estudo de viabilidade tÉcnico-econÔmica...

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1 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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1

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

2

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

3

4

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

6

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.

7

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.

8

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.

9

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

10

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

11

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.

17

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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