Dissertação de Mestrado - Programa de de Pós-Graduação em ...

PUC Minas
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE MINAS GERAIS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
MESTRADO EM ENGENHARIA AUTOMOTIVA
Dissertação de Mestrado
DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA DE
ANÁLISE E GESTÃO ENERGÉTICA PARA
GERAÇÃO DE ÁGUA QUENTE APLICADA À
INDÚSTRIA AUTOMOTIVA
Gabriela Batista Pinto Coelho
ORIENTADORA: Profa. Elizabeth Marques Duarte Pereira, D.Sc.
Setembro de 2001

PUC Minas
PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE MINAS GERAIS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
MESTRADO EM ENGENHARIA AUTOMOTIVA
DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA DE
ANÁLISE E GESTÃO ENERGÉTICA PARA
GERAÇÃO DE ÁGUA QUENTE APLICADA À
INDÚSTRIA AUTOMOTIVA
Banca Examinadora:
Dissertação apresentada ao Departamento de
Engenharia Mecânica da PUC Minas pela aluna
Gabriela Batista Pinto Coelho como parte dos
requisitos para obtenção do título de MESTRE EM
CIÊNCIAS EM ENGENHARIA MECÂNICA.
Profa. Elizabeth Marques Duarte Pereira, D.Sc.- PUC Minas - Orientadora
Prof. José Antônio Perrella Balestieri, D.Sc. - UNESP - Examinador Externo
Prof. José Ricardo Sodré, Ph.D. - PUC Minas - Examinador Interno
Prof. Sérgio de Morais Hanriot, D.Sc. - PUC Minas - Suplente
Belo Horizonte, 28 de setembro de 2001

RESUMO
Este trabalho propõe o desenvolvimento de uma metodologia de análise e gestão
energética aplicada à indústria automotiva, avaliando-se as alternativas: energia solar e
cogeração, esta abrangendo turbina e motor a gás com caldeira de recuperação. A
cogeração foi avaliada devido à sua concepção de utilização eficiente e racional dos
meios energéticos, enquanto a energia solar foi proposta como uma mudança de
paradigma no setor industrial. A metodologia apresentada utiliza critérios térmicos que
possibilitam avaliar a influência da relação calor/potência no planejamento de uma nova
central de aquecimento de água. Um programa computacional de diagnóstico energético
foi desenvolvido para automatizar a metodologia térmica. Este programa foi uma
ferramenta eficaz na avaliação do estudo de caso de uma indústria automotiva. As
alternativas propostas foram, ainda, submetidas à análise de engenharia econômica de
retorno de investimento. Os resultados do estudo de caso apontam que para uma
demanda diária de 240.000 litros de água quente, o aquecimento solar e a cogeração
utilizando motor a gás foram as opções mais viáveis economicamente.
i

ABSTRACT
The main purpose of this work is to develop an energy analysis applied to an
automotive industry evaluating solar energy and cogeneration systems, this one with the
technical options: gas turbine and reciprocating engine associated to a heat recovery
steam generator. Cogeneration was evaluated due to its condition of efficient and
rational use of energy, while solar energy was proposed as an industrial change of
paradigm. The thermal methodology presented was based on the thermal criteria with
the purpose of evaluating the influence of the heat/power rate in the planning of a new
hot water generation plant. A diagnosis computational program was developed in order
to automate the thermal methodology. This program has proved being an efficient tool
all over the automotive industry study evaluation. The options proposed were also
subjected to an economic engineering analysis. The results of the case study had
presented that for 2400.000 liters of hot water per day in the industry, solar energy and
cogeneration using reciprocating engine were the recommended economic options.
ii

SUMÁRIO
RELAÇÃO DE FIGURAS vi
RELAÇÃO DE TABELAS viii
NOMENCLATURA x
Capítulo 1 – INTRODUÇÃO
1.1 Motivação 1
1.2 Revisão Bibliográfica 2
1.3 Escopo do trabalho 4
1.4 Relevância do tema 5
1.5 Objetivos gerais e específicos 5
Capítulo 2 – FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1 Cogeração 7
2.2 Turbina a gás 9
2.2.1 Análise Termodinâmica 9
2.2.2. Tipos de Turbinas a Gás 11
2.3 Motores de Combustão Interna 13
2.4 Considerações gerais para seleção do ciclo 15
2.4.1 Parâmetros técnicos importantes para seleção do ciclo 15
2.4.2 Outros fatores importantes a serem considerados 17
2.5 Gás Natural 18
2.5.1 Gás Natural Bruto 19
2.5.2 Gás Natural Associado e Não Associado 20
2.5.3 Composição do Gás Natural Comercial 21
2.5.4 Características do Gás Natural 26
2.6 Energia Solar 28
2.7 Análise Econômica 31
2.7.1 Considerações Gerais para o projeto de cogeração 31
iii

2.7.2 Parâmetros relevantes para a análise econômica da cogeração 33
2.7.3 Fontes de financiamento de projetos de cogeração 34
2.7.4 Ferramentas para análise financeira de projetos de cogeração 35
Capítulo 3 – METODOLOGIA DE TRABALHO
3.1 Levantamento da demanda diária de água quente 36
3.2 Estimativa do consumo de água quente através de normas catálogos 37
3.3 Descrição das instalações térmicas 38
3.4 Levantamento do consumo diário de energia 38
3.5 Cálculo das eficiências térmicas dos equipamentos utilizados 39
3.5.1 Trocador de Calor 39
3.5.2 Caldeira 39
3.5.3 Consumo real de gás natural por dia 42
3.6 Seleção de Alternativas 42
3.6.1 Sistema de aquecimento solar 42
3.6.2 Sistemas de cogeração 44
3.7 Análise Econômica 47
3.7.1 Método de avaliação de fluxo de caixa 48
3.7.2 Viabilidade Econômica 49
3.7.3 Investimento de Capital 50
3.7.4 Receitas 51
3.7.5 Custos de Saída 51
Capítulo 4– PROGRAMA COMPUTACIONAL DE DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO
4.1 Fluxograma de Apoio e Decisão 53
Capítulo 5 – ESTUDO DE CASO APLICADO À INDÚSTRIA AUTOMOTIVA E
ANÁLISE DOS RESULTADOS
5.1 Levantamento da demanda de água quente 59
5.2 Estimativa do consumo de água quente através de normas e catálogos 60
5.2.1 Consumo de água quente diário estimado 60
5.3 Descrição das Instalações 60
iv

5.3.1 Equipamentos 60
5.4 Cálculo do consumo de energia diário para aquecer a água 62
5.5 Cálculo da eficiência térmica dos equipamentos utilizados 62
5.6 Energia real liberada pelo gás natural 63
5.6.1 Cálculo do consumo de gás natural diário 63
5.7 Identificação das alternativas 63
5.7.1 Energia Solar 63
5.7.2 Motor a gás 71
5.7.3 Turbina a gás 75
5.8 Análise Econômica 77
5.8.1 Energia Solar 78
5.8.2 Motor a gás 79
5.8.3 Turbina a gás 81
Capítulo 6 – CONSIDERAÇÕES FINAIS
6.1 Limitações do trabalho e recomendações 88
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Bibliografia Citada 89
Bibliografia Complementar 92
APÊNDICES
Apêndice 1 Banco de dados de Coletores Solar 96
Apêndice 2 Banco de dados de Turbinas a Gás 100
Apêndice 3 Banco de dados de Motores a Gás 102
Apêndice 4 Resultado do Programa: Turbina a gás 103
Apêndice 5 Resultado do Programa: Motor a gás 110
Apêndice 6 Simulações Econômicas Energia Solar 113
Apêndice 7 Simulações Econômicas Turbinas a Gás 114
Apêndice 8 Simulações Econômicas Motor a Gás 115
v

RELAÇÃO DE FIGURAS
Capítulo 2 – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Figura 2.1 – Representação esquemática da cogeração 7
Figura 2.2 – Influência da relação potência/calor na seleção da planta de cogeração 8
Figura 2.3 – Diagrama do ciclo de cogeração para turbina a gás 10
Figura 2.4 – Diagrama Sankey para uma planta típica de cogeração com turbina a gás 11
Figura 2.5 – Corte interno de uma turbina aeroderivativa 12
Figura 2.6 – Vista explodida de uma turbina aeroderivativa 12
Figura 2.7 – Turbina a gás industrial 13
Figura 2.8 – Motor de combustão interna 14
Figura 2.9 – Influência da modulação da relação calor/potência na seleção do ciclo 17
Figura 2.10 – Esquema de gás associado e gás não associado 20
Figura 2.11 – Produção de gás natural no Brasil, por estado, em 1999 (mil m 3 /dia) 23
Figura 2.12 – Unidade de processamento de gás natural 24
Figura 2.13 – Principais gasodutos do Brasil 25
Figura 2.14 – Esquema de uma instalação solar de grande porte 28
Figura 2.15 – Etiqueta do INMETRO 30
Capítulo 3 – METODOLOGIA DE TRABALHO
Figura 3.1 – Ciclo de vida do investimento de um sistema energético 49
Capítulo 4 – PROGRAMA COMPUTACIONAL DE DIAGNÓSTICO ENRGÉTICO
Figura 4.1 – Fluxograma de decisão para o levantamento do consumo de água quente 53
Figura 4.2 – Fluxograma de decisão para o levantamento diário do consumo de energia 54
Figura 4.3 – Fluxograma de decisão para o levantamento de eficiências dos equipamentos
utilizados, para o cálculo da energia liberada pelo gás natural 55
Figura 4.4 – Fluxograma de decisão para a seleção do sistema de cogeração
Figura 4.5 – Fluxograma de decisão e impressão dos equipamentos viáveis
56
termicamente 57
Capítulo 5 – ESTUDO DE CASO APLICADO À INDÚSTRIA AUTOMOTIVA E
ANÁLISE DOS RESULTADOS
vi

Figura 5.1 – Gráfico da produção de energia mensal pela demanda do restaurante 65
Figura 5.2 – Gráfico simulação da área coletora necessária ao restaurante 66
Figura 5.3 – Gráfico simulação da fração solar de aquecimento anual do restaurante
Figura 5.4 – Gráfico da produção de energia mensal pela demanda do vestiário, para a
66
configuração solar 1 67
Figura 5.5 – Gráfico simulação da área coletora necessária ao vestiário para a configuração
solar 1 68
Figura 5.6 – Gráfico simulação da fração solar de aquecimento anual do vestiário, para a
configuração solar 1 68
Figura 5.7 – Gráfico da produção de energia mensal pela demanda do vestiário, para a
configuração solar 2 69
Figura 5.8 – Gráfico simulação da área coletora necessária ao vestiário, para a configuração
solar 2 70
Figura 5.9 – Gráfico simulação da fração solar de aquecimento anual do vestiário, para a
configuração solar 2 70
Figura 5.10 – Análise econômica e retorno de investimento do sistema solar, considerando-
se a taxa de atratividade de 1% 78
Figura 5.11 – Análise econômica e retorno de investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, do motor de 776 [kW] de potência 80
Figura 5.12 – Análise econômica e retorno de investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, da turbina a gás de potência de 715 [kW] 83
Figura 5.13 – Análise econômica e retorno de investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, da turbina a gás de potência de 715 [kW], comparandose
3 tarifas de eletricidade 83
Figura 5.14 – Análise econômica e retorno de investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1% do motor a gás de 776 [kW] de potência versus energia
solar 85
Figura 5.15 – Análise econômica e retorno de investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2% para a configuração de energia solar 2
Figura 5.16 – Análise econômica e retorno de investimento, considerando-se a taxa de
86
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2% para a configuração de energia solar 1 86
vii

RELAÇÃO DE TABELAS
Capítulo 2 – FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Tabela 2.1 – Limites de operação dos motores 14
Tabela 2.2 – Características de centrais para geração elétrica 15
Tabela 2.3 – Dados típicos para as diferentes configurações de cogeração 16
Tabela 2.4 – Elementos constituintes médios do gás natural brasileiro 21
Tabela 2.5 – Reservas de gás natural no Brasil 26
Tabela 2.6 – Constantes físicas dos hidrocarbonetos 27
Capítulo 3 – METODOLOGIA DE TRABALHO
Tabela 3.1 – Consumo de água quente típico 37
Tabela 3.2 – Distribuição percentual de potência de um motor de combustão interna 46
Tabela 3.3 – Balanço térmico típico das turbinas a gás 47
Tabela 3.4 – Taxas anuais de depreciação 51
Capítulo 5 – ESTUDO DE CASO APLICADO À INDÚSTRIA AUTOMOTIVA E
ANÁLISE DOS RESULTADOS
Tabela 5.1 – Número de funcionários e período de utilização da água quente 59
Tabela 5.2 – Horários das refeições nos restaurantes 1, 2 e 3 da indústria 59
Tabela 5.3 – Temperaturas ambientes mensais estimadas 64
Tabela 5.4 – Resumo das configurações solares propostas 71
Tabela 5.5 – Resultados da simulação dos motores a gás, considerando a eficiência do
equipamento equivalente a 35% 72
Tabela 5.6 – Resultados da simulação dos motores a gás, considerando a eficiência do
equipamento equivalente a 45% 73
Tabela 5.7 – Resultados da simulação dos motores a gás, considerando a eficiência do
equipamento equivalente a 53% 74
Tabela 5.8 – Resultados da simulação das turbinas a gás, considerando-se a eficiência do
fabricante do equipamento 75
Tabela 5.9 – Resultados da simulação das turbinas a gás, considerando-se a eficiência de
35% do equipamento 76
viii

Tabela 5.10 – Tabela resumo da análise econômica das configurações solar 1 e solar 2 a
taxa de 1% de atratividade 79
Tabela 5.11 – Tabela resumo da análise econômica do motor de 776 [kW] a taxa de 1% de
atratividade 81
Tabela 5.12 – Tabela resumo da análise econômica da turbina a gás de 715 [kW] a taxa de
1% de atratividade, comparando-se a eficiência do fabricante e a eficiência
de 35% 84
Tabela 5.13 – Tabela resumo da análise econômica da turbina a gás de 715 [kW] a taxa de
1% de atratividade, comparando-se as tarifas de eletricidade 84
Apêndice 1 – BANCO DE DADOS DE COLETOR SOLAR
Tabela A1 – Classificação, produção mensal de energia e eficiência dos coletores solar 97
Apêndice 2 – BANCO DE DADOS DE TURBINA A GÁS
Tabela A2 – Dados técnicos e econômicos das turbinas a gás de pequeno porte 100
Tabela A2 – Dados técnicos e econômicos das turbinas a gás de médio porte 101
Apêndice 3 – BANCO DE DADOS DE MOTOR A GÁS
Tabela A3 – Dados técnicos e econômicos dos motores a gás 102
Apêndice 6 – SIMULAÇÕES ECONÔMICAS DA ENERGIA SOLAR
Tabela A6 – Simulação econômica anual das configurações solar 1 e 2, com taxas de
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2%, para sua vida útil de 20 anos 113
Apêndice 7 – SIMULAÇÕES ECONÔMICAS DA TURBINA A GÁS
Tabela A7 – Simulação econômica da turbina a gás de 715 [kW] com taxa de atratividade
de 1%, eficiência de 35% para sua vida útil de 30 anos 114
Apêndice 8 – SIMULAÇÕES ECONÔMICAS DO MOTOR A GÁS
Tabela A8 – Simulação econômica do motor a gás de 776 [kW] com taxa de atratividade de
1%, eficiência de 35% e 45% para sua vida útil de 30 anos 115
ix

Variáveis
A col área coletora [m 2 ]
NOMENCLATURA
A ext área externa do coletor solar [m 2 ]
CGN vazão de gás natural da configuração atual [kg GN/dia]
CGN i vazão de gás natural da nova configuração de cogeração [kg GN/h]
c p calor específico [kJ/kg ºC]
c pcomb calor específico do combustível [kJ/kg ºC]
c pg calor específico dos gases de exaustão [kJ/kg ºC]
E mes produção de energia solar por mês [kWh/mês]
FC 0 fluxo inicial [R$]
FC j valores dos fluxos de caixa da ordem j=1,2,3...,n [R$]
f seg fator de segurança [adimensional]
Fu fator de utilização [adimensional]
h entalpia específica [kJ/kg]
h ar entalpia da água à temperatura do ar de combustão [kJ/kg]
h d entalpia do vapor de descarga [kJ/kg]
h gs entalpia do vapor à temperatura dos gases de saída da caldeira [kJ/kg]
h s entalpia da água de alimentação da caldeira [kJ/kg]
h v entalpia do vapor produzido [kJ/kg]
H 2 volume de hidrogênio do combustível [%volumétrica]
I componente da radiação solar [Wh/m 2 ]
I dif componente difusa da radiação solar [Wh/m 2 ]
I dir componente direta da radiação solar [Wh/m 2 ]
m! c vazão mássica do combustível queimado [kgcomb/s]
m! d vazão mássica do vapor de descarga da caldeira [kg/s]
x

m! f vazão mássica de água fria [kg/s]
m! gs vazão mássica do gás seco [kg/s]
m! g vazão mássica do gás [kg/s]
m! q vazão mássica de água quente [kg/s]
m! v vazão mássica do vapor produzido pela caldeira [kg/s]
N número de utilizações de cada equipamento i por dia [adimensional]
Nb número de banhos dos funcionários [adimensional]
P gs perda térmica através do gás seco [%]
P H 2O
perda térmica devido à formação de água no combustível [%]
P i
potência do equipamento i [kW]
P nm perda térmica não medida [%]
P r perda térmica por radiação [%]
P u perda associada à umidade do combustível [%]
q taxa real de transferência de calor [W]
Q energia total consumida na central térmica [kWh/dia]
Q i energia requerida para aquecimento da água no equipamento i [kWh/dia]
Q cc
! taxa de transferência de calor liberada durante a combustão [kW]
q max taxa máxima possível de transferência de calor [W]
Q r energia consumida no restaurante [kWh/dia]
Q real energia real liberada pelo gás natural [kWh/dia]
*
Q energia real liberada pelo gás natural corrigida [kWh/dia]
real
Q rec
! taxa de transferência de calor liberada pelos gases de exaustão do
equipamento [kW]
Q th
! energia térmica [kW]
Q útil
! taxa de transferência de calor transmitida à água [kW]
Q v energia consumida no vestiário [kWh/dia]
r perda por radiação [%]
xi

t taxa de juros de operação financeira [%]
T teste de viabilidade térmica [adimensional]
T amb temperatura ambiente [ºC]
T ar temperatura do ar [ºC]
T b temperatura da água do banho [ºC]
T ef temperatura de entrada do fluido frio [ºC]
T eq temperatura de entrada do fluido quente [ºC]
T gs temperatura do gás seco [ºC]
TIR taxa interna de retorno [%]
T r temperatura da água quente no restaurante [ºC]
T rede temperatura da rede [ºC]
T s temperatura de saída dos gases de exaustão [ºC]
T sf temperatura de saída do fluido frio [K e ºC]
T sq temperatura de saída do fluido quente [K e ºC]
u umidade do combustível [% volumétrica]
V ch consumo de água quente medido no vestiário [litros/dia]
V i
volume de água quente consumido no equipamento i [litros/dia]
VPL valor presente líquido [R$]
V RT volume do reservatório térmico [litros]
vv ch vazão volumétrica do chuveiro [litros/s]
vv i consumo de água quente diário por equipamento em operação [litros/dia]
W comp
! potência consumida pelo compressor [kW]
W e
! potência mecânica [kW]
W Liq
! potência líquida gerada [kW]
W tg
! potência total gerada pela turbina a gás [kW]
x perda não medida [%]
xii

Letras Gregas
∆ T diferença de temperatura [K e ºC]
θ tempo médio de duração do banho [s]
η eficiência térmica [%]
η DIR eficiência térmica da caldeira pelo método direto [%]
η e eficiência térmica do equipamento [%]
η ex eficiência térmica da exaustão [%]
η hrsg eficiência térmica da caldeira recuperativa [%]
η INDIR eficiência térmica da caldeira pelo método indireto [%]
η tc efetividade do trocador de calor [adimensional]
η tg eficiência térmica da turbina a gás [%]
η eficiência global do ciclo de cogeração [%]
tg
COG
ρ densidade da água [kg/m 3 ]
Abreviaturas
CDT controlador diferencial de temperatura
DNMET Departamento Nacional de Metereologia – Normas Climatológicas
GN gás natural
O & M operação e manutenção
HPR relação calor/potência
hrsg caldeira de recuperação
LGN líquidos de gás natural
PCI poder calorífico inferior
PHR relação potência/calor
TG turbina a gás
MG motor de combustão interna a gás
UPGN unidade de processamento de gás natural
xiii

Siglas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP Agência Nacional do Petróleo
ASME American Society of Mechanical Engineers
CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais
CONPET Programa nacional da racionalização do uso dos derivados do petróleo e do
gás natural
ESCO Energy Saving Company
GASMIG Companhia de Gás de Minas Gerais
GREEN Grupo de Estudos em Energia
ISO International Standards Organization
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial
xiv

1.1 Motivação
Capítulo 1
INTRODUÇÃO
Os grandes consumidores de energia são os setores industriais e comerciais, supridos
principalmente por usinas hidrelétricas e plantas de potência térmica, em níveis nacional
e internacional, respectivamente. No caso brasileiro, a matriz energética, com base
predominantemente hidráulica, vinha sendo reavaliada frente ao esgotamento dos
grandes potenciais economicamente aproveitáveis, elevados custos e longos períodos de
tempo para sua efetiva implantação. O aumento na oferta de gás natural, ancorado no
Programa Prioritário de Termelétricas, apontava para uma significativa alteração de
nossa matriz energética nos próximos anos.
A necessidade dessa reavaliação estratégica tornou-se mais evidente com a atual crise
de energia. Devido à escassez de energia elétrica, o Governo Federal decidiu pelo
racionamento de energia de forma indiscriminada, atingindo os setores residencial,
comercial e industrial que passaram a ter cotas lineares de redução no consumo mensal
de energia elétrica, denominadas metas de consumo. Caso essas metas, estabelecidas
com base no consumo médio de energia praticado nos meses de maio, junho e julho de
2000, não sejam cumpridas, estão previstos pagamento de multas e cortes no
fornecimento.
Assim, para garantia de crescimento ou manutenção da atividade econômica em
ambiente de elevada competitividade industrial e mercadológica, torna-se
imprescindível a maior eficiência energética de processos e plantas industriais, redução
de impactos ambientais e garantia de fornecimento de insumos energéticos. Neste
cenário, a cogeração torna-se significativamente atrativa.
O conceito de cogeração surgiu há mais de um século e consiste, basicamente, na
geração simultânea de dois insumos energéticos mais utilizados nas indústrias,
eletricidade e vapor, a partir de apenas uma fonte primária de combustível. Sua
utilização no Brasil é ainda discreta, estando altamente concentrada em alguns setores
industriais como sucroalcooleiro, siderurgia, papel e celulose.
1

Capítulo 1 – Introdução
1.2 Revisão Bibliográfica
O crescimento da demanda energética, o grande potencial para a cogeração no país,
além, dos impactos positivos de sua inserção na matriz energética brasileira vêm sendo
exaustivamente avaliados por Janson et alli (1997), Nascimento et alli (1997), Coelho et
alli (1995), dentre outros.
Hilbert et alli (1995) estudaram o ciclo combinado, seus combustíveis típicos, custos e
viabilidade econômica, concluindo que, independentemente do combustível utilizado,
essa alternativa é viável para geração térmica no Brasil. Barreto et alli (1999)
propuseram um roteiro mínimo para avaliação crítica de estudos de viabilidade em
termelétricas em ciclo combinado.
Vários autores, como El-Masri (1987), Torres e Gallo (1998), Tuma et alli (1998),
avaliaram o ciclo combinado com base na Primeira e Segunda Leis da Termodinâmica
para determinação de sua eficiência energética e exergética global. Dessa forma, foram
identificadas as perdas do sistema e irreversibilidades internas, incluindo-se a redução
da potência líquida gerada devido ao aproveitamento da energia térmica, inerente ao
processo de cogeração. Feng et alli (1997) incluíram uma metodologia bastante simples
que permite avaliar o custo de alocação dos sistemas de cogeração.
Bicalho (2001) desenvolveu um estudo sobre as oportunidades e uso da turbina a gás
para o sistema elétrico brasileiro, ressaltando a nova função do gás natural na geração
de eletricidade, assim como os desafios tecnológicos da flexibilidade de insumos
energéticos, aumento da eficiência, redução das emissões de gases poluentes e
manutenção da confiabilidade e disponibilidade das instalações. A análise apresentada,
com base no cenário mundial, discute o estágio atual da tecnologia e faz projeções sobre
avanços tecnológicos.
Estão disponíveis na literatura nacional e internacional inúmeros estudos setoriais sobre
a viabilidade técnica e econômica da cogeração. A título de exemplo, podemos citar:
Céspedes e Júnior (1995) realizaram uma análise exergética e termoeconômica da
cogeração no setor terciário e concluíram sobre as possibilidades reais e sua utilização.
Ressaltaram, ainda, a utilização do gás natural nos processos de cogeração,
particularmente o emprego de turbinas a gás ou motores de combustão interna, como
saída para o atendimento da demanda crescente de energia elétrica de setores em
expansão.
2

Capítulo 1 – Introdução
Ramalho (1999) avaliou a remuneração de excedentes de auto produção do setor
sucroalcooleiro, discutindo modificações ocorridas no setor elétrico.
Fernandes (1998) avaliou a cogeração no setor siderúrgico, utilizando gases de alto
forno e sistemas de integração com o soprador de ar de enriquecimento ou com o
sistema de geração de vapor. Dentre as vantagens apontadas, estão a obtenção de maior
competitividade e redução de custos da ordem de 15 a 25%.
Muniz e Andrade (2000) avaliaram o potencial presente e futuro da cogeração no setor
de papel e celulose, com base na tecnologia atual. O estudo discute a implantação de
turbina a gás e caldeira de recuperação de calor dos gases de combustão, projetando o
potencial futuro da cogeração em caso de substituição das caldeiras convencionais e de
queima do licor negro.
López et alli (2000) apontaram aplicações de cogeração no setor de papel e celulose,
ressaltando os elevados rendimentos das instalações, economias nos custos e segurança
no fornecimento de energia elétrica diante de seu expressivo potencial para cogeração .
Metodologias termoeconômicas aplicadas a sistemas de cogeração, segundo estudos
apresentados por Cerqueira e Nebra (1999) e Monteiro (2001), evidenciaram a
viabilidade econômica da geração própria e cogeração para várias configurações e
diferentes relações de produção de calor e energia elétrica. Como a cogeração
representa uma solução de maior eficiência e, conseqüentemente, de menores perdas
para o meio ambiente, espera-se acesso mais fácil a créditos internacionais, benefícios
tributário, além de caracterizar ações de responsabilidade social.
Destacam-se, no Brasil, os estudos de Balestieri (1994) e Nogueira (1996) sobre
cogeração, base de conhecimento para engenheiros, pesquisadores, cientistas e
estudantes, através de uma abordagem concisa que contribui para o crescimento de
novas questões, colaborando de forma inestimável para a renovação e recriação do setor
energético brasileiro.
Energia Solar
O uso da energia solar para aquecimento de água terá como base os estudos
desenvolvidos no Grupo de Estudos em Energia da PUC Minas e os resultados já
obtidos no Programa Brasileiro de Etiquetagem, coordenado pelo INMETRO, (Pereira
et alli, 1997, 1998, 2001).
3

Capítulo 1 – Introdução
1.3 Escopo do Trabalho
O presente trabalho propõe o desenvolvimento de uma metodologia de análise e gestão
energética aplicada à indústria automotiva, enfatizando o consumo energético do
processo de geração de água quente. As alternativas energéticas a serem avaliadas são:
turbina e motor a gás e o aquecimento solar central. Deve-se ressaltar que não se
constatou na literatura nacional e internacional estudada avaliações comparativas que
incluíssem o uso da energia solar.
O estudo de casos desenvolvido foi aplicado a uma indústria automotiva instalada em
Minas Gerais devido a fatores que antecedem o atual programa de racionamento de
energia do Governo Federal:
elevada demanda diária de água quente, da ordem de 250.000 litros, para
atendimento de vestiários e refeitórios;
exigência de redução de 10% do consumo específico de energia na indústria
mineira, definido pela matriz internacional, e expresso em toneladas
equivalentes de petróleo por tonelada de produto processado,
controle ambiental rígido para manutenção da certificação ISO 14000.
No Capítulo 2, apresenta-se a fundamentação teórica sobre cogeração com turbina e
motores a gás, eficiência térmica com base na Primeira Lei da Termodinâmica,
aquecimento solar central de água e conceitos básicos da análise econômica.
No Capítulo 3, é desenvolvida a metodologia para seleção das alternativas proposta para
uma central de aquecimento de água no setor industrial, incluindo-se os levantamentos
de demanda de água quente, consumo de energia, eficiências e rendimentos típicos.
No Capítulo 4, apresenta-se o programa desenvolvido, em linguagem C, para
automatização da metodologia apresentada no capítulo anterior.
No Capítulo 5 é realizado um estudo de caso para validação da metodologia
desenvolvida e identificação dos fatores significativos nos resultados finais.
As conclusões finais do trabalho constam do Capítulo 6.
4

Capítulo 1 – Introdução
1.4 Relevância do Tema
O momento atual vivido pela sociedade brasileira traz a dicotomia das grandes crises:
garantir o crescimento econômico com competitividade e níveis de emprego em um
cenário bastante pessimista de escassez e falha no fornecimento de energia elétrica.
Nesse quadro, acredita-se que o presente estudo possa ser uma contribuição para a
análise e gestão energéticas em setores industriais e de serviços.
O estudo sobre a viabilidade de implantação de sistemas de cogeração com gás natural
permitirá à indústria avaliar as vantagens de se obter energia elétrica e térmica a partir
do mesmo insumo energético, hoje utilizado apenas para gerar vapor.
A inclusão do estudo sobre a utilização de aquecimento solar central, além de todos os
conhecidos benefícios sociais e ambientais, pode representar uma mudança de
paradigma para a indústria brasileira, ainda reticente ao seu uso em grande escala no
setor produtivo.
1.5 Objetivos Gerais e Específicos
A contribuição mais significativa desse trabalho é a sistematização de procedimentos e
tratamento das informações disponíveis sobre demanda de água quente no setor
industrial, visando a criação de programas de eficiência energética, com ênfase à
indústria automotiva.
A substituição de combustíveis e processos atuais terá como base as análises energética
e econômica, sem comprometimento da política ambiental da indústria. Propõe-se,
ainda, a disponibilização de ferramentas que permitam à empresa adequar
procedimentos e avaliar, de forma rápida e segura, os impactos da substituição proposta.
Os objetivos específicos desse estudo são:
Elaborar procedimentos para levantamento da demanda diária de água
quente no setor a ser avaliado, com base em normas nacionais e/ou
medidas em campo;
Elaborar a rotina de cálculo de demanda energética e eficiência dos
processos envolvidos na geração de água quente, com base nos métodos
direto e indireto, definidos pela Norma ASME PTC – 4.1 (1964).
Criar uma visão preliminar da base de dados para aquecedores solares,
turbinas e motores a gás.
5

Capítulo 1 – Introdução
Desenvolver o algoritmo de seleção de alternativas e análise econômica
para a substituição de sistemas convencionais para aquecimento de água
no setor industrial;
Implementar o programa computacional em Linguagem C para
automatização do procedimento elaborado.
Avaliar a metodologia proposta para o caso da indústria automotiva
selecionada.
6

Capítulo 2
FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Neste capítulo, apresentam-se os conceitos básicos de cogeração, energia solar, e da
análise econômica a ser adotada. Muitas deduções são clássicas e foram incluídas para
introdução da nomenclatura a ser adotada.
2.1 Cogeração
A cogeração é definida como a geração simultânea de duas diferentes formas de
energia, tipicamente energia térmica e mecânica, a partir de uma única fonte de energia
primária, conforme esquema apresentado na Fig. 2.1.
Combustível
Ar
Planta de
Cogeração
Figura 2.1 – Representação esquemática da cogeração.
A potência mecânica ( e W! ) gerada pode ser usada no acionamento de alternadores para
produzir eletricidade, ou em rotação de equipamentos como motores, compressores,
bombas ou ventiladores. A energia térmica disponível ( th Q! ) pode ser aproveitada em
processos de aquecimento com aplicação direta ou indireta, como produção de vapor,
água quente, ar quente, aquecedor ou em processos de resfriamento.
A relação entre potência elétrica e a taxa de transferência de calor é determinante para a
seleção da planta de cogeração. Segundo estudos apresentados por Balestieri (1994),
com base no catálogo da empresa ABB, essa correlação pode ser sumarizada no gráfico
da Fig. 2.2.
Como o escopo desse trabalho se restringe a garantir a demanda de energia para o
aquecimento de água, sem alteração significativa nos níveis atuais do consumo de gás
natural pela indústria, a revisão bibliográfica trata apenas das tecnologias de turbina e
motores a gás por apresentarem maior viabilidade técnica e econômica na faixa de
operação de interesse.
7
.
.
We
Qth

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 8
Figura 2.2 – Influência da relação potência/calor na seleção da planta de cogeração.
Fonte: ABB, citado por Balestieri (1994).
Os sistemas de cogeração são normalmente classificados de acordo com a seqüência do
uso da energia e com o projeto de operação adotado. Existem duas configurações
básicas de sistemas de cogeração:
Topping Cycle: nesta planta a energia da combustão é utilizada primeiramente para a
geração de eletricidade, sendo a energia térmica um subproduto do ciclo;
Bottoming Cycle: neste ciclo se prioriza a demanda térmica para o processo
industrial que ocorre em níveis elevados de temperatura. Assim, a geração de
potência elétrica é promovida a partir da energia excedente.
Além disso, sistemas de cogeração, podem ser classificados de acordo com o projeto de
operação, cuja seleção é específica para cada situação e depende de vários fatores, a
saber:
Ajuste de carga elétrica base
Nesta configuração, o dimensionamento é feito de forma a atender a demanda elétrica
mínima definida a partir de valores históricos da empresa, sendo a parcela faltante
comprada da concessionária. A energia térmica local é suprida através de sistemas de
cogeração ou caldeiras adicionais. Caso a energia térmica gerada exceda à demanda
atual da planta, pode ser comercializado para consumidores próximos.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 9
Ajuste da carga térmica base
Neste caso, o dimensionamento é orientado para suprir a energia térmica mínima
requerida exigindo a instalação de caldeiras adicionais “em modo de espera” para o
atendimento de picos de demanda.
Ajuste da carga elétrica
Esse ajuste torna a empresa auto-suficiente em eletricidade, exigindo elevado grau de
planejamento. Caso a demanda de energia térmica seja maior do que a gerada pelo
sistema de cogeração, será necessária a instalação de caldeiras auxiliares. No caso de
excedente, essa energia será desperdiçada ou disponibilizada para empresas próximas.
Ajuste da carga térmica
Nesta configuração, o sistema é projetado para atender a energia térmica necessária ao
processo industrial. A diferença entre a energia elétrica gerada e a parcela efetivamente
consumida deverá ser adquirida ou comercializada com a concessionária local.
Neste trabalho, dar-se á ênfase ao ajuste de carga térmica, visto que as alternativas a
serem avaliadas devem fornecer a energia necessária ao aquecimento de água no setor
industrial.
2.2 Turbina a gás
Apresenta-se, a seguir, uma discussão sucinta sobre a análise termodinâmica de ciclos
de cogeração, eficiências térmicas e os tipos de turbinas a gás disponíveis.
2.2.1 Análise Termodinâmica
Sistemas de cogeração de turbina a gás, cujo esquema é mostrado na Fig. 2.3, podem
produzir toda ou parte da energia necessária à indústria. O ar atmosférico tem sua
pressão significativamente elevada no compressor (processo 1-2), dirigindo-se em
seguida à câmara de combustão (processo 2-3). Os produtos da combustão são
expandidos na turbina (processo 3-4), gerando energia elétrica. Parte dessa energia é
utilizada pelo processo de compressão. Assim, a potência líquida gerada ( W Liq
! ) e a
eficiência térmica da turbina a gás ( η tg ) são dadas pelas equações :
W ! = W!
−W!
(2.1)
Liq
tg
comp

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 10
W!
Liq
η tg =
(2.2)
Q!
onde, tg W! é a potência total gerada pela turbina a gás em [kW];
W comp
! é a potência consumida pelo compressor em [kW];
cc
Q cc
! é a taxa de transferência de calor, liberada durante o processo de
combustão[kW].
Huang (1982) apresenta cálculos detalhados sobre a eficiência térmica do ciclo da
turbina a gás, evidenciando sua dependência com as condições de pressão e temperatura
do ar à entrada do compressor e taxa de compressão. Para padronização das
especificações utilizadas pela indústria de turbina a gás, são definidas as condições
padrão ISO, ou seja, temperatura de 15ºC, pressão ambiente de 101,3 kPa e umidade
relativa do ar igual a 60%.
Na cogeração, promove-se a recuperação de parte do calor dos gases de combustão
através do uso de uma caldeira de recuperação, capaz de produzir vapor ou água quente,
conforme Fig. 2.3. Assim, a eficiência térmica global do ciclo de cogeração com turbina
a gás ( η tg )⏐cog pode ser definida na forma:
W!
Liq + Q!
th
η tg =
(2.3)
COG Q!
Figura 2.3 – Diagrama do ciclo de cogeração para turbina a gás.
cc

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 11
Valores típicos para as eficiências calculadas pelas equações 2.2 e 2.3 serão
apresentados mais adiante na Tab. 2.3.
Na Fig. 2.4, apresenta-se um balanço energético típico para um ciclo de cogeração com
turbina a gás. Verifica-se que a eficiência inicial, calculada pela Eq. (2.2), era de 36,5%
atingindo 86% quando se inclui a energia térmica útil, recuperada dos gases de exaustão
de acordo com a Eq. (2.3).
Figura 2.4 – Diagrama Sankey para uma planta típica de cogeração com turbina a gás.
Temperaturas usuais de exaustão da turbina estão na faixa entre 500-550ºC. Após o
resfriamento na caldeira de recuperação, estes valores não devem ser inferiores a 150ºC.
Caso contrário, os compostos como SOx e NOx, presentes na exaustão podem formar
ácidos através de sua condensação, comprometendo a durabilidade dos materiais e
equipamentos, (United Nations 2000).
2.2.2 Tipos de Turbinas a gás
Para atendimento às especificidades dos projetos, foram desenvolvidos dois tipos de
turbinas a gás: aeroderivativas e industriais.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 12
As características principais das turbinas aeroderivativas, mostradas nas Figs. 2.5 e 2.6,
são: baixo peso específico, reduzido consumo de combustível e alta confiabilidade.
Figura 2.5 – Corte interno de uma turbina aeroderivativa.
Fonte : Allison 501-K Aeroderivativa (Origem T56/501).
Figura 2.6 – Vista explodida de uma turbina aeroderivativa .
Fonte : Allison 501-K Aeroderivativa (Origem T56/501).
Apresentam, ainda, altos níveis de eficiência e compactação crescente, facilitando as
operações de manutenção. Em contrapartida, essas turbinas possuem um custo de
investimento específico relativamente alto definido pela relação entre custo de
investimento e potência elétrica gerada.
Turbinas a gás industriais, cujo esquema é apresentado na Fig. 2.7, são unidades de
maior robustez, projetadas para regime estacionário em operação contínua. Apresentam

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 13
menores níveis de eficiência comparada às turbinas aeroderivativas, com a vantagem de
manterem praticamente o mesmo nível de desempenho por um longo período de
operação. Esta configuração possui um menor custo de investimento específico.
Figura 2.7 – Turbina a gás industrial.
Fonte: GE steam cooled Frame 9H gas turbine.
Essas turbinas podem operar com vários combustíveis como óleos leves e gás natural, o
mais utilizado atualmente. Apresentam ampla faixa de operação, atingindo valores de
até 100MW. Nascimento (2000) propõe a seguinte classificação:
Turbina a gás de pequeno porte: até 1 MW;
Turbina a gás de médio porte: entre 1 MW e 15 MW;
Turbina a gás de grande porte: acima de 15 MW.
2.3 Motores de Combustão Interna
Sistemas de cogeração que utilizam motores de combustão interna, motores Diesel e
Otto, apresentam maiores eficiências quando comparados a outras configurações
United Nations (2000).

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 14
A utilização dos motores a gás, apresentado na Fig. 2.8, é recomendada para unidades
de cogeração de pequeno e médio porte, sendo os limites de operação estabelecidos de
acordo com o combustível utilizado, ver a Tab. 2.1.
Combustível Usado
Figura 2.8 – Motor de Combustão Interna.
Fonte: Waukesha 400 kW – Model L5788GU.
Tabela 2.1 – Limites de operação dos motores.
Limite Inferior de
Operação
Limite Superior de
Operação
Gás Natural 50 kW 10 MW
Diesel 50 kW 50 MW
Óleo combustível Pesado 2,5 MW 50 MW
Fonte: United Nations (2000)
Os motores atuais operam com óleo combustível pesado ou gás natural. Esse último
possui grande penetração nas áreas urbanas, motivado pelo aumento e melhoria da
distribuição do gás no país, menor custo de manutenção e níveis de emissões inferiores
na exaustão.
Esses motores são ideais para operação intermitente, além de serem menos sensíveis às
condições climatológicas do que as turbinas a gás. O investimento inicial dessas
máquinas é também comparativamente inferior, embora, seus custos de manutenção
sejam normalmente mais elevados.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 15
Para aplicações de geração elétrica, o motor Otto utiliza diferentes combustíveis, tais
com gasolina, gás natural e gás de biodigestor, com eficiência térmica de 25 a 35%.
2.4 Considerações gerais para seleção do ciclo
Definidas as características da planta, do processo e da unidade de geração, é necessário
estabelecer a conexão entre o sistema de cogeração e o respectivo centro de consumo. O
ajuste dos níveis de atendimento é realizado com base em:
Estimativa da energia gerada, consumida e, eventualmente, comercializada;
Periodicidade, associada ao fator de serviço da planta, disponível na Tab. 2.2;
Condições atuais e cenários futuros de disponibilidade de recursos energéticos e
custos.
Tabela 2.2 – Características de centrais para geração elétrica.
Operação Fator de serviço Configuração
Contínua Acima de 90% Cogeração
Base Acima de 50% Ciclo combinado
Cíclica Entre 10 e 50% Ciclo combinado
Picos diários / sazonais Entre 1 e 10% Turbina a gás
Stand-by Abaixo de 1% Turbina a gás
Fonte: Stambler, citado por Balestieri (1994).
2.4.1 Parâmetros técnicos importantes para seleção do ciclo
Para a correta escolha do ciclo, pode-se considerar os parâmetros que auxiliam na
definição do tipo e operação das diferentes alternativas existentes. Gurney et alli (1998)
citado por Balestieri (1994), propuseram um elenco de variáveis para a seleção
adequada do ciclo, a saber:
razão (potência/calor) do equipamento;
consumo específico de vapor [kgvapor/kWh];
consumo específico de combustível [kgcomb/kWh];
consumo específico de energia [kJ/kWh];

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 16
eficiência térmica global do equipamento, fornecida pela Eq. (2.3);
variações da eficiência sob cargas parciais;
propriedades termodinâmicas do fluido térmico à saída do equipamento que
estarão associadas à demanda de energia térmica no processo industrial;
limite de rejeição do equipamento;
disponibilidade e confiabilidade do sistema: os consumidores industriais de
energia necessitam ter garantia na geração térmica e elétrica. Caso contrário,
pode ocorrer comprometimento da qualidade e custos dos produtos finais.
Assim, recomenda-se a implantação de sistemas de cogeração modulares, ou
seja, constituídos de mais de uma unidade, United Nations (2000).
Razão calor/potência
Conforme visto anteriormente, a razão calor/potência é um dos parâmetros mais
importantes na seleção do ciclo de cogeração, podendo ser ajustada às características do
sistema a ser instalado. Na Tab. 2.3, são fornecidos dados típicos para as diferentes
configurações de cogeração.
Tabela 2.3 – Dados típicos para as diferentes configurações de cogeração.
Ciclo Razão calor/potência Eficiência do Ciclo Eficiência do Ciclo
(kWth/kWe) sem cogeração (%) com cogeração (%)
Turbina a vapor de
contrapressão
Turbina a vapor de
condensação
4,0 – 14,3 14 - 28 84 – 92
2,0 – 10,0 22 – 40 60 – 80
Turbina a gás 1,3 – 2,0 24 – 35 70 – 85
Ciclo combinado 1,0 – 1,7 34 – 40 69 – 83
Motor de combustão
interna
Fonte: – United Nations (2000).
1,1 – 2,5 33 – 53 75 – 85

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 17
2.4.2 Outros fatores importantes a serem considerados, United Nations (2000)
Modulação da relação calor/potência
A demanda térmica e energética do usuário afeta a seleção (tipo e tamanho do sistema,
perdas, rejeitos). Na Fig. 2.9, são mostradas duas possibilidades de modulação da
relação calor/potência em empresas consumidoras de energia, conduzindo a diferentes
dimensionamentos ou mesmo configurações de cogeração.
Figura 2.9 – Influência da modulação da relação calor/potência na seleção do ciclo
Fonte: United Nations (2000).
A Fig. 2.9 acima mostra que para a situação (i) o consumo de energia térmica não
possui a mesma demanda horária que a energia elétrica, enquanto na situação (ii) as
demandas térmicas e elétricas são simultâneas. Desta forma o projeto a ser conduzido
para cada uma destas situações é distinto.
Disponibilidade do combustível
A disponibilidade ou sazonalidade no fornecimento dos combustíveis, pode
comprometer a utilização de alguns sistemas potencialmente viáveis. O uso de
combustíveis de baixo custo ou rejeitos industriais como combustível é um dos
principais fatores a serem considerados, pois, determina em muitos casos, a
competitividade econômica do sistema.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 18
Sistemas Isolados ou Interligados à rede
Um sistema de malha interligado à rede possui acesso à concessionária, permitindo a
comercialização de excedentes, enquanto o sistema isolado responde por toda demanda
local de energia. A configuração técnica desses sistemas será diferente para cada caso.
Excedente de eletricidade
A decisão pela comercialização de excedentes energéticos produzidos e sua
periodicidade deve considerar diferentes cenários econômicos nacionais e
internacionais, assim como planos de expansão da própria indústria. Tal decisão afetará
sobremaneira o porte da planta de cogeração a ser instalada, com impacto sobre o custo
de investimento específico e seu respectivo tempo de retorno.
“Retrofit” versus Nova instalação
Os custos de implantação de sistemas de cogeração podem ser significativamente
reduzidos, com a possibilidade de reaproveitamento ou “retrofit” dos equipamentos
térmicos já existentes, tais como caldeiras ou trocadores de calor.
Regulamentação ambiental local
A legislação ambiental pode limitar a escolha dos combustíveis a serem usados. Caso as
regulamentações sejam severas, alguns combustíveis não poderão ser considerados
devido ao alto custo dos equipamentos de tratamento dos gases poluentes da exaustão e,
até mesmo, do próprio combustível.
2.5 Gás Natural
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves que à temperatura ambiente e
pressão atmosférica permanece no estado gasoso. Devido ao seu estado gasoso e suas
características físico-químicas naturais, qualquer processamento desta substância
(compressão, expansão, evaporação, variação de temperatura, liquefação ou transporte)
exigirá um tratamento termodinâmico como qualquer outro gás.
Vantagens do Gás Natural
Macroeconômica
Diversificação da matriz energética;
Disponibilidade ampla, crescente e dispersa;

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 19
Redução do uso do transporte rodo-ferroviário;
Atração de capitais de riscos externos;
Maior competitividade das indústrias.
Ambientais e de segurança
Baixíssima presença de contaminantes;
Não emissão de particulados;
Combustão mais limpa;
Rápida dispersão de vazamentos;
Emprego em veículos automotivos.
Para o usuário
Fácil adaptação das instalações existentes;
Menor investimento em armazenamento e custo de manuseio;
Combustão facilmente regulável;
Pagamento após o consumo;
Elevado rendimento energético;
Custo competitivo com outras alternativas.
2.5.1 Gás Natural Bruto
Os processos naturais de formação do gás natural são: a degradação da matéria orgânica
por bactérias anaeróbias, a degradação da matéria orgânica e do carvão por temperatura
e pressão elevadas, ou a alteração térmica dos hidrocarbonetos líquidos.
A matéria orgânica fóssil é também denominada de querogêneo e pode ser encontrada
sob as seguintes forma: querogêneo seco, quando proveniente de matéria vegetal e
querogêneo gorduroso, quando oriundo de algas e matéria animal.
No processo natural de formação do planeta ao longo dos milhões de anos a
transformação da matéria orgânica vegetal, celulose e lignina, produziu o querogêneo
seco que, ao alcançar maiores profundidades na crosta terrestre, sofreu um processo

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 20
gradual de cozimento, transformando-se em linhito, carvão negro, antracito, xisto
carbonífero e metano, dando origem às gigantescas reservas de carvão do planeta.
A transformação da matéria orgânica animal ou querogêneo gordurosos não sofreu o
processo de cozimento e deu origem ao petróleo. Nos últimos estágios de degradação do
querogêneo gorduroso, o petróleo apresenta-se como condensado volátil associado e
hidrocarbonetos gasosos, com predominância do metano. Por essa razão, é muito
comum encontrarem-se reservas de petróleo e gás natural associados.
Na natureza, ele é encontrado em rochas porosas no subsolo, freqüentemente
acompanhado por petróleo, constituindo um reservatório.
Todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso
nas condições atmosféricas normais é extraído diretamente a partir de reservatórios
petrolíferos ou gasíferos, incluindo gases úmidos, secos residuais e gases raros.
2.5.2 Gás Natural Associado e Não Associado
O gás natural pode ser associado ou não-associado. O gás associado no reservatório está
dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás. Assim, a produção de gás é
determinada basicamente pela produção de óleo. Já o gás não-associado está livre no
reservatório ou em presença de pequenas quantidades de óleo.
Figura 2.10 – Esquema de gás associado e gás não associado. Fonte: EFEI (2000).

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 21
De campo para campo, a composição do gás natural pode variar bastante, dependo de
estar associado ou não ao óleo e, também, de ter sido ou não processado em unidades
industriais. O gás natural não-associado extraído e associado recuperado denomina-se
gás natural úmido, pois contém em suspensão pequenas quantidades de hidrocarbonetos
líquidos nas condições atmosféricas.
2.5.3 Composição do gás natural comercial
A composição do gás natural é variada e depende da composição do gás natural bruto,
do mercado atendido e do uso final.
Tabela 2.4 – Elementos constituintes médios do gás natural brasileiro.
Elementos
Fração molar média (%)
Associado Não Associado Processado
Metano 68,07 91,98 87,59
Etano 16,29 3,24 9,13
Propano 9,36 1,15 0,36
Isso-butano 1,57 0,25 -
N-Butano 2,11 0,29 -
Iso-Pentano 0,49 0,11 -
N-Pentano 0,40 0,07 -
Hexano 0,22 0,06 -
Heptano e Superiores 0,08 0,04 -
Nitrogênio 0,69 1,34 1,18
Dióxido de Carbono 0,72 1,47 1,74
Densidade Relativa 0,8127 0,6152 0,6242
PCI (MJ/Nm 3 ) 46,73 35,06 35,53
Fonte: EFEI (2000)

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 22
As especificações do gás para consumo são regulamentadas pela Portaria n o 41/1998,
emitida pela Agência Nacional do Petróleo, a qual agrupou o gás natural em 3 famílias,
segundo a faixa de poder calorífico. O gás comercializado no Brasil enquadra-se
predominantemente no grupo M (médio), cujas especificações são:
Poder Calorífico Superior (PCS) a 20 [ o C] e 1 [atm].: 36,843 a 42,705 [MJ/m 3 ];
Densidade relativa ao ar a 20 [ o C]: 0,55 a 0,69;
Enxofre total: 80 [mg/m 3 ] máximo;
H2S: 20 [mg/m 3 ] máximo;
CO2: 2% em volume máximo;
Inertes: 4% em volume máximo;
O2: 0,5% em volume máximo;
Ponto de orvalho da água a 1 atm.: - 45 [ o C] (máximo).
Atualmente, o gás natural consumido no país provém de jazidas nacionais e de
importação da Bolívia, estando em estudo a importação de gás da Argentina e da África.
Para que o gás natural alcance os consumidores finais, ele deve passar por pelo menos 5
atividades interligadas:
Exploração;
Produção;
Processamento;
Transporte;
Distribuição.
Exploração
A exploração é a etapa inicial do processo e consiste de duas fases: a pesquisa, para
reconhecimento e estudo das estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e/ou gás
natural e, posteriormente, a perfuração do poço, para comprovar a existência desses
produtos a nível comercial.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 23
Produção
Inicia-se com a passagem do gás por vasos separadores para a retirada de água,
hidrocarbonetos em estado líquido e partículas sólidas. Caso o gás esteja contaminado
por compostos de enxofre, este será encaminhado para Unidades de Dessulfurização,
para retirada dos contaminantes presentes.
Uma parte do gás é utilizada no próprio sistema de produção como reinjeção e gás lift,
com a finalidade de aumentar a recuperação de petróleo do reservatório. O restante do
gás é enviado para processamento, que consiste na separação de seus componentes em
produtos especificados e prontos para utilização.
A produção do gás natural pode ocorrer em regiões distantes dos centros de consumo e,
muitas vezes, de difícil acesso. Por esse motivo, tanto a produção como o transporte são
atividades críticas do sistema. Assim, em plataformas marítimas, o gás deve ser
desidratado antes de ser enviado para terra, para evitar a formação de hidratos, os quais
são compostos sólidos que podem obstruir os gasodutos. Pode também ocorrer a
reinjeção do gás para armazenamento no reservatório, se não houver consumo para o
mesmo, como na Amazônia.
Atualmente dez estados da Federação possuem sistemas de produção de gás natural,
sendo o Rio de Janeiro o maior produtor deles, conforme apresentado no gráfico da Fig.
2.11.
RN
9%
SE
7%
RJ
46%
SP
5%
AL
6%
Figura 2.11 - Produção de gás natural no Brasil, por estado, em 1999 (mil m 3 /dia).
Fonte: CONPET (2000).
AM
6%
BA
16%
CE
1%
PR
1%
ES
3%

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 24
Processamento
Nesta etapa, o gás segue para unidades de processamento de gás natural (UPGN),
conforme mostrado na Fig. 2.12 abaixo, resultando de um lado gás natural seco e, de
outro, líquidos de gás natural (LGN). Durante o processo de secagem do gás natural nas
UPGN, são também removidos contaminantes ou reduzidos seus teores, para atender às
especificações de mercado.
Transporte
Figura 2.12 – Unidade de processamento de gás natural.
Fonte: EFEI (2000).
No estado gasoso, o transporte do gás natural é realizado por meio de dutos ou, em
casos muito específicos, em cilindros de alta pressão.
No estado líquido, o gás pode ser transportado por meio de navios, barcaças e
caminhões criogênicos, a – 160 [ o C], e seu volume é reduzido cerca de 600 vezes,
facilitando o armazenamento. Neste caso, para ser utilizado, o gás deve ser revaporizado
em equipamentos apropriados.
A Fig. 2.13 abaixo apresenta os principais gasodutos por Estados do Brasil, segundo
informações da Petrobrás.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 25
Distribuição
Figura 2.13 – Principais gasodutos do Brasil.
Fonte: Petrobrás citado por CONPET (2000).
A distribuição é a etapa final do sistema, quando o gás chega ao consumidor. Nesta fase,
o gás já deve estar atendendo a padrões rígidos de especificação e praticamente isento
de contaminantes, para não causar problemas aos equipamentos, onde será utilizado
como combustível ou matéria-prima.
Reservas
Na Tab. 2.5 abaixo se apresentam as reservas de gás natural no Brasil, em terra e mar.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 26
Terra
Mar
Tabela 2.5– Reservas de gás natural no Brasil.
Unidade da Federação
Gás Natural
Reserva Provada Reserva Total
(milhões de m 3 ) (milhões de m 3 )
Amazonas 44.897 91.013
Ceará 1 1
R. G. Norte 6.171 6.675
Alagoas 7.268 10.163
Sergipe 925 1.026
Bahia 23.705 38.108
Espírito santo 2.510 3.378
Paraná 0 800
Sub-total: Terra 85.477 151.164
Ceará 1.808 2.520
R. G. Norte 17.520 19.442
Alagoas 1.563 1.569
Sergipe 5.385 7.368
Bahia 4.183 8.768
Espírito Santo 5.453 8.316
Rio de Janeiro 104.904 198.221
São Paulo 4.940 4.940
Paraná 0 1.562
Sub-Total mar 145.756 252.706
Total Nacional 231.233 403.870
Fonte: ANP – Agência Nacional do Petróleo, citado por EFEI (2000).
2.5.4 Características do Gás Natural
O gás natural comercializável é composto em maior quantidade de metano e, por isso
todas as análises físicas e termodinâmicas podem ser realizadas como se este fosse o
único gás presente na mistura, sem comprometimento dos resultados.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 27
A Tab. 2.6 a seguir apresenta as constantes físicas dos hidrocarbonetos, para facilitar a
identificação das características do gás natural.
Composto
Ponto de Vaporização ( o C) a 1 atm
Tabela 2.6 Constantes físicas dos hidrocarbonetos.
Ponto de solidificação ( o C) a 1 atm
Temperatura Crítica ( o C)
Densidade do gás à
16 o C e 1atm
Densid.
Relativa
(Ar=1)
[kg/m 3 ]
Calor específico à
16 o c e 1 atm
[KJ/kg/ o C]
Cp
Cv
Poder
calorífico
[MJ/Nm 3 ]
Superior
Inferior
Ar requerido para combustão
[m 3 ar/m 3 combustível]
Limites de
Inflamabililid.
em mistura
com o ar [%
Vol.]
Metano -162 -183 -82,2 0,555* 0,679 2,20 1,67 40 36 9,53 5,00 15,00
Etano -89 -184 32,3 1,046* 1,286 1,71 1,45 71 64 16,7 3,22 12,45
Propano -43 -188 96,8 1,547* 1,916 1,62 1,44 102 93 23,8 2,37 9,50
n-Butano -11 -139 152,2 2,071* 2,534 1,66 1,51 135 124 31 1,86 8,41
Isobutano -12 -160 135,0 2,067* 2,534 (1,62) 1,46 134 123 31 1,86 8,44
n-Pentano 35 -130 196,9 2,491 3,050 1,66 1,55 170 157 38,1 1,80 7,80
n-Hexano 68 -96 235,0 2,975 3,643 1,67 1,57 211 195 45,3 1,25 6,90
n-Octano 125 -57 296,1 3,943 - 1,67 1,60 233 216 59,6 0,84 3,20
n-Decano 173 -30 - 4,912 - - (1,62) 289 268 73,9 0,67 2,60
Fonte: Segeler (1978).
Obs.: os números em parênteses são estimados e os volumes reais de gás foram
corrigidos para desvio.
Deve-se destacar como características do gás natural sua densidade inferior à do ar,
baixo ponto de vaporização e limite de inflamabilidade em mistura com o ar superior a
de outros gases combustíveis.
Densidade – o gás natural é o único gás cuja densidade relativa é inferior à do ar, este
fato têm relevância decisiva para a segurança.
Ponto de vaporização – é o ponto em que ocorre a mudança de fase do estado líquido
para o gasoso em determinada condição de temperatura e pressão. Sob pressão
atmosférica, a vaporização do gás natural ocorre à temperatura de –162 [ o C].
Limites de inflamabilidade – os limites de inflamabilidade podem ser definidos como as
percentagens mínima e máxima de gás combustível em composição com o ar, a partir
das quais a mistura não inflamará, permanecendo em combustão. O limite inferior
representa a menor proporção de gás em mistura com o ar que irá queimar sem a
aplicação continua de calor de uma fonte externa. Em proporções menores ao limite
inferior, a combustão cessa quando interrompida a aplicação de calor. O limite superior
Inferior
Superior

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 28
é a proporção de gás na mistura a qual o gás age como diluente e a combustão não se
autopropaga. Para o gás natural, os limites de inflamabilidade inferior e superior são,
respectivamente, 5% e 15% do volume.
2.6 Energia solar
Aquecimento Solar Central
Os componentes básicos de uma instalação de aquecimento solar central de grande porte
são mostrados, esquematicamente, na Fig. 2.14. Neste caso, o fluxo de água entre
coletores e reservatório térmico é promovido por bombas, acionadas automaticamente
por um controlador diferencial de temperatura – CDT. Seus sensores devem ser
estrategicamente instalados de forma a permitir o acionamento das bombas apenas
quando a radiação solar incidente for superior a um valor crítico, garantindo um valor
positivo para a eficiência da instalação solar, Duffie e Beckmann (1991).
Figura 2.14 – Esquema de uma instalação solar de grande porte.
Fonte: CEMIG (1993).

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 29
Para pré-dimensionamento e avaliação de uma instalação termossolar de grande porte
foram utilizados:
programa computacional SISCOS, desenvolvido por professores e estudantes do
Grupo de Estudos em Energia da PUC Minas, Pereira et alli (1997);
método da Carta F (F-chart) para avaliação do desempenho da instalação solar
em médias mensais e anuais, adaptadas para Belo Horizonte e coletores
certificados pelo Programa Brasileiro de Etiquetagem do INMETRO por Pereira
et alli (1998, 2001) e Torres Pereira (2001).
O resultado de saída do método da Carta F, empregado internacionalmente, é
denominado fração solar, que corresponde à fração da demanda total de energia que
será garantida pelo aquecimento solar. No Brasil, constatações práticas apontam para
valores recomendados para a fração solar, em média anual, da ordem de 70%. Assim,
30% da energia total requerida seria fornecida pelo aquecimento auxiliar, normalmente
gás ou elétrico. Nesse trabalho, será avaliada a influência da fração solar sobre a seleção
das diferentes alternativas propostas.
Para a utilização dos programas e planilhas mencionadas, Pereira et alli (2001)
propuseram um elenco de variáveis e premissas que devem ser definidas a priori,
conforme apresentação a seguir:
Coletores Solares Planos:
bateria de coletores solares em um arranjo série-paralelo, previamente definido
como função da temperatura de operação desejada;
inclinação e orientação otimizadas dependentes da localidade e área livre
disponível para instalação dos coletores solares. Nesse trabalho, adotou-se como
referência à cidade de Belo Horizonte, ângulo de inclinação dos coletores,
medido em relação ao plano horizontal, de 25 o , e orientados para o norte
verdadeiro.
Reservatórios Térmicos:
Volume de água quente requerido definido pelos pontos de consumo, vazões de
equipamentos e tempo de uso efetivo. A metodologia de cálculo é apresentada
no Capítulo 3;

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 30
Número e parâmetros geométricos dos reservatórios térmicos a serem
especificados e tipo de instalação – horizontal. Neste estudo, optou-se por
volumes máximos de 15.000 litros, instalados verticalmente. Tal decisão
justifica-se pela experiência bem sucedida da maior obra particular do Estado de
Minas Gerais (60.000 litros de água quente por dia e 804 [m 2 ] de coletores
solares planos);
Posicionamento da saída de consumo de água quente e de instalação do
termostato, para atendimento aos diferentes níveis de temperatura requeridos;
Definição e seleção do aquecimento auxiliar.
A escolha dos coletores solares deve se restringir aos produtos ensaiados e aprovados
pelo Programa Brasileiro de Etiquetagem do INMETRO (www.inmetro.gov.br), cuja
etiqueta é mostrada na Fig. 2.15. No caso de reservatórios, esse programa está restrito a
tanques de capacidade entre 100 e 1.000 litros. Assim, recomenda-se que sejam
consultadas as empresas fabricantes que possuem etiqueta para a faixa de reservatórios
mencionada e que tenham, também, experiência em obras de grande porte.
Figura 2.15 – Etiqueta do INMETRO
Fonte: Pereira et alli (2001).

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 31
A produção mensal de energia é resultado da extensão dos valores de demanda de água
quente diários para todos os dias do mês, sendo calculada pela Eq. (2.4), considerandose
que a energia produzida pelo coletor solar durante uma hora equivale ao produto de
sua eficiência térmica pela energia incidente no plano do coletor neste período. A
constante 30 converte a energia gerada diária para mensal em cada intervalo de tempo.
sendo: η é a eficiência térmica;
1
( I + I ) ⋅1h
⋅ ⋅ A [kWh/mês]
9
Emes = ext
h=
1
∑ 30 ⋅η
dir dif
(2.4)
1000
Idir e Idif correspondem às componentes direta e difusa da radiação solar em
média horária [Wh/m 2 ];
Aext é a área externa do coletor solar [m 2 ].
Adotou-se como unidade básica o kWh/mês, para permitir uma melhor avaliação, por
parte dos consumidores finais, da economia de energia a ser obtida com a utilização do
aquecimento solar.
No Apêndice 1 apresenta-se a base de dados atual, de 10/1998 a 08/2001, dos coletores
solares ensaiados e etiquetados pelo INMETRO. Os valores disponíveis nas etiquetas
devem ser utilizados apenas como ponto de partida para as simulações a serem
promovidas, conforme discutido nos Capítulos 3 e 5.
2.7 Análise Econômica
A implantação de um sistema de cogeração que economize fontes energéticas não
garante benefícios econômicos.
A viabilidade econômica da planta relaciona-se a questão dos custos de venda da
energia cogerada e aos custos de cogeração.
A melhor maneira de se avaliar a atratividade de um projeto é conduzi-lo a uma análise
financeira detalhada e comparar o retorno a taxas de investimento de mercado em
projetos que apresentem riscos similares.
2.7.1 Considerações gerais para desenvolvimento de projetos de cogeração
Um projeto de cogeração pode ser comparado a qualquer outro projeto que possua
longo período e apresente riscos financeiros. Portanto, os passos a serem seguidos foram
praticamente os mesmos empregados para análise de investimento em qualquer projeto.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 32
A análise econômica e benefícios do projeto, devem ser precedidos pelos parâmetros
técnicos discutidos anteriormente.
Um roteiro típico para o desenvolvimento de um projeto de cogeração, United Nations
(2000):
1. Análise Técnica;
2. Estudo Econômico;
3. Seleção da melhor solução;
4. Planejamento financeiro;
5. Decisão;
6. Resultados técnicos;
7. Ponto de partida;
8. Resultados Técnicos e financeiros.
Conforme discutido anteriormente, o sistema de cogeração deve ser dimensionado de
modo a atender a demanda elétrica ou térmica de uma determinada planta industrial ou
comercial. A possibilidade de comercialização do excedente de energia e o “retrofit” de
instalações existentes podem proporcionar o retorno do investimento atrativo antes
mesmo do redimensionamento da planta. Assim sendo, a inserção de cogeração na
planilha de custos da empresa causará modificações relevantes, à concessionária ou
mercado atacadista de energia, incluindo-se o excedente comercializado. De uma forma
genérica, o excedente energético torna-se um produto comercializado e, como tal,
regido por contrato de fornecimento e comprometimento, função dos investimentos na
planta de cogeração.
Rose e Mc Donald, (1991) citado por United Nations (2000) definiram como
parâmetros de análise na decisão de excedentes energéticos:
Custo do sistema de cogeração para atender às demandas térmicas do processo;
Preço da eletricidade comprada na concessionária;
Retorno monetário pela comercialização da energia elétrica;
Demanda térmica e elétrica da empresa.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 33
2.7.2 Parâmetros relevantes para a análise econômica da cogeração
A cogeração é considerada economicamente viável quando as diferentes formas de
produção de energia térmica e elétrica, possuírem valores mais elevados do que os
custos de investimento e operação decorrentes da cogeração. (United Nations 2000).
A seguir, tem-se, os principais fatores a serem levados em consideração para a avaliação
de um projeto de cogeração,:
Investimento inicial;
Custos de operação e manutenção;
Custo do combustível;
Preço da energia comprada e vendida.
O investimento inicial é a variável mais importante na decisão pela implantação de
sistemas de cogeração, devendo incluir o custo do pré-projeto de engenharia,
consultoria externa, taxas de importação, obras civis, montagem eletro-mecânica e itens
complementares, tais como conexões elétricas, tubulações de vapor, de água, de
condensado, torres de resfriamento, instrumentação e controle.
O custo de operação e manutenção deve incluir os custos diretos e indiretos de operação
da nova instalação, tais como serviços, equipamentos de reserva, armazenamento de
combustíveis, substituição de peças e equipamentos. A tecnologia atual permite a
automação completa de pequenas unidades, reduzindo consideravelmente custos de
operação e manutenção.
Devem ser considerados na análise os custos anuais incorridos, tais como seguro e
imposto de propriedade. Estes custos são, geralmente, calculados como uma
porcentagem fixa do investimento inicial.
Custos decorrentes do consumo de combustível são provavelmente os que representam
o maior componente do consumo de energia. Se a planta de cogeração é adicionada à
planta existente, considera-se apenas o custo da diferença de combustível consumida
para aquecimento e geração, desde que se exija da planta sua operação por um longo
período de tempo. Deve-se intensificar o preço do combustível de maneira realista.
O preço de energia comprada e comercializada é um parâmetro decisivo, que inclui o
valor líquido da energia térmica ou elétrica, o qual é deslocado à medida que excesso de
energia elétrica ou térmica é vendida.

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 34
2.7.3 Fontes de Financiamento de projetos de cogeração
Sistemas de cogeração são projetos intensivos em capital e as fontes de financiamento
de capital podem ser usadas. É importante, portanto, conhecer a taxa de retorno de cada
alternativa. As fontes de financiamento podem ser uma das possibilidades a seguir:
Autofinanciamento: o capital é gerado da própria atividade da cogeração;
Empréstimo: requer seguro próprio e garantia;
Leasing: a propriedade é mantida pela companhia de leasing;
Financiamento da 3 a parte: comprometido pela companhia de serviço energético;
“Facility management”: redução da conta de energia para o usuário, sem capital de
risco.
Financiamento Próprio pode ser realizado de várias formas, como por exemplo, capital
próprio, fundo de depreciação e lucro retido. Capital próprio é fornecido e usado pelo
proprietário na expectativa de se receber um lucro mínimo. No financiamento próprio,
no entanto, o proprietário não possui garantia se realmente haverá lucro ou pelo menos,
o capital próprio investido será recuperado.
Normalmente, uma parte do lucro oriunda do empreendimento é conservada após o
pagamento dos dividendos adequados aos acionistas e, então, este capital é investido
novamente para a promoção no aumento dos lucros.
Na realidade, o empreendedor envolvido pode preferir guardar o capital para
financiamento de sua atividade principal, a qual passa apresentar um risco menor e ser
fonte de rentabilidade de um grande financiamento.
Leasing é apenas uma das várias maneiras de se obter capital de trabalho e esta decisão
pode ser baseada sobre o custo de financiamento de capital por outros métodos.
Uma das modalidades de leasing, que merece atenção é o “lease back” (sale leasing)
pelo qual o proprietário de um bem durável (máquinas ou equipamentos) transfere-o a
uma instituição financeira e o toma em arrendamento. Sua maior finalidade consiste na
obtenção do capital de giro, segundo Pereira (2000).
Alguns custos indiretos – que são difíceis de se determinar em muitos casos – são
associados à posse que pode não se aplicar aos equipamentos arrendados. Em muitos
casos, o leasing possui um custo menor do que o investimento próprio, porém, custos

Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 35
comparativos reais e outros fatores devem ser considerados anteriormente à tomada de
decisão.
O conceito de “facility management” não é muito distinto do financiamento por um
terço, exceto pela sua facilidade em relação à ESCO de ajustar a necessidade local a
qual não esteja ligada a atividade principal do cliente.
“Facility Management” é, normalmente, uma modalidade viável para grandes clientes
ou para atendimento de vários clientes a serem atendidos em uma mesma localidade,
tornando-se, assim, econômico investir em uma grande geração energética.
2.7.4 Ferramentas para análise financeira de projetos de cogeração
Indicadores econômicos são utilizados para se medir a atratividade de um projeto.
Alguns indicadores são usados para a melhor escolha entre vários projetos.
O dimensionamento de um sistema de cogeração é algumas vezes executado através da
análise financeira nos casos de dependência da concessionária em que há opção para
compra/importação da eletricidade ao invés da geração própria de toda a eletricidade.
Em muitas circunstâncias, o tamanho ótimo do sistema será o correspondente ao menor
custo anual ou também ao máximo lucro anual líquido.
A avaliação da disponibilidade de um projeto de cogeração envolve a análise da
demanda energética, a identificação das opções técnicas, a otimização de cada opção
técnica e ainda a análise financeira para seleção da melhor opção.

Capítulo 3
METODOLOGIA DE TRABALHO
Neste capítulo, apresenta-se a uma proposta metodológica para o pré-dimensionamento
de uma central de aquecimento de água, para as diferentes alternativas discutidas no
Capítulo 2. A seleção do sistema busca minimizar custos referentes ao investimento do
novo modelo de geração energética, manutenção e operação, considerando-se os
recursos relativos ao retorno monetário. Serão avaliadas opções da utilização própria da
energia gerada, dispensando sua compra da concessionária, ou a comercialização da
energia excedente.
A metodologia proposta neste trabalho foi subdividida em etapas, apresentadas a seguir.
O passo inicial será a determinação da demanda diária de água quente. No caso de
indústrias em operação, o levantamento de campo é recomendado, pois contempla todas
as especificidades da indústria. Para novas instalações, esse levantamento será feito a
partir de valores típicos disponíveis em normas e catálogos.
Com base no consumo de água quente e das eficiências térmicas dos equipamentos
envolvidos, será calculado o consumo energético requerido. As etapas seguintes tratam
da seleção de alternativas e da avaliação técnico-econômica.
3.1 Levantamento da demanda diária de água quente
Para a determinação da demanda diária de água quente deve-se considerar :
turnos de operação da indústria e respectivos horários de troca;
número de funcionários por turno e estimativa do percentual de banhos diários;
número de refeições servidas;
utilização de água quente no processo industrial, caracterizando-se vazões e
temperatura típicas.
Levantamento do consumo de água quente em campo
Esse levantamento deve ser realizado nos pontos de consumo de água quente,
caracterizando-se a vazão e temperatura da água quente requerida. Como exemplo
apresenta-se a planilha para vestiários e refeitórios industriais.
36

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 37
Vestiário
Número de banhos dos funcionários (Nb);
Tempo médio de duração do banho (θ);
Vazão volumétrica do chuveiro (vvch).
V = Fu ⋅ Nb ⋅θ
⋅ vv
(3.1)
ch
sendo,Vch o consumo de água quente medido no vestiário [litros/dia] e Fu o fator de
utilização dos chuveiros por parte dos funcionários [decimal].
Cozinha e Refeitório Industriais: para cada equipamento i deve-se medir ou estimar:
Número de utilizações de cada equipamento por dia (N);
Consumo de água quente em cada equipamento por operação (vvi).
i
i
i
1
Obs.: O valor estimado para banhos em vestiários industriais é significativamente menor do que o apresentado na norma. Assim,
estimou-se apenas um consumo de 15 litros/banho, correspondente a um banho de 5 minutos em chuveiro convencional (vazão de 3
litros/min). Este valor foi medido em uma indústria alimentícia da região de Belo Horizonte, Pereira [1999].
ch
V = N ⋅ vv
(3.2)
Vi é o volume de água quente consumido no equipamento i [litros/dia].
Assim, o consumo total é a soma dos consumos diários no vestiário e em cada
equipamento do refeitório industrial, calculados pelas Eqs. (3.1). e (3.2).
3.2 Estimativa do consumo de água quente através de normas e catálogos
A estimativa de consumo em banhos e refeitórios industriais baseou-se na norma da
ABNT - NBR 7198. Os valores de interesse estão apresentados na Tab. 3.1 a seguir:
Tabela 3.1 – Consumo de água quente típico. Fonte: ABNT – NBR 7198.
Equipamento Consumo Típico litros/dia
Alojamento provisório de obra 24 pessoa 1
Residência 45 por pessoa
Apartamento 60 por pessoa
Quartel 45 por pessoa
Hospital 125
Restaurantes e similares 12 por refeição

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 38
Para outros pontos de consumo de água quente utiliza-se a Eq. (3.1) ou (3.2),
dependendo do tipo e características de cada equipamento.
3.3 Descrição das instalações térmicas
O objetivo deste item é a avaliação da eficiência térmica dos equipamentos existentes,
assim como da possibilidade de “retrofit”, em caso de substituição do processo atual. As
informações a serem levantadas são: descrição sucinta do equipamento térmico,
incluindo-se marca e modelo.
Dados de placa :
Tipo;
Vazão mássica;
Pressão máxima de trabalho, teste e operação;
Temperatura de operação;
Superfície de aquecimento;
Ano de fabricação;
Combustível utilizado;
3.4 Levantamento do consumo diário de energia
O consumo diário de energia relativo ao aquecimento de água na indústria é dado por:
V. i . c p ⋅ ∆Ti
Q =
i 3,
6
ρ
(3.3)
sendo, Qi a energia requerida para aquecimento de água no equipamento i, em
[kWh/dia];
ρ a densidade da água na temperatura média de operação, em kg/m 3 ;
Vi o volume de água consumido no equipamento i, calculado pela Eq. (3.1) ou
(3.2);
cp o calor específico a pressão constante da água, calculado à temperatura média
de operação, em [kJ/kg o C];
∆Ti a diferença entre a temperatura da água na operação do equipamento i e a
temperatura da água de alimentação da rede, em [ o C];
Assim, a energia total consumida na central de aquecimento (Q) é dada por :
= ∑
i Q Q
i (3.4)

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 39
3.5 Cálculo das eficiências térmicas dos equipamentos utilizados
Na indústria a ser analisada no estudo de casos do Capítulo 5, o aquecimento de água é
promovido em trocadores de calor cujo fluido quente é vapor proveniente de uma
caldeira a gás. Assim, o cálculo de eficiência térmica discutido neste item será restrito a
tais equipamentos.
3.5.1 Trocador de calor
A efetividade do trocador de calor (ηtc) é definida como a relação entre a taxa real de
transferência de calor no trocador de calor (q) e a taxa máxima possível (qmáx), na
forma:
q
tc q
= η (3.5)
máx
Incropera (1992) apresenta um estudo completo sobre a efetividade de trocadores de
calor que pode ser reescrita como:
( T −T
)
[ m!
f ⋅c
p ⋅ sf ef ]
η =
(3.6)
tc [( m!
⋅c
⋅(
T −T
f )]
sendo, m! f a vazão mássica de água fria ,em [kg/s];
m! q a vazão mássica de água quente,em [kg/s];
q
Teq a temperatura de entrada do fluido quente, em [ºC];
Tsf a temperatura de saída do fluido frio, em [ºC];
Tef a temperatura de entrada do fluido frio, em [ºC].
3.5.2 Caldeira
p
eq
O rendimento de um gerador de vapor é definido como a relação entre a quantidade de
calor transmitida à água durante o processo, denominada Q útil
! , e a quantidade de calor
fornecida na combustão, Q cc
! . Dois métodos distintos são usados para calcular a
eficiência das caldeiras. Método Direto e o Método das Perdas: ambos os métodos são
fundamentalmente eficientes, mas Dukelow (1991) avalia que o método das perdas ou
e

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 40
método indireto fornece resultados mais precisos. Porém, o método direto é o mais
utilizado, por sua maior facilidade e rapidez, além de menor custo envolvido.
A eficiência calculada pelo Método Direto (ηDIR) é dada por:
m!
v(
hv
− hs
) + m!
d ( hd
− hs
)
η = 100 ⋅
(3.7)
m!
PCI
DIR ⋅
sendo m! v a vazão mássica do vapor produzido, em [kg/s];
m! d a vazão mássica do vapor de descarga, em [kg/s];
m! c a vazão mássica do combustível queimado, em [kgcomb/s];
hv a entalpia do vapor produzido, em [kJ/kg];
hd a entalpia do vapor de descarga, em [kJ/kg];
hs a entalpia da água de alimentação da caldeira, em [kJ/kg].;
PCI o poder calorífico inferior do combustível em [kJ/kgcomb].
c
Dukelow (1991) ressalta que, como este método usa três valores distintos de vazão,
para que se tenha uma avaliação individual mais precisa, será imprescindível a
utilização de medidores que possuam faixas de incerteza entre 1 e 2%. A incerteza desta
medição para sensores industriais tem sido estimada na faixa de 3 a 5%, constituindo-se,
assim, uma das principais limitações deste método, juntamente com a incerteza
associada ao poder calorífico do combustível.
A eficiência térmica pelo Método Indireto ou Método das Perdas, segundo Dukelow
(1991), é dada pela Eq. (3.8) a seguir:
η = −(
P + P + P + P + P )
(3.8)
100 gs u H O r nm
IND 2
sendo Pgs a perda térmica através do gás seco;
Pu a perda associada à umidade do combustível;
PH2O a perda térmica devido à formação de água no combustível;
Pr a perda térmica por radiação;
Pnm as perdas não medidas.

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 41
Os cálculos para a determinação das perdas térmicas devem obedecer aos
procedimentos estabelecidos pela norma ASME, PTC 4.1a e 4.1b (1964), e discutidos a
seguir:
1. Perda térmica através do gás seco - Pgs
P
gs
m
= !
gs
⋅cp
comb
⋅(
T
PCI
gs
−T
sendo m! gs a vazão mássica de gás seco, em [kg/s];
Tgs a temperatura do gás seco, em [ºC] ;
Tar a temperatura do ar, em [ºC];
ar
) ⋅100
cpcomb o calor específico do combustível, em [kJ/kg ºC].
2. Perda térmica devido à umidade do combustível - Pu :
P
u
(3.9)
u ⋅(
hgs
− har
)
= (3.10)
PCI
sendo, u a umidade do combustível [% volumétrica];
hgs a entalpia do vapor calculada para a temperatura dos gases à saída da
caldeira, em [kJ/kg];
har a entalpia da água à temperatura do ar de combustão, em [kJ/kg].
3. Perdas devido à formação de H2O do H2 do combustível
P
H 2
O
9 ⋅ H 2 ⋅(
hgs
− har
)
= (3.11)
PCI
sendo, H2 o volume de hidrogênio do combustível [% volumétrica].
4. Perdas radiantes - Pr
P r
sendo, r a perda por radiação.
5. Perdas não medidas - Pnm
100 ⋅ r
= (3.12)
PCI
P nm
100 ⋅ x
= (3.13)
PCI

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 42
sendo, x a perda não medida (x).
É necessário salientar que o procedimento de cálculo com base na norma ASME foi
desenvolvido considerando-se apenas as perdas decorrentes do uso do combustível gás
natural, desprezando-se termos relativos às perdas não pertinentes a esse combustível.
Consumo da energia liberada pelo gás natural para o aquecimento de água
A energia real a ser liberada pelo gás natural associado ao procedimento de
aquecimento de água é calculada a seguir em função das eficiências dos equipamentos
térmicos na forma:
Q
real
Q
= (3.14)
∏⋅η
sendo que o denominador representa o produto das eficiências de todos os equipamentos
utilizados na configuração convencional.
3.5.3 Consumo real de gás natural por dia
O consumo diário de gás natural (CGN) é dado pela Eq. (3.15) abaixo:
3600 ⋅Qreal
CGN =
PCI
(3.15)
sendo PCI considerado constante e igual a 61.500 [kJ/kg comb]., Balestieri (1994).
3.6 Seleção de alternativas
3.6.1 Sistema de aquecimento solar
Para a seleção do sistema de aquecimento solar, recomenda-se a exigência de produtos
certificados pelo INMETRO, cuja etiqueta mostrada na Fig. 2.15 possui as seguintes
informações:
Fabricante:
Modelo:
Eficiência Média (%):
Produção mensal de energia por coletor solar – Emês [kWh/mês/m 2 ]:
i

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 43
Informações adicionais a serem solicitadas:
Custo do coletor (R$):
Custo do reservatório térmico (R$):
Custo de Projeto e Instalação (R$):
1. Cálculo da área coletora - Acol:
Para inicialização do processo de definição da área coletora, calcula-se a área
total de coletores (Acol) pela Eq. (3.23) abaixo:
A
col
sendo, Q determinado pela Eq. (3.4).
30 ⋅Q
= (3.16)
E
mês
2. Cálculo do Volume do Reservatório Térmico - VRT
O cálculo do volume de água quente a ser armazenado no reservatório térmico,
considera o somatório dos volumes definidos em cada equipamento i pelas Eqs. (3.1) e
(3.2), além de um fator de segurança ou de autonomia – fseg, a ser definido pelo
projetista. Assim , tem-se :
V = f . ∑Vi
(3.17)
RT
seg
Além do levantamento do consumo diário de água quente e da área coletora necessária
para atender a este consumo, é também necessário levantarem-se coordenadas
geográficas da localidade, dados climatológicos da região e também do local para
alocação e arranjo (inclinação e orientação) da bateria de coletores na obra, avaliando-se
ainda a presença de sombreamento no local de instalação das placas. Assim, deve-se
pesquisar os itens a seguir:
Localidade
Latitude geográfica;
Longitude;
Altitude.
i

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 44
Instalação dos coletores
Inclinação;
Azimutal de superfície;
Refletividade da vizinhança.
Seleção do coletor solar: neste estudo foi arbitrado um modelo genérico da categoria B,
segundo a classificação do INMETRO.
Eficiência Média;
Produção Mensal de Energia por [m 2 ] de área coletora.
Temperatura da água
Tmáx: Temperatura desejada na operação;
Tmín: valor mínimo da temperatura da água aceitável;
Trede: temperatura da água de alimentação da rede.
Os cálculos da energia requerida no equipamento é feito através da Eq. (3.3) sendo
∆ T = T −T
.
i
máx
rede
3.6.2 Sistemas de Cogeração
Para atendimento à demanda de água quente, considera-se, a priori, instalações de
cogeração de menor porte. Assim, esse estudo se restringe às configurações de turbina e
motores recíprocos, ambos a gás natural.
1. Energia da Câmara de combustão
Conforme discutido anteriormente, a definição do sistema de cogeração é feita pelo
ajuste de carga térmica. O cálculo da taxa de transferência de calor Q!
) requerida
( cc
para aquecimento de água na indústria é dada pela Eq. (3.18) a seguir:
Q!
=
P i [ kW ]
(3.18)
cc
ηeq
sendo Pi a potência do equipamento i;
ηeq correspondente à eficiência do equipamento, a ser fornecida pelo fabricante.

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 45
2. Cálculo da energia liberada pelos gases de exaustão do equipamento
! = m!
⋅c
⋅(
T )
(3.19)
Qrec g pg s−150
sendo m! g a vazão mássica do gás, em kg/s, dado pelo catálogo do fabricante;
cpg é o calor específico dos gases de combustão, considerado 1,17 [kJ/kg ºC],
(Machado Jr. 1993);
Ts é a temperatura de saída dos gases de exaustão do equipamento, em [ºC], do
catálogo do fabricante;
150 [ºC] corresponde a temperatura mínima de saída da caldeira de recuperação
para que se evite a formação de ácidos e corrosão neste equipamento, conforme
United Nations (2000).
Caso a energia térmica calculada anteriormente seja inferior à energia mínima
necessária, da Eq. (3.14) desconsidera-se a eficiência da caldeira e calcula-se o número
de equipamentos a satisfazer esta condição.
3. Cálculo do consumo de gás natural para a nova configuração de cogeração
O consumo de gás natural para a nova configuração de aquecimento de água é calculado
utilizando a Eq. (3.20) a seguir:
CGN
4. Cálculo da eficiência dos gases de exaustão
i
.
3600 ⋅Qcc
= [ kg GN / hora ]
(3.20)
PCI
A eficiência dos gases de exaustão é calculada em função da potência e número de
equipamentos, da energia entregue na câmara de combustão conforme a Eq. (3.18):
*
Qreal
.
cc
P i+
η e = 1 −
Q
(3.21)
sendo, Q * real a energia calculada pela Eq. (3.14), desconsiderando-se a eficiência da
caldeira, a qual não será utilizada na configuração atual.
Motor de Combustão Interna
A razão potência/calor para um motor de combustão interna de sistemas de cogeração
pode ser calculada pela Eq. (3.22) a seguir:
ηeq
PHR = (3.22)
η ⋅η
e
hrsg

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 46
sendo, η eq é a eficiência de saída do equipamento;
η e é a eficiência térmica da exaustão, decimal;
η hrsg é a eficiência da caldeira recuperativa; de acordo com o catálogo do
fabricante ou estimado na faixa de 70 a 80%.
A razão calor/potência é dada pelo inverso da Eq. (3.22), assim, tem-se:
ηe ⋅ηhrsg
HPR = (3.23)
η
eq
O teste de viabilidade térmica é realizado em função da razão potência/calor (PHR), Eq.
(3.22) ou analogamente através da relação calor/potência (HPR), Eq. (3.23). O intervalo
de valores, para cada sistema de cogeração, está mostrado na Tab. 2.3, em função do
parâmetro calor/potência.
T i
P PHR ⋅ = (3.24)
Assim, quando a Eq. (3.25), a seguir, for satisfeita, o equipamento será termicamente
viável, termicamente.
T > ( Qreal
⋅ηcald
)
(3.25)
Tabela 3.2 – Distribuição percentual de potência em um motor de combustão interna.
Capacidade
Saídas 60 [kW] 230 – 840 [kW] 1.200 – 2.400 [kW]
Geração Elétrica (%) 26 33 35
Arrefecimento (%) 23 30 29
Exaustão (%) 47 30 29
Perdas (%) 4 7 7
Combustível (%) 100 100 100
Fonte: United Nations (2000).

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 47
Turbina a gás
Para turbinas a gás, os cálculos são análogos aos apresentados para motores de
combustão interna, levando-se em consideração as perdas típicas da Tab. 3.3.
Tabela 3.3 – Balanço térmico típico das turbinas a gás.
Unidades de Pequeno Porte Unidades de Médio Porte
Eletricidade 21 % 29 %
Energia dos gases de
exaustão (teoricamente
recuperáveis)
Energia dos gases de
exaustão (não recuperáveis)
Perdas no gerador, óleo e
radiação
53 % 46 %
21 % 20 %
5 % 5 %
Combustível 100 % 100 %
Fonte: United Nations (2000).
Para facilitar a seleção final dos modelos, uma base de dados sobre turbinas a gás e
motores está disponibilizada nos Apêndices 2 e 3.
3.7 Análise Econômica
O investimento em uma nova central de aquecimento de água requer uma análise
técnico-econômica antes do emprego efetivo do recurso financeiro no empreendimento.
A rotina de análise a ser desenvolvida possibilita a avaliação quantitativa dos métodos
empregados. Neste sentido, é interessante comparar os fatores a seguir:
Capital;
Taxa de juros;
Preço da energia elétrica no mercado;
Preço da energia elétrica gerada;

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 48
Preço da energia elétrica de comercialização;
Custo do combustível;
Custo de operação e manutenção;
Fator de carga;
Impostos;
Cronograma de desembolso;
Tempo de construção;
Financiamento;
Vida útil do equipamento;
Depreciação do equipamento.
Levando-se em consideração a previsão dos reajustes destes itens.
3.7.1 Método de avaliação de fluxo de caixa
A análise de um projeto realiza-se através dos métodos do valor presente líquido (VPL)
e da taxa interna de retorno (TIR). Estes métodos baseiam-se na comparação da soma
algébrica dos valores presentes de cada um dos fluxos futuros de caixa (pagamentos ou
recebimentos) com o valor do fluxo de caixa inicial (recebimento ou pagamento)
ocorrido no período presente.
1. Valor Presente Líquido - VPL
Esta técnica de análise de fluxos de caixa baseia-se no cálculo do valor presente de uma
série de pagamentos iguais ou diferentes a uma taxa conhecida, deduzindo-se deste o
valor do fluxo inicial, seja este o valor do empréstimo, do financiamento ou do
investimento.
n FC j
FC1
FC2
FCn
VPL = ∑ − FC
j 0 = + + ... + − FC
1 2
n
j = 1(
1+
t ) ( 1+
t ) ( 1+
t ) ( 1+
t )
sendo, FCj os valores dos fluxos de caixa da ordem j = 1,2,3,...,n;
FC0 o fluxo inicial;
0
(3.26)
i a taxa de juros da operação financeira ou a taxa de retorno do projeto de
investimentos.

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 49
A utilização desta técnica divide o período em duas fases distintas: período de
construção e período de operação.
Ano
- J - j - 1 - j - 1 0
Figura 3.1 – Ciclo de vida do investimento de um sistema energético.
2. Taxa interna de retorno - TIR
Esta taxa equaliza o valor presente de um ou mais equipamentos (saídas de caixa) ao
valor de um ou mais recebimentos (entradas de caixa).
FC
n
0 = ∑
j = 1
FC
FC
j
( 1+
t )
j
n
0 − ∑
j = 1
3.7.2 Viabilidade econômica
FC
=
( 1+
t )
FC
Start up
VPL
j
( 1+
t )
j
1 2 3 j j + 1 J
Fase de construção Fase de operação
1
1
= 0
FC2
FC
+ + ... +
2
( 1+
t ) ( 1+
t )
n
n
Tempo final
de vida do
equipamento
(3.27)
(3.28)
Os parâmetros valor presente líquido (VPL) e taxa interna de retorno (TIR) são
utilizados para a decisão entre alternativas.
Uma proposta é considerada economicamente viável se o VPL é no mínimo igual a
zero. Quanto maior for o VPL maior a sua atratividade.
Além disso, a taxa interna de retorno (TIR) viabiliza um projeto se esta for superior à
taxa mínima aceitável de retorno de capital, que pode variar para cada investidor.

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 50
3.7.3 Investimento de capital
O capital investido difere para cada uma das alternativas. Assim, de uma maneira geral
deve-se levantar os custos a seguir:
1. Turbina a gás e motor a gás
Custo do equipamento;
Custo da caldeira de recuperação;
Taxa de importação do equipamento;
Custo do transporte do equipamento;
Custo da construção civil, montagem e engenharia;
Custo de start-up;
Custo de transformadores;
Custo do sistema de distribuição, proteção e cabos;
Custo de painéis.
2. Energia Solar
Custo do equipamento;
Custo do imposto;
Custo da construção civil, montagem e engenharia.
Fase de construção
Nesta fase considera-se a carência do projeto e o cronograma de desembolso.
Fase de operação
Neste período considera-se:
Potência da planta;
Eficiência da planta;
Horas de trabalho da planta;
Fator de carga da planta;
Energia gerada ao ano;

Capítulo 3 – Metodologia de Trabalho 51
Consumo de combustível ao ano;
Preço da energia adquirida da concessionária nos horários de ponta e fora de
ponta;
Preço da energia comercializada pela planta;
Preço do combustível;
Custo de operação e manutenção;
Fator de depreciação.
Na Tab. 3.4 abaixo se apresentam as taxas anuais de depreciação de alguns projetos, de
acordo com a resolução da ANEEL nº 044/99.
Tabela 3.4 – Taxas Anuais de depreciação.
Nº Tipos de Unidade de Cadastro %
29 Equipamentos do ciclo térmico 4,5
40 Motor de combustão interna 6,7
84 Turbina a gás 5,0
86 Turbogerador 4,0
Fonte: Anexo à resolução ANEEL nº 044/99.
3.7.4 Receitas
Energia térmica gerada e sua receita;
Energia elétrica gerada e receita da energia economizada (deixou de ser
comprada da concessionária); ou
Receita da energia elétrica comercializada.
3.7.5 Custos de saída
Custos de operação e manutenção (O & M);
Consumo de combustível e seu custo.

Capítulo 4
Programa Computacional de Diagnóstico Energético
Neste Capítulo apresenta-se um Programa de Diagnóstico Energético, desenvolvido em
Linguagem C, com a finalidade de automatizar a metodologia proposta pelo Capítulo 3.
A metodologia proposta no Capítulo 3 foi utilizada para dimensionar uma central de
aquecimento de água, o sistema de diagnóstico energético proposto neste capítulo
realiza o cálculo do consumo energético da planta e indica as opções de configuração
viáveis termicamente para o dimensionamento requerido.
A rotina principal do programa é a sua base, na qual desenvolve-se toda a seqüência de
operações, através de suas sub-rotinas. Os cálculos baseiam-se em opções de
metodologias de acordo com o cenário e possibilidades de medições reais ou estimadas,
a metodologia a ser utilizada, o tipo de equipamento analisado, assim como todo o
fluxo do programa.
As sub-rotinas foram utilizadas a partir do cálculo direto das variáveis ou de suas
estimativas para os casos em que as medições em campo não foram possíveis. As
operações matemáticas referem-se às equações descritas anteriormente no Capítulo 3 -
Metodologia de Trabalho. O resultado final do programa é apresentado nos Apêndices 4
e 5.
52

Capítulo 4 – Programa Computacional de Diagnóstico Energético 53
4.1 Fluxograma de apoio e decisão
O processo de decisão para uma nova central energética depende do levantamento do
consumo de água quente diário na planta atual; o fluxograma da Fig. 4.1 abaixo valida a
metodologia proposta no item (3.1) do Capítulo 3:
Estimativa do
consumo por normas
INÍCIO
Levantamento da demanda diária de
Água Quente
Figura 4.1 – Fluxograma de decisão para o levantamento do consumo de água quente.
Levantamento do consumo diário de energia
1
Levantamento do
consumo em campo
O fluxograma da Fig. 4.2 mostra o algoritmo da rotina de cálculo do consumo diário de
energia no vestiário e restaurante relativo ao aquecimento de água na indústria, segundo
a Eq. (3.3):

Capítulo 4 – Programa Computacional de Diagnóstico Energético 54
Estimativa do
consumo por normas
Levantamento do consumo
diário de energia
Levantamento do
consumo em campo
Figura 4.2 – Fluxograma de decisão para o levantamento
diário do consumo de energia.
O fluxograma da Fig. 4.2 é uma continuação do fluxograma da Fig. 4.1, em que sua
decisão está na escolha de se fazer o levantamento do consumo de água quente em
campo ou estimar este consumo por meio de normas e catálogos.
Cálculo das eficiências térmicas dos equipamentos utilizados
1
2
Na Fig. 4.3 abaixo mostram-se as opções de cálculo de eficiência dos equipamentos
térmicos, o cálculo da eficiência da caldeira pode se realizar através do método direto,
Eq. (3.7), indireto, Eq. (3.8) ou por meio de estimativas de valores típicos, quando não
for possível levantar as variáveis necessárias aos cálculos. A eficiência do trocador de
calor pode ser feita pela Eq. (3.6) ou através de estimativas, analogamente a caldeira.

Capítulo 4 – Programa Computacional de Diagnóstico Energético 55
Eficiência da
Caldeira pelo
Método Direto
Efetividade do
Trocador de Calor
Cálculo da energia entregue pelo gás
natural através das eficiências dos
equipamentos térmicos
Estimativa da
eficiência da
Caldeira
Eficiência da
Caldeira pelo
Método Indireto
Figura 4.3 – Fluxograma de decisão para o levantamento de eficiências dos
equipamentos utilizados, para o cálculo da energia liberada pelo gás natural.
Seleção de alternativas de equipamentos: Motor ou Turbina a gás?
2
Cálculo do consumo
de gás natural real
3
Estimativa da
efetividade do
Trocador de Calor
Nesta fase que depende de todas as anteriormente mostradas é feita uma decisão entre o
tipo de configuração a ser simulado, motor ou turbina a gás, em que a rotina de cálculo
busca os dados referentes a cada equipamento em seu banco de dados apresentado nos
Apêndices 3 e 2.

Capítulo 4 – Programa Computacional de Diagnóstico Energético 56
Motor a gás
Figura 4.4 – Fluxograma de decisão para a seleção do sistema de cogeração.
Cálculo dos parâmetros térmicos do sistema de cogeração
3
Seleção de um sistema de
cogeração
4
Turbina a gás
A Fig. 4.5 mostra a próxima fase de simulação que depende dos cálculos mostrados nos
fluxogramas anteriores. Neste ponto é feita uma decisão entre o tipo de configuração a
ser simulado, motor ou turbina a gás, em que o cálculo dos parâmetros térmico é
análogo para as duas tecnologias. Os equipamentos viáveis são impressos em um
arquivo texto.
Os parâmetros térmicos calculados são:
Energia da câmara de combustão, Eq. (3.25);
Energia liberada pelos gases de exaustão do equipamento, Eq. (3.26);
Consumo de gás natural para a nova configuração, Eq. (3.27);
Eficiência dos gases de exaustão, Eq. (3.28);
Razão calor/potência.
Da Eq. (3.32), conclui-se pela viabilidade térmica ou não do equipamento simulado.

Capítulo 4 – Programa Computacional de Diagnóstico Energético 57
4
Cálculo dos parâmetros térmicos do
sistema de cogeração escolhido
Energia da câmara de
combustão
Energia da
exaustão
Consumo de gás
natural para a nova
configuração
Eficiência dos gases
de exaustão
Cálculo da razão
calor/potência
Viável?
Impressão dos resultados em um
arquivo texto
Fim
Figura 4.5 – Fluxograma de decisão e impressão dos
equipamentos viáveis termicamente.

Capítulo 5
ESTUDO DE CASO APLICADO À INDÚSTRIA
AUTOMOTIVA E ANÁLISE DOS RESULTADOS
Para validação da metodologia desenvolvida, do programa computacional de auxílio à
seleção de alternativas energéticas e da planilha automatizada para análise econômica,
foi proposta, como estudo de casos, a avaliação da unidade de aquecimento de água de
uma indústria automotiva instalada em Minas Gerais.
A estratégia de atuação da equipe interdisciplinar da PUC Minas e da indústria em
questão foi, assim, definida:
reunião de prospecção entre representante da Diretoria da empresa, engenheirochefe
e assistente da área de energia e meio ambiente e orientadora do trabalho;
reunião de trabalho, coordenada pelo chefe da área de energia e meio ambiente
da indústria, com a participação do engenheiro assistente e de representante do
novo sócio internacional da empresa, orientadora e mestranda da PUC Minas
para: identificação dos procedimentos requeridos na avaliação proposta,
formalização da documentação a ser apresentada à indústria, definição de prazos
e cronogramas, visita técnica à unidade geradora de vapor e aquecimento de
água (centralinas);
estudo das normas nacionais e internacionais relativas aos ensaios dos
equipamentos utilizados pela indústria para elaboração das planilhas
experimentais a serem aplicadas nas medidas em campo e definição da
instrumentação a ser utilizada. O planejamento experimental elaborado deu
ênfase ao emprego de medidas não-invasivas, no caso de temperaturas e vazões
de líquidos, e a um reduzido período de permanência na unidade. Para tal, foi
selecionada uma equipe de 6 bolsistas e monitores do Grupo de Estudos em
Energia – GREEN – da PUC Minas em apoio ao trabalho experimental a ser
desenvolvida pela mestranda. Objetivava-se, assim, minimizar eventuais
problemas ou interferências no processo produtivo;
58

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 59
elaboração da documentação solicitada, incluída a discriminação dos estudantes
participantes do programa, equipamentos, instrumentos, placas de aquisição de
dados e computadores, além do cronograma e prazos definidos. A empresa
concordou com os termos propostos e o início dos trabalhos foi agendado.
Infelizmente, o programa foi, posteriormente, cancelado, tendo sido alegados
problemas internos decorrentes do racionamento de energia decretado pelo
Governo Federal, cujo início coincidia com o período de medições.
Assim, houve uma alteração no enfoque inicialmente proposto no desenvolvimento
desse estudo de casos. A análise apresentada é referente a uma indústria em fase de
implantação do sistema de aquecimento de água. Dessa forma, os levantamentos
apresentados se baseiam em normas e catálogos de fabricantes, incluindo-se valores
reais já disponibilizados nas reuniões iniciais e visita técnica realizada.
5.1 Levantamento da demanda de água quente
A demanda de água quente é realizada seguindo-se os períodos e as situações a seguir
Situações:
Tabela 5.1 – Número de funcionários e período de utilização da água quente.
Turno Horário Total de Funcionários
1 o 6:00 às 15:18 5.000
2 o 15:18 às 24:34 4.140
3 o 22:30 às 6:00 460
Central 8:00 às 17:30 200
Total 9.800
Tabela 5.2 - Horários das refeições nos restaurantes 1, 2 e 3 da indústria.
Turno Horário Refeições
1º 10:15 às 13:45 almoço
2º 19:00 às 21:00 jantar
3º 23:30 às 24:00 ceia

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 60
A temperatura da água quente utilizada no restaurante equivale a 70 [ºC] e no vestiário a
50 [ºC].
5.2 Estimativa do consumo de água quente através de normas e catálogos
Devido à impossibilidade de se realizarem as medições em campo na indústria
automotiva, tomaram-se como parâmetros estimativas do consumo de água baseando-se
em normas e catálogos.
5.2.1 Consumo de água quente diário estimado
Vestiário
Considerando-se a Tab. 3.1, o volume de água gasto por banho equivale a 15 litros. Para
um fator de utilização de 85% e o número total de funcionários fornecido na Tab. 5.1,
de acordo com a Eq. (3.1), tem-se:
O consumo de água quente no vestiário, equivale a 122.400 litros.
Restaurante
De acordo com a Tab. 3.1, o volume de água quente consumido por refeição equivalente
é de 12 litros. Supõe-se que 100% dos funcionários fazem uma refeição na empresa e
assim, de acordo com a Eq. (3.2), tem-se:
O consumo de água quente no restaurante, equivale a 117.600 litros.
O consumo total de água quente diário é de: 240.000 litros.
5.3 Descrição das instalações
5.3.1 Equipamentos
Centralina Prensa
01 Caldeira Tenge a gás; (desligada)
05 Trocadores de Calor;
01 Gerador de Vapor do restaurante.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 61
Centralina Montagem
Não há caldeira;
05 Trocadores de Calor;
01 Gerador de Vapor do restaurante.
Centralina Mecânica
01 Caldeira Tenge a gás; (desligada)
05 Trocadores de Calor;
01 Gerador de Vapor do restaurante.
Central Térmica: é composta de quatro caldeiras, mas normalmente apenas uma é
utilizada sendo que no máximo duas entram em operação ao mesmo tempo, no inverno.
Caldeira 01: Caldeira aquatubular a gás;
Caldeira 02: Caldeira aquatubular a gás (stand by);
Caldeira 03: Caldeira aquatubular a gás (em manutenção);
Caldeira 04: Caldeira elétrica (desligada).
Os dados de placa das caldeiras 1 e 2 são:
Marca: CBC;
Tipo: 22VP-12W;
Vazão mássica: 40.000 [kg/h];
Pressão máxima de trabalho: 33,5 [kPa];
Pressão de teste: 50,3 [kPa];
Pressão de operação: 30 [kPa];
Superfície de aquecimento: 500 [m 2 ];
Ano de fabricação: 1.975;
Combustível utilizado: gás natural.
A caldeira 3 difere das outras acima relacionadas apenas nos itens a seguir:
Superfície de aquecimento: 461 m 2 ;
Ano de fabricação: 1991.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 62
O valor da superfície de aquecimento das caldeiras 1 e 2 é diferente da caldeira 3,
devido alteração de combustível das caldeiras 1 e 2 que operavam anteriormente com
óleo combustível 2A.
5.4 Cálculo do consumo de energia diário para aquecer a água
Vestiário
Para este cálculo, utilizou-se a Eq. (3.3), o fator de utilização igual a 85%, e as
temperaturas abaixo:
Tb = 45 [ o C]; (temperatura do banho)
Tamb = 217,
[ o C]; (temperatura ambiente no vestiário)
Q v = 3.
311 [kWh/dia]
Restaurante
Para este cálculo, utilizou-se a Eq. (3.3) e as temperaturas:
Tr = 70 [ o C]; (temperatura da água quente no restaurante)
Tamb = 217,
Q r = 6.
595 [kWh/dia]
[ o C]; (temperatura ambiente no refeitório)
Energia Total Consumida conforme a Eq. (3.4) é:
Q = 9.
907 [kWh/dia]
5.5 Cálculo da eficiência térmica dos equipamentos utilizados
Considerando-se que a empresa avaliada possui reduzido consumo específico de
energia, para este cálculo foram supostas as eficiências típicas do trocador de calor e da
caldeira:
tc 0,
8 = η
η
caldeira = 0,
8

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 63
5.6 Energia real liberada pelo gás natural
O cálculo da energia real liberada pelo gás natural depende das eficiências dos
equipamentos sendo é dado pela Eq. (3.14) e correspondente a:
Qreal = 15.
479 [kWh/dia]
O que equivale a uma taxa de transferência de energia de:
Q! real = 645 [kW]
5.6.1 Cálculo do consumo real de gás natural diário
Neste cálculo considera-se a Eq. (3.15):
CGN = 906 [kg/dia]
5.7 Identificação das alternativas
5.7.1 Energia Solar
Cálculo da demanda de água quente
Devido à dimensão e particularidades de temperatura deste projeto, o sistema de
aquecimento solar foi dividido em duas partes:
Aquecimento Solar para o restaurante;
Aquecimento Solar para o vestiário;
O reservatório térmico de cada um destes sistemas foi subdividido em 8 tanques com
capacidade de 15.000 litros de água por dia.
Para a simulação solar, considerou-se:
Dados de entrada:
Cidade simulada: Belo Horizonte;
Latitude: -19,91
Longitude Local: - 43,93
Inclinação do coletor: 25º
Azimutal de superfície: 0,850

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 64
Altitude: 850 [m]
Refletividade da vizinhança: grama.
Os valores das temperaturas ambiente, mínima, média e máxima estão disponíveis nas
Normas Climatológicas do DNMET (2000).
Mês
Tabela 5.3 – Temperaturas ambientes mensais estimadas.
Temperatura Ambiente
Mínima Máxima Média
Janeiro 18,8 28,2 23,5
Fevereiro 19,0 28,8 23,9
Março 18,8 28,6 23,7
Abril 17,3 27,5 22,4
Maio 15,0 26,0 20,5
Junho 13,4 25,0 19,2
Julho 13,1 24,6 18,9
Agosto 14,4 26,5 20,4
Setembro 16,2 27,2 21,7
Outubro 17,5 27,7 22,6
Novembro 18,2 27,5 22,9
Dezembro 18,4 27,3 22,8
Fonte: DNMET (2000).
Dados do coletor utilizado na simulação:
Eficiência: 49,7%;
Classificação: B;
Área do coletor: 1,99 [m 2 ];
Produção Média Mensal de Energia por m 2 de área coletora : 66,37 [kWh/m 2 ].
Restaurante:
Dados de entrada:
Tmax = 70 [ºC];
Tmín = 65 [ºC];
Trede = 20 [ºC].

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 65
Demanda de água quente = 117.600 litros, (8 reservatórios de 15000 litros).
De acordo com a planilha de dados, foi decidido:
Número de coletores solares = 1.490
Área do coletor:= 2.965,1 [m 2 ], de acordo com a Eq. (3.16).
Dados de saída da simulação:
Fração Solar = 70%;
Aquecimento auxiliar = 30%;
Relação volume/área: 41,3 [litros/m 2 ].
kWh/mês
250000,0
200000,0
150000,0
100000,0
50000,0
0,0
Produção Mensal (kWh) 179712,1 167505,4 222459,4 202060,5 192758,5 188636,8 207509,5 191505,1 193324,5 198206,7 159935,1 150139,9
Demanda Total (kWh) 196832,0 176254,4 195985,4 194988,6 209530,9 208097,1 216515,2 209742,5 197856,1 200641,7 193145,3 199583,4
Meses
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Figura 5.1 – Gráfico da produção de energia mensal pela demanda do restaurante.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 66
Área (m²)
4500,0
4000,0
3500,0
3000,0
2500,0
2000,0
1500,0
1000,0
500,0
0,0
Área 3247,6 3120,0 2612,2 2861,3 3223,1 3271,0 3093,8 3247,5 3034,6 3001,5 3580,8 3941,6
Decisão de Projeto 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1 2965,1
Meses
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Figura 5.2 – Gráfico simulação da área coletora necessária ao restaurante.
30%
70%
Aquecimento Solar Aquecimento Auxiliar
Figura 5.3 – Gráfico simulação da fração solar de
aquecimento anual do restaurante.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 67
Vestiário:
Dados de entrada:
Tmax = 50 [ºC];
Tmín = 45 [ºC];
Trede = 20 [ºC].
Demanda de água quente = 122.400 litros.
Simulação da configuração solar 1
De acordo com a planilha de dados, foi decidido:
Número de coletores solares = 1.496
Área do coletor: = 2.977 [m 2 ];
Dados de saída da simulação:
Fração Solar = 89,8%;
Aquecimento auxiliar = 10,2%;
Relação volume/área = 41,1 [litros/m 2 ].
kWh/mês
250000,0
200000,0
150000,0
100000,0
50000,0
0,0
Meses
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Produção Mensal (kWh) 180435,8 168179,9 223355,2 202874,2 193534,7 189396,4 208345,1 192276,3 194103,0 199004,8 160579,1 150744,5
Demanda Total (kWh) 116751,6 103861,3 115870,4 117675,4 129968,7 131318,9 137238,2 130189,0 120659,9 120716,7 115756,7 119615,3
Figura 5.4 – Gráfico da produção de energia mensal pela demanda
do vestiário, para a configuração solar 1.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 68
Área (m²)
3500,0
3000,0
2500,0
2000,0
1500,0
1000,0
500,0
0,0
Área 1926,3 1838,5 1544,4 1726,8 1999,2 2064,1 1961,0 2015,7 1850,6 1805,9 2146,1 2362,3
Decisão de Projeto 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0 2977,0
Meses
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Figura 5.5 – Gráfico simulação da área coletora necessária
ao vestiário, para a configuração solar 1.
10,2%
89,8%
Aquecimento Solar Aquecimento Auxiliar
Figura 5.6 – Gráfico simulação da fração solar de aquecimento
anual do vestiário, para a configuração solar 1.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 69
Simulação da configuração solar 2
De acordo com a planilha de dados, foi decidido:
Número de coletores solares = 820
Área do coletor:= 1.631,8 [m 2 ];
Dados de saída da simulação:
Fração Solar = 68,8%;
Aquecimento auxiliar = 31,2%;
Relação volume/área = 75 [litros/m 2 ].
kWh/mês
160000,0
140000,0
120000,0
100000,0
80000,0
60000,0
40000,0
20000,0
0,0
Meses
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Produção Mensal (kWh) 98902,0 92184,2 122427,3 111201,1 106081,9 103813,6 114199,9 105392,1 106393,3 109080,2 88018,0 82627,3
Demanda Total (kWh) 116751,6 103861,3 115870,4 117675,4 129968,7 131318,9 137238,2 130189,0 120659,9 120716,7 115756,7 119615,3
Figura 5.7 – Gráfico da produção de energia mensal pela demanda do
vestiário, para a configuração solar 2.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 70
Área (m²)
2500,0
2000,0
1500,0
1000,0
500,0
0,0
Área 1926,3 1838,5 1544,4 1726,8 1999,2 2064,1 1961,0 2015,7 1850,6 1805,9 2146,1 2362,3
Decisão de Projeto 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8 1631,8
Meses
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Figura 5.8 – Gráfico simulação da área coletora necessária
31,2%
ao vestiário, para a configuração solar 2.
68,8%
Aquecimento Solar Aquecimento Auxiliar
Figura 5.9 – Gráfico simulação da fração solar de aquecimento
anual do vestiário, para a configuração solar 2.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 71
As configurações propostas podem ser resumidas na Tab. 5.4 a seguir:
Tabela 5.4 – Resumo das configurações solares propostas.
Configuração Área total
(m 2 )
Fração Solar Aquecimento
Auxiliar
1 5.942,1 79,9% 20,1%
2 4.596,9 69,2% 30,8%
5.7.2 Motor a gás
As Tabs. 5.5 a 5.7, apresentam os resultados da metodologia desenvolvida no Capítulo 3
e automatizada no Capítulo 4, levando-se em consideração 7 modelos de motores a gás
e a eficiência típica de uma caldeira de recuperação em 80%.
Esta simulação supôs os valores de eficiência do equipamento em 35% (Tab. 5.5), 45%
(Tab. 5.6) e 53% (Tab. 5.7) de acordo com a Tab. 2.3, de modo a cobrir largo espectro
de sensibilidade. O objetivo desta simulação é avaliar a influência da variação da
eficiência no cálculo do PHR.
Da comparação dos valores das Tabs. 5.5, 5.7 e da Eq. (3.23), constata-se que a razão
calor/potência HPR é inversamente proporcional à eficiência do equipamento. À medida
que se incrementa o valor da eficiência do equipamento, reduz-se o parâmetro HPR,
convergindo a valores inclusive inferiores aos da Tab. 2.3.
Como a proposta deste estudo é a base térmica, a diminuição do parâmetro HPR pode
em muitos casos, inviabilizar o projeto térmico. Na simulação da Tab. 5.7, em que se
considera a máxima eficiência da Tab. 2.3, todos os equipamentos mostraram-se
inviáveis para aquecer a água em uma caldeira de recuperação.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 72
Tabela 5.5 - Resultados da simulação dos Motores a gás, considerando a eficiência do equipamento equivalente a 35%.
P
[kW]
ηeq
Qth
[kW]
Qcc
[kW]
Qrec
[kW]
CGNi
[kg/h]
Nº ηe
PHR HPR Teste
T > Qth
400 0,35 3 516 1142 112 84 5 0,560 0,78 1,21 512
318 0,35 3 516 908 137 66 4 0,508 0,86 1,16 369
636 0,35 3 516 1817 279 133 2 0,508 0,86 1,16 739
748 0,35 3 516 2137 298 156 2 0,529 0,83 1,21 905
776 1
0,35 3 516 2217 305 162 2 0,534 0,82 1,22 947
776 2 0,35 3 516 2217 323 162 2 0,534 0,82 1,22 947
912 0,35 3 516 2605 395 191 2 0,551 0,79 1,26 1149
1 Rotação do motor é de 1500 rpm;
2 Rotação do motor é de 1800 rpm.
3 Valor de eficiência típico inferior, de acordo com a Tab. 2.3.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 73
Tabela 5.6 - Resultados da simulação dos Motores a gás, considerando a eficiência do equipamento equivalente a 45%.
P
[kW]
ηeq
Qth
[kW]
Qcc
[kW]
Qrec
[kW]
CGNi
[kg/h]
Nº ηe
PHR HPR Teste
T > Qth
400 0,45 4 516 889 112 65 5 0,434 1,30 0,77 309
318 0,45 4 516 707 137 52 4 0,367 1,53 0,65 208
636 0,45 4 516 1413 279 103 2 0,367 1,53 0,65 415
748 0,45 4 516 1662 298 122 2 0,395 1,42 0,70 525
776 1
0,45 4 516 1724 305 126 2 0,400 1,40 0,71 552
776 2 0,45 4 516 1724 323 126 2 0,400 1,40 0,71 552
912 0,45 4 516 2027 395 148 2 0,423 1,33 0,75 685
4 Valor de eficiência típico médio, de acordo com a Tab. 2.3.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 74
Tabela 5.7 - Resultados da simulação dos Motores a gás, considerando a eficiência do equipamento equivalente a 53%.
P
[kW]
ηeq
400 0,535 5
318 0,535 5
636 0,535 5
748 0,535 5
7761 0,535 5
7762 0,535 5
912 0,535 5
Qth
[kW]
Qcc
[kW]
5 Valor de eficiência típico médio, de acordo com a Tab. 2.3.
Qrec
[kW]
CGNi
[kg/h]
Nº ηe
PHR HPR Teste
T > Qth
516 755 112 55 5 0,333 1,99 0,50 201
516 600 137 44 4 0,255 2,60 0,38 122
516 1200 279 88 2 0,255 2,60 0,38 245
516 1411 298 103 2 0,287 2,31 0,43 324
516 1464 305 107 2 0,294 2,25 0,44 344
516 1464 323 107 2 0,294 2,25 0,44 344
516 1720 395 126 2 0,320 2,07 0,48 441

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 75
5.7.3 Turbina a gás
As simulações de cálculos para a escolha da turbina a gás, abrangeram 8 modelos deste equipamento.
Tabela 5.8 - Resultados da simulação das Turbinas a gás, considerando-se a eficiência do fabricante do equipamento.
P
[kW]
ηeq
Qth
[kW]
Qcc
[kW]
Qrec
[kW]
CGNi
[kg/h]
Nº ηe
PHR HPR Teste
T > Qth
420 0,231 516 1818 1276 133 1 0,49 0,60 1,68 706
508 0,234 516 2170 1278 159 1 0,53 0,55 1,81 918
548 0,221 516 2480 1643 181 1 0,57 0,48 2,07 1133
585 0,235 516 2489 1677 182 1 0,56 0,53 1,90 1111
646 0,235 516 2749 1895 201 1 0,58 0,51 1,97 1270
678 0,247 516 2744 1644 201 1 0,57 0,55 1,83 1241
715 0,252 516 2837 1903 201 1 0,57 0,56 1,80 1285
848 0,260 516 3261 1903 239 1 0,58 0,56 1,79 1518

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 76
Tabela 5.9 - Resultados da simulação das Turbinas a gás, considerando-se a eficiência de 35% dos equipamentos.
P
[kW]
ηeq
[dec.]
420 0,35 6
Qth
[kW]
Qcc
[kW]
Qrec
[kW]
CGNi
[kg/h]
Nº ηe
[dec.]
PHR HPR Teste
T > Qth
516 1200 1276 70 1 0,11 3,46 0,29 122
508 0,35 6 516 1451 1278 85 1 0,21 1,89 0,53 269
548 0,35 6 516 1566 1643 92 1 0,24 1,63 0,61 335
585 0,35 6 516 1671 1677 98 1 0,26 1,47 0,68 397
646 0,35 6 516 1846 1895 108 1 0,30 1,29 0,77 499
678 0,35 6 516 1937 1644 113 1 0,32 1,23 0,82 553
715 0,35 6 516 2042 1903 120 1 0,33 1,16 0,86 615
848 0,35 6 516 2423 1903 142 1 0,38 1,01 0,99 837
5 Valor de eficiência típico máximo para turbina a gás, de acordo com a Tab. 2.3.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 77
Para a turbina a gás, realizou-se uma análise similar ao motor a gás, em que o parâmetro
HPR se comporta de maneira análoga.
É importante ressaltar apenas que as turbinas gás possuem uma maior energia de
recuperação, fato este atribuído à maior temperatura e vazão de gases de exaustão,
quando comparadas aos motores. Desta forma, é necessária a utilização de um maior
número de motores para fornecer a energia térmica necessária ao aquecimento de água.
Na simulação da Tab. 5.9, em que se supôs a máxima eficiência fornecida pela Tab. 2.3,
as turbinas a gás de potência 420 kW, 508 kW, 548 kW, 585 kW e 646 kW, mostraram
se inviáveis para aquecer o volume de água necessário à indústria através de uma
caldeira de recuperação.
Os itens inviáveis termicamente foram excluídos da análise econômica.
5.8 Análise Econômica
O cenário adotado para a simulação econômica das três configurações foi:
“Project Finance”: considerou-se o autofinanciamento com simulações de taxas
de atratividade de 0,9%, 1% e 1,2% ao mês;
Custo de combustível: o preço do gás natural é da ordem de US$ 0,1107/kg,
desconsiderando-se os impostos, segundo informações da GASMIG;
Custo da tarifa elétrica de fornecimento: a tarifa elétrica de grandes
consumidores é uma tarifa binária, assim há um valor para a energia (R$/MWh)
e outro para a ponta (R$/kWh mês). A ponta é denominada demanda, dentro
deste critério e o custo médio da tarifa vai depender do fator de carga do
consumidor. Quanto maior for o fator de carga do consumidor, menor será o
preço médio. Neste estudo o custo médio da tarifa azul do grupo A2
(consumidores de 138kV), segundo informações da concessionária local
CEMIG, é da ordem de R$ 0,08/kWh;
Cotação do dólar: R$ 2,50 (cotação oficial do dia 06/08/2001).
Neste cenário considerou-se que as tarifas de aumento da energia elétrica e do gás
natural serão iguais.
Os resultados das simulações econômicas encontram-se nos Apêndices 6, 7 e 8.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 78
5.8.1 Energia Solar
A simulação econômica supôs as seguintes condições econômico-financeiras:
Cronograma de investimentos: o pagamento deste sistema foi dividido em 10
prestações mensais equivalentes a 10% do valor do investimento;
Custos de operação e manutenção: 1% do valor do investimento ao ano;
Custos de combustíveis: foram calculados em função do aquecimento solar para
as duas configurações;
Carência do projeto: 6 meses;
Vida útil do investimento: 20 anos.
Custo do m 2 de coletor solar: 73,60 U$ /m 2 .
A simulação econômica deste item considerou as duas configurações do item (5.3.6):
Configuração Solar 1: 5.942,1 [m 2 ] de coletor solar e 20,1% de aquecimento
auxiliar;
Configuração Solar 2: 4.596,9 [m 2 ] de coletor solar e 30,8% de aquecimento
auxiliar.
R$
R$ 2.500.000
R$ 2.000.000
R$ 1.500.000
R$ 1.000.000
R$ 500.000
R$ 0
-R$ 500.000
-R$ 1.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ano
Solar 1 (1%)
Solar 2 (1%)
Figura 5.10 – Análise econômica e retorno do investimento do sistema solar,
considerando-se a taxa de atratividade de 1%.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 79
Tabela 5.10 – Tabela resumo da análise econômica das configurações
solar 1 e solar 2 a taxa de 1% de atratividade.
Alternativa Investimento Total Período de retorno
(meses)
Receita Acumulada
Solar 1 R$ 1.093.346 40 R$ 2.161.729
Solar 2 R$ 847.872 41 R$ 1.730.809,97
Diferença R$ 254.474 1 R$ 430.919,03
Do gráfico da Fig. 5.10 e da Tab. 5.10, observa-se que configuração solar 1 possui um
maior investimento inicial, porém, menor custo operacional devido à sua menor
dependência do aquecimento auxiliar. Desta forma seu valor presente líquido ao final de
20 anos é superior ao valor da configuração solar 2 em R$ 430.919,03.
O retorno de investimento das configurações 1 e 2 ocorreu no 40º e 41º mês
respectivamente.
5.8.2 Motor a gás
Para simulação econômica de motores de combustão interna adotaram-se as seguintes
suposições econômicas – financeiras:
Cronograma de investimentos: o pagamento deste sistema foi dividido em 4
prestações mensais de:
No 1º mês pagamento de 20% do valor do investimento final;
No 2º mês pagamento de 20% do valor do investimento final;
No 3º mês pagamento de 20% do valor do investimento final;
No 4º mês pagamento de 2 0% do valor do investimento final.
Nº de horas de trabalho ao ano: 8.760 horas;
Fator de serviço: 95% , valor arbitrado de acordo com a Tab. 2.2;
Custo de Investimento da caldeira de recuperação: 10% do custo do motor;
(valor estimado de acordo com a porcentagem utilizada para a caldeira de
recuperação)

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 80
Custo de construção civil e “start-up”: 3% do investimento; (valor estimado)
Custos de operação e manutenção: 2% do valor do investimento ao ano; (valor
estimado como o dobro da porcentagem da Turbina a gás)
Custos de combustíveis: foi calculado de acordo com a Eq. (3.20) e da tarifa do
combustível;
Custo de manutenção de 5 em 5 anos, com a parada do equipamento durante 15
dias: 4% do investimento; (valor estimado como o dobro da porcentagem da
Turbina a gás)
Carência do projeto: 4 meses, conforme informações do fabricante GUASCOR;
Vida útil do investimento: 30 anos, conforme informações do fabricante
GUASCOR.
Na análise econômica deste sistema foram simuladas três configurações para valores
típicos de eficiência do equipamento, adotando-se as faixas de eficiência da Tab. 2.3:
Configuração 1: eficiência térmica do motor equivalente a 35%;
Configuração 2: eficiência térmica do motor equivalente a 45%;
Configuração 3: eficiência térmica do motor equivalente a 53%.
A seguir, apresenta-se a simulação econômica, comparando-se as 3 configurações:
R$
R$ 4.000.000
R$ 3.500.000
R$ 3.000.000
R$ 2.500.000
R$ 2.000.000
R$ 1.500.000
R$ 1.000.000
R$ 500.000
R$ 0
-R$ 500.000
-R$ 1.000.000
-R$ 1.500.000
Motor 776
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Ano
Eficiência 35%
Eficiência 45%
Figura 5.11 – Análise econômica e retorno do investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, do motor de 776 [kW] de potência.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 81
Tabela 5.11 - Tabela resumo da análise econômica do
motor de 776 [kW] a taxa de 1% de atratividade.
Alternativa Investimento Total Período de retorno
(meses)
Receita Acumulada
776 [kW] (2 unid.) R$1.596.557 49 (η =35%) R$ 2.336.431
776 [kW] (2 unid.) R$1.596.557 40 (η =45%) R$ 3.301.754
Diferença R$0 9 meses R$ 965.323
Percebe-se que o motor de 776 [kW] (Fig. 5.11), simulado a uma taxa de atratividade de
1%, possui um período de retorno de investimento para a configuração mais pessimista,
(ηeq = 0,35), de 49 meses. Para a eficiência de 45% o equipamento seria pago ao final de
40 meses sendo a simulação para a eficiência 53% descartada devido à sua inviabilidade
térmica. Desta forma, o prazo de recuperação do investimento deste equipamento situase
entre 40 e 49 meses. Porém deve-se criticar o fato de que foi considerado o mesmo
investimento do equipamento para as eficiências de 35% e 45%.
5.8.3 Turbina a gás
Para a simulação econômica de turbinas a gás adotaram-se as seguintes suposições
econômicas – financeiras:
Cronograma de investimentos: o pagamento deste sistema foi dividido em 7
prestações mensais vinculadas aos eventos do projeto, conforme comunicação
pessoal com um vendedor da ALSTOM:
1º mês: “Down Payment” - pagamento de 10% do valor do investimento;
2º mês: Término do projeto de engenharia – pagamento de 10% do valor
do investimento;
6º mês: Início da construção dos equipamentos – pagamento de 20% do
valor do investimento;
8º mês: 70% dos equipamentos prontos – pagamento de 25% do valor do
investimento;

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 82
10º mês: Entrega dos Equipamentos – pagamento de 20% do valor do
investimento;
12º mês: Término da montagem dos equipamentos – pagamento de 10%
do valor do investimento;
14º mês: Teste de performance – pagamento de 5% do valor do
investimento;
Nº de horas de trabalho ao ano: 8.760 horas;
Fator de serviço: 95%, valor arbitrado da Tab. 2.2;
Custo de Investimento da caldeira de recuperação: 10% do custo da turbina;
(alguns autores consideram este custo na faixa de 30%, porém devido ao
pequeno porte deste equipamento, este custo foi estimado em 10%);
Custo de construção civil e “start-up”: 3% do custo da turbina; (valor estimado)
Custos de operação e manutenção: 1% do valor do investimento ao ano, segundo
Nogueira e Carvalho (1996) citado por Guarinelo Júnior (1997);
Custos de combustíveis: foi calculado de acordo com a Eq. (3.20) e da tarifa do
combustível;
Custo de manutenção de 5 em 5 anos, com a parada do equipamento durante 15
dias: 2% do investimento; (valor estimado)
Carência do projeto: 14 meses;
Vida útil do investimento: 30 anos, conforme Clementino (2000).
Neste sistema, foram simuladas duas configurações: para valores de eficiência do
equipamento fornecidos pelo fabricante, e valores máximos de eficiência para esta
configuração adotando-se valores de eficiência da Tab. 2.3:
Configuração 1: eficiência térmica da turbina fornecida pelo fabricante;
Configuração 2: eficiência térmica da turbina equivalente a 35%.
As turbinas a gás de pequeno porte, conforme mostrado no gráfico da Fig. 5.12, cujas
características e custos foram levantadas para este estudo, para um período de vida útil
de 30 anos, mostraram-se inviáveis economicamente, considerando-se um
autofinanciamento a uma taxa de atratividade de 1% ao mês.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 83
R$
R$ 400.000
R$ 200.000
R$ 0
-R$ 200.000
-R$ 400.000
-R$ 600.000
-R$ 800.000
-R$ 1.000.000
-R$ 1.200.000
-R$ 1.400.000
-R$ 1.600.000
Turbina a gás de 715 kW
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Eficiência do
fabricante
Eficiência 35%
Figura 5.12 – Análise econômica e retorno do investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, da turbina a gás de potência de 715 [kW].
R$
R$ 8.000.000
R$ 7.000.000
R$ 6.000.000
R$ 5.000.000
R$ 4.000.000
R$ 3.000.000
R$ 2.000.000
R$ 1.000.000
R$ 0
-R$ 1.000.000
-R$ 2.000.000
Turbina a gás 715 kW
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Tarifa R$ 0,08
Tarifa R$ 0,16
Tarifa R$ 0,28
Figura 5.13 – Análise econômica e retorno do investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, da turbina a gás de potência de 715 [kW],
comparando-se 3 tarifas de eletricidade.
Ano
Ano

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 84
Tabela 5.12 - Tabela resumo da análise econômica da turbina a gás de 715 [kW] a taxa
de 1% de atratividade, comparando-se a eficiência do fabricante e a eficiência de 35%.
Alternativa Investimento Total Período de retorno
(meses)
Receita Acumulada
TG 715 [kW] R$ 1.658.383 ∞ (η = fabr.) - R$ 490.942,20
TG 715 [kW] R$ 1.658.383 187 (η = 35%) R$ 272.371,30
Tabela 5.13 - Tabela resumo da análise econômica da turbina a gás de 715 [kW] a
taxa de 1% de atratividade, comparando-se as tarifas de eletricidade.
Alternativa
(η =35%)
TG 715 [kW]
Tarifa EE R$ 0,08
TG 715 [kW]
Tarifa EE R$ 0,16
TG 715 [kW]
Tarifa EE R$ 0,28
Investimento Total Período de retorno
(meses)
Receita Acumulada
R$ 1.658.383 ∞ (η = fabr.) - R$ 490.942,20
R$ 1.658.383 55 (η = fabr.) R$ 2.862.208,80
R$ 1.658.383 32 (η = fabr.) R$ 7.891.946
O gráfico da Fig. 5.12 simula o retorno de investimento de uma turbina a gás de 715
[kW] de potência, caso este equipamento possuísse a eficiência máxima da Tab. 2.3.
Percebe-se que mesmo com a eficiência máxima de 35%, o retorno do investimento iria
ocorrer em um prazo bem elevado, da ordem de 187 meses, conforme Tab. 5.12, mas
também criticando o fato de que foi considerado o mesmo investimento do equipamento
para as eficiências do fabricante de 25,2% e 35%.
O gráfico da Fig. 5.13 e a Tab. 5.13 mostram que para turbina gás ser economicamente
viável, a tarifa média de energia elétrica precisa ser superior a R$ 0,16/kWh. E caso a
tarifa de eletricidade se iguale a tarifa do gás equivalente a R$ 0,28/kWh, este
equipamento teria um retorno do investimento em 32 meses e, final de sua vida útil,
uma receita de R$ 7.891.946.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 85
Esta análise considera os equipamentos viáveis termicamente e economicamente. O
gráfico da Fig. 5.14, apresentado abaixo compara as duas configurações propostas
anteriormente para o aquecimento solar com o motor de 776 [kW], por ser o mais viável
economicamente, ambos à mesma taxa de atratividade.
O gráfico da Fig. 5.14 apresentado a seguir, mostra que as configurações solares 1 e 2,
assim como o motor de combustão interna com uma eficiência de 45% são as opções
mais atrativas economicamente, sendo que o motor, considerado às eficiências de 35% e
45%, ao final de 30 anos, terá acumulado uma maior receita. A configuração solar 1
será paga em 40 meses, a configuração solar 2 em 41 meses e motor a gás de 776 [kW],
à eficiência de 45%, em 40 meses e à eficiência de 35% em 49 meses.
R$
R$ 4.000.000
R$ 3.500.000
R$ 3.000.000
R$ 2.500.000
R$ 2.000.000
R$ 1.500.000
R$ 1.000.000
R$ 500.000
R$ 0
-R$ 500.000
-R$ 1.000.000
-R$ 1.500.000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Ano
Eficiência 35% Eficiência 45% Solar 1 (1%) Solar 2 (1%)
Figura 5.14 – Análise econômica e retorno do investimento, considerando-se a taxa de
atratividade de 1%, motor a gás de 776 [kW] de potência versus energia solar.

Capítulo 5 – Estudo de Caso e Análise dos Resultados 86
R$
R$ 2.500.000
R$ 2.000.000
R$ 1.500.000
R$ 1.000.000
R$ 500.000
R$ 0
-R$ 500.000
-R$ 1.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Ano
Solar 2 (0,9%) Solar 2 (1,2%) Solar 2 (1%)
Figura 5.15 – Análise econômica e retorno do investimento, comparando-se a taxa de
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2% para a configuração de energia solar 2.
Os gráficos das Figs. 5.15 e 5.16 mostram que, para taxas de atratividade variando entre
0,9% e 1,2%, o período de retorno do investimento é aproximadamente equivalente para
as alternativas estudadas. Porém, quanto menor a taxa de atratividade, maior será a
receita acumulada ao final de 20 anos, como era de se esperar.
R$
R$ 3.000.000
R$ 2.500.000
R$ 2.000.000
R$ 1.500.000
R$ 1.000.000
R$ 500.000
R$ 0
-R$ 500.000
-R$ 1.000.000
Ano
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Solar 1 (1%) Solar 1 (0,9%) Solar 1 (1,2%)
Figura 5.16 – Análise econômica e retorno do investimento, comparando-se a taxa de
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2% para a configuração de energia solar 1.

Capítulo 6
COMENTÁRIOS E CONCLUSÕES
Neste trabalho foi desenvolvida uma metodologia de análise e gestão energética, em que
se avaliou energia solar e cogeração.
A proposta avaliou a relação calor/potência (HPR) necessária a planta industrial
permitindo simular e planejar uma nova central de aquecimento de água avaliando-se
energia solar e cogeração, esta utilizando as tecnologias turbina a gás ou motor de
combustão interna com caldeira de recuperação.
A metodologia elaborada no Capítulo 3 foi consolidada em um programa
computacional, o qual, foi desenvolvido para possibilitar uma aplicação direta e
imediata das alternativas possíveis.
O estudo de caso adotado no Capítulo 5 possibilitou a validação da metodologia em
uma indústria automotiva. Neste estudo, foram simuladas duas configurações de energia
solar com diferentes valores de fração solar e área coletora.
A análise econômica apresentada que considerou o autofinanciamento e taxas de
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2% mostrou que o retorno do investimento das
configurações solar 1 e 2 obtiveram o prazo de retorno de investimento bem próximo,
variando entre 40 e 41 meses.
Os motores de combustão interna foram simulados à eficiências de 35%, 45% e 53%,
em que se avaliou a influência do parâmetro HPR, tendo sido verificado que à medida
que se incrementou o valor da eficiência do equipamento o valor de HPR reduziu-se
convergindo a valores inferiores aos da Tab. 2.3, casos em que os equipamentos
inviabilizaram o projeto.
As turbinas a gás foram analisadas similarmente ao motor e às eficiências do fabricante
e de 35% (valor máximo da Tab. 2.3), em que o parâmetro HPR se comportou de
maneira análoga ao motor.
87

Capítulo 6 – Considerações Finais 88
Deve-se ressaltar, neste estudo, que a configuração da turbina a gás mostrou possuir
maior energia de recuperação. Assim, foi necessário um maior número de motores para
se atingir a energia térmica necessária ao processo. A turbina de 715 [kW] foi inviável
economicamente e de acordo com a simulação de tarifas de energia elétrica proposta no
Capítulo 5 (Fig. 5.13 e Tab. 5.13), esta se tornaria viável para tarifas da ordem de R$
0,16/kWh, em que o prazo de retorno de investimento seria de 55 meses.
Os menores prazos de retorno de investimento, deste estudo, foram os simulados para o
aquecimento solar (40 a 41 meses – Fig. 5.10 e Tab. 5.10) e utilizando o motor de
combustão interna e gás natural de 776 [kW] (40 a 49 meses – Fig. 5.11 e Tab. 5.11).
As informações utilizadas que se referem a custos de equipamentos devem ser vistos
com ressalva, uma vez que alguns custos foram estimados e os orçamentos destes
equipamentos variam de uma região geográfica a outra, e de fatores econômicos
políticos e energéticos. Porém, este fato não invalida os resultados obtidos.
6.1 Limitações do trabalho e recomendações
A viabilidade de implantação de um sistema de cogeração deve ser submetida a uma
detalhada análise técnico-econômica, em que o levantamento das cargas térmicas e
elétricas deve ser o mais real possível. Dessa forma, deve-se fazer um estudo detalhado
que considere o levantamento das cargas elétricas e térmicas reais. Para sistemas
existentes, o procedimento mais adequado é a verificação das contas de energia por um
período mínimo de 12 meses, avaliando também, os combustíveis empregados, pico de
demanda e curva horária de consumo.
Novos sistemas também necessitam do levantamento de cargas e, ainda, da
consideração de fatores metereológicos regionais, sazonalidade das cargas e
desempenho dos equipamentos, de acordo com Guimarães (1999).
A energia produzida por um sistema de cogeração deve estar em paralelo à energia da
concessionária, no sentido de permitir complementações automáticas. Nesse caso, tornase
necessário contratar da concessionária local uma demanda complementar de reserva a
ser utilizada em caso de desligamento do sistema.

Capítulo 6 – Considerações Finais 89
6.2 Sugestões de trabalhos futuros
Sugere-se como trabalho futuro a avaliação da eficiência térmica com base na 2 a Lei da
Termodinâmica e utilização dos métodos exergia e modelo exergoeconômico.
E ainda realizar um estudo de caso com os dados reais (medidos).

Classificação
Apêndice 1
BANCO DE DADOS COLETOR SOLAR
Tabela A1 – Classificação, produção mensal de energia e
Produção Mensal
de Energia
eficiência dos coletores solar.
Área Externa
97
Produção
Mensal por Área
do coletor
Eficiência
[ kWh ] [ m² ] [ kWh / m² ] [ % ]
A 83,10 1,055 78,77 56,80
A 151,20 2,000 75,60 57,20
A 253,50 1,922 131,89 57,50
A 169,40 1,990 85,13 60,67
A 138,70 1,720 80,64 57,26
A 158,00 2,000 79,00 56,80
A 157,50 2,000 78,75 56,80
A 83,10 1,055 78,77 56,80
A 153,50 1,922 79,86 57,50
B 127,70 1,760 72,56 52,60
B 132,50 2,000 66,25 49,40
B 149,20 1,990 74,97 54,50
B 119,70 1,790 66,87 51,40
B 108,60 1,590 68,30 50,60
B 148,70 1,995 74,54 52,80
B 283,50 3,920 72,32 52,70
B 110,30 1,640 67,26 51,20
B 236,00 2,981 79,17 56,70
B 121,30 1,720 70,52 50,90
B 132,00 1,989 66,37 49,70
B 75,30 1,003 75,07 53,20
B 140,42 1,990 70,56 50,30
B 147,30 2,010 73,28 53,30
B 99,50 1,480 67,23 49,00

Apêndice 1 – Banco de dados Coletor Solar
Classificação
Produção Mensal
de Energia
Área Externa
Produção
Mensal por Área
do coletor
98
Eficiência
[ kWh ] [ m² ] [ kWh / m² ] [ % ]
B 128,27 1,790 71,66 55,10
B 127,58 1,900 67,15 51,50
B 65,78 0,975 67,47 49,40
B 99,42 1,420 70,01 51,60
B 104,35 1,580 66,04 49,30
B 91,12 1,390 65,55 49,98
B 107,10 1,600 66,94 50,90
B 114,57 1,600 71,61 52,75
B 119,70 1,790 66,87 51,40
B 127,70 1,760 72,56 52,60
B 127,70 1,760 72,56 52,60
B 127,70 1,720 74,24 52,60
B 198,50 3,000 66,17 49,40
B 264,60 4,000 66,15 49,40
B 132,50 2,000 66,25 49,40
B 197,30 2,980 66,21 49,70
B 223,50 3,000 74,50 52,80
B 298,00 4,000 74,50 52,80
B 148,70 2,000 74,35 52,80
B 355,80 4,920 72,32 52,70
B 355,80 4,920 72,32 52,70
B 283,50 3,920 72,32 52,70
B 110,30 1,640 67,26 51,20
B 121,30 1,720 70,52 50,90
B 197,30 2,980 66,21 49,70
B 132,00 1,990 66,33 49,70
B 128,30 1,710 75,03 53,20
B 207,45 2,940 70,56 50,30
B 207,45 2,940 70,56 50,30
B 140,42 1,990 70,56 50,30
B 140,42 1,990 70,56 50,30

Apêndice 1 – Banco de dados Coletor Solar
Classificação
Produção Mensal
de Energia
Área Externa
Produção
Mensal por Área
do coletor
99
Eficiência
[ kWh ] [ m² ] [ kWh / m² ] [ % ]
B 140,12 1,990 70,41 50,30
C 114,70 1,710 67,08 48,20
C 114,10 1,980 57,63 42,40
C 65,54 1,010 64,89 47,70
C 113,20 1,990 56,88 41,38
C 119,44 1,760 67,86 47,88
C 87,90 1,480 59,39 42,86
C 56,93 1,000 56,93 43,40
C 113,83 1,790 63,59 48,80
C 64,70 1,020 63,43 47,30
C 63,14 1,020 61,90 45,65
C 104,04 1,660 62,67 47,97
C 82,91 1,390 59,65 45,61
C 104,63 1,690 61,91 48,68
D 118,60 2,400 49,42 38,80
D 63,10 1,300 48,54 39,04

Apêndice 2
BANCO DE DADOS DE TURBINAS A GÁS
Tabela A2 - Dados técnicos e econômicos das Turbinas a gás de pequeno porte.
Classificação Fabricante Modelo Eficiência Potência Relação vazão ar Temp. Preço Preço
(%) (kW) pressão (kg/s) gases (ºC) (US$) (US$/kW)
Pequeno porte EBARA PW-4E 23,1 420 6,7 2,9 526 $344.834 821
Pequeno porte Pratt-Whitney (Base) ST6L-721(B) 23,4 508 6,6 3,0 514 $450.000 886
Pequeno porte Pratt-Whitney (Pico) ST6L-721(P) 23,8 567 6,6 3,09 541 $450.000 794
Pequeno porte ALSTOM ASE8-1000 22,1 548 10,6 3,6 540 $385.000 703
Pequeno porte EBARA PW-6E 23,5 585 7,3 3,2 598 $480.304 821
Pequeno porte KAWASAKI S2A-01 23,5 646 8,5 5,0 474 $530.387 821
Pequeno porte Pratt-Whitney (Base) ST6L-795(B) 24,7 678 8,5 3,2 589 $602.000 888
Pequeno porte Pratt-Whitney (Pico) ST6L-795(P) 24,8 743 8,1 3,3 621 $602.000 810
Pequeno porte EBARA PW-7E 25,2 715 8,1 3,8 578 $587.038 821
Pequeno porte ALSTOM ST6L-813 26,0 848 8,5 3,9 567 $677.500 799
Pequeno porte Pratt-Whitney (Base) ST6L-813 (B) 26,0 848 8,5 3,9 566 $750.000 884
100

Apêndice 2 – Banco de dados de Turbinas a gás
Tabela A2 - Dados técnicos e econômicos das Turbinas a gás de médio porte.
Classificação Fabricante Modelo Eficiência Potência Relação vazão ar Temp. Preço Preço
(%) (kW) pressão (kg/s) gases (ºC) (US$) (US$/kW)
Médio porte ALSTOM Makila_TI 27,1 1.050 9,6 5,4 505 $880.000 838
Médio porte Mitsui 5B5 27,6 1.080 10 5,0 492 $841.790 779
Médio porte Motor Sich (Tmáx 825ºC) TB3 27,6 1.100 7,5 7,3 421 $857.379 779
Médio porte Ishikawagima (Tmáx 686ºC) IM 150 27,6 1.100 9,4 5,4 486 $857.379 779
Médio porte Pratt-Whitney (Base) ST6L-90 (B) 28,0 1.175 9,4 5,2 536 $1.043.000 888
Médio porte EBARA PW-12E 26,9 1.180 7,3 6,4 598 $919.733 779
Médio porte ALSTOM Saturn_20 24,3 1.210 6,8 6,5 504 $675.000 558
Médio porte Pratt-Whitney (Pico) ST6L-90 (P) 28,5 1.327 6,8 5,3 565 $1.043.000 786
Fonte: Gas Turbine World Handbook (2000-2001).
101

Apêndice 3
BANCO DE DADOS DE MOTORES A GÁS
Tabela A3 - Dados técnicos e econômicos de motores a gás
Fabricante Modelo Potência Rotação vazão gas Temp. Preço Preço
(kW) Rpm (kg/s) gases (ºC) (US$) (US$/kW)
GUASCOR SFGLD240(1200) 318 1200 0,476 395 $164.710 518
GUASCOR SFGLD480 (1200) 636 1200 0,996 389 $261.375 411
GUASCOR SFGLD560 (1200) 748 1200 1,172 367 $280.676 375
GUASCOR SFGLD480 (1500) 776 1500 1,205 366 $282.576 364
GUASCOR SFGLD560(1500) 912 1500 1,344 401 $301.878 331
GUASCOR SFGLD480 (1800) 776 1800 1,2 380 $310.843 401
Fonte: Catálogo do fabricante Guascor.
102

Apêndice 4
RESULTADO DO PROGRAMA: TURBINA A GÁS
[CONSUMO DE ÁGUA QUENTE]
***** DIAGNER *****
Diagnóstico Energético da Turbina a Gás
>
- Restaurante 117600.0 [litros/dia]
- Vestiário 122400.0 [litros/dia]
- Consumo Total 240000.0 [litros/dia]
[EFICIÊNCIA DOS EQUIPAMENTOS TÉRMICOS]
- Trocador de Calor 80.0 [%]
- Caldeira 80.0 [%]
[CONSUMO ENERGÉTICO ATUAL]
- Energia liberada para aquecer a água 17090.1 [kW]
- Consumo de gás natural 1000.4 [kg/dia]
[SELEÇÃO DE EQUIPAMENTOS VIÁVEIS AO PROCESSO]
1 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.)
(US$)
EBARA PW-4E 420 2.9 526 6.7 0.231 344834
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 106.4 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 23.1 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 45.6 [%]
103

Apêndice 4 – Resultado do Programa: Turbina a gás 104
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.634
2 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Pratt-Whitney(B) ST6L-721(B) 508 3.0 514 6.6 0.234 450000
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 127.1 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 23.4 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 50.4 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.581
3 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp
Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.)
(US$)
ALSTOM 385000 ASE8-1000 548 3.6 540 10.6 0.221
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 145.1 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 22.1 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 54.9 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.503
4 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
EBARA PW-6E 585 3.2 598 7.3 0.235 480304

Apêndice 4 – Resultado do Programa: Turbina a gás 105
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 145.7 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 23.5 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 53.6 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.548
5 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
KAWASAKI S2A-01 646 5.0 474 8.5 0.235 530387
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 160.9 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 23.5 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 55.8 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.527
6 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Pratt-Whitney(B) ST6L-795(B) 678 3.2 589 8.5 0.247 602000
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 160.7 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 24.7 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 54.5 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.566

Apêndice 4 – Resultado do Programa: Turbina a gás 106
7 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
EBARA PW-7E 715 3.8 578 8.1 0.252 587038
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 166.1 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 25.2 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 54.7 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.576
8 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
ALSTOM ST6L-813 848 3.9 567 8.5 0.260 677500
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 190.9 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 26.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 56.5 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.575
9 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Pratt-Whitney(B) ST6L-813(B) 848 3.9 566 8.5 0.260 750000
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 190.9 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 26.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]

Apêndice 4 – Resultado do Programa: Turbina a gás 107
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 56.5 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.575
10 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
ALSTOM Makila_TI 1050 5.4 505 9.6 0.271 880000
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 226.8 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 27.1 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 58.2 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.582
11 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Mitsui 5B5 1080 5.0 492 10.0 0.276 841790
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 229.1 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 27.6 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 57.8 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.596
12 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Motor_Sich TB3 1100 7.3 421 7.5 0.276 857379

Apêndice 4 – Resultado do Programa: Turbina a gás 108
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 233.3 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 27.6 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 58.1 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.594
13 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Ishikawagina IM_150 1100 5.4 486 9.4 0.276 857379
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 233.3 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 27.6 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 58.1 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.594
14 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
Pratt-Whitney ST6L-90(B) 1175 5.2 536 9.4 0.280 1043000
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 245.6 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 28.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 58.4 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.599

Apêndice 4 – Resultado do Programa: Turbina a gás 109
15 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
EBARA PW-12E 1180 6.4 598 7.3 0.269 919733
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 256.8 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 26.9 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 60.1 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.559
16 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
ALSTOM Saturn_20 1210 6.5 504 6.8 0.243 675000
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 291.5 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 24.3 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 1 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 64.3 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.473

Apêndice 5
RESULTADO DO PROGRAMA: MOTOR A GÁS
[CONSUMO DE ÁGUA QUENTE]
***** DIAGNER *****
Diagnóstico Energético do Motor a Gás
>
- Restaurante 117600.0 [litros/dia]
- Vestiário 122400.0 [litros/dia]
- Consumo Total 240000.0 [litros/dia]
[EFICIÊNCIA DOS EQUIPAMENTOS TÉRMICOS]
- Trocador de Calor 80.0 [%]
- Caldeira 80.0 [%]
[CONSUMO ENERGÉTICO ATUAL]
- Energia liberada para aquecer a água 15479.1 [kW]
- Consumo de gás natural 906.1 [kg/dia]
[SELEÇÃO DE EQUIPAMENTOS VIÁVEIS AO PROCESSO]
3 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
GUASCOR SFGLD480(1200) 636 1.0 389 11.0 0.350 261375
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 106.4 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 35.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 2 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 50.8 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.861
110

Apêndice 5 – Resultado do Programa: Motor a Gás 111
4 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
GUASCOR SFGLD560(1200) 748 1.2 367 11.0 0.350 280676
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 125.1 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 35.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 2 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 52.9 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.827
5 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
GUASCOR SFGLD480(1500) 776 1.2 366 11.0 0.350 282576
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 129.8 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 35.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 2 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 53.4 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.820
6 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
GUASCOR SFGLD560(1500) 912 1.3 401 11.0 0.350 301878
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 152.5 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 35.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]

Apêndice 5 – Resultado do Programa: Motor a Gás 112
- Número de equipamentos 2 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 55.1 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.794
7 - [CARACTERÍSTICAS DO EQUIPAMENTO]
Fábrica Modelo Potência V.gas Temp. rp Eficiência Preço
(kW) (kg/s) (°C) (dec.) (US$)
GUASCOR SFGLD480(1800) 776 1.2 380 11.0 0.350 310843
- [PARÂMETROS TÉRMICOS DO EQUIPAMENTO]
- Consumo de gás natural 129.8 [kg/dia]
- Eficiência da Máquina 35.0 [%]
- Eficiência da Caldeira de recuperação 80.0 [%]
- Número de equipamentos 2 [unid.]
- Eficiência da Exaustão 53.4 [%]
- RAZAO POTÊNCIA/CALOR (PHR) 0.820

Apêndice 6
SIMULAÇÕES ECONÔMICAS ENERGIA SOLAR
Tabela A6 - Simulação econômica anual das configurações solar 1 e 2, com taxas de
atratividade de 0,9%, 1% e 1,2%, para sua vida útil de 2 anos
Ano
Solar 1
(0,9%)
Solar 2
(0,9%)
Solar 1
(1%)
113
Solar 2
(1%)
Solar 1
(1,2%)
Solar 2
(1,2%)
1 -R$ 829.888 -R$ 632.300 -R$ 827.141 -R$ 630.255 -R$ 821.690 -R$ 626.199
2 -R$ 447.992 -R$ 331.008 -R$ 451.766 -R$ 334.108 -R$ 458.995 -R$ 340.055
3 -R$ 105.026 -R$ 60.429 -R$ 118.640 -R$ 71.293 -R$ 144.672 -R$ 92.074
4 R$ 202.978 R$ 182.567 R$ 176.992 R$ 161.943 R$ 127.729 R$ 122.834
5 R$ 479.585 R$ 400.793 R$ 439.351 R$ 368.927 R$ 363.801 R$ 309.079
6 R$ 727.995 R$ 596.773 R$ 672.181 R$ 552.616 R$ 568.387 R$ 470.486
7 R$ 951.082 R$ 772.775 R$ 878.806 R$ 715.630 R$ 745.688 R$ 610.365
8 R$ 1.151.428 R$ 930.836 R$ 1.062.175 R$ 860.297 R$ 899.343 R$ 731.589
9 R$ 1.331.352 R$ 1.072.784 R$ 1.224.905 R$ 988.681 R$ 1.032.504 R$ 836.645
10 R$ 1.492.934 R$ 1.200.262 R$ 1.369.321 R$ 1.102.616 R$ 1.147.906 R$ 927.690
11 R$ 1.636.750 R$ 1.313.724 R$ 1.496.213 R$ 1.202.726 R$ 1.246.731 R$ 1.005.656
12 R$ 1.767.068 R$ 1.416.537 R$ 1.609.949 R$ 1.292.457 R$ 1.333.403 R$ 1.074.035
13 R$ 1.884.102 R$ 1.508.869 R$ 1.710.885 R$ 1.372.088 R$ 1.408.516 R$ 1.133.295
14 R$ 1.989.205 R$ 1.591.789 R$ 1.800.460 R$ 1.442.758 R$ 1.473.611 R$ 1.184.651
15 R$ 2.083.595 R$ 1.666.257 R$ 1.879.953 R$ 1.505.473 R$ 1.530.024 R$ 1.229.157
16 R$ 2.168.362 R$ 1.733.133 R$ 1.950.499 R$ 1.561.129 R$ 1.578.914 R$ 1.267.728
17 R$ 2.244.488 R$ 1.793.192 R$ 2.013.106 R$ 1.610.522 R$ 1.621.283 R$ 1.301.155
18 R$ 2.312.855 R$ 1.847.128 R$ 2.068.665 R$ 1.654.355 R$ 1.658.001 R$ 1.330.123
19 R$ 2.374.252 R$ 1.895.567 R$ 2.117.972 R$ 1.693.255 R$ 1.689.823 R$ 1.355.228
20 R$ 2.429.390 R$ 1.939.068 R$ 2.161.729 R$ 1.727.776 R$ 1.717.400 R$ 1.376.985

Apêndice 7
SIMULAÇÕES ECONÔMICAS TURBINA A GÁS
Tabela A7 – Simulação econômica anual da Turbina a gás 715 [kW], considerando a taxa de
atratividade de 1%, eficiência do fabricante e de 35%, para sua vida útil de 30 anos.
Ano Eficiência de 35% Eficiência do
fabricante
1 -R$ 1.482.599 -R$ 1.482.599
2 -R$ 1.369.068 -R$ 1.444.218
3 -R$ 1.168.555 -R$ 1.324.550
4 -R$ 990.609 -R$ 1.218.350
5 -R$ 832.692 -R$ 1.124.103
6 -R$ 692.548 -R$ 1.040.463
7 -R$ 605.322 -R$ 1.001.220
8 -R$ 494.950 -R$ 935.349
9 -R$ 397.000 -R$ 876.891
10 -R$ 310.074 -R$ 825.013
11 -R$ 233.696 -R$ 779.429
12 -R$ 185.682 -R$ 757.828
13 -R$ 124.928 -R$ 721.569
14 -R$ 71.011 -R$ 689.391
15 -R$ 23.163 -R$ 660.835
16 R$ 19.300 -R$ 635.493
17 R$ 45.729 -R$ 623.602
18 R$ 79.171 -R$ 603.644
19 R$ 108.849 -R$ 585.931
20 R$ 135.187 -R$ 570.212
21 R$ 158.561 -R$ 556.263
22 R$ 179.304 -R$ 543.883
23 R$ 197.712 -R$ 532.897
24 R$ 209.170 -R$ 527.742
25 R$ 223.668 -R$ 519.090
26 R$ 236.534 -R$ 511.411
27 R$ 247.951 -R$ 504.597
28 R$ 258.084 -R$ 498.549
29 R$ 264.391 -R$ 495.712
30 R$ 272.371 -R$ 490.949
114

Apêndice 8
SIMULAÇÕES ECONÔMICAS MOTOR A GÁS
Tabela A8 - Simulação econômica anual do Motor a Gás 776 [kW], com taxas de
atratividade de 1%, eficiência de 35% e 45%, para sua vida útil de 30 anos.
Ano Eficiência de 35% Eficiência de
45%
1 -R$ 1.090.808 -R$ 1.090.808
2 -R$ 683.526 -R$ 570.531
3 -R$ 322.083 -R$ 108.812
4 -R$ 1.322 R$ 300.940
5 R$ 283.338 R$ 664.574
6 R$ 535.959 R$ 987.281
7 R$ 720.364 R$ 1.231.255
8 R$ 919.320 R$ 1.485.408
9 R$ 1.095.883 R$ 1.710.956
10 R$ 1.252.574 R$ 1.911.118
11 R$ 1.390.252 R$ 2.086.993
12 R$ 1.491.758 R$ 2.221.288
13 R$ 1.601.273 R$ 2.361.187
14 R$ 1.698.462 R$ 2.485.340
15 R$ 1.784.713 R$ 2.595.519
16 R$ 1.861.256 R$ 2.693.297
17 R$ 1.920.254 R$ 2.769.532
18 R$ 1.980.537 R$ 2.846.539
19 R$ 2.034.034 R$ 2.914.879
20 R$ 2.081.511 R$ 2.975.527
21 R$ 2.123.644 R$ 3.029.349
22 R$ 2.161.035 R$ 3.077.114
23 R$ 2.194.217 R$ 3.119.502
24 R$ 2.219.794 R$ 3.152.551
25 R$ 2.245.927 R$ 3.185.935
26 R$ 2.269.120 R$ 3.215.562
27 R$ 2.289.701 R$ 3.241.853
28 R$ 2.307.967 R$ 3.265.186
29 R$ 2.322.045 R$ 3.283.378
30 R$ 2.336.431 R$ 3.301.754
115

116

“Se as coisas são inatingíveis ... ora!
Não é motivo para não querê-las ...
Que tristes os caminhos, se não fora
A presença distante das estrelas!”
Mário Quintana
Dedico este trabalho aos meus pais, ao Renato e às minhas irmãs.

AGRADECIMENTOS
Em especial ao meu pai pelas informações, pelos materiais, documentos cedidos, pelo
apoio e dedicação, por tudo.
À minha mãe e irmãs pela amizade e apoio.
Ao Renato, que sempre esteve disponível incentivando e apoiando a execução desta
dissertação.
À Professora Elizabeth Marques, pela orientação e confiança depositada.
Ao Manuel Emílio de Lima Torres pelas informações energéticas e valiosa colaboração
na análise financeira.
Ao amigo Eduardo Caballero, pelos conselhos, sugestões e apoio.
À Valéria pela colaboração, amizade e alegre convivência.
Aos alunos do Green pela colaboração e apoio.
Ao Professor Luís Otávio pelas informações da análise econômica.
Ao Professor Marcelo Becker pelo fornecimento de materiais imprescindíveis.
Ao Professor José Ricardo, coordenador do Mestrado, pelo auxílio e apoio.
Ao Professor José Antônio Perrella Balestieri pela disponibilidade e orientação.
À Fundação Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)
pelo financiamento do trabalho.
À PUC Minas e a Pró-Reitoria de Pesquisa e Pós Graduação pelo fomento à pesquisa.
A todos os amigos que me incentivaram e apoiaram.