
pressão.
O conjunto possui, como os outros métodos de elevação, a finalidade de suplementar
a energia necessária para que haja a vazão necessária na superfície. Os elementos que formam
a unidade de BCS são mostrados na Figura 6.
25
Figura 6 - Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)
Fonte: Thomas (2001)
Segundo Thomas (2001), os principais componentes de subsuperfície utilizados no
método de bombeio centrífugo submerso são a bomba, a admissão de bomba, o protetor,
motor e o cabo elétrico. Os equipamentos de superfície são o quadro de comando, o
transformador, a cabeça de produção, a caixa de ventilação, a válvula de retenção, válvula de
drenagem e os sensores de pressão e temperatura do fundo.
A bomba utilizada é do tipo centrífuga de múltiplos estágios, onde cada um destes é
composto por um impulsor e um difusor. O impulsor é preso a um eixo que gira a 3500 rpm.
Neste movimento, ocorre uma conversão eletromecânica de energia em forma de energia
cinética ao fluido, possibilitando o aumento de sua velocidade. Já o difusor permanece em
estado estacionário, redirecionando o fluido do impulsor localizado imediatamente abaixo, ao
imediatamente em cima, reduzindo sua velocidade e aumentando a pressão. Desta forma, cada
estágio será responsável por um incremento na pressão total. A bomba poderá ter um número
de estágios variados, dependentes da pressão necessária à elevação do fluido. (Thomas, 2001)
A admissão da bomba se localiza na parte inferior da bomba e é o caminho do fluido
para abastecimento do primeiro estágio, podendo ser simples ou como um separador de gás. A
escolha do tipo de admissão da bomba é função da série da bomba, da vazão de líquido e da
razão gás-líquido nas condições de bombeio.
26
O motor elétrico utilizado é do tipo trifásico, de indução, dipolo, que funciona com
uma velocidade constante de 3500 rpm ao qual irá se conectar ao protetor, a admissão e ao
impulsor da bomba, conferindo-lhe o movimento centrífugo. A alimentação do motor é
realizada por cabos elétricos trifásicos que transmitem a energia da superfície ao fundo do
poço. O material que compõe os condutores é cobre ou alumínio, sendo o dimensionamento
deste dependente da corrente elétrica, da temperatura de operação, da voltagem da rede, do
tipo de fluido a ser produzido e do espaço disponível entre a coluna de produção e o
revestimento.
O protetor é um dispositivo que conecta o eixo do motor a admissão da bomba e tem
a finalidade de alojar o mancal que absorve os esforços axiais transmitidos pelo eixo da
bomba, prover o volume necessário a expansão do óleo do motor devido a seu aquecimento,
equalizar as pressões do fluido produzido e do motor, evitando diferencial de pressão no
protetor e prevenir a entrada de fluido produzido no motor.
O transformador será responsável pelo ajuste de tensão da rede primária (geralmente
de média tensão de 13,8kV) a tensão adequada à operação da bomba, sendo conectado seu
lado secundário ao quadro de comando.
O quadro de comando é responsável pelo controle dos parâmetros elétricos do
fornecimento de energia a bomba e verificação das condições de operação. O
dimensionamento desse componente depende das grandezas elétricas da bomba como máxima
potência. Dentre os dispositivos contidos no quadro de comando destacam-se o transformador
de corrente e de controle, fusíveis de proteção, chave seccionadora, relés de sobrecarga e
subcarga, amperímetro e temporizador.
A cabeça de produção é uma parte estrutural que possui uma passagem para a coluna
de produção e para o cabo elétrico. Em poços terrestres, geralmente se utiliza flanges
bipartidos com borrachas que são comprimidas por placas que fornecem a vedação aos cabos
e a coluna. A cabeça é escolhida de acordo com o diâmetro de revestimento e da coluna de
produção, o tipo e bitola do cabo e as pressões envolvidas.
A caixa de ventilação é utilizada para ventilar o cabo elétrico e fornecer saída aos
gases oriundos do poço que possam migrar do interior do poço através do interior do cabo de
modo a não atingir o quadro de comandos, onde associados a centelhas elétricas podem gerar
uma atmosfera explosiva.
A válvula de retenção é um dispositivo utilizado para manter a coluna de produção
cheia de fluido caso haja necessidade de desligamento do conjunto de fundo. Esta função é de
extrema relevância para evitar que o fluxo contrário de fluido cause um torque contrário ao
27
eixo da bomba, o que poderia gerar uma ruptura desta. A válvula de drenagem ou alívio é
utilizada em conjunto com a válvula de retenção para possibilitar o esvaziamento desta em
caso de ser realizada sua retirada, de modo a não haver derramamento de óleo caso haja a
desconexão de um tubo.
Os sensores de pressão e temperatura de fundo servem para avaliar as condições
destas variáveis durante a operação da produção do poço, enviando as informações a
superfície através dos mesmos cabos elétricos utilizados para a transmissão de energia à
bomba.
Tendo sidos as características gerais do Bombeio Centrífugo Submerso, o próximo
capítulo abordará os aspectos relativos aos métodos de elaboração do SFCR para uma unidade
experimental de Bombeio Centrífugo Submerso.
28
3 MATERIAIS E MÉTODOS
O presente capítulo apresenta informações referentes a metodologia e processos
utilizados na elaboração do projeto em estudo. Também serão analisadas as características
gerais do campo experimental de Bombeio Centrífugo Submerso, como parâmetros
necessários para o desenvolvimento do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede que se adequa
às suas demandas energéticas.
3.1 METODOLOGIA DE PROJETO
Inicialmente, foi realizado um levantamento teórico referente aos sistemas
fotovoltaicos, particularmente os conectados à rede. Posteriormente, foi realizado um estudo
sobre a micro e minigeração distribuída, através da Resolução normativa nº 482/2012
(atualizada durante o desenvolvimento deste trabalho através da Resolução 687/2015), e como
esta relaciona os Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede com o sistema de compensação
de energia elétrica. Estes conhecimentos foram de grande relevância para a compreensão do
potencial de utilização desta fonte no setor de produção de petróleo.
Posteriormente, foi realizado um estudo a respeito das características gerais dos
métodos de elevação artificial, de modo a determinar qual tipo de bombeio seria utilizado em
estudo. Devido ao fato do Bombeio Centrífugo Submerso ser o método de elevação mais
utilizado na recuperação secundária de petróleo em campos maduros que apresentam
decaimento de produção, este foi escolhido como escopo do projeto.
Após a realização destes estudos, foram realizadas pesquisas sobre métodos e
critérios de dimensionamento dos componentes do Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede,
de forma a obter os conhecimentos necessários a elaboração do projeto em questão.
A metodologia escolhida para o dimensionamento do sistema que a ser utilizada
neste estudo é a descrita pelo Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos elaborado
pelo Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (CRESESB),
cujo texto, segundo CRESESB (2014) foi desenvolvido com o objetivo de descrever métodos
e critérios de projetos de captação e utilização da energia solar adaptados à realidade
brasileira.
29
Tendo sido descritos todos os procedimentos iniciais necessários ao desenvolvimento
da pesquisa e elaboração do projeto, o próximo tópico abordará a caracterização do sistema de
bombeio em estudo.
3.2 CARACTERIZAÇÃO DO CAMPO DE PRODUÇÃO EM ESTUDO
O campo de produção em estudo localiza-se na Unidade Especializada em Bombeio
Centrífugo Submerso, localizada na Base-34 da empresa Petróleo Brasil S/A (Petrobras) na
cidade de Mossoró-RN.
A Bomba Centrífuga Submersa em questão é utilizada num poço experimental de
bombeio de água, que tem a finalidade de realizar testes de peças e equipamentos em
manutenção. A Figura 7 mostra o poço experimental em estudo.
Figura 7 - Poço experimental de Bombeio Centrífugo Submerso
Fonte: Soares (2014)
A bomba em questão possui 165 estágios e a água existente no poço é bombeada a
uma profundidade de 30 metros da superfície. A bomba existente na oficina é do tipo P12 400
Series, pertencente a empresa Baker Hughes, como pode ser visto na Figura 8, a potência
requerida pela bomba (PHP) dependerá da densidade do fluido e profundidade do fluido (que
determinará a altura a se alcançar), número de estágios e vazão. Pode-se notar também que a
potência requerida será diferenciada para cada frequência de operação.
30
Figura 8 - Potência requerida pela bomba
Fonte: Soares (2014)
As características elétricas da Bomba Centrífuga Submersa em estudo, que serão
utilizadas no desenvolvimento do projeto são mostradas na Tabela 1.
Tabela 1 - Parâmetros elétricos da BCS em estudo
POTÊNCIA 78 kW
TENSÃO 1175V
CORRENTE 38,37A
FREQUÊNCIA 60 Hz
Fonte: Soares (2014)
Tendo sido descritos as características gerais da BCS em estudo, o item 4 refere-se
ao projeto e dimensionamento dos equipamentos do sistema.
31
4 PROJETO DO SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE
Este tópico refere-se ao dimensionamento dos equipamentos relacionados ao Sistema
Fotovoltaico Conectado à Rede que irá alimentar a Unidade de Bombeio Centrífugo
Submerso (UBCS).
O sistema completo é formado por:
Painéis;
Inversores;
Cabeamento;
Proteção;
Medição;
Estrutura de base
Como citado anteriormente, todos os procedimentos de projeto seguirão os padrões
determinados pelo Manual de Engenharia de Sistemas Fotovoltaicos do CRESESB,
adequando-se as exigências do padrão da concessionária local (COSERN) e da NBR 5410,
que se refere a instalações elétricas de baixa tensão.
4.1 DIMENSIONAMENTO DOS PAINÉIS FOTOVOLTAICOS
O estudo proposto visa analisar a substituição parcial do suprimento de energia
através do SFCR devido à alta potência demandada pela BCS. Deste modo, para a unidade de
bombeio em estudo, será analisada a utilização do sistema como fonte energética
correspondente a 20% do consumo total.
Segundo o CRESESB (2014), a potência dos painéis (sendo considerado como fonte
energética de um percentual de 20% do consumo da unidade) é determinada através da
Equação 1.
(1)
Onde:
PFV – Potencia do painel fotovoltaico em Wp;
E – Consumo médio mensal da edificação (ou fração deste) em Wh/dia, que será equivalente
a potência vezes o número de horas diárias.
HSP – Horas de sol pleno;
TD – Taxa de desempenho (adimensional).
32
A Unidade de Bombeio atendida pelo sistema tem uma potência nominal de 78kW,
portanto, o seu consumo em diário será de 1872kWh/dia. Para a região de Mossoró/RN o
número de horas de sol pleno é, segundo Guerra (2013) de 7h a 8 horas diárias. A taxa de
desempenho é, segundo o Cresesb (2014), entre 70% e 75%. Adota-se, para efeitos de cálculo,
o valor mediano do intervalo para as variáveis horas de sol pleno e taxa de desempenho
mediana, sendo estes, respectivamente, igual a 7,5 horas e 72,5%.
Aplicando estes valores à Equação 1, a potência total do conjunto de módulos deve
ser de 68,85kWp. Utilizando-se valores exatos, de modo obter mais facilmente um SFCR de
valor de potência comercial, adota-se como a potência requerida o valor de 70kWp1. A
potência dimensionada anteriormente classifica o sistema, de acordo com a Resolução
Normativa 687 (2015) da ANEEL, como Microgeração Distribuída.
A forma de conexão com a rede, de acordo com COSERN (2016) é estabelecido
através da Tabela 2.
Tabela 2 – Forma de conexão em função da potência na tensão 380/220V
Fonte: COSERN (2016)
De acordo com Silva (2013), a seleção dos painéis a serem utilizados dependem de
sua qualidade, certificado Procel/Inmetro, ISO 9001 e disponibilidade no mercado. Em
observância aos requisitos que estes devem apresentar, o painel será formado pela associação
de módulos do fabricante Canadian Solar, de referência CSI CS6P-260P. A Figura 9 mostra o
painel selecionado.
1 Wp – Watt-pico - Unidade referente a potência gerada pelo sistema fotovoltaico em condições ideais de
operação (irradiação solar de 1000W/m² e temperatura ambiente de 25ºC)
33
Figura 9 - Módulo CS6P-260 Canadian Solar
Fonte: Canadian Solar (2016)
As características construtivas do módulo em estudo são dadas na Tabela 3.
Tabela 3 - Características construtivas do módulo
Tipo de Célula Silício Policristalino (6 polegadas)
Dimensões do módulo 1638 x 982 x 40mm
Peso 18kg
Cobertura frontal Vidro temperado (3,2mm)
Condutores de conexão 4 mm² /12 AWG - Isolação 1kV
Número de Células 60
Fonte: Adaptada de Canadian Solar (2016)
Os parâmetros elétricos dos módulos (Sob condições padrão de teste de irradiância
igual a 1000W/m² e temperatura ambiente de 25°C) são mostrados na Tabela 4.
Tabela 4 - Características elétricas dos módulos
Máxima potência nominal 260W
Tensão de operação 30,4V
Corrente de operação 8,56A
Tensão de circuito aberto 37,5V
Corrente de curto circuito 9,12A
Eficiência do módulo 16,16%
Máxima voltagem do sistema 1000V
Tolerância de potência +5W
Fonte: Adaptada de Canadian Solar (2016)
A curva de potência gerada pelo módulo em função da radiação solar e da
temperatura do ambiente de operação é mostrada na Figura 10.
34
Figura 10 - Curvas de potência do módulo em função da radiação solar e temperatura
Fonte: Canadian Solar
Segundo informações do fabricante, o módulo tem a eficiência de 96,5% de geração
da potência nominal de 260W para baixos níveis de radiação solar no intervalo de 200W/m² à
1000W/m², apresentando uma geração aproximadamente constante em diversas condições de
incidência solar.
Devido à alta potência solicitada pelo sistema, serão utilizados 270 módulos
fornecendo a potência de 260W, de forma a obter a potência de 70kWp. Tendo sido
dimensionada a potência a ser gerada pelos painéis e os módulos a compor o sistema de
geração, o item 4.2 será referente a escolha do inversor correspondente.
4.2 DIMENSIONAMENTO DO INVERSOR
Segundo CRESESB (2014) o dimensionamento de um inversor depende da potência
do gerador fotovoltaico e tecnologia e características elétricas do módulo escolhido para
compor o gerador, características ambientais do local, além da topologia de instalação
escolhida.
De acordo com a Norma VR01.01-00.12 (2016), que regulamenta a Conexão de
Microgeradores ao Sistema de Distribuição da Cosern, os inversores utilizados em sistemas
fotovoltaicos deverão atender aos requisitos estabelecidos na ABNT NBR IEC 62116 e
devem ter certificação do INMETRO.
35
Para se garantir a confiabilidade e a qualidade da energia produzida pelo sistema, o
dimensionamento deste deve ser realizado de maneira que a operação do inversor não ocorra
em potências demasiadamente abaixo da nominal nem trabalhe em sobrecarrega.
Devido a indisponibilidade no mercado de inversores de potência próxima a 70kWp,
e considerando, de acordo com o item 4.1, a necessidade de 270 módulos para fornecer a
potência anteriormente citada, serão utilizados três inversores, um para cada grupo de 90
módulos, de modo a haver uma divisão igualitária de potência entre estes.
Como citado no item 4.1, devido a forma de conexão estabelecida pela
concessionária ser trifásica, o inversor a ser utilizado também deve ser trifásico. O inversor
selecionado é do fabricante Fronius, referência Symo 20.0-3-M. A Figura 11 ilustra o inversor
selecionado.
Figura 11 - Inversor Fronius
Fonte: Fronius (2016)
As características construtivas do inversor são descritas na Tabela 5.
Tabela 5 - Características construtivas do inversor
Dimensões (altura×comprimento×profundidade) 725 x 510 x 225 mm
Peso 43,4Kg
Grau de proteção IP66
Temperatura ambiente -40ºC à 60ºC
Humidade permitida 0 à 100%
Fonte: Adaptada de Fronius (2016) (Adaptada)
Os parâmetros elétricos da entrada do inversor são descritos na Tabela 6.
Tabela 6 - Parâmetros de entrada do inversor
Corrente de entrada 33A
Máxima corrente de curto-circuito 49,5A
Mínima tensão de entrada 200V
Tensão nominal de entrada 600V
Máxima tensão de entrada 1000V
Intervalo de tensão de máxima potência 420V-820V
36
Máxima Potência em corrente contínua de saída do
sistema gerador (conectado à entrada do inversor) 30kWp
Fonte: Adaptada de Fronius (2016)
É possível observar, através da Tabela 6, que os parâmetros de entrada do inversor
em questão atende às demandas e especificações das grandezas elétricas do sistema de
geração, sendo, portanto, adequada à conexão aos painéis. Os parâmetros de saída deste
inversor, segundo o fabricante são descritos na Tabela 7.
Tabela 7 - Parâmetros de saída do inversor
Corrente de saída 28,9A
Tensão de saída (conexão com a rede) 380/220V
Intervalo de variação da tensão de saída -30% à +20%
Frequência de operação 50Hz-60Hz
Distorção harmônica total 1,3%
Fator de potência Variável (0 à 1 – indutivo ou capacitivo)
Fonte: Fronius (2016) (Adaptada)
A Figura 12 mostra a curva de eficiência do inversor em função da tensão de entrada.
Figura 12 - Curva de eficiência do inversor
Fonte: Fronius (2016)
Tendo sido descritas as características gerais do inversor a ser utilizado no sistema, o
tópico 4.3 abordará o dimensionamento dos condutores a serem utilizados na conexão entre os
módulos e o inversor.
4.3 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES
37
O dimensionamento dos cabos utilizados no SFCR deve levar em consideração a
corrente nominal a qual irá conduzir e a máxima queda de tensão permitida para o sistema em
estudo e o comprimento do ramal. Para o cálculo do condutor a ser utilizado nos trechos de
corrente contínua e alternada, utiliza-se os padrões determinados pela NBR 5410 e pelo
CRESESB.
Segundo o CRESESB (2014), a seção mínima de condutor S, necessária para uma
determinada instalação em corrente contínua é dada pela Equação 2.
(2)
Em que:
- Resistividade do material do condutor, geralmente cobre;
D - distância total do condutor, considerando o trecho de retorno (ida e volta);
I - Corrente que passa pelo condutor;
ΔV - Queda de tensão tolerada no cabeamento para o trecho analisado.
Para calcular a área da seção transversal do condutor que será responsável pela
interconexão dos módulos, considerando a utilização de condutores de cobre, que a 20ºC
apresenta tipicamente uma resistividade cu = 0,01724.mm²/m, levando em consideração que
estes estarão instalados em distâncias próximas, será considerada como base para o cálculo
uma distância máxima de 60 metros. Tomando como referência a NBR 5410 que estabelece
que a queda de tensão máxima deve ser 7% e que este condutor deve suportar a máxima
corrente de curto circuito do módulo que é igual a 9,12A, o condutor de cobre a ser utilizado
terá uma seção nominal de 4mm².
Para se determinar a área da seção transversal do cabo utilizado na conexão entre os
módulos e o inversor, utiliza-se semelhantemente a Equação 2. Considerando a resistividade
do cobre cu = 0,01724 .mm²/m, a distância compreendida entre os módulos e o inversor de
10 metros, a queda de tensão máxima de 7% e admitindo que este condutor deve tolerar a
passagem da corrente de curto-circuito do inversor que segundo a Tabela 5 é de 49,5A, e
levando em consideração as definições de capacidade de corrente estabelecidas na NBR 5410,
o condutor deverá ter uma seção nominal de 16mm². Um condutor de mesmas especificações
será utilizado na conexão da saída do inversor ao quadro do disjuntor, pois, de acordo com a
NBR 5410 este é adequado a condução da corrente nominal de saída do inversor.
O condutor selecionado para as conexões descritas anteriormente (considerando as
distintas áreas de seção transversal) é do fabricante Prysmian Tecsun isolação 1kV. A Figura
13 ilustra o condutor selecionado.
38
Figura 13 - Condutor do sistema fotovoltaico
Fonte: Prysmian (2016)
O condutor apresentado foi selecionado devido sua resistência à insolação e à
incidência de raios UV, pois, de acordo com Prysmian (2016) este pode operar em uma
temperatura de até 120ºC (tendo vida útil de 20.000h) ou de 90ºC com vida útil de 30 anos,
podendo ficar exposto e ser aplicável em um ambiente externo sem a necessidade de
eletrodutos para interconexão entre os módulos.
Tendo sido dimensionados e especificados os condutores as serem utilizados nas
conexões dos equipamentos do SFCR, o item posterior será referente ao dimensionamento do
sistema de proteção requerido.
4.4 PROTEÇÃO DO SFCR
O sistema de proteção a ser utilizado deve obedecer aos parâmetros normativos da
concessionária e estar adequado aos parâmetros do sistema. Sabendo que o sistema utilizado
tem a potência instalada de 70kWp (inferior a 75kWp) é classificado segundo a Resolução
normativa nº 687/2015 como Microgeração distribuída.
Segundo a concessionária local, os requisitos mínimos de proteção exigidos para
conexão de Microgeradores à rede elétrica estão definidos na Tabela 8.
Tabela 8 - Requisitos de proteção da microgeração
ELEMENTO DE PROTEÇÃO MICROGERAÇÃO (POTÊNCIA ATÉ 75KW)
Elemento de desconexão Sim
Elemento de interrupção Sim
Proteção de sub e sobretensão Sim
Proteção de sub e sobrefrequência Sim
Proteção de sobrecorrente Sim
Relé de sincronismo Sim
Anti-ilhamento Sim
Fonte: COSERN (2016)
39
Segundo as especificações técnicas do fabricante do inversor, este apresenta um
sistema de anti-ilhamento e as proteções contra sub e sobretensão e sub e sobrefrequência,
proteção de sobrecorrente bem como o relé de sincronismo.
Desta forma, serão adicionados um disjuntor trifásico como elemento de interrupção
associado a cada inversor e um Dispositivo de Proteção contra Surtos (DPS) junto ao quadro
elétrico da BCS como dispositivo de desconexão, de forma que se possa manter os demais
sistemas em funcionamento caso haja necessidade de manutenção de um destes.
O disjuntor selecionado deve ser capaz de conduzir a corrente de saída do inversor e
atuar para a corrente de curto circuito deste. O dispositivo selecionado é do fabricante Steck e
suas especificações são descritas na Tabela 7.
Tabela 9 - Parâmetros do disjuntor
Corrente nominal 40A
Tensão c.a. máxima 440V
Frequência 50Hz/60Hz
Temperatura de operação -20ºC à 50ºC
Curva de disparo C
Manobras mecânicas ≥20.000
Manobras elétricas ≥4.000
Grau de proteção IP20
Seção de condutores 1 a 25mm²
Fonte: Steck (2016)
Serão necessários 3 disjuntores trifásicos, onde cada um estará associado a cada
inversor, conforme as especificações descritas anteriormente com a finalidade de desconectar
o sistema de geração em caso de curto circuito.
Segundo a NBR 5410 (2005), o DPS a ser utilizado devem atender à IEC 61643-1 e
ser selecionado com base nas seguintes características: nível de proteção, máxima tensão de
operação contínua, suportabilidade a sobre-tensões temporárias, corrente nominal de descarga
e/ou corrente de impulso e suportabilidade à corrente de curto-circuito.
Segundo a NBR 5410, o nível de proteção do DPS deve ser compatível com a
categoria II de suportabilidade a impulsos, para sistemas trifásicos 220/380V deve ser inferior
à 2,5kV. A máxima tensão de operação contínua deve ser, no mínimo, 10% maior que a
tensão fase-neutro que para o caso em estudo é igual a 220V, devendo ser portanto, no
mínimo 242V. As especificações de correntes nominais de descarga e/ou correntes de impulso
devem ser, para sistemas trifásicos superiores a 20kA. O DPS selecionado segundo as
especificações dimensionadas é da marca Clamper. As especificações do DPS são descritas na
Tabela 10.
40
Tabela 10 - Especificações do DPS
Corrente máxima de surto 20kA
Máxima tensão de operação contínua 275V
Tempo de resposta < 25ns
Corrente de descarga nominal 10kA
Máxima energia de pulso 530J
Máxima potência de dissipação 1W
Temperatura nominal de operação - 40 ºC a + 80 ºC
Temperatura máxima de operação - 40 ºC a + 125 ºC
Grau de proteção IP20
Aplicação em esquemas de aterramento TN-C, TN-S, TN-C-S e TT
Fonte: Clamper (2016)
O DPS será instalado à jusante do medidor bidirecional, sendo necessários 4 (quatro)
destes para serem conectados à cada fase oriunda do medidor e 1 (um) para o condutor de
neutro. O esquema de ligação dos DPS junto ao sistema de geração será mostrado de forma
minuciosa no item 4.7.
Tendo sido dimensionados todos os itens de proteção a serem utilizados no sistema,
o item 4.5 terá a finalidade de especificar o sistema de medição da energia elétrica produzida
pelo SFCR.
4.5 SISTEMA DE MEDIÇÃO
Segundo a norma de conexão de Microgeradores à rede de distribuição da COSERN,
o sistema de medição de energia utilizado nas unidades consumidoras que possuam conexões
de microgerações e que façam adesão ao sistema de compensação de energia deverá ser no
mínimo bidirecional, ou seja, medir a energia ativa injetada na rede e a energia ativa
consumida da rede.
De acordo com COSERN (2016), a concessionária será responsável pela instalação
do medidor bidirecional e o cliente deve arcar com os custos referente à diferença entre o
valor de um medidor bidirecional e um medidor unidirecional.
Apesar da seleção do medidor ser realizado pela concessionária, será indicado um
medidor de forma a ilustrar o tipo de equipamento utilizado e a permitir posteriormente, o
levantamento de custo deste equipamento no projeto. Desta forma, escolhe-se um medidor
bidirecional trifásico, adequado a tensão de operação requerida pelo sistema, ou seja,
380/220V. O medidor comercial escolhido é o E34A do fabricante Bruver, como mostrado na
Figura 14.
41
Figura 14 - Medidor bidirecional
Fonte: Bruver (2016)
Tendo sido descritas as características do medidor selecionado, conforme as
exigências da concessionária, o item posterior será referente a seleção do sistema estrutural de
apoio dos módulos fotovoltaicos.
4.6 ESTRUTURAS DE APOIO
As estruturas que compõe o projeto devem levar em consideração alguns aspectos,
como: o local de instalação e a topografia deste, a dimensão dos módulos utilizados na
composição do sistema de geração e o ângulo de inclinação dos módulos para a localidade em
estudo. Também devem ser capazes de oferecer uma segurança estrutural de modo a
possibilitar a durabilidade do sistema sem causar maiores danos.
Considerando que a unidades de produção de petróleo estão, em sua grande maioria,
inseridos em campos planos e sem cobertura de um telhado (devido à presença exclusiva dos
equipamentos das unidades de bombeio) a estrutura escolhida deverá ser própria para solo.
Segundo o CRESESB (2014) Para geração máxima de energia ao longo do ano, o ângulo de
inclinação do gerador fotovoltaico deve ser igual à latitude do local onde o sistema será
instalado, portanto, deve-se escolher uma estrutura que possa apresentar uma inclinação de 5º,
de modo a adequar-se à localidade.
Um sistema comercial escolhido que atende as dimensões e características do local é
o kit de montagem do sistema "Universal Medium" do fabricante Energy Team, com
triângulos de inclinação para utilização em local de cobertura plana. Para cada conjunto de 90
módulos serão usados uma estrutura para 80 módulos e uma para 12 módulos, pelo fato de
42
que não foi possível encontrar comercialmente um kit de estruturas que apresentasse o espaço
para 90 módulos. Serão necessários, portanto, 3 kits de montagem para 80 módulos e 3 kits
para montagem de 12 módulos para fornecer a adequada estruturação do sistema. Todos as
peças auxiliares para a conexão das partes da estrutura como parafusos, porcas, arruelas,
triângulos de suporte e grampos são incluídos no kit.
A Figura 15 ilustra a estrutura escolhida para o sistema.
Figura 15 - Estrutura do sistema
Fonte: Energy Team (2016)
Tendo sido determinado o sistema estrutural do SFCR, o item seguinte descreverá as
ligações dos equipamentos do sistema dimensionados anteriormente com a unidade de
Bombeio Centrífugo Submerso e sua conexão com a rede da concessionária.
4.7 SISTEMA FINAL
Conforme descrito nos itens 4.1 e 4.2, o subsistema de geração formado pelos
módulos e inversores serão divididos em 3 partes, de modo a cada um dos inversores receber
a potência gerada por um conjunto de 90 módulos.
Inicialmente, busca-se determinar a forma de conexão dos módulos de modo a obter
a tensão mais próxima de tensão nominal de entrada do inversor, que, de acordo com o item
4.2 é de 600V. A tensão citada também é, de acordo com a Figura 12, o valor ao qual o
inversor apresentará o maior nível de eficiência (aproximadamente 98%). Considerando que
cada módulo gera a potência de 30,4V, para obter a tensão mais próxima de 600V com um
número de módulos múltiplo de 90, usaremos 5 conjuntos onde cada um destes será formado
por 18 módulos em série. Cada um desses grupos será ligado em paralelo. A Figura 16 ilustra
o esquema de associação dos módulos ao inversor.
43
Figura 16 - Associação dos módulos ao inversor
Fonte: Autoria própria
Como descrito no item 4.2, os condutores utilizados na interconexão dos módulos
serão de 4mm². Na conexão do trecho compreendido entre os módulos e o inversor e inversor
ao quadro do disjuntor haverão, para ambos os casos, condutores de área de seção transversal
igual a 16mm².
O levantamento da quantidade de metros de cabos à serem utilizados foi realizada
com o auxílio do software AutoCAD. Para os 3 conjuntos de geração serão necessários 348
metros de cabos de 4mm² e 75 metros de cabos de 16mm². Considerando uma margem de
segurança de 10% de materiais extras, serão necessários 385 metros de cabos de 4mm² e 85
metros de cabos de 16mm².
O disjuntor especificado no item 4.4 será fixado em um quadro de distribuição que
será fixado no habitáculo do quadro de comando da BCS. O quadro selecionado é do
fabricante Tigre e possui o espaço destinado a fixação de 4 disjuntores, sendo adequado ao
projeto considerando que este necessita de 3 disjuntores tripolares. A Figura 17 mostra o
quadro de distribuição selecionado.
44
Figura 17 - Quadro de distribuição para disjuntores
Fonte: Tigre (2016)
O DPS será instalado após o medidor bidirecional, e semelhantemente ao disjuntor
será instalado em um quadro de distribuição conforme mostrado na Figura 17. O esquema de
ligação do dispositivo, segundo estabelece a NBR 5410/2004, está relacionado com a
presença ou não de condutor neutro e se este é aterrado no Barramento de
Equipotencialização Principal (BEP). Considerando que as linhas elétricas que chegam a
edificação incluem um condutor de neutro e que este não será aterrado no BEP do local, o
esquema de ligação deste dispositivo é ilustrado através da Figura 18.
Figura 18 - Configuração da instalação do DPS
Fonte: NBR 5410 (2004)
A conexão com a rede da concessionária, conforme descrito na Tabela 2, é realizada
na baixa tensão, sendo conectado às três fases da rede. A tensão de linha e fase oriundas do
inversor que serão conectadas à rede são, respectivamente, iguais a 380V e 220V. A Figura 19
mostra a conexão do sistema de geração dimensionada a rede da concessionária.
45
Figura 19 - Diagrama Unifilar do SFCR
Fonte: Autoria própria (2016)
É importante frisar que a tensão gerada na saída do inversor será conectada
diretamente ao barramento principal de entrada do quadro de comando da BCS, onde há um
inversor de potência que ajusta a tensão do nível da concessionária local para a tensão
requerida pela bomba que, segundo a Tabela 1, é igual a 1175V.
Tendo sido realizado o dimensionamento de todos os componentes do Sistema
fotovoltaico conectado à rede, o capítulo seguinte abordará os estudos de viabilidade técnica e
econômica do SFCR no fornecimento de energia à BCS.
46
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES
No presente capítulo será analisado, a partir do projeto elaborado no Capítulo 4, a
viabilidade técnica de conexão do SFCR obtido à rede da concessionária e se este garante o
fornecimento de energia elétrica de qualidade e com confiabilidade. Semelhantemente,
avaliará a viabilidade econômica de implementação do sistema, considerando sua capacidade
de redução do consumo de energia elétrica oriunda da rede da concessionária.
5.1 ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA
No desenvolvimento do estudo de viabilidade técnica proposto analisa-se que o
sistema desenvolvido apresenta a capacidade de gerar a potência requerida pela bomba, bem
como possibilita o fornecimento de tensão e corrente adequada a uma boa operação, podendo-
se conectar à rede. Verifica-se também que a potência do SFCR (70kW) foi inferior a
potência instalada no local, que é igual a 78kW, adequando-se a exigência da concessionária
que estabelece que a potência instalada da microgeração e da minigeração distribuída fica
limitada à potência disponibilizada para a unidade consumidora onde a central geradora é
conectada.
Verifica-se que o sistema possui um sistema de proteção é adequado às exigências da
concessionária, contendo no inversor de frequência as proteções contra sub e sobretensão e
sub e sobrefrequência e proteção de sobrecorrente bem como o relé de sincronismo, além do
apresentar disjuntores conectados a cada subsistema de geração e de dispositivos de proteção
contra surtos associados ao sistema de modo a atuar em caso de surtos oriundos da rede
elétrica.
É possível notar que o inversor de frequência também se adequa ao limite de
distorção harmônica total (inferior a 5%) admitido pela concessionária, pois, de acordo com a
Tabela 7 este apresenta a distorção total de 1,3%, o que possibilita uma conexão segura e
estável.
Entretanto, um fator que se configura como um limitante técnico é a necessidade de
uma grande área de pátio destinada apenas a implementação dos módulos, já que o sistema é
formado por 270 painéis de 1,61m² de área cada, o que resulta numa área total de
47
aproximadamente 434,3m², não contabilizando os espaços estabelecidos entre os painéis nem
o espaço destinado aos outros equipamentos. Cabe, portanto, no desenvolvimento de cada
projeto em particular analisar a disponibilidade de área útil disponível para disposição dos
módulos.
5.2 ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA
Para realizar o estudo de viabilidade econômica, será realizado inicialmente o
orçamento final do sistema, levando em consideração os módulos, inversores, condutores,
medidor, proteção e a estrutura, bem como uma estimativa do custo referente a mão de obra.
Foram selecionados alguns fornecedores dos materiais e equipamentos de modo a
obter uma estimativa do valor de cada um destes de modo a possibilitar, posteriormente, a
realização do cálculo do tempo de retorno total do investimento.
Os valores de cada equipamento podem variar dependendo da região, todavia, os
valores a serem levantados mostram uma estimativa que possibilita a análise de viabilidade
econômica para a unidade de bombeio em questão.
A cotação do valor dos módulos fotovoltaicos foi realizada na Minha Casa Solar
(2016), dos inversores e condutores na Neosolar (2016), do disjuntor na Santil (2016), do
DPS na Atera (2016), o medidor bidirecional na Bruver (2016), os quadros de distribuição na
Loja Elétrica (2016) e as estruturas dos módulos no Energy Team (2016) que disponibilizou o
orçamento dos kits para 80 e 12 módulos através de um arquivo PDF como mostrado nas
Figuras 20 e 21, respectivamente.
Figura 20 - Orçamento de kit estrutural para 80 módulos
Fonte: Energy Team (2016)
48
Figura 21 - Orçamento de kit estrutural para 12 módulos
Fonte: Energy Team (2016)
Para o cálculo do valor estimado da mão de obra necessária à instalação do SFCR,
vamos considerar que a execução será realizada por 4 operadores que irão trabalhar um
período de 8 horas diárias durante 4 dias, e que um eletricista especialista na área demande
um valor homem-hora de R$ 50,00. Desta forma, tem-se que o valor total do investimento
correspondente à mão de obra será igual a R$ 6400,00.
Considerando a quantidade de materiais dimensionados nos itens anteriores
referentes a todos os equipamentos a serem utilizados no sistema, a Tabela 11 mostra o
levantamento do orçamento final do sistema.
Tabela 11 - Orçamento final do sistema
Componente Quantidade Valor unitário (R$) Valor (R$)
Módulo Fotovoltaico Canadian Solar
260W
270 946,00 255.420,00
Inversor trifásico Fronius Symo
20.0-3-M
3 30.998,40 92.995,20
Condutores (4mm²) 385 metros 6,71 2.583,35
Condutores (16mm²) 1002 metros 5,85 585,00
Disjuntor 3 34,82 104,46
DPS 4 42,00 168,00
Medidor bidirecional 1 330,00 330,00
Quadro de distribuição 2 20,11 40,22
Estrutura (80 módulos) 3 26.550,91 53.987,28
Estrutura (12 módulos) 3 7.639,29 22.917,87
Mão de Obra 1 6.400 6.400,00
Total 435.491,38
Fonte: Autoria própria (2016)
2 Serão utilizados 100 metros de cabo e não 85, como descrito no tópico 4.7, pois comercialmente o cabo com tal
área de seção transversal é fornecido em uma embalagem de 100 metros.
49
Tendo sido calculado o valor do sistema final, procura-se determinar a capacidade de
redução dos gastos junto à concessionária. Para tal objetivo, é necessário ser determinada a
redução total de gastos referentes ao consumo de energia elétrica do consumidor em estudo.
Para se determinar a redução dos gastos mensais referentes ao consumo ativo de
energia elétrica é necessário, inicialmente, estimar a geração mensal de energia em kWh. De
acordo com Conceição (2011), a geração mensal de energia pode ser descrita através da
Equação 3.
(3)
Em que P é a potência nominal do sistema; h é o número de horas de operação
diárias considerando uma redução decorrentes de operações de manutenção e possível
decaimento na geração devido a sombreamento e baixa radiação e a eficiência de conversão
do inversor.
Considerando que o sistema gera uma potência igual a 70,2kW (correspondente aos
270 módulos de potência igual a 260W), considerando que o sistema irá operar por 6,5 horas
diárias e que o inversor apresentará uma eficiência média de conversão em torno de 96%, o
sistema irá gerar uma quantidade de energia mensal igual a 13.141kWh/mês.
Sabendo que o consumidor pertence ao Grupo Horo-sazonal Azul A4, considera-se
no cálculo que a redução dos custos de energia na unidade de bombeio será referente a
tarifação de consumo de energia elétrica em horário fora de ponta (pois este é o horário em
que, efetivamente, ocorrerá operação do SFCR).
Utilizando dados obtidos através concessionária local, o valor da tarifa de energia
para este grupo é de R$0,34446172/kWh, e considerando que o sistema final gera uma
redução de até 13.141kWh/mês no consumo de energia elétrica, a redução total mensal no
consumo será de R$4.526,57. Considerando a redução mensal nos custos obtida
anteriormente, o tempo de retorno simples do investimento pode ser obtido através da
Equação 4.
(3)
Em que Cgeração é o custo total do sistema, obtido através da Tabela 11 e Emensal é o
valor monetário correspondente à redução de consumo de energia oriunda da concessionária
no período de um mês.
Desta forma, considerando os valores determinados anteriormente, o tempo de
retorno de investimento será de 96 meses, o que equivalente a 8 anos.
50
É importante ressaltar que o tempo de retorno simples não considera o crescimento
da tarifa de energia elétrica nem a implantação futura de bandeiras tarifárias, fator que poderia
representar a diminuição no tempo de retorno do investimento.
51
6 CONCLUSÃO
Com a finalidade de obter o Objetivo Geral (tópico 1.3) e Objetivos específicos
(tópico 1.4) propostos pelo trabalho, o presente capítulo refere-se à avaliação geral do sistema
segundo os resultados obtidos nos estudos de viabilidade técnica e econômica bem como à
apresentação de sugestões e recomendações para trabalhos futuros.
6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede se configura como uma das
potencialidades de aproveitamento da fonte energética solar mais expressivas no Brasil. Esta
tem ganhado notoriedade devido ao fato de ser limpa e renovável e de poder ser
implementada em projetos de eficiência energética. Este recurso energético também tem
apresentado destaque na geração distribuída, fato influenciado diretamente pelos avanços na
normatividade relativa ao sistema de compensação de energia elétrica.
Foi possível avaliar tecnicamente, que o sistema tem a capacidade de gerar a
potência requerida para o fornecimento parcial de energia à unidade de Bombeio Centrífugo
Submerso (BCS), podendo gerar uma energia com qualidade e confiabilidade, de forma que é
capaz de contribuir com sistemas de recuperação de petróleo a partir da implementação de
medida de eficiência energética. Todavia, este apresentou uma limitação técnica relacionada a
área de ocupada pelos módulos.
Avaliando o sistema sob a perspectiva econômica, percebeu-se que este apresenta um
tempo de retorno mediano (8 anos), entretanto, considerando que os SFCR geralmente
apresentam vida útil de 20 a 25 anos, este se mostra viável tecnicamente, possibilitando, desta
forma um total 12 a 17 anos de operação lucrativa.
Verificou-se, desta forma, que a fonte solar através de um SFCR apresentou-se
viável à implementação a nível industrial, possibilitando realizar a implantação de uma fonte
renovável e limpa em um setor de produção de combustíveis fósseis.
6.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
A análise do trabalho dedicou-se a avaliação do caso específico de uma unidade de
Bombeio Centrífugo Submerso, que devido ao fato de ser mais robusto requer uma alta
52
potência da rede elétrica. Sugere-se a análise da implementação desta fonte para outros tipos
de métodos de elevação artificial.
Decorrente da alta potência demandada pela BCS, convencionou-se que o SFCR
supriria 20% da energia da unidade de bombeio. Propõe-se para trabalhos futuros, a análise da
viabilidade técnica e econômica para outros percentuais de suprimento e como este afeta no
tempo de retorno.
Na elaboração do estudo de viabilidade econômica foi realizado um cálculo de tempo
de retorno simples, não considerando diversos parâmetros como crescimento da tarifa de
energia e implantação de bandeira tarifária que influenciam diretamente no valor de economia
que o sistema é capaz de gerar. Recomenda-se, portanto, uma análise que considere estes
fatores de modo a ter uma precisão maior no tempo de retorno do sistema.
Devido ao fato de que o trabalho buscava analisar sob a perspectiva técnica e
econômica da utilização de SFCR de sistemas mais robustos, foi selecionado um setor em
específico da indústria do petróleo. Todavia, sugere-se o estudo de outros setores industriais,
visando a eficiência energética destes.
53
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