Eco_Lógicas 2015/2016 by Instituto ideal

2015/2016

CONHECIMENTO - SUSTENTABILIDADE - INTEGRAÇÃO

Concurso Latino-Americano de Monografias sobre Energias Renováveis e Eficiência Energética

Patrocínio

Eco_Lógicas: Concurso Latino-Americano de Monografias sobre Energias Renováveis e Eficiência Energética. Trabalhos Selecionados.

Eco_Lógicas Concurso Latino-Americano de Monografias sobre Energias Renováveis e Eficiência Energética

Trabalhos Selecionados

Quito - Ecuador 2015/2016

Eco_Lógicas Concurso Latino-Americano de Monografias sobre Energias Renováveis e Eficiência Energética 2015/2016 Trabalhos Selecionados Instituto IDEAL (Instituto para o Desenvolvimento de Energias Alternativas na América Latina) OLADE (Organização Latino-Americana de Energia) Quito, Equador 270 p. ISBN: 978-9978-70-117-1

COMISSÃO ORGANIZADORA Mauro Passos - Instituto IDEAL Fátima Martins - Instituto IDEAL Gabrielle Bittelbrun - Instituto IDEAL Andressa Braun - Instituto IDEAL Lourdes Pillajo - OLADE

COMISSÃO CIENTÍFICA E AVALIADORA 1. Sandra Garzón Universidad de La Salle Bogotá, COLOMBIA 2. Roberto Lamberts e sua equipe de cinco especialistas. Universidad Federal de Santa Catarina Florianópolis, BRASIL 3. Rodrigo Flora Calili Pontifiícia Universidade Católica Rio de Janeiro, BRASIL 4. Reinaldo Castro Souza e sua equipe de cinco especialistas. Pontifiícia Universidade Católica Rio de Janeiro, BRASIL 5. Fundación Bariloche e sua equipe de seis especialistas. Buenos Aires, ARGENTINA 6. Eng. Enrique Riegelhaupt Red Mexicana de Bioenergia AC MÉXICO 7. Fernando Luiz Cyrino Oliveira, D.Sc. Departamento de Engenharia Industrial Pontifícia Universidade Católica Rio de Janeiro, BRASIL

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COMISSÃO JULGADORA Instituto para o Desenvolvimento de Energias Alternativas na América Latina, Instituto IDEAL Organização Latino-Americana de Energia, OLADE

COMISSÃO EDITORIAL Marcelo Ayala Responsável Comunicação OLADE Andressa Braun Gestora de Projetos e de Comunicação Instituto IDEAL DESENHO E DIAGRAMAÇÃO Ana María Arroyo Consultor independente TRADUTORES Gabriela Martinez OLADE Peter Newton Consultor independente

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APRESENTAÇÃO

OLADE é uma organização política e de apoio técnico que contribui à integração, ao desenvolvimento e à segurança energética da região, assessorando e impulsionando a cooperação e a coordenação entre seus países membros. Desta forma, a OLADE criou espaços onde se realizaram alianças com a academia com o fim de incentivar a pesquisa nas áreas de energias renováveis e eficiência energética, através do fortalecimento de suas capacidades em programas de modalidade virtual, semi-presencial e presencial. A Capacitação Energética Regional (CAPEV) de OLADE teve um papel muito importante e reconhecido na região, capacitando, somente no ano de 2015, mais de 7000 funcionários dos ministérios e secretarias de energia dos 27 países membros da América Latina e Caribe. Assim também a OLADE, através da plataforma de redes técnicas do setor energético de América Latina e Caribe (Especialistas em Rede) incentivou o diálogo e intercambio entre especialistas para o apoio na análise e tomada de decisões dos especialistas, governos e demais atores do setor energético. A todo o anterior, se somou o concurso Eco_Lógicas, uma iniciativa fomentada pelo Instituto IDEAL do Brasil e executada com o apoio da Organização Latino-Americana de Energia (OLADE). Através do acordo de cooperação com a OLADE, o concurso foi realizado conjuntamente pela primeira vez em 2013/2014, tendo a participação de 12 países membros da OLADE: Argentina, Brasil, Chile, Colômbia, Cuba, El Salvador, México, Nicarágua, Panamá, Paraguai, Peru e Uruguai. Na edição 2015/2016 se apresentaram 42 trabalhos de nove países membros da OLADE, a saber: Argentina, Brasil, Chile, Colômbia, Guatemala, México, Paraguai, Peru e Uruguai. Estes trabalhos foram avaliados pelo staff de instrutores de capacitação da OLADE, o qual está integrado por cerca de 100 especialistas ligados a universidades e centros de pesquisa do mais alto nível da região. Após uma avaliação exaustiva, se selecionou uma vencedora na categoria energias renováveis e outro na categoria eficiência energética, contribuindo desta forma, ao compromisso com o conhecimento, a sustentabilidade e a integração da região. Por meio da publicação deste livro, o Instituto IDEAL e a OLADE querem estender suas felicitações e reconhecimento aos estudantes e professores que participaram nesta edição do concurso, por sua dedicação e seu aporte na busca de uma matriz energética limpa e sustentável.

Fernando Ferreira Secretário-Executivo da OLADE

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ENERGIAS RENOVÁVEIS <BRASIL>

DESENVOLVIMENTO DE UM INVERSOR TRIFÁSICO NÃO ISOLADO PARA CONEXÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS NA REDE PÚBLICA DE ENERGIA ELÉTRICA

JULIAN CEZAR GIACOMINI <BRASIL>

PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTE EÓLICA NO RIO GRANDE DO NORTE

LUZIENE DANTAS DE MACEDO <CHILE>

ESTIMATIVA DE ENERGIA DISPONÍVEL PARA O BANCO DE BATERIAS DE UMA MICRO-REDE BASEADA EM ENERGIAS RENOVÁVEIS

CLAUDIO DANILO BURGOS MELLADO <COLOMBIA>

NOVAS CONTRIBUIÇÕES AO DESENHO DE EDIFICIOS FOTOVOLTAICOS PARA CIDADES SUSTENTÁVEIS

LUIS FERNANDO MULCUE NIETO <MEXICO>

DESENVOLVIMENTO DE UM SISTEMA AUTÔNOMO DE EMERGÊNCIA MÓVIL PARA PURIFICAR ÁGUA

119

DULCE KRISTAL BECERRA PANIAGUA

EFICIÊNCIA ENERGÉTICA <BRASIL>

MÉTODO DE APOIO À TOMADA DE DECISÃO PARA O APERFEIÇOAMENTO DA EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE EDIFICAÇÕES RESIDENCIAIS

141

ARTHUR SANTOS SILVA / LAIANE SUSAN SILVA ALMEIDA <BRASIL>

A INFLUÊNCIA DOS USUÁRIOS SOBRE OS SISTEMAS DE ILUMINAÇÃO NATURAL E ARTIFICIAL: ESTUDO DE CASO DE SALAS DA ESCOLA DE ARQUITETURA DA UFMG

173

CAMILA CAMPOS GONÇALVES <BRASIL>

EFICIÊNCIA ENERGÉTICA NO PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO COM FOCO NAS EMISSÕES DE CO2

193

LUIZ FILIPE ALVES CORDEIRO <BRASIL>

APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DE RESÍDUOS SÓLIDOS URBANOS: ESTUDO DE CASO NO MUNICÍPIO DE ITANHAÉM-SP.

209

LUIZ HENRIQUE TARGA GONÇALVES MIRANDA <BRASIL>

GERENCIAMENTO PELO LADO DA DEMANDA E SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE COMO RECURSOS ENERGÉTICOS: UM ESTUDO DE CASO PARA O SETOR ELÉTRICO NICARAGUENSE CARLOS GERMÁN MEZA GONZÁLEZ

233

ENERGIAS RENOVÁVEIS

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BRASIL DESENVOLVIMENTO DE UM INVERSOR TRIFÁSICO NÃO ISOLADO PARA CONEXÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS NA REDE PÚBLICA DE ENERGIA ELÉTRICA JULIAN CEZAR GIACOMINI Orientação: Professor Dr. Cassiano Rech

RESUMO

A energia solar fotovoltaica vem ganhando destaque ao longo dos últimos anos por ser uma fonte de energia renovável e praticamente inesgotável. Neste sentido, os sistemas fotovoltaicos conectados à rede se apresentam bastante promissores, pois a energia gerada pode ser utilizada para suprir as cargas locais e o excedente pode ser injetado na rede elétrica. Em sistemas fotovoltaicos conectados à rede, o inversor é o elemento responsável pela adequação do nível de tensão contínuo fornecido pelo sistema fotovoltaico em um nível alternado, compatível com a rede elétrica de distribuição. Neste cenário, os inversores fotovoltaicos sem transformador tornam-se uma solução interessante, pois apresentam um elevado rendimento, baixo custo e reduzido peso/volume devido à retirada da isolação galvânica. Contudo, neste tipo de sistema, surge o inconveniente da circulação de correntes de fuga nas capacitâncias parasitas do sistema fotovoltaico. A corrente de fuga traz diversos problemas ao sistema, como por exemplo, distorção da forma de onda da corrente na rede e aumento da interferência eletromagnética. Portanto, neste trabalho é apresentado o desenvolvimento de um inversor trifásico sem transformador para a conexão de sistemas fotovoltaicos na rede pública de energia elétrica. Este inversor apresenta um elevado rendimento e mantém a corrente de fuga dentro dos limites normativos. Além disso, a qualidade das correntes injetadas é garantida pelo emprego de um filtro passivo LCL, fazendo com que a distorção harmônica fique abaixo do nível estipulado pela norma nacional. Resultados experimentais são apresentados empregando o protótipo desenvolvido de modo a verificar seu desempenho. PALAVRAS CHAVE: Inversor fotovoltaico não isolado, Corrente de fuga, Sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

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INTRODUÇÃO Este capítulo objetiva realizar uma contextualização do tema abordado, onde, inicialmente, um panorama energético mundial é apresentado, com destaque para a utilização das energias renováveis. Uma maior ênfase é dada à energia solar fotovoltaica, onde é destacada sua crescente utilização ao longo dos últimos anos. Em seguida, é feita uma descrição das características básicas dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Alguns aspectos relacionados à utilização do transformador em sistemas fotovoltaicos conectados à rede também são abordados, destacando suas vantagens e desvantagens. Ao final do capítulo, os principais objetivos e contribuições desta monografia são apresentados. PANORAMA ENERGÉTICO E PERSPECTIVAS A eletricidade é uma das formas de energia mais utilizada no mundo, e isto se deve, entre outros motivos, pela facilidade de seu transporte e também por apresentar reduzidas perdas em comparação a outras fontes de energia. Assim, o desenvolvimento econômico e o aumento da população se traduzem em um incremento do consumo de energia elétrica. Com isso, a sociedade moderna está cada vez mais dependente deste subsídio, uma vez que o setor energético influencia praticamente em todos os aspectos de vida humana. Para ilustrar, a Figura 1 mostra a evolução do consumo anual estimado de energia elétrica no mundo nos últimos anos. Verifica-se que o consumo de energia elétrica subiu de 15136 bilhões de kWh em 2004 para cerca de 19710 bilhões de kWh no ano de 2012, o que equivale a um aumento de 30,2% nesse período. 20000

Bilhões kWh

15000

10000

5000

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Figura 1 – Evolução do consumo anual estimado de energia elétrica no mundo. Fonte: Adaptado de (EIA, 2015). Para suprir esta crescente demanda, a matriz energética deve estar estruturalmente preparada. Sabe-se que a maior parte da energia elétrica mundial consumida provém de fontes não renováveis de energia, como o petróleo e os seus derivados. Esta afirmação pode ser confirmada através da Figura 2, onde está representada a distribuição percentual das principais fontes primárias geradoras de energia elétrica no mundo, considerando o ano de 2012. Nota-se que as energias renováveis correspondem a somente 21,2% da geração de eletricidade no mundo, enquanto que o restante é predominantemente não renovável.

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A utilização de fontes não renováveis apresenta um impacto ambiental bastante negativo. A emissão de gases tóxicos na atmosfera, resultantes da queima do petróleo, provocam o aquecimento global (efeito estufa), afetando o clima e o ecossistema de uma forma geral. Além disso, a provável escassez dos combustíveis fósseis vem motivando investimentos em fontes renováveis de energia e a adoção de práticas sustentáveis. Dentre estas fontes, uma das que mais se destaca pelo crescimento nos últimos anos é a energia solar. A energia solar se caracteriza como uma fonte de energia renovável bastante promissora. Pode ser aproveitada de diversas formas, onde se destacam os sistemas fotovoltaicos. Nestes sistemas, a energia do sol é utilizada para a produção de eletricidade a partir de módulos fotovoltaicos. A energia solar fotovoltaica apresenta diversas vantagens em relação às demais fontes de energia, como por exemplo: não produz ruído, não contribui sensivelmente para a poluição, possui uma fonte primária de energia abundante (Sol), pode ser instalada próxima ao local de consumo, apresenta elevada vida útil, facilidade de instalação devido à sua estrutura modular, entre outras (LUQUE e HEGEDUS, 2011). 22,5%

10,9%

21,2%

16,2% 5,0%

40,4%

Petróleo Carvão/turfa Gás natural Nuclear Hidro Outros*

5,0% * Inclui geotérmica, solar, eólica, etc.

Figura 2 - Geração de eletricidade mundial. Fonte: Adaptado de (IEA, 2014a). A energia solar fotovoltaica vem em constante crescimento, embora sua contribuição ainda não seja significativa em comparação com a energia gerada por outras fontes renováveis, como pode ser observado na Figura 3, considerando dados de 2012 fornecidos pela International Energy Agency (IEA). Enquanto que a energia solar fotovoltaica é responsável por apenas 2,11% da energia elétrica renovável gerada mundialmente, a energia hídrica contribui com 77,8%.

7,85%

77,80%

22,20%

10,79% 2,11% 1,45%

Hidro Biomassa Eólica Fotovoltaica Geotérmica

Figura 3 – Composição da energia elétrica gerada por fontes renováveis no mundo. Fonte: Adaptado de (IEA, 2014b).

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14000

Capacidade instalada (MW)

12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Europa Ásia-Pacífico América

China Oriente Médio e África Resto do mundo

Figura 4. Evolução acumulativa da capacidade global instalada de geração fotovoltaica. Fonte: Adaptado de (EPIA, 2014). No entanto, evidencia-se que a capacidade global instalada de geração fotovoltaica vem experimentando um forte crescimento ao longo dos anos, como exemplificado na Figura 4. Com 81,5 GW em 2013, a Europa se consolida como a principal região do mundo em termos de capacidade instalada, o que representa 59% da capacidade instalada global de geração fotovoltaica. A América se situa em terceiro, com aproximadamente 13,7 GW de potência instalada. A busca por fontes alternativas de energia, aliada aos crescentes investimentos, fez com que a capacidade instalada de geração fotovoltaica no mundo alcançasse o patamar de 138,85 GW no ano de 2013, segundo dados da European Photovoltaic Industry Association (EPIA) (EPIA, 2014). No caso do Brasil, a energia solar fotovoltaica ainda não se tornou uma tecnologia difundida como nos países europeus. Foi empregada principalmente em pequenos sistemas isolados ou autônomos, em locais onde não há suprimento de energia elétrica através de linhas de distribuição. Segundo dados do Balanço Energético Nacional (BEN) de 2014, o Brasil possuía uma capacidade instalada de geração fotovoltaica de apenas 5 MW no ano de 2013 (EPE, 2014). Por outro lado, o potencial de irradiação solar incidente em qualquer região do território brasileiro é superior ao da maioria dos países da Europa, que concentram a maior capacidade instalada mundial em geração fotovoltaica. Por exemplo, o Brasil possui uma insolação diária entre 4,5 e 6 kWh/m2, enquanto na Alemanha a insolação máxima diária não ultrapassa o limiar de 3,5 kWh/m2 (VILLALVA e GAZOLI, 2012). Portanto, estes dados evidenciam o pouco aproveitamento deste recurso por parte do Brasil, uma vez que o território brasileiro apresenta potencial para geração solar fotovoltaica muito superior à Alemanha, a qual possui a maior capacidade instalada de geração solar fotovoltaica do mundo (EPIA, 2014). Em contrapartida, ao longo dos últimos anos, nota-se um crescimento do interesse por parte de órgãos competentes em tornar os sistemas fotovoltaicos competitivos e difundidos na matriz energética brasileira. Uma sinalização disto é a aprovação, no ano de 2012, da resolução normativa n° 482 da Agência

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Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (ANEEL, 2012b). Esta resolução estabelece as condições gerais para o acesso da microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica. Define também o sistema de compensação de energia elétrica, no qual permite ao consumidor possuir um sistema fotovoltaico em sua residência para a complementação do consumo próprio. Além disso, caso haja excedente, possibilita o abatimento em futuras contas de energia elétrica ou até mesmo a exportação desta energia para outra localidade. Logo, uma vez que as barreiras relacionadas à energia solar fotovoltaica sejam vencidas, esta fonte de energia possui grandes chances de se tornar uma das fontes renováveis mais empregadas no Brasil e no mundo. As perspectivas futuras com relação à energia solar fotovoltaica no mundo são bastante promissoras. Segundo dados da IEA, no ano de 2020, estima-se que a capacidade instalada mundial de energia solar fotovoltaica chegue próxima a 400 GW, quase três vezes a capacidade instalada atual (IEA, 2014b). SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede injetam a energia gerada pelos módulos fotovoltaicos na rede pública de energia elétrica. Podem ser divididos em sistemas de grande porte centralizados (usinas) ou em sistemas de pequeno porte descentralizados (geração distribuída). A ANEEL define três categorias de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, de acordo com sua potência (ANEEL, 2012a): • Microgeração: potência instalada até 100 kW; • Minigeração: potência instalada entre 100 kW e 1 MW; • Usinas de eletricidade: potência instalada acima de 1 MW. As usinas produzem grandes quantidades de energia elétrica através de um sistema fotovoltaico de grande porte, onde necessitam de uma grande área para sua instalação e se localizam relativamente distante dos grandes centros de consumo, o que requer a utilização de extensos sistemas de transmissão. Os sistemas de microgeração e minigeração são instalados de forma distribuída (Geração Distribuída), próximos ao local de consumo, sendo que a energia gerada é utilizada como fonte complementar à rede de distribuição. Com isso, elimina-se grande parte das perdas associadas à transmissão e a distribuição. Além disso, a geração distribuída permite aos consumidores a redução do custo do suprimento de energia elétrica, ao mesmo tempo em que melhora a confiabilidade do sistema. Os sistemas de minigeração são mais empregados em instalações comerciais e industriais, enquanto que os sistemas de microgeração são utilizados em instalações residenciais com menor consumo de energia elétrica (VILLALVA e GAZOLI, 2012). Para exemplificar, na Figura 5 é mostrado um diagrama simplificado de um sistema fotovoltaico residencial conectado à rede. O inversor é o elemento responsável pela adequação do nível de tensão contínuo (CC) fornecido pelo sistema fotovoltaico em um nível alternado (CA), compatível com a rede elétrica de distribuição. O filtro passivo é empregado para atenuar os harmônicos de comutação gerados na operação do inversor, objetivando atender as normas vigentes de distorção harmônica de corrente. Com relação ao medidor de energia do consumidor, deve ser do tipo bidirecional, uma vez que a energia excedente pode ser injetada na rede. Ou seja, se a energia gerada for suficiente para a alimentação das cargas da residência, a energia adicional pode ser injetada na rede e abatida nas futuras contas de energia elétrica.

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Sistema fotovoltaico Inversor

Filtro Rede Medidor Cargas CA

Figura 5 - Diagrama simplificado de um sistema fotovoltaico residencial conectado à rede.

USO DO TRANSFORMADOR EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE Dependendo da isolação elétrica existente entre o sistema fotovoltaico e a rede, os sistemas fotovoltaicos conectados à rede podem ser isolados ou não isolados. Esta isolação galvânica é feita utilizando um transformador, o qual pode estar localizado no lado da rede (baixa frequência), conforme exemplificado na Figura 6. Também pode ser localizado no lado CC (alta frequência), internamente ao bloco do conversor CCCA. No Brasil, a ANEEL estabelece que os sistemas de geração distribuída com potência instalada superior a 100 kW devem possuir um transformador de isolamento como requisito mínimo para a conexão com o sistema elétrico (ANEEL, 2012a). Por outro lado, este requisito não se aplica a sistemas que possuam uma potência instalada inferior a 100 kW. O uso do transformador em sistemas fotovoltaicos conectados à rede traz alguns benefícios, tais como: possibilidade de adaptação de níveis de tensão, evita a injeção de corrente contínua na rede e também a circulação de correntes de fuga oriundas das capacitâncias parasitas do sistema fotovoltaico (GONZALEZ et al., 2006; GUBÍA et al., 2007; SUAN et al., 2011). Além disso, proporciona uma maior segurança pessoal contra choques elétricos, uma vez que o isolamento criado pelo transformador impede que a corrente circule pelo corpo humano caso uma pessoa entre em contato com a carcaça metálica não aterrada do módulo fotovoltaico (FARIAS, 2011). CC-CA Filtro

Transformador

Rede

Figura 6 - Sistema fotovoltaico (FV) isolado com transformador de baixa frequência.

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Contudo, quando a isolação galvânica é feita do lado da rede, o transformador opera em baixa frequência, tendo, por consequência, um elevado peso, volume e custo, além de provocar a diminuição do rendimento do sistema devido à presença das perdas associadas a este elemento (GONZALEZ et al., 2006; GUBÍA et al., 2007). A diminuição do volume e do custo pode ser obtida utilizando-se um transformador em alta frequência. No entanto, o aumento da frequência causa uma elevação nas perdas magnéticas no núcleo, além de que o rendimento também é comprometido devido ao estágio adicional para conversão de energia (LOPEZ et al., 2007; MARANGONI, 2012). A eliminação da isolação galvânica através da retirada do transformador permite obter um sistema com um maior rendimento, baixo custo e reduzido tamanho/peso (KEREKES et al., 2007; GONZALEZ et al., 2008). Desta forma, os custos associados à fabricação do inversor são bastante reduzidos, tornando o sistema fotovoltaico conectado à rede mais competitivo no mercado. Além disso, a redução do peso também acarreta na diminuição dos custos associados ao transporte e, consequentemente, na redução do consumo de combustível pelo meio de transporte. Um esquema simplificado de um sistema fotovoltaico não isolado conectado à rede é mostrado na Figura 7. Em contrapartida, com a perda da isolação galvânica, a carcaça metálica dos módulos fotovoltaicos deve ser aterrada por questões de segurança, impedindo assim a ocorrência de choques elétricos caso uma pessoa entre em contato com a mesma. Com isso, formam-se capacitâncias parasitas entre as células fotovoltaicas e a sua carcaça aterrada. Dependendo da modulação e da topologia do inversor empregadas no sistema não isolado, ocorrem variações de tensão nestas capacitâncias parasitas, originando correntes de fuga que percorrem o circuito do inversor e são injetadas na rede (TEODORESCU et al., 2010; SUAN et al., 2011). CC-CA Filtro

Rede

Figura 7- Sistema fotovoltaico não isolado conectado à rede. Para ilustrar, a Figura 8 apresenta a corrente de fuga (if) que é gerada no sistema fotovoltaico devido às capacitâncias parasitas equivalentes (Cp), as quais podem ser representadas entre os terminais de saída do módulo fotovoltaico e a carcaça aterrada. Esta é uma das desvantagens associadas aos sistemas fotovoltaicos não isolados, onde a corrente de fuga acaba provocando problemas de interferência eletromagnética (Electromagnetic Interference – EMI) e distorção na forma de onda da corrente de saída do inversor, aumentando as perdas e causando problemas de segurança (MYRZIK e CALAIS, 2003).

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CC-CA

d Mó

Filtro

V oP Cp

iƒ/2

iƒ

Figura 8 - Ilustração das capacitâncias parasitas e da corrente de fuga em um sistema fotovoltaico não isolado conectado à rede. Tabela 1 – Tempo máximo de desconexão para mudanças bruscas na corrente de fuga, segundo a IEC62109-2. Mudança no valor eficaz da corrente de fuga

Tempo máximo de desconexão da rede

30 mA

0,30 s

60 mA

0,15 s

150 mA

0,04 s

Neste sentido, existem normas internacionais que limitam o nível de corrente de fuga presente no sistema fotovoltaico. A norma internacional IEC 62109-2, que trata da segurança em sistemas fotovoltaicos, estabelece que o inversor deve apresentar um meio de detectar a corrente de fuga e realizar a desconexão com a rede caso os limites sejam violados (IEC, 2011). A referida norma permite a escolha de duas maneiras diferentes de realizar este monitoramento: uma é utilizando um dispositivo de corrente Diferencial Residual (DR) de 30 mA e a outra é utilizando uma Unidade de Monitoramento da Corrente Residual (UMCR). Caso a UMCR seja usada, o inversor deve se desconectar da rede em até 0,3 segundos se a corrente de fuga eficaz ultrapassar 300 mA. Entretanto, cabe destacar que, para inversores com potência acima de 30 kVA, este limite deve ser incrementado de 10 mA para cada kVA adicional. Além disso, o inversor deve se desconectar da rede caso a UMCR detecte mudanças bruscas na corrente de fuga, conforme mostrado na Tabela 1. Esta é uma forma de detectar um choque elétrico caso alguma pessoa entre em contato com um condutor energizado.

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OBJETIVOS Esta monografia tem como objetivo geral apresentar as atividades relacionadas ao projeto e desenvolvimento de um inversor trifásico não isolado destinado à conexão de sistemas fotovoltaicos na rede secundária de distribuição de energia elétrica. Este inversor deve injetar correntes na rede com um nível de distorção harmônica que atenda as normas nacionais vigentes para sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Além disso, deve apresentar elevado rendimento e manter a corrente de fuga do sistema fotovoltaico dentro dos limites normativos. Salienta-se que este trabalho é resultado de uma Dissertação de Mestrado em Engenharia Elétrica e fruto de um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) com a Schneider Electric. Como objetivos específicos deste trabalho podem-se destacar os seguintes itens: • Realização de um estudo acerca do fenômeno da corrente de fuga em sistemas fotovoltaicos não isolados conectados à rede; • Projeto de uma topologia de elevado rendimento para o inversor trifásico não isolado; • Implementação de um método para a redução da corrente de fuga do sistema fotovoltaico na topologia em estudo; • Comprovação experimental dos resultados teóricos. ORGANIZAÇÃO DA MONOGRAFIA Esta monografia está organizada em quatro capítulos, incluindo a introdução e as considerações finais. No Capítulo 2 é apresentado o fenômeno da corrente de fuga em sistemas fotovoltaicos não isolados, bem como a topologia do inversor fotovoltaico. Os resultados experimentais são detalhados no Capítulo 3. Ao final, algumas considerações finais acerca da monografia são apresentadas de modo a identificar as suas principais contribuições.

DESCRIÇÃO DA TOPOLOGIA DO INVERSOR FOTOVOLTAICO INTRODUÇÃO Este capítulo trata inicialmente do fenômeno da corrente de fuga em sistemas fotovoltaicos não isolados, onde é mostrado como são originadas as capacitâncias parasitas, como as mesmas podem ser modeladas e o que origina a circulação da corrente de fuga, bem como seus efeitos nocivos ao sistema. Também é apresentada a topologia do inversor fotovoltaico desenvolvido e a estrutura do filtro passivo de conexão com a rede. Este filtro passivo, além de atenuar os harmônicos das corrente injetadas na rede, também possui a função de reduzir a corrente de fuga do sistema fotovoltaico. Ao final, alguns aspectos de projeto do filtro são abordados. CORRENTE DE FUGA A corrente de fuga é originada a partir das variações de tensão sobre as capacitâncias parasitas existentes entre os terminais dos módulos fotovoltaicos e a carcaça metálica aterrada. As capacitâncias parasitas existentes em sistemas fotovoltaicos surgem devido às características e propriedades físicas dos materiais utilizados na fabricação do módulo fotovoltaico.

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Como pode ser observado na Figura 9, estas capacitâncias localizam-se entre as células, nas laterais do módulo e entre a camada de vidro superior (CALAIS et al., 1999). Seu valor depende essencialmente de fatores construtivos, como as características do material empregado, e de fatores externos, como a umidade e a sobreposição de sujeira sobre a superfície do módulo (SUAN et al., 2011). Quanto maior for a área da superfície do módulo, maiores serão os valores destas capacitâncias. Em arranjos fotovoltaicos de área considerável, estas capacitâncias assumem valores em torno de 50 a 150 nF/kW para módulos de silício cristalino, variando conforme as condições climáticas e a estrutura dos módulos (MYRZIK e CALAIS, 2003). Quando ocorrem variações de tensão sobre as capacitâncias parasitas, correntes de fuga são originadas e percorrem o circuito do inversor, são injetadas na rede e retornam pelo terminal aterrado, como ilustrado na Figura 10. Pode-se modelar o efeito da capacitância parasita inserindo-se um capacitor conectado no terminal negativo do módulo fotovoltaico (GUBÍA et al., 2007), conforme mostrado na Figura 10. Cp

Vidro

N P

Cp Cp

Substrato

N P

Cp Cp

Caraça

N P

Cp Cp

Figura 9 - Esquema ilustrativo das capacitâncias parasitas em um módulo fotovoltaico. Inversor

Filtro

Rede iƒ

+ -

iƒ

Figura 10 - Ilustração do fluxo da corrente de fuga. Quanto maior for a amplitude e a frequência das variações de tensão sobre a capacitância parasita, maior será a magnitude da corrente de fuga. Este comportamento pode ser verificado analisando-se a equação que descreve a corrente através de um capacitor em função da variação de tensão em seus terminais: dvp (t) iƒ (t) = Cp , (1) dt onde vp é a tensão sobre a capacitância parasita. Portanto, a magnitude da corrente de fuga depende do valor da capacitância parasita e da variação de tensão sobre a mesma.

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A corrente de fuga pode degradar a qualidade da corrente injetada na rede, uma vez que componentes indesejadas de corrente circularão pela rede (CALAIS et al., 1999). Outro efeito causado pela corrente de fuga é o aumento de ruídos de alta frequência, que causam problemas de compatibilidade eletromagnética no inversor e que podem interferir no funcionamento de outros equipamentos nas proximidades. Como citado anteriormente, a magnitude da corrente de fuga está diretamente associada às variações de tensão sobre a capacitância parasita. Estas variações dependem basicamente da topologia do inversor (juntamente com o filtro de saída) e da estratégia de modulação utilizada (KEREKES et al., 2007). Para descrever as medidas a serem adotadas para mitigar o efeito da circulação da corrente de fuga em inversores trifásicos não isolados, se torna necessário encontrar uma relação matemática para a tensão sobre as capacitâncias parasitas em função das características do inversor. Para tanto, considere o inversor trifásico a três fios conectado à rede através de um filtro puramente indutivo, como representado na Figura 11. Inversor a b

c vcn Vp

va vb g

vcg

Cp g

Figura 11 - Inversor trifásico a três fios conectado à rede com filtro indutivo. Aplicando a LKT (Lei de Kirchhoff das Tensões) nos três braços do conversor tem-se: vp + van - vag = vp + vbn - vbg = vp + vcn - vcg = 0

(2)

onde as tensões Vag, Vbg e Vcg representam as quedas de tensão sobre as indutâncias de filtro somadas com as tensões da rede. Somando-se as três equações presentes em (2) e isolando a tensão sobre a capacitância parasita tem-se que: vag + vbg + vcg — (van + vbn + vcn ) vp = + 3 3

(3)

A primeira parcela da equação (3) é conhecida como tensão de modo comum do inversor e representa a média das tensões sintetizadas pelos braços do inversor: van + vbn + vcn vcmv = 3

(4)

Como definido anteriormente, as tensões va, vb e vc são dadas pela soma das tensões da rede (va, vb e vc ) com as respectivas quedas de tensão no filtro (vLa, vLb e vLb). Assim, tem-se que:

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vag + vbg + vcg = vLa + va + vLb + vb + vLc + vc

(5)

Considerando que as tensões trifásicas da rede são senoidais e balanceadas (va + vb + vc = 0) tem-se que: vag + vbg + vcg = vLa + vLb+ vLc

(6)

vp = —vcmv + La Lb Lc

(7)

Substituindo (4) e (6) em (3) chega-se ao seguinte: v +v +v 3

Analisando a equação (7), percebe-se que a tensão sobre a capacitância parasita depende essencialmente da tensão de modo comum e das quedas de tensão sobre as indutâncias de filtro. Neste sentido, assumindo que as indutâncias do filtro são idênticas (La = Lb = Lc = L), a equação (7) pode ser representada por um circuito equivalente de modo comum, conforme mostrado na Figura 12. -

iƒ Vp

L 3

+ -

Cp g

Figura 12 - Circuito equivalente de modo comum para o inversor trifásico com filtro indutivo. No entanto, em sua grande maioria, as técnicas de modulação aplicadas aos inversores trifásicos resultam em uma tensão de modo comum de elevada amplitude e frequência, tendo como consequência a circulação de elevadas correntes de fuga. Neste sentido, muitos autores têm buscado alterar a topologia dos inversores e/ou aplicar técnicas de modulação que permitam a redução da corrente de fuga em sistemas fotovoltaicos não isolados. Desta forma, é possível identificar algumas técnicas para a mitigação da corrente de fuga, sendo elas: • Utilização do quarto fio: uso de inversores que possibilitam a utilização de um quarto fio conectado ao aterramento da rede e ao ponto central do divisor capacitivo do barramento CC (KEREKES et al., 2009). Com isso, a tensão sobre a capacitância parasita se mantém praticamente constante e igual à metade da tensão do barramento CC, reduzindo assim a corrente de fuga. Contudo, se este método de mitigação for utilizado, a impedância do quarto fio deve ser minimizada. Além disso, a utilização do quarto fio na conexão com a rede traz a desvantagem da limitação da máxima amplitude da tensão de linha gerada pelo inversor trifásico na região linear em 86,6% da tensão total do barramento CC; • Técnicas de modulação: caso a aplicação impeça à utilização do quarto fio, uma alternativa é a utilização de técnicas de modulação que reduzam ou eliminem as variações em alta frequência da tensão de modo comum. Nestes casos, a técnica de modulação mais empregada é a do tipo vetorial, ou Space Vector Pulse Width Modulation (SVPWM) (PINHEIRO et al., 2005). Por outro lado, tais técnicas geralmente reduzem a quantidade de vetores disponíveis, o que acaba também reduzindo a capacidade de síntese de tensão do inversor. Além disso, a modulação SVPWM apresenta certa complexidade de implementação;

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• Filtros passivos: outra possível abordagem para a redução da corrente de fuga é a forma de conexão do filtro passivo de saída. Um exemplo é a utilização de um filtro passivo LCL com o ponto comum dos capacitores conectado ao ponto central do barramento CC (DONG, 2012). Esta conexão forma um caminho de menor impedância para a corrente de fuga, minimizando sua circulação pela rede. A utilização deste método para a redução da corrente de fuga não requer nenhuma modificação na topologia do inversor nem a adição de componentes extras. Além disso, a estratégia de modulação também não necessita ser modificada, mantendo, desta forma, a capacidade de síntese de tensão do inversor. No entanto, um projeto cuidadoso de seus elementos deve ser realizado de forma a efetivamente reduzir a corrente de fuga sem causar problemas de instabilidade na conexão com a rede; • Modificações na topologia do inversor: existem ainda técnicas que realizam modificações nas topologias convencionais dos inversores de modo a mitigar a circulação da corrente de fuga (VAZQUEZ et al., 2010; BRADASCHIA et al., 2011; RODRIGUEZ et al., 2011). Em contrapartida, o aumento do número de semicondutores eleva a complexidade e o custo do sistema. Além disso, estes componentes adicionais devem aumentar as perdas do inversor, reduzindo seu rendimento. Desta forma, é importante que o inversor desenvolvido neste trabalho incorpore uma destas técnicas para a redução da corrente de fuga do sistema fotovoltaico. Sendo assim, na seção seguinte é apresentada a topologia do inversor trifásico juntamente com o método para a mitigação da corrente de fuga. TOPOLOGIA DO INVERSOR FOTOVOLTAICO Como critérios para a escolha da topologia a ser desenvolvida levou-se em consideração as características de elevado rendimento e qualidade das tensões geradas. Com isso, devido à capacidade de sintetizar três níveis de tensão por fase e de permitir a redução pela metade da tensão de bloqueio dos interruptores, o inversor trifásico a três níveis do tipo NPC (Neutral Point Clamped) mostrado na Figura 13 foi escolhido para a implementação (NABAE et al., 1981). Com o aumento do número de níveis, é possível sintetizar tensões/correntes com menor conteúdo harmônico, o que permite reduzir o tamanho físico dos filtros. Além disso, a redução da tensão de bloqueio possibilita o uso de chaves de menor tensão, as quais possuem a característica de menores perdas. Os parâmetros do inversor trifásico encontram-se detalhados na Tabela 2, onde a conexão com a rede é realizada em uma rede trifásica a três fios com tensão nominal de linha de 380 V e frequência nominal de 60 Hz. Sua potência ativa nominal (Pn) foi definida em 10 kW, podendo operar com fator de potência (FP) ajustável de 0,9 indutivo até 0,9 capacitivo, conforme previsto em norma (ABNT, 2013). A topologia do filtro de saída é a de um filtro passivo LCL, uma vez que proporciona uma melhor atenuação dos harmônicos e um menor volume se comparado a um filtro passivo puramente indutivo (filtro L). Contudo, o filtro LCL necessita de um esquema de amortecimento do seu pico de ressonância para evitar uma possível instabilidade no seu sistema de controle. Nesta aplicação foi empregado um amortecimento passivo, uma vez que se apresenta como uma solução de baixo custo e de fácil implementação. Fisicamente, o amortecimento é representado pelo resistor Rd mostrado na Figura 13.

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E 2

+ -

D1a

S2a D2a

E 2 Cp

S1a

+ -

S1a

a b c

Cn S2a

L2 Rd

a’ b’ c’

C2 n

Figura 13 - Inversor NPC trifásico conectado à rede. Tabela 2 - Especificações do inversor NPC trifásico.

Especificação

Valor

Potência ativa nominal

10 kW

Rede elétrica

380 V 3 Φ/60 Hz

Fator de potência

0,9i – 0,9c (ajustável)

Tensão CC nominal de entrada

700 V – 800 V

Tensão CC máxima de entrada

1000 V

Tensão CC mínima de entrada

630 V

Indutância de saída do inversor (L1)

1,1 mH

Indutância de conexão com a rede (L2)

200 μH

Capacitância Cd

15 μF

Capacitância Cn

10 μF

Resistência de amortecimento (Rd)

1Ω

Frequência de comutação (fs)

7,68 kHz

Frequência de amostragem (fa)

15,36 kHz

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Contudo, diferentemente dos filtros LCL clássicos, o filtro utilizado neste trabalho possui uma modificação estrutural de forma a auxiliar na redução da corrente de fuga do sistema fotovoltaico. Esta modificação se constitui na conexão do ponto comum dos capacitores do filtro no ponto central do barramento CC (ponto o), caracterizando assim um filtro LCL modificado (LCLM). Com isso, o filtro LCLM proporciona um caminho de menor impedância para a corrente de fuga, reduzindo sua circulação pela rede (DONG, 2012). Além disso, esta técnica de redução da corrente de fuga supera as desvantagens das técnicas apresentadas na seção anterior, onde se evita a subutilização do barramento CC e ainda dispensa modificações na topologia do inversor. Para um melhor entendimento, pode-se considerar o circuito equivalente de modo comum para o filtro passivo LCLM, apresentado na Figura 14. O ramo capacitivo formado pelos capacitores Cd e Cn atua minimizando as variações de alta frequência da tensão sobre a capacitância parasita, reduzindo a corrente de fuga. No entanto, o filtro LCLM perde efetividade com a inclusão do resistor de amortecimento Rd. Isto ocorre porque a inserção de um elemento resistivo no ramo capacitivo acaba elevando sua impedância, afetando o processo de atenuação da corrente de fuga. Como o resistor se faz necessário para evitar a instabilidade do sistema de controle, um projeto cuidadoso deste elemento deve ser realizado de forma a não comprometer a corrente de fuga do sistema fotovoltaico, mantendo o sistema estável. Neste sentido, o resistor de amortecimento foi determinado com base em dois critérios principais: margem de ganho do sistema de controle e valor eficaz da corrente de fuga. A margem de ganho fornece uma informação da estabilidade do sistema responsável pelo controle das correntes injetadas na rede. L1 3

Rd 3 3Cn

Vcmv

iƒ

L2 3

3Cd

Figura 14 - Circuito equivalente de modo comum para o filtro LCLM. Portanto, na Figura 15 estão representadas as curvas adotadas para o projeto da resistência Rd. Para a capacitância parasita, foi adotado um valor de 1,25 μF, a qual se situa dentro da faixa típica de valores para módulos de silício cristalino (50-150 nF/kW) (CALAIS et al., 1999). A curva da Figura 15(a) mostra o valor eficaz da corrente de fuga em função da resistência de amortecimento. Nota-se que, à medida que a resistência de amortecimento aumenta, a corrente de fuga apresenta um comportamento crescente. Isto se deve porque a impedância do ramo capacitivo do filtro LCLM aumenta e, consequentemente, a atenuação das componentes de alta frequência é prejudicada. Neste sentido, o valor máximo para a resistência de amortecimento (Rd,máx) é dado pela interseção da curva do valor eficaz da corrente de fuga com a linha que delimita o limite imposto pela norma IEC 62109-2. Para os parâmetros considerados na análise, o valor máximo para a resistência de amortecimento é de 4 Ω.

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Na Figura 15(b) está representada a margem de ganho do sistema de controle em função da resistência de amortecimento. Valores negativos de margem de ganho indicam que o sistema encontra-se instável. Percebe-se que à medida que a resistência de amortecimento diminui, a margem de ganho também diminui, levando o sistema à instabilidade. A partir desta curva, define-se o valor mínimo da resistência de amortecimento (Rd,mín) que garante a estabilidade, que neste caso fica em 0,2 Ω. Portanto, definiu-se neste trabalho o emprego de um resistor de amortecimento de 1 Ω, uma vez que atende ambos os critérios apresentados. 0,5 Não atende à IEC 62109-2

0,4 0,35 0,3 0,25

Rd,máx = 4,0 Ω

0,2

Atende à IEC 62109-2

0,15 0,1 0,05 0,0 0

2 3 4 5 6 7 8 Resistência de amortecimiento (Ω)

12 10 8 6 4 2 0 -2 -4 -6 -8 -10 0

Margem de ganho (dB)

Corrente de fuga eficaz (A)

0,45

Estável

Rd,mín = 0,2 Ω

Inestável

2 4 6 8 Resistência de amortecimiento (Ω)

Figura 15 - Escolha do resistor de amortecimento: (a) corrente de fuga em função de Rd; (b) margem de ganho em função de Rd. Para a técnica de modulação do inversor, empregou-se a modulação por abordagem geométrica baseada em portadoras (GRIGOLETTO e PINHEIRO, 2009). Esta modulação se caracteriza pela facilidade de implementação e também por permitir a maximização da tensão do barramento CC. Com relação ao sistema de controle do inversor, objetiva essencialmente controlar o fluxo de potência ativa e reativa através da corrente injetada na rede. O controle de corrente é amplamente utilizado para tal finalidade, uma vez que proporciona maior segurança, maior estabilidade e uma rápida resposta transitória. Portanto, o objetivo do sistema de controle do inversor é injetar correntes senoidais na rede com controle do fator de potência. Além disso, também deve regular a tensão do barramento CC em um nível adequado para a conexão com a rede, bem como manter equilibradas as tensões nos capacitores do barramento CC. Neste caso, a referência para a tensão do barramento CC é imposta pelo algoritmo de seguimento do ponto de máxima potência dos módulos fotovoltaicos. CONSIDERAÇÕES FINAIS Este capítulo apresentou aspectos relacionados à geração e a mitigação da corrente de fuga em sistemas fotovoltaicos trifásicos não isolados conectados à rede. Foi mostrado que a geração da corrente de fuga está diretamente relacionada com a tensão de modo comum gerada pelo inversor. A partir disto, diversas técnicas para sua mitigação foram descritas, cada uma com suas vantagens e desvantagens. Em seguida, foi apresentado o inversor NPC como sendo a topologia escolhida para implementação. Sua escolha se deu basicamente devido a critérios como elevado rendimento e qualidade da tensão gerada. Como método de mitigação da corrente de fuga optou-se o emprego do filtro passivo LCLM, uma vez que se evita a

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subutilização do barramento CC e não necessita de modificações na topologia do inversor. Além disso, o filtro LCLM auxilia na atenuação dos harmônicos das correntes injetadas na rede.

RESULTADOS EXPERIMENTAIS INTRODUÇÃO O protótipo desenvolvido em laboratório encontra-se ilustrado na Figura 16. As dimensões físicas aproximadas são as seguintes: 85 cm de largura, 65 cm de profundidade e 36 cm de altura. A montagem pode ser subdivida em três partes principais: inversor, filtro de saída e interface de conexão com a rede. Com relação ao inversor, todo o controle foi feito de forma digital empregando o processador digital de sinais modelo TMS230F28335, da Texas Instruments. Para os dispositivos semicondutores foram utilizados três módulos NPC monofásicos fabricados pela Semikron, modelo SKiM301MLI12E4. Estes módulos utilizam a tecnologia de encapsulamento SKiM 4, a qual proporciona uma maior vida útil para os semicondutores (ZANIN, 2014). Para o acionamento dos semicondutores também foram empregados circuitos de driver fabricados pela Semikron. Para o filtro LCLM de saída, foram empregados indutores com material magnético do tipo grão-orientado (GO), uma vez que apresentam reduzidas perdas para baixas frequências. O circuito de interface com a rede objetiva essencialmente realizar a conexão/desconexão da rede através de contatoras e também objetiva realizar a pré-carga dos capacitores do filtro LCLM, evitando que ocorram picos de corrente muito elevados. É importante salientar que toda a montagem e projeto do inversor foram realizados no laboratório de pesquisa da universidade. Nas seções seguintes, são apresentados os resultados experimentais do inversor NPC trifásico não isolado conectado à rede. Interface com a rede Placa DSP

Circuito de pré-carga

Placa do barramento CC

Driver Filtro LCLM

Capacitores do barramento CC

Módulo NPC

Figura 16 - Inversor desenvolvido.

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RESULTADOS Na Figura 17(a) são mostradas as correntes trifásicas injetadas na rede, enquanto que na Figura 17(b) são mostradas a tensão na rede e a corrente na fase a para fator de potência unitário, ou seja, sem injeção de potência reativa fundamental na rede. Verifica-se que a distorção harmônica total de corrente (THDi Total Harmonic Distortion) verificada foi de 3,25%. Este valor está de acordo com norma ABNT NBR 16149 para sistemas fotovoltaicos conectados à rede, a qual estipula que o limite máximo de THDi é de 5% em relação à componente fundamental na potência nominal do inversor (ABNT, 2013). Na Figura 17(b) é mostrada a tensão da rede e a corrente injetada na fase a, onde se verifica que a ambas encontram-se em fase e com fator de potência praticamente unitário (0,9989), também em concordância com a ABNT NBR 16149. Estes resultados destacam a capacidade do inversor de injetar correntes controladas e de elevada qualidade na rede elétrica.

(a)

(b)

Figura 17 - Resultados experimentais: (a) correntes na rede (10 A/div); (b) tensão (100 V/div) e corrente (20 A/div) na fase a para fator de potência unitário.

(a)

(b)

Figura 18 - Resultados experimentais: (a) corrente na fase a (20 A/div) e tensões de linha sintetizadas na saída do inversor (500 V/div); (b) tensão da rede (200 V/div), corrente na fase a (50 A/div) e tensões nos capacitores do barramento CC (200 V/div) para fator de potência unitário.

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Na Figura 18(a) são mostradas as tensões de linha sintetizadas na saída do inversor e a corrente injetada na fase a. Neste resultado, verifica-se a capacidade do inversor NPC trifásico em sintetizar cinco níveis nas tensões de linha de saída, o que permite reduzir a interferência eletromagnética gerada pelo inversor e também possibilita empregar elementos magnéticos de menor volume. As tensões nos capacitores do barramento CC (vc1 e vc2) são mostradas na Figura 18(b), juntamente com a tensão e a corrente na rede. Nota-se que os níveis CC das tensões nos capacitores encontram-se equilibrados (vc1 = 349,3 V, vc2 = 350,2 V), bem como a corrente na fase a encontra-se em fase com a respectiva tensão da rede. Este resultado mostra que o sistema de controle do inversor também é capaz de regular as tensões do barramento CC, evitando assim que um possível desequilíbrio de tensão venha a causar a danificação de algum semicondutor. A operação com fator de potência 0,9 indutivo é mostrada na Figura 19(a), enquanto que a operação com fator de potência 0,9 capacitivo é mostrada na Figura 19(b). As tensões nos capacitores do barramento CC se mantiveram equilibradas tanto para fator de potência indutivo (vc1 = 349,7 V, vc2 = 350,5 V), quanto para fator de potência capacitivo (vc1 = 350,1 V, vc2 = 350,8 V). Portanto, verifica-se que o inversor trifásico opera de forma satisfatória consumindo ou fornecendo potência reativa para a rede, podendo contribuir também na compensação de reativos, melhorando os níveis de tensão da rede de distribuição.

(a)

(b)

Figura 19 - Tensão na rede (200 V/div), corrente injetada na fase a (50 A/div) e tensões nos capacitores do barramento CC (200 V/div): (a) FP = 0,9 indutivo; (b) FP = 0,9 capacitivo. Os resultados para um degrau na corrente injetada na rede são mostrados na Figura 20(a), onde foi realizado uma variação na potência injetada na rede de 5 kW para 10 kW. Verifica-se que a corrente injetada na rede apresenta uma resposta transitória satisfatória, seguindo a referência de corrente imposta. Esta característica é importante em inversores conectados à rede, uma vez que mostra a capacidade do inversor em se adaptar de forma rápida às variações de potência do sistema fotovoltaico. Na Figura 20(b) são mostrados os resultados para a corrente de fuga na capacitância parasita do sistema fotovoltaico. O valor eficaz obtido para a corrente de fuga foi de 287,6 mA, medido com o equipamento analisador de potência da marca Yokogawa, modelo WT1800, o qual possui uma banda passante de 5 MHz. Este nível de corrente satisfaz o limite normativo da IEC 62109-2, o qual é estabelecido em 300 mA para inversores fotovoltaicos que utilizam uma unidade de monitoramento da corrente de fuga. A corrente de fuga pode ser ainda menor na prática, dependendo dos fatores climáticos, uma vez que nos testes foi utilizada uma capacitância parasita de valor considerável. Este resultado mostra novamente que o inversor desenvolvido atende as normas vigentes para sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

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(a)

(b)

Figura 20 - Resultados experimentais: (a) tensão na rede (100 V/div) e corrente da fase a (20 A/div) para degrau de potência (5 kW → 10 kW); (b) corrente de fuga (1 A/div), tensão da rede (200 V/div) e corrente na fase a (50 A/div). A curva de rendimento do sistema também foi obtida utilizando o equipamento analisador de potência Yokogawa, modelo WT1800. Neste teste, considerou-se fator de potência unitário. A curva de rendimento em função da potência ativa injetada na rede é mostrada na Figura 21. Foram obtidas três curvas neste caso: rendimento global, rendimento do filtro LCLM e rendimento do inversor. O máximo rendimento global (inversor + filtro) verificado foi de 96,24%, no patamar de 10 kW. Com relação ao rendimento do inversor, obteve-se um valor máximo de 98,43%, também em 10 kW. 100 98

Rendimento (%)

96 94 92 90 88 86 84

Global Inversor Filtro

82 80

5 6 Potência (kW)

Figura 21 - Curva de rendimento experimental em função da potência ativa injetada na rede. Em decorrência das curvas de rendimento mostradas na Figura 21, e considerando a potência de 10 kW, da totalidade das perdas, 59,15% correspondem às perdas no filtro e 40,85% correspondem às perdas

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no inversor. Os níveis de rendimento obtidos foram bastante satisfatórios, uma vez que condizem com a maioria dos inversores fotovoltaicos comerciais. Além disso, como a maior parte das perdas se concentra no filtro de saída, existe a possibilidade de aumentar ainda mais o rendimento global, pois um projeto otimizado dos elementos magnéticos permitiria a redução das perdas neste estágio. CONSIDERAÇÕES FINAIS Este capítulo apresentou os resultados experimentais do inversor NPC trifásico não isolado conectado à rede. Foi verificada a capacidade do inversor em sintetizar correntes senoidais com baixo conteúdo harmônico (THDi = 3,25%), atendendo assim a norma ABNT NBR 16149. Foi evidenciada também a operação do inversor trifásico para diferentes valores de fator de potência e mediante aplicação de degrau de potência (5 kW → 10 kW), onde o desempenho obtido foi considerado satisfatório. Em seguida, foram apresentados os resultados experimentais com relação a corrente de fuga do sistema fotovoltaico, onde foi verificado o cumprimento à norma IEC 62109-2. Por fim, verificou-se que o rendimento global máximo do sistema ficou em 96,24%, um resultado bastante satisfatório. CONCLUSÕES Inversores fotovoltaicos não isolados conectados à rede apresentam um elevado rendimento devido à ausência do transformador, que, por sua vez, é um elemento que possui um elevado peso, volume e custo, dependendo da sua frequência de operação. Por outro lado, a retirada da isolação galvânica entre o sistema fotovoltaico e a rede elétrica pode causar problemas de segurança pessoal, além de formar um caminho para a circulação de correntes de fuga. Neste sentido, o objetivo principal desta monografia foi desenvolver um inversor fotovoltaico trifásico não isolado conectado à rede elétrica, que apresentasse elevado rendimento e que cumprisse as normas relativas à corrente de fuga e ao nível de distorção harmônica da corrente injetada na rede. No decorrer do Capítulo 2, alguns aspectos relacionados à geração e à mitigação da corrente de fuga em sistemas fotovoltaicos trifásicos não isolados conectados à rede foram apresentados. Evidenciou-se que a geração da corrente de fuga está diretamente relacionada com a tensão de modo comum do inversor. A partir disto, foram citadas algumas das técnicas mais empregadas para sua mitigação. Neste capítulo também foi apresentada a topologia do inversor a ser desenvolvido, onde se optou pela topologia do inversor trifásico com ponto neutro grampeado. Critérios como um elevado rendimento e qualidade da tensão gerada foram levados em consideração para esta escolha. Para a conexão com a rede e também para a redução da corrente de fuga empregou-se um filtro LCL modificado (LCLM) com amortecimento passivo. Por fim, no Capítulo 3, foram mostrados os principais resultados experimentais obtidos para o inversor NPC trifásico não isolado conectado à rede com o intuito de validar a teoria apresentada no decorrer desta monografia. Foi verificada a capacidade do inversor em sintetizar correntes senoidais com baixo conteúdo harmônico (THDi = 3,25%), atendendo assim a norma ABNT NBR 16149. Em seguida, foram apresentados os resultados experimentais com relação a corrente de fuga do sistema fotovoltaico, onde foi verificado o cumprimento à norma IEC 62109-2. Por fim, verificou-se que o rendimento global máximo do sistema ficou em 96,24%, compatível com a maioria dos inversores fotovoltaicos comerciais. Portanto, os objetivos deste trabalho foram atendidos com êxito, onde o inversor desenvolvido apresentou elevado rendimento e atendeu as normas analisadas. Um estudo mais aprofundado se faz necessário no sentido de viabilizar a sua comercialização e a sua adequação aos procedimentos de ensaio requeridos nas normas nacionais e internacionais.

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BRASIL PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTE EÓLICA NO RIO GRANDE DO NORTE LUZIENE DANTAS DE MACEDO Orientação: professor Dr. José Bonifácio de Sousa Amaral Filho

RESUMO Este trabalho tem como objetivo explicar a presença do setor eólica no Rio Grande do Norte, explorando as oportunidades de negócios que a atividade engendra. Para tanto, discute-se a potencialidade de energia eólica no Estado, os benefícios e desafios enfrentados. Por meio de um estudo teórico-empírico, envolvendo levantamento bibliográfico e de documentos oficiais, além da coleta de dados secundários, pode-se apontar os seguintes resultados: i) o Nordeste apresenta-se como a melhor fronteira para geração de energia elétrica por fonte eólica do país, razão pela qual vem sendo criado um encadeamento produtivo desse setor em alguns Estados, que oferecem escala de produção e a capacidade dos governos estaduais de introduzir políticas específicas com o objetivo de atrair os fabricantes de equipamentos eólicos - casos da Bahia, Pernambuco e Ceará; ii) o Rio Grande do Norte destaca-se no número de projetos eólicos em construção, outorgados e em operação, mas a cadeia produtiva de fabricantes de equipamentos não está adensada nesse espaço, em virtude de alguns gargalos que dificultam a esse Estado atrair a cadeia fornecedora de equipamentos no mesmo patamar em que recebe um número significativo de parques eólicos instalados ou em vias de se instalar. Ou seja, não basta ter vento mas, além disso, é preciso fomentar a indústria com infraestrutura de transmissão e de logística, além de incentivos financeiros adequados; caso contrário, perderá competitividade no médio e longo prazo, assim como a capacidade de transformar a criação de oportunidades que o setor propicia em desenvolvimento socioeconômico nos espaços onde estiverem sendo implantados os parques eólicos. PALAVRAS CHAVE: Política energética – Rio Grande do Norte (RN); Energia eólica.

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INTRODUÇÃO O interesse pelas novas energias renováveis1 no mundo é resultado de uma nova concepção de política energética, cujo vetor principal reside tanto na necessidade de diversificar as fontes de suprimento de petróleo e, portanto, garantir a segurança energética, como, sobretudo, na necessidade de enfrentar as mudanças climáticas, cuja ideia é estabilizar a concentração de gases de efeito estufa na atmosfera a um nível de 2 graus Celsius. Sendo o segmento de energia um dos setores em que a emissão desses gases ocorre mais fortemente, faz sentido o esforço dos países em propor políticas que visam mitigar os danos ambientais advindos da produção de energia por meio de combustíveis fósseis. No campo da eletricidade, discute-se com especial atenção a importância da energia eólica na matriz elétrica, devido ao fato de a tecnologia associada ao campo eólico encontrar-se consolidada no mundo, permitindo, com isso, a obtenção de custos mais competitivos. Tanto é que, no período 2005 a 2014, a capacidade instalada cumulativa de energia eólica expandiu a uma taxa de crescimento anual de 22,6%, sendo dominada no ano de 2014 por China, EUA, Alemanha, Espanha e Índia, que juntos representaram 71,7% do total da capacidade de energia eólica instalada no mundo, segundo dados do GWEC (2006; 2014). O Brasil respondeu, em 2014, por 1,6% do total mundial de capacidade cumulativa instalada em termos de MW, estando entre os dez países com maior estrutura produtiva, com participação de 1,6%, segundo o GWEC (2014), estando atrás de Itália, França e Canadá. Em se tratando de nova capacidade instalada, o Brasil adicionou 2.472 MW, assumindo, portanto, a 4ª posição dentre os 10 países que mais acrescentaram capacidade instalada de energia eólica nesse ano. Contudo, diferentemente do que está ocorrendo nos países como China, EUA e Alemanha, em que o mercado eólico tem arrefecido em termos relativos, o Brasil tem sinalizado um mercado em expansão, em virtude de duas iniciativas do governo federal, consideradas as molas propulsoras da inserção dessa fonte energética na matriz elétrica nacional, a saber: a implantação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), em 2002, e a realização de leilões para a contratação de energia eólica no ambiente regulado, desde 2009. Importante destacar que essas duas iniciativas só foram possíveis de ser implantadas por que o novo modelo do Sistema Elétrico Brasileiro, implementado a partir de 2003, buscou retomar o planejamento setorial, sendo criado, para tanto, em 2004, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que leva em consideração que a expansão da oferta de energia elétrica deve privilegiar aspectos socioambientais. Foi nesse sentido que a energia eólica passou a fazer parte do planejamento e dos estudos da EPE, de modo a permitir sua inclusão na garantia de investimento para o desenvolvimento dessa fonte. 1 Este trabalho considera como novas energias renováveis as fontes disponíveis para efeito de geração de eletricidade – eólica, solar, biomassa, PCHs – no sentido de complementar a energia hidrelétrica existente. No Brasil, considerando a impossibilidade de se construir novas hidrelétricas de grande porte, é dado o momento de se pensar a diversificação da matriz elétrica existente a partir das ‘novas alternativas’ energéticas, não para substituir a fonte hidráulica, mas como uma possibilidade essencial de garantir a segurança energética. Por este motivo, este trabalho usará o termo novas renováveis, em substituição a ‘novas alternativas’ ou alternativas, para justificar a importância que todas essas fontes representam para a matriz elétrica nacional, não como uma alternativa que venha substituir as fontes de geração existentes, mas como uma essencialidade em tempos de esgotamento progressivo da fonte hídrica do país.

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Sendo assim, constatou-se que, para efeitos de planejamento do setor elétrico, por meio do Plano Nacional de Energia 2030 (PNE 2030) e do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica (PDEE 2006-2015), elaborados, respectivamente, em 2007 e 2006, a energia eólica se insere como um dos vetores da política energética do país e já no PDEE 2008-2017 e no PDEE 2019, elaborados, respectivamente, em 2009 e 2010, sua inserção, para efeitos de planejamento e diversificação da matriz elétrica, torna-se mais nítida, pois sua participação na capacidade de geração elétrica no país, ainda que pouco expressiva, já começa a exibir sua expansão e consistência. Tanto no PDEE 2020, como no PDEE 2021 e 2022, as projeções são de crescimento do uso dessa fonte para geração de energia elétrica, sendo no PDEE 2022 assinalada uma expansão contratada de 15.658 MW, em 2022, contra 1.805 MW, em 2012, perfazendo uma taxa de crescimento anual de 25,5% e participação de 9,5% dessa fonte no total de capacidade instalada na matriz elétrica. Segundo os dados da ABEEÓLICA (jan. 2015), o potencial eólico do país, de 16.138,8 MW, concentra-se basicamente em três regiões, Nordeste, Sul e Sudeste, sendo que a primeira representa mais de 80% de toda essa capacidade de energia eólica em operação comercial no país, em construção e contratados. Essas usinas estão distribuídas em sua maioria nos Estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Bahia e Paraíba. A Região Sul é a segunda colocada no ranking, totalizando 2.329,6 MW, destacando-se Rio Grande do Sul e Santa Catarina. Possuindo a região Nordeste maior capacidade de geração de energia eólica, respondendo por mais de 50% de toda a potencialidade existente no Brasil, enfatiza-se a importância que o segmento eólico pode assumir nessa região, em que a velocidade de vento e qualidade em áreas como o litoral e semiárido garantem produção de eletricidade em um contexto de escassez de recursos hidráulicos. Em 2014, o Rio Grande do Norte aparece na primeira posição no ranking dos Estados brasileiros com maior capacidade de energia eólica em operação comercial, atingindo 1.557,3 MW. Em termos de potência eólica total em MW, aquele Estado aparece também na primeira colocação, perfazendo um total de 4.492,2 MW, representando 27,8% de todos os empreendimentos aptos, construção, contratados, operação e teste no país. Contudo, não é nesse Estado que se concentra o maior número de empresas fabricantes de equipamentos eólicos, mas nos Estados de Ceará, Bahia e Pernambuco. Interessante notar que no Porto de Suape (PE) e no Polo Industrial de Camaçari (BA) está sendo montada toda a cadeia eólica, porém existe no Estado de Pernambuco 5,7% de projetos contratados, operação e teste e no Estado da Bahia 25,8%. Portanto, a preocupação geral da pesquisa reside em entender as seguintes questões: i) quais os fatores explicativos e as perspectivas abertas à produção da energia eólica no Estado do Rio Grande do Norte? ii) por que, apesar do Rio Grande do Norte se destacar entre os Estados nordestinos com as melhores condições de produção de energia eólica, a maior parte da cadeia de fornecedores de equipamentos não está localizada nesse Estado? Tendo como base esses questionamentos, este trabalho tem como objetivo geral explicar a presença do setor eólico no Rio Grande do Norte, explorando as oportunidades de negócios que a atividade engendra. Especificamente, pretende-se analisar o potencial de geração de energia eólica no Rio Grande do Norte, procurando apresentar os avanços em termos de investimentos implementados no setor eólico, bem como seus aspectos de inserção no referido Estado.

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A intenção deste trabalho é mostrar que: i) a ação do Estado no sentido da diversificação da matriz elétrica, que resultou na estruturação do segmento eólico nacional, tem se constituído em uma política voltada para o desenvolvimento do Nordeste ao propiciar a internalização de todos os elos da cadeia produtiva do setor; ii) contudo, no caso do Rio Grande do Norte, a atividade eólica tem se concentrado em poucos elos da cadeia produtiva, limitando o potencial transformador da estrutura produtiva e de distribuição da renda gerada na atividade. Trata-se de um estudo teórico-empírico sobre o desenvolvimento da atividade eólica no Rio Grande do Norte, cuja base prática de discussão está na análise da bibliografia acerca do tema em questão e na coleta de dados secundários. Do ponto de vista do método, pode-se classificar essa pesquisa como do tipo exploratória, envolvendo um levantamento bibliográfico e de documentos oficiais e da legislação, além de consultas realizadas por meio da Internet. Portanto, a maioria da coleta de dados foi realizada via documentos oficiais, particularmente em sites da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Ministério de Minas e Energia (MME), Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e Eletrobras, bem como em outros documentos disponibilizados na Internet, tais como no Jornal da Energia, Tribuna do Norte, Revista Brasil Energia, Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica). Este trabalho está estruturado em três seções, além desta introdução e da conclusão. Na primeira seção, a análise concentra-se sobre a potencialidade de energia eólica no Rio Grande do Norte; na segunda seção destacam-se os aspectos estaduais das políticas específicas de inserção dessa fonte no Estado; e a terceira seção discorre sobre a capacidade de geração de energia eólica no referido Estado e os benefícios e desafios enfrentados no processo de desenvolvimento do segmento eólico. POTENCIALIDADE DE ENERGIA EÓLICA NO RIO GRANDE DO NORTE O Estado do Rio Grande do Norte destaca-se no setor eólico do país porque possui um potencial eólico importante em áreas que podem ser aproveitadas para a geração de eletricidade, a partir de fonte eólica, no litoral potiguar e no semiárido. O litoral por apresentar uma área de dunas e formações arenosas determinadas conforme a direção dos ventos alísios (COSERN, 2003), cujas médias anuais se situa entre 6m/s a 9m/s; e o semiárido por apresentar um clima seco e ventos constantes, o que revela uma grande potencialidade para a geração de energia eólica, com a conjugação de clima quente, com temperatura média superior a 18°C e longos períodos de estiagens, 7 a 8 meses por ano, e pluviosidade inferior a 750mm/ano (AMARANTE et alli, 2001), configurando um cenário propício ao desenvolvimento dessa atividade, que depende do recurso natural abundante (o vento) para ser transformado em capacidade produtiva de energia elétrica. A constatação desse potencial eólico deve-se a uma iniciativa da Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN) em parceria com a Iberdrola Empreendimentos do Brasil S.A (IBENBRASIL), que, a partir da instalação de 8 torres de 48 metros de altura em áreas de Guamaré, Touros, Tabatinga, Porto do Mangue, Pedra Grande ao longo do litoral, Lagoa Nova, no interior, Serra do Mel e São Miguel, no Oeste Potiguar, tornou possível verificar duas informações importantes por meio da observação das velocidades médias e máximas dos ventos: i) as regiões com ventos médios anuais mais intensos se situam ao longo do litoral norte e serras centrais; ii) pode-se trabalhar com uma perspectiva de complementaridade entre as áreas, em função do movimento sazonal dos ventos apresentados no seguinte sentido: no litoral, em função das brisas marinhas e terrestres, os ventos mais intensos ocorrem entre o final da manhã e o meio da tarde, portanto, ao longo de uma faixa litoral que se estende de Guamaré até Touros e Tabatinga; ao

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passo que, nas regiões serranas e no oeste potiguar, o vento é mais intenso durante a noite, madrugada e no meio da manhã, como em Serra do Mel, Lagoa Nova e São Miguel. Nesse contexto, enfatiza-se que, com clima propício para a geração de eletricidade por fonte eólica, o Rio Grande do Norte se destaca por apresentar uma zona de predomínio de ventos alísios, atuantes na escala planetária, o que resulta em ventos com significativa constância (COSERN, 2003), principalmente nos meses entre agosto e novembro – final de inverno e primavera - quando a velocidade média, considerando torres a 50 metros de altura, se situa entre 7,5 m/s e 9,5 m/s na faixa litorânea, notadamente em Touros, Guamaré e Serra do Mel, quando a velocidade média alcança até 9,5 m/s. Com essa velocidade a taxa de ocupação média poderá alcançar 1,5 MW/km2, de modo que, ao fator de capacidade de 0,47, a estimativa é que se possa alcançar uma geração de energia eólica de 613 GWh (COSERN, 2003), o que representa 16,3% da geração total de eletricidade no ano de 2013 para o Estado. Conforme se possa desenvolver a tecnologia eólica capacitando-a para operar com torres acima de 50 metros de altura, essa potencialidade vai se tornando mais significativa, visto que se pode captar velocidades maiores de ventos como em áreas que possuem clima semiárido - regiões central potiguar, oeste e leste - consideradas fontes potenciais de valorização de capital nesse segmento, em função da capacidade de se gerar energia a partir da força dos ventos. Na região oeste do Estado, destacam-se Areia Branca, Tibau e Porto do Mangue. Com torres a 100 metros de altura, essas áreas alcançam uma velocidade média do vento de até 9,5 m/s, podendo atingir uma geração de energia eólica de 5.116 GWh, acima do que o Estado produziu em 2013, ou seja 3.756 GWh. Portanto, com torres a 100 metros de altura, é possível constatar que, na estação primavera, e como menor expressividade relativa no inverno, existem vários pontos de capacidade de geração de eletricidade por fonte eólica, determinados pelas áreas cuja cor é mais escura. São áreas que abrangem não somente a costa do litoral potiguar, composto por alguns municípios que fazem parte do litoral norte como Touros, São Miguel do Gostoso e Pedra Grande, também pertencentes ao Polo Costa das Dunas, mas também a região serrana potiguar, como Bodó, Lagoa Nova e Tenente Laurentino Cruz, além da microrregião baixa verde, como Parazinho, João Câmara e Jandaíra. Não foi à toa que programas como o PROINFA e a contratação nos leilões revelaram a capacidade que essa fonte exerce no processo de atração de capital nesses espaços, puxado por esse tipo de atividade, com potencial para beneficiar a região como um todo.

ASPECTOS ESTADUAIS DAS POLÍTICAS ESPECÍFICAS DE INSERÇÃO DESSA FONTE NO ESTADO DO RIO GRANDE DO NORTE Essa seção apresenta alguns dados sobre a inserção dessa fonte no Estado do Rio Grande do Norte, destacando-se aspectos estaduais do PROINFA e da localização estadual dos projetos contratados nos leilões. PROINFA: ASPECTOS REGIONAIS Um aspecto importante da implementação de políticas específicas para o desenvolvimento da energia eólica, é o desenvolvimento da energia elétrica nos Estados, configurando um processo de valorização dos espaços onde a atratividade para a geração de eletricidade a partir de novas fontes renováveis acaba criando uma estrutura capaz de dar substância a esse tipo de atividade.

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Nesse contexto, os Estados do país redefinem seu papel dentro da lógica de elaboração de um planejamento mais condizente com a realidade hídrica e socioambiental, procurando, em nome da segurança energética nacional, diversificar sua matriz de eletricidade sem perder de vista a característica primordial do país, qual seja o uso de recursos renováveis/alternativos para efeito de geração de energia elétrica. Destaca-se, ainda, que essa complementaridade deve ser alcançada com políticas específicas que possam trazer à realidade uma estabilidade sazonal da oferta de energia elétrica; o PROINFA, ao permitir que essa estabilidade se realize a partir da contribuição regional de geração de eletricidade a partir da fonte eólica, só vem confirmar sua importância setorial, devendo tornar-se uma política de Estado para que esse incentivo possa continuar de tal forma que a geração eólica possa vir a se tornar não apenas um backup do sistema elétrico, mas, sobretudo, uma opção essencial à redução do uso da termoelétrica movida à base de combustíveis fósseis, sendo, por isso, estratégico para qualquer país no sentido de sua função complementar às fontes de eletricidade existentes. Ademais, destaca-se que, sendo a região Nordeste um espaço onde se concentram os maiores valores em termos de fator de capacidade, seus Estados com potencialidade para a geração de energia elétrica devem tornar essa atividade um objeto essencial de política de planejamento do desenvolvimento de suas economias. Na Tabela 1 estão sendo consideradas apenas as usinas que participam do PROINFA, com dados sobre geração em MW médios de dezembro 2013, que mostra a real situação da geração de eletricidade por fonte eólica, porque permitem visualizar que a região Nordeste oferece possibilidades de produção de energia eólica cerca de 4 vezes maior que a de outras regiões. Tabela 1 – Brasil - Usinas eólicas do PROINFA - Potência (MW), número de usinas, geração (MW médio) e fator de capacidade, por estado da federação – dez./2013 UF

Potência (MW)

Número de usinas Geração (MWmed)

Fator de capacidade

100,3

32,06

0,32

500,5

243,4

0,49

21,3

0,28

59,5

0,24

17,8

0,61

28,0

0,25

227,6

74,8

0,33

9,0

1,7

0,19

Total

964

390

0,40

Fonte: Elaboração própria a partir de Eletrobras (2014) e CCEE (2014).

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Dentro dessa região os destaques, em termos de número de projetos contratados no PROINFA, são Ceará e Paraíba, sendo o Estado do Ceará o que apresenta maior produtividade, com um fator de capacidade de 49%. O Piauí contratou apenas um projeto ao fator de capacidade de 61% e o Rio Grande do Norte, dois projetos com produtividade de 32%. Portanto, o PROINFA constituiu uma abertura de oportunidade para que a energia eólica possa ser inserida nesses espaços a partir da implementação de políticas específicas. Porém, isso exigirá cada vez mais a elaboração de um planejamento eficaz no sentido de que a participação da eólica no longo prazo atinja uma base crescente de representatividade na matriz elétrica do país. Segundo reportagem publicada na Revista Brasil Energia (edição 400, mar. 2014), a base precisa crescer bem mais nos próximos anos. Ou seja, a média de crescimento deve possibilitar aumento igual ou maior que 3 mil MW por ano, de modo a atingir algo entre 20 mil MW a 30 mil MW para um momento de reservatórios secos. Isso permitirá fazer “com que essa energia dos ventos entre, deslocando a geração térmica, que roda nos momentos críticos a um custo elevado” (BRASIL ENERGIA, edição 400, mar. 2014, p. 20). DISTRIBUIÇÃO REGIONAL DOS LEILÕES DE ENERGIA Os leilões de energia têm revelado significativa oportunidade para a inserção dessa fonte na matriz elétrica do país, bem como constitui um mecanismo de contratação dessa fonte que, diferentemente do mecanismo de tarifa Feed-in2, possibilita um grau de competitividade determinado pelo critério da menor tarifa. Do ponto de vista regional, constatou-se a importância que a região Nordeste representa para a geração de energia eólica em termos de número de projetos contratados por meio dos leilões realizados no país desde 2009, o que revela a capacidade da região de atrair esse tipo de investimento, determinado pela potencialidade de vento para efeito de geração de eletricidade, sendo este, portanto, o primeiro aspecto relevante capaz de atrair investidores para a região. O segundo aspecto importante tem a ver com a infraestrutura para receber os projetos eólicos contratados nos leilões; ou seja, quanto mais o país investir em linhas de transmissão, a tendência é que os leilões se tornem mais competitivos3. O terceiro aspecto diz respeito à incorporação de mais de 2 GW de capacidade eólica contratada nos leilões, considerado uma potência capaz de alimentar a cadeia produtiva em curso. A realização dos leilões em que a energia eólica participou revela que existe uma concentração significativa de empreendimentos eólicos no país e sua maioria está localizada na região Nordeste, basicamente nos Estados de RN, BA e CE. Na região Sul, a participação da potência de energia eólica contratada nos leilões é de 15%, estando concentrada no Estado de RS (Figura 1).

2 Trata-se de um mecanismo que garante que o produtor de energias renováveis possa vender energia a um preço fixo garantido por contrato, por um período de tempo determinado (geralmente 5, 10, 15 ou 20 anos). Atualmente, cerca de 50 países possui algum tipo de tarifa Feed-In (IEDI, 2011). 3 Tendo em vista o atraso na conclusão de obras em linhas de transmissão, o que acabou dificultando a operação de parques eólicos já concluídos, a exigência agora para participar de leilões é que os investidores eólicos incluam nos seus projetos os investimentos em linhas de transmissão, assinalou Élbia Melo, presidente executiva da Abeeólica (TRIBUNA DO NORTE, 24/06/2013).

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RS; 100

NORDESTE; 85

RN; 33

SUL; 15 SE; PI; 0 MA; 9 PE; 3 5

CE; 17

BA; 32

NORDESTE RN BA CE PE PI MA SE SUL RS

Figura 1 – Região Nordeste - Participação (%) dos estados nos empreendimentos eólicos contratados nos leilões (MW) – 2009-2013 Fonte: Elaboração própria a partir de CCEE (2014). Nesse contexto, a distribuição regional dos projetos vencedores é um aspecto importante desse ambiente de contratação porque, a partir do momento em que os projetos/empresas/consórcios habilitados a participar dos leilões são os vencedores do evento, a localização regional/estadual dos projetos e o planejamento do investimento e financiamento à consecução dos mesmos demandam iniciativas que visem à redução dos riscos do investimento, notadamente em relação ao escoamento dessa energia gerada4. Assim, esses leilões trazem em sua essência uma característica importante desse processo que é transformar o evento em uma política regional de energia eólica e o vento em capacidade industrial do segmento, com possibilidade de adensar a cadeia produtiva nos espaços onde serão montados os parques eólicos. De acordo com a Tabela 2, o Rio Grande do Norte obteve uma contratação de 3.402 MW, o que equivale a 32,4% de participação do RN no total de projetos contratados no Nordeste, ou 27,7% no total de projetos contratados no Brasil, o primeiro no ranking dos Estados beneficiados com a contratação de energia eólica, estando à frente de Estados como a Bahia, com 3.245 MW, Ceará, com 1.839 MW, e Pernambuco, com 811,7 MW. No período de 2009 a junho de 2014, o Rio Grande do Norte obteve 126 projetos contratados, ou 31% do número total de projetos contemplados no Nordeste. O Rio Grande do Norte foi o Estado que mais obteve contratação de projetos no 2º Leilão de Fontes Alternativas (LFA), realizado em 26/08/2010. Dos 41 projetos contemplados para a região Nordeste, esse Estado obteve 30 projetos, ou 73,2% do número total de projetos contratados; vindo em segundo lugar o 4º Leilão de Reserva (LER), realizado em 18/08/2011, quando esse Estado obteve 15 projetos dos 29 contemplados na região Nordeste, representando cerca de 52% do total de projetos. 4 Foi com base nisso que, em 2013, foi exigido, por meio da Portaria MME 132, de 25/04/2013, Art. 5º e § 2º, que o resultado final dos projetos vencedores do 5º Leilão de Reserva, realizado em 23/08/2013, deve considerar “a capacidade de escoamento de energia elétrica nas transformações e nas linhas de transmissão da Rede Básica e de fronteira”.

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Tabela 2 – Rio Grande do Norte – Resultado dos leilões de energia eólica – 2009-2014 Evento

Data

Potência Potência Potência (MW) (MW) (MW) Brasil NE RN

2º LER

14/12/2009

1.805,7

1.619,7

2º LFA

26/08/2010

1.519,6

3º LER

26/08/2010

Leilão

4º LER

Energia contratada (MWmed) - BR

Energia contratada (MWmed) - NE

Energia contratada (MWmed) - RN

Nº de projetos - BR

Número de projetos NE

Nº de projetos – RN

657

753

685

286

1.293,8

817,4

643,9

550,3

361,1

528,2

508,2

247,2

255,1

247,2

116,4

17/08/2011

1.067,7

575,6

52,8

410

211,9

6,4

18/08/2011

861,1

728,7

405,4

422,1

360,1

197,7

20/12/2011

976,5

856,9

321,8

452,4

400,8

153,5

Leilão

14/12/2012

281,9

253,9

151,6

140,1

0,0

5º LER

23/08/2013

1.505,2

1.424,7

132

675,5

647,9

56,1

18/11/2013

867,6

541

332,5

232,5

13/12/2013

2.337,8

2.185,8

684,7

989,6

924

261,3

06/06/2014

551

503

265,6

245,2

48,6

11 eventos

12.302

10.491

3.402

5.351,3

4.645

1.487,1

491

406

126

12º A-3/2011

13º Leilão

A-5/2011 15º A-5/2012

17º Leilão

A-3/2013 18º Leilão

A-5/2013 19º Leilão

A-3/2014

Fonte: CCEE (2014). A Figura 2 mostra como o Rio Grande do Norte se destacou nos primeiros eventos realizados a partir de 2009, mas que a partir do 13º Leilão de Energia Nova (LEN A-5), realizado em 20/12/2011, passa a perder espaço para outros Estados da região com melhor infraestrutura para escoar a geração de energia

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eólica, como Ceará, Bahia, Maranhão e Piauí. Os destaques na região podem ser visualizados na referida figura, a qual permite constatar que o Estado do Rio Grande do Norte obteve participação em termos de MW médios contratados em 9 eventos; Bahia, 10 eventos; Ceará, 9 eventos; Pernambuco, 5 eventos; Piauí, 4 eventos; Maranhão, 2 eventos; e Sergipe, 1 evento. A perda de competitividade do Rio Grande do Norte para outros Estados da região é uma informação importante, porque a falta de investimento em subestações e linhas de transmissão está deslocando o RN da posição de líder na contratação de projetos eólicos nos leilões. Para Élbia Melo, não se trata de falta de vento, mas de um sinal de falta de investimento para o setor (TRIBUNA DO NORTE, 24/06/2013). RN

82.8

65.6 52.9

59.5

54.9

53.8

47.1

41.8

38.3 31.8 25

22.1

21.5

15.5 13.1

12.3

22.6 22.5

37.7

32.1

18.6

17.2

000

2º LER 2009

1.5

0000

2º LFA 2010

00000

3º LER 2010

0000

00 0

14.6 8.7

8.1 3

48.4

0 00 0

28.3 18.8 18.7

19.8 20.7

13.5

9.6

8.3 5.3

6.9 00 0

000

12º 4º LER 13º 15º 5º LER 17º 18º 19º Leilão 2011 Leilão Leilão 2013 Leilão Leilão Leilão A-3/2011 A-5/2011A-5/2012 A-5/2013 A-5/2013 A-3/2014

Figura 2 – Brasil - Região Nordeste - Participação (%) dos estados nos leilões em que a energia eólica participou (MW médios) – 2009-2014 Fonte: CCEE (2014). Adicionalmente, outros estados (PI, MA e PE) estão despontando com potencialidade também significativa para a produção de energia eólica, fator que explica, ainda na visão de Élbia Melo, a entrada desses estados na disputa com o RN pelos leilões realizados. Trata-se de um sinal de acirramento da competição que deve ser levado em consideração para que o RN possa voltar a obter representatividade mais significativa nos próximos leilões. Pelos resultados dos leilões realizados em 2013 nos meses de agosto (5º LER), novembro (17º A-3) e dezembro (18º A-5), constata-se que o RN perdeu a disputa nos leilões para os Estados de BA e PI, cujos percentuais se situaram entre 32,1% e 49%, ao passo que o RN apresentou percentuais entre 8,7% e 19,8%, sendo que no 17º leilão não foi contemplado com qualquer projeto eólico contratado. Já no 18º LEN, realizado em dezembro de 2013, e no 19º, realizado em 2014, obteve representatividade de, respectivamente, 28,3% e 19,8%, recolocando novamente o Estado na disputa pela comercialização de energia no ambiente regulado, mesmo perdendo concorrência para a Bahia, que no 18º LEN obteve participação de 48,4%, e Pernambuco, no 19º LEN.

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Nesse contexto, destaca-se que, tendo em vista a exigência de que os projetos participantes dos leilões precisam ter linhas de transmissão, pode-se inferir que esses Estados que ganharam representatividade nos leilões realizados em 2013 são os que oferecem melhores condições infraestruturais de escoamento da energia gerada e, portanto, maior probabilidade de investimentos a serem realizados nesse segmento naqueles espaços. Esses são investimentos importantes no sentido de potencializar o desempenho do Sistema Interligado Nacional (SIN). A transmissão e a capacidade para escoar a produção de energia elétrica, provenientes das fontes existentes, requerem um planejamento diário, realizado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para verificar a operação e a segurança no abastecimento. Portanto, constitui importante elemento quando se pretende ampliar a geração de energia elétrica proveniente de alguma fonte em função da pressão sobre a carga de energia. Certamente os gargalos encontrados nesse quesito pelos empreendedores representam um termômetro decisivo para medir o grau de capacidade que uma região ou Estado oferece para receber os investimentos de geração em energia eólica contratados por meio da realização dos leilões. No 19º Leilão, realizado em 06/06/2014, o Estado de Pernambuco conseguiu alcançar uma maior representatividade (59,5%), sendo seguido pelos Estados de Ceará (20,7%) e Rio Grande do Norte (19,8%). Ou seja, até essa data os resultados dos leilões revelam, para este último Estado, um sinal de alerta de que as restrições regionais, relacionadas à falta de infraestrutura suficiente para escoar a produção de energia eólica, estão ocasionando uma penalização no sentido de que a localização dos projetos em regiões distantes está se transformando em fator crucial, que explica a perda de competitividade regional na disputa por esses projetos nos leilões. Ou seja, a questão da localização regional dos projetos está diretamente relacionada à falta de infraestrutura suficiente para escoar essa energia gerada. A tendência é que o Rio Grande do Norte volte a ser competitivo, pois algumas iniciativas foram tomadas no sentido de resolver alguns gargalos no que se refere aos investimentos em linhas de transmissão, os quais entraram em operação em 2014. É o caso da conclusão em 28/02/2014, de um conjunto de instalações, pertencentes a CHESF, composto por duas linhas de transmissão e duas subestações (em João Câmara e Extremoz), na qual possibilitou a entrada em operação de outros parques eólicos que tiveram suas obras concluídas anteriormente.

ASPECTOS DO SEGMENTO EÓLICO NO RIO GRANDE DO NORTE O objetivo dessa seção é apresentar os benefícios que a inserção da energia eólica está trazendo para o Rio Grande do Norte, especialmente para os municípios que estão recebendo a instalação dos parques eólicos, bem como os desafios que o Estado está enfrentando no processo de garantir posição privilegiada no número de parques eólicos em operação, construção e outorgados, advindos, em sua maioria, por meio da contratação realizada em leilões. BENEFÍCIOS ALCANÇADOS COM A INSERÇÃO DA ENERGIA EÓLICA NO RIO GRANDE DO NORTE Segundo dados da Abeeólica, obtidos em entrevista com Élbia Melo, em janeiro de 2015, organizados na Tabela 3, o Rio Grande do Norte apresentou uma representatividade de 27,8% no total de investimentos realizados no Brasil, perfazendo um total de pouco mais de R$ 20 milhões, sendo seguido pela Bahia, com participação de 25,8%, Ceará, com 15,1%, Rio Grande do Sul, 13%, e Piauí, 7,6%.

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Tabela 3 – Brasil - Investimentos relativos aos empreendimentos eólicos (R$ milhões), por unidade da federação – 201 Estado

Potência em MW

Rio Grande do Norte Apto Construção Contratado Operação Teste Bahia Apto Construção Contratado Operação Ceará Construção Contratado Operação Rio Grande do Sul Construção Contratado Operação Teste Piauí Construção Contratado Operação Pernambuco Contratado Operação Teste Maranhão Contratado Santa Catarina Operação Paraíba Contratado Operação Sergipe Operação Rio de Janeiro Operação Paraná Operação Total Geral

4.492,2 304,0 703,6 1.726,6 1.557,3 200,7 4.159,4 89,7 645,8 2.582,3 841,7 2.444,7 152,1 1.059,4 1.233,2 2.090,7 435,4 634,1 634,0 387,2 1.219,0 150,0 981,0 88,0 920,4 815,7 24,8 79,9 351,9 351,9 236,4 236,4 159,0 90,0 69,0 34,5 34,5 28,1 28,1 2,5 2,5 16.138,8

Investimentos (R$ em milhões) 20.214,86 1.368,00 3.166,20 7.769,70 7.007,81 903,15 18.717,52 403,65 2.905,94 11.620,32 3.787,61 11.001,30 684,45 4.767,30 5.549,55 9.408,04 1.959,30 2.853,45 2.853,00 1.742,29 5.485,52 675,00 4.414,52 396,00 4.141,58 3.670,65 111,38 359,55 1.583,55 1.583,55 1.063,80 1.063,80 715,50 405,00 310,50 155,25 155,25 126,23 126,23 11,25 11,25 72.624,38

% no total geral 27,8 1,9 4,4 10,7 9,6 1,2 25,8 0,6 4,0 16,0 5,2 15,1 0,9 6,6 7,6 13,0 2,7 3,9 3,9 2,4 7,6 0,9 6,1 0,5 5,7 5,1 0,2 0,5 2,2 2,2 1,5 1,5 1,0 0,6 0,4 0,2 0,2 0,2 0,2 0,0 0,0 100

Fonte: Abeeólica (Entrevista, jan. 2015). 48

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A concentração dessa expansão da fonte eólica em termos de MW e de número total de parques está na região Nordeste, como já enfatizado, de modo que, considerando o montante de potência ainda em construção nos diversos Estados do Brasil (Figura 3), “indica a tendência do desenvolvimento de empreendimentos eólicos em curto prazo” (Élbia Melo, em entrevista, jan. 2015).

13 MA

90 3

351.90

815.70 29

41 PI

No. de parques total

435.4 634.10

981.00 150

93 RN

152.1

703.6 130

645.8 BA

Contratado (MW)

1,059.40

1,726.60

2,582.30

Em construção (MW)

Figura 3 – Brasil - Desenvolvimento de empreendimentos eólicos em curto prazo, por unidade da federação – 2014 Fonte: Abeeólica (jan. 2015). Conforme os dados da Figura 3, o Rio Grande do Norte só perde para a Bahia no quesito desenvolvimento de empreendimentos eólicos em curto prazo, apresentando 1.726,60 MW de projetos contratados e 703,6, em construção, o que perfaz 93 parques eólicos no total. Portanto, as perspectivas de crescimento contínuo da participação da fonte eólica na capacidade total de geração elétrica do país são positivas para o Brasil e para a região Nordeste, em particular, pois, pelo PDEE 2022, a fonte eólica contribuirá com mais de 9% na matriz elétrica do país, que corresponde a uma potência de 17 GW, em 2022. Segundo estudo da FIERN – Mais RN, de julho de 2014 –, a ideia é ampliar a capacidade instalada de energia eólica para 12,3 GW, em 2035, equivalendo a quase uma usina Itaipu, cuja capacidade instalada é de 14 GW. Essa previsão é menos otimista, comparando-se com a que foi apresentada pelos PDEEs. Essa expansão representará um crescimento percentual cerca de 689,8%, em relação à capacidade instalada no Rio Grande do Norte, /2014, que foi de 1,5573 GW. Para atingir essa meta, será necessário implementar algumas estratégias (FIERN, jul. 2014, p. 41): Estimular a construção de novas usinas eólicas nas regiões Norte, Mossoroense e Serras Centrais, especialmente nas áreas com ventos favoráveis a 100 metros ou

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mais;atualizar o levantamento do potencial eólico disponível no Rio Grande do Norte; fomentar a pesquisa e o desenvolvimento de tecnologias adaptadas ao clima local; investir na formação e qualificação de mão de obra para operação e manutenção de máquinas e equipamentos para toda a cadeia de produção, projetos, construção e gestão; executar políticas de atração da indústria de equipamentos. Com um total de investimentos de R$ 20 milhões em projetos eólicos no Estado, o que garantirá uma capacidade instalada de 4.492,2 MW nos próximos anos, considerando os projetos aptos a ser construídos, em construção, contratado, em operação e em teste (Tabela 3), bem como a contratação de 35 mil trabalhadores no referido Estado, sendo necessário por ano que pelo menos 20% sejam de nível técnico e superior (TRIBUNA DO NORTE, 25/05/2014), é pertinente enumerar alguns benefícios que essa expansão da energia eólica engendra no Estado. Dentre eles convém assinalar em primeiro lugar o arrendamento de terras, considerado um ponto relevante porque gera benefícios locais, distribuindo renda às famílias que põem à disposição suas terras para a implantação dos parques eólicos, podendo também continuar utilizando suas terras para desenvolver outras atividades complementares. Segundo reportagem publicada no Jornal O Estado de São Paulo, em 11/01/2015, cada empresa adota uma fórmula diferente no pagamento do arrendamento das terras. Assim, “algumas pagam um porcentual da energia por gerador instalado. Dependendo do critério adotado, cada família pode ganhar R$ 1 mil por torre” (O ESTADO DE SÃO PAULO, 11/01/2015). A reportagem em tela cita o caso de uma proprietária de 45 hectares de terra, que tem duas torres eólicas com quase 100 metros de altura em sua propriedade, recebendo R$ 1,3 mil por mês pelo arrendamento de parte do seu lote, bem como cita outro caso muito interessante no município de Parazinho-RN, no qual um assentamento antigo vem apresentando mudanças radicais na dinâmica de sua estrutura de renda e paisagem por meio do processo de arrendamento de terras. Nesse espaço foram instalados 32 aerogeradores, o que permitiu a 29 famílias receberem cada uma R$ 1 mil por mês. Logo, “o reflexo dessa renda extra está no amontoado de areia, pedra e cimento em frente às residências, quase todas em reforma” (O ESTADO DE SÃO PAULO, 11/01/2015). Portanto, a realidade eólica está reconfigurando a estrutura de obtenção de renda nos espaços onde estão sendo instalados os empreendimentos do setor, cujo pagamento é feito diretamente aos proprietários das áreas por um período de no mínimo 20 anos, sendo então considerado um benefício importante para as pessoas daquelas localidades que agora tem a oportunidade de contarem com o dinheiro do arrendamento para ajudar nas despesas, ou mesmo sobreviverem. É o caso da empresa Renova, que trabalha com arrendamento de terras para a colocação das torres, assinala Mathias Becker, diretor-presidente da empresa. “Este modelo agrega um enorme valor econômico e social para as regiões onde atuamos, uma vez que gera renda extra para o proprietário que ainda permanece como legítimo dono de sua terra e pode continuar a desenvolver as suas atividades” (MATHIAS BECKER, 2013, p. 20). Contudo, deve-se chmar a atenção que, para que haja uma contrapartida econômica de forma sustentável para o município que está recebendo esses investimentos, seria necessário estabelecer o pagamento de royalties, mas, de acordo com Pinto (2013), a energia eólica não paga royalties, porque a legislação

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brasileira entende que os impostos cobrados são pagos aos Estados que consomem a energia gerada e não aos que produzem5. Um segundo benefício advindo da atividade eólica diz respeito à regularização fundiária, por meio da Instrução Normativa INCRA 76, de 23/08/2013, que dispõe sobre a aquisição e arrendamento de imóvel rural por pessoa natural estrangeira residente no país e pessoa jurídica estrangeira autorizada a funcionar no Brasil. Segundo Élbia Melo: Atualmente as empresas do setor eólico têm tido algumas dificuldades em arrendar estas terras, por terem capital estrangeiro. Também são observados entendimentos desencontrados sobre o conteúdo desta Instrução Normativa entre cartórios, bancos de financiamento e a Advocacia Geral da União (ELBIA MELO, em entrevista, jan. 2015). Um impacto direto do processo de arrendamento de terras tem a ver com a possibilidade de muitas famílias quitarem suas dívidas. A reportagem do jornal O Estado de São Paulo, publicada em 11/01/2015, apresenta o caso de uma fazenda que foi comprada com o dinheiro do Banco da Terra, cujas parcelas anuais não puderam ser quitadas apenas com a agricultura familiar. Com a construção do parque eólico pela CPFL no seu lote, essa empresa fez um acordo com o proprietário para pagar a dívida e descontar do pagamento da renda durante cinco anos. Assim, “do R$ 1 mil a que cada morador tem direito, a empresa tem pagado R$ 500” (O ESTADO DE SÃO PAULO, 11/01/2015). Um terceiro benefício diz respeito ao avanço na infraestrutura rodoviária, gerando uma externalidade positiva, quando algumas estradas são asfaltadas pelas empresas responsáveis pelos parques eólicos, mesmo que algumas ainda continuem em terra, estão agora em melhores condições transitáveis, conforme destacou a reportagem do jornal O Estado de São Paulo, em 11/01/2015, citando o caso da estrada que liga Parazinho e São Miguel do Gostoso. Um quarto benefício está relacionado com a tributação. Ocorre que no período de construção dos parques eólicos, as prefeituras arrecadam o ISS, decorrente dos empreendimentos instalados no espaço pertencente ao município, sendo este considerado um imposto específico da região que está recebendo a implantação dos parques eólicos. Além do mais, a cadeia produtiva, e aqui se destaca especificamente os espaços onde estão sendo montadas as fábricas dos equipamentos eólicos, tem alguns incentivos sobre o pagamento de impostos como o ICMS, PIS, COFINS; por fim, destacam-se o Convênio CONFAZ ICMS 101/97 e o REIDI. Um quinto benefício diz respeito às atividades de comércio, como abertura de lojas, restaurantes e pousadas, instaladas ao lado de casas simples, contrastando duas realidades diferentes que, convivendo em uma mesma localidade, vai modificando o espaço e a vida das pessoas, como é o caso de alguns municípios citados. Estes novos estabelecimentos comerciais (e os já existentes) passam a operar de modo mais dinâmico no processo de implantação dos projetos, com impacto positivo sobre o PIB municipal. Segundo os dados da 5 Logo, não há uma compensação tributária para os Estados que geram energia eólica. Segundo Pinto (2013, p. 308), “há o conceito de imposto ecológico, já usado em alguns países. A ideia do imposto é que cada Estado que desenvolva ações de conservação ambiental tenha direito a um percentual do ICM gerado. Os Estados de RN, BA, SC, PB, AL, SE e ES não possuem uma legislação sobre o ICM ecológico”.

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Tabela 4, considerando apenas alguns municípios que se destacam em número de projetos eólicos, em operação, em construção e outorgados, pode-se constatar que os casos de São Miguel do Gostoso, João Câmara, Pedra Grande, Jandaíra e Bodó são significativos, pois passam a ocupar posições importantes nesse quesito no período 2012/2008, em relação ao período 2007/2003. Tabela 4 – Rio Grande do Norte - Municípios selecionados - Variação percentual do PIB – 2007/2003 e 2012/2008 Municípios do RN

Posição no Estado do RN

Var. (%) 2007/2003

Var. (%) 2012/2008

Posição no Estado do RN

Guamaré

1º

457,3

0,5

167°

Parazinho

6º

130,5

110,6

5º

São Miguel do Gostoso

62º

73,0

86,9

9º

Ceará-Mirim

63º

73,0

62,7

42º

João Câmara

79º

69,5

90,6

7º

Pedra Grande

128º

55,4

92,6

6º

Jandaíra

136º

52,9

59,8

52º

Bodó

147º

48,1

53,1

79°

Fonte: Elaboração própria a partir de IBGE (2014). O caso de São Miguel do Gostoso, além de ser considerada uma cidade dormitório de engenheiros e executivos de grandes empresas, como CPFL, Energisa e Voltalia (O ESTADO DE SÃO PAULO, 11/01/2015), possui um portfólio de 142,8 MW de potência eólica outorgada (ANEEL, 03/06/2014), assim como Pedra Grande, Jandaíra e Bodó, que também possuem empreendimentos eólicos. Um dado importante, que demonstra a mudança da dinâmica econômica desses municípios, diz respeito ao número de unidades locais e pessoal ocupado total (Tabela 5), destacando-se São Miguel do Gostoso, cuja variação percentual de número de unidades locais e pessoal ocupado total foi significativa, respectivamente de 187,2% e 53,2%. Parazinho e Bodó destacam-se na variação percentual de número de unidades locais, mas não em termos de pessoal ocupado total, especialmente Bodó, que teve variação percentual negativa em termos de pessoal ocupado total, realidade essa que tende a ser modificada tão longo os parques eólicos sejam implantados, demandando a contratação temporária de mão de obra local.

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Tabela 5 – Rio Grande do Norte - Municípios selecionados - Número de unidades locais e pessoal ocupado total – 2008 e 2012 Número de unidades locais

Pessoal ocupado total

Municípios do RN

2008

2012

Var. (%) 2012/2008

2008

2012

Var. (%) 2012/2008

João Câmara

404

522

29,2

2.253

2.782

23,5

Parazinho

60,0

295

316

7,1

Pedra Grande

35,5

312

356

14,1

São Miguel do Gostoso

135

187,2

541

829

53,2

Jandaíra

2,0

627

620

-1,1

Bodó

133,3

281

277

-1,4

Ceará-Mirim

630

726

15,2

6.346

5.954

-6,2

Fonte: Elaboração própria a partir de IBGE (2014). Portanto, a estatística de número de pessoal ocupado total no Estado do Rio Grande do Norte, para os anos de 2013 e 2014, mostrará um comportamento positivo nos municípios de Bodó, Jandaíra, Ceará-Mirim, assim como uma variação percentual maior em João Câmara, Parazinho e São Miguel do Gostoso, em função do número de parques eólicos em construção e outorgados a partir desses anos. Em 17/12/2014, João Câmara e Parazinho já ocupavam a primeira e segunda posição, em termos de projetos eólicos outorgados e em construção, respectivamente. Um sexto aspecto está relacionado com a formação técnica e superior que o setor eólico engendra, sendo, por isso mesmo, considerado um fator positivo, refletindo a demanda por qualificação de quem pretende atuar nesse segmento. Por outro lado, esse fator, ao mesmo tempo em que enseja um aspecto relevante do setor em tela, implica, ao mesmo tempo, um obstáculo, haja vista a carência de pessoas qualificadas para atuar nessa atividade. Logo, “academia e institutos de formação de mão de obra tentam se adaptar para garantir quantidade e qualidade no ensino nessa área nova e ainda pouco explorada no Brasil” (TRIBUNA DO NORTE, 25/05/2014). A referida reportagem destaca que tem ocorrido nos municípios onde o setor eólico é pujante, como consequência da escassez de mão de obra qualificada para trabalhar tanto na montagem dos parques eólicos como na manufatura dos equipamentos, o pagamento de salários mais altos para os profissionais habilitados, acarretando elevação dos custos do setor, atração de profissionais estrangeiros e maior rotatividade de empregados nas empresas. Essa é uma informação relevante porque acaba imprimindo nos municípios mais carentes e distantes da capital uma dinâmica socioeconômica com oportunidades de emprego e salários, sendo estes elencados como o sétimo aspecto relacionado aos benefícios trazidos e/ ou criados a partir da atividade eólica, de modo que esse fato acaba atraindo pessoas de outros municípios e estados da região e do país, ou mesmo de outros países.

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Sendo assim, o desenvolvimento do setor eólico vai mudando a realidade qualitativa e quantitativa desses espaços, porque se criam oportunidades de melhoria das condições de vida das pessoas na medida em que essa atividade vai se conformando no espaço. Assim, os habitantes passam a investir na qualificação técnica e superior, com o intuito de conseguir um trabalho melhor, uma função melhor dentro do segmento, assim como melhores salários, que de outra forma não seria possível dentro de um ambiente onde mais da metade da população é considerada pobre, como são os casos de Parazinho e João Câmara. Razão essa pela qual o BNDES vem implantado projetos sociais em algumas dessas localidades do Rio Grande do Norte, sendo este um oitavo benefício a destacar. O referido banco está coordenando e implantando projetos sociais da Atlantic, Contour, CPFL, Desa e Energisa, que são empreendedores de 24 parques eólicos nesse Estado. A ideia é apoiar os investimentos sociais dessas empresas no entorno de usinas nos municípios de João Câmara e Parazinho, por meio de uma linha de Investimentos Sociais de Empresas (ISE). A iniciativa é importante porque permite contribuir para a melhoria dos indicadores socioeconômicos desses municípios, melhorando as condições de vida das comunidades que vivem no entorno onde estão sendo instalados os parques eólicos. Nesse sentido, com o intuito de otimizar os investimentos sociais e viabilizar projetos de maior envergadura e benefício para a população local, os empreendedores resolveram unir esforços e implantar dois projetos conjuntos, sendo um em João Câmara na área de saúde/saneamento e outro em Parazinho na área de educação. Cada projeto deverá ter orçamento de até R$ 1 milhão. Do ponto de vista do interesse mais geral, o desenvolvimento da atividade eólica, em consonância com a necessidade de alavancar a pesquisa, a inovação setorial e a capacidade empresarial, paralelamente ao avanço do número de parques eólicos em operação comercial, vem desencadeando o interesse na construção de um Parque Tecnológico de Energia na região metropolitana de Natal, que reunirá em um mesmo espaço empresas, universidades, instituições de pesquisa e órgãos governamentais. Destaca-se esse, portanto, como um novo benefício advindo da atividade eólica. Segundo a Secretaria do Desenvolvimento Econômico (SEDEC) do Rio Grande do Norte, na reportagem divulgada em 06/06/2014, esse projeto abrange recursos na ordem de R$ 42 milhões assegurados pelo Programa RN Sustentável. A ideia do referido parque será ampliar o acesso das empresas de energia e instituições de ensino e pesquisa à ciência e tecnologia, de modo a contribuir para a inovação e o desenvolvimento de novas capacidades tecnológicas, além da adaptação das já existentes conforme a realidade de vento de cada espaço e/ou lugar. DESAFIOS DA ATIVIDADE EÓLICA NO RIO GRANDE DO NORTE Apesar do Rio Grande do Norte ser um dos beneficiários da atividade eólica realizada na região Nordeste, esse Estado enfrenta alguns desafios, que foram apresentados pelos empreendedores, conforme destacou Élbia Melo (em entrevista, realizada em janeiro de 2015): Estradas de má qualidade (estreitas e com buracos); instalação de comunidades nas beiras das estradas, o que implica aumento de riscos de acidentes; presença de cavalos, burros e cães na beira das estradas, que podem provocar acidentes graves; redução drástica no limite de velocidade, justificada pela proximidade das comunidades às estradas; intervenção política de alguns coronéis e fazendeiros, nos processos licenciamento ambiental; aumento de custos por parte dos empreendedores para a destinação final dos resíduos sólidos provenientes das usinas, uma vez que os locais

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de disposição licenciados se encontram muito distantes; dificuldades em cumprir a preservação das áreas de Reserva Legal (as quais são obrigatórias), porque algumas comunidades não respeitam tal obrigatoriedade. Constatamos que a maioria dos empreendimentos produtivos do setor eólica está concentrada no Nordeste, particularmente nos Estados de Pernambuco, Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte, sendo que nos três primeiros encontra-se instalada toda a cadeia produtiva de equipamentos eólicos, composta por aerogeradores, pás e torres, consolidando, assim, nesses espaços o adensamento completo dessa produção, diferenciando-se, nesse aspecto, do Rio Grande do Norte, onde apenas duas fábricas de torres estão instaladas. Assim, não se trata de uma questão de falta de potencialidade para gerar energia eólica, mas de força política local capaz de transformar esse recurso da natureza – o vento – em criação de oportunidades de desenvolvimento socioeconômico para o Estado do Rio Grande do Norte. Nas palavras de Milton Pinto, diretor setorial de energia eólica do CERNE: “Aqui tem vento demais, mas falta incentivo governamental. Corremos o risco de ficarmos para trás” (TRIBUNA DO NORTE, 07/12/2014). Um estudo intitulado MaisRN, elaborado pela FIERN, com o apoio da SEDEC, destacou que as lideranças políticas do Estado, apesar de ter prestígio, não criam um ambiente favorável para os negócios, “dificultando a confiança e a segurança na continuidade dos projetos, na colaboração e no compromisso dos dirigentes das instituições” (FIERN, fev. 2014, p. 28). A falta de um ambiente atrativo ao adensamento produtivo de um determinado setor acaba afetando negativamente segmentos como o de energia eólica, que necessita de políticas específicas para alavancar o seu desenvolvimento nos espaços onde está inserido. Isso é o que vem sendo feito em outros Estados do Nordeste, como Bahia, Ceará e Pernambuco. A esse respeito o estudo MaisRN destacou, com base em entrevistas realizadas junto ao empresariado e formadores de opinião, que as políticas dos Estados de Ceará e Pernambuco pela atração dos investimentos têm atrapalhado a economia do Rio Grande do Norte e da Paraíba, simplesmente porque sabem conceder também incentivos financeiros, e não apenas fiscais, ajudar com licenças ambientais e preparar suas malhas viárias, sendo os governos parceiros dos empresários. Os entrevistados lembraram, portanto, que “a concessão de incentivos fiscais não é mais um diferencial, na medida em que todos os Estados do Nordeste os oferecem como forma de atrair investimentos” (FIERN, fev. 2014, p. 29). Com isso, fica claro que a falta de condições que facilitem o investimento representa um gargalo significativo, impedindo que Estados possam se beneficiar das oportunidades de investimentos, criando as condições necessárias à atração do capital. Essa é a realidade do Rio Grande do Norte. Élbia Melo destaca que “o papel do Estado é muito importante para a atração de novos negócios” (TRIBUNA DO NORTE, 07/12/2014). Soma-se a essa questão fatores igualmente importantes, que dificultam a dinâmica de atuação dos empresários no Rio Grande do Norte. De acordo com a Sondagem Especial realizada pela FIERN, em setembro de 2012, sobre a burocracia e a indústria do Rio Grande do Norte, a principal dificuldade enfrentada é com relação ao número excessivo de obrigações legais a serem cumpridas, o que eleva o custo e desvia recursos para áreas não produtivas, sendo as áreas ambiental e trabalhista as mais afetadas pela burocracia estadual. Esse estudo foi confirmado em fevereiro de 2014, por meio do estudo MaisRN, que assinalou ainda como pontos negativos do ambiente de investimento do Estado: os estrangulamentos na infraestrutura

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e logística, as limitações do sistema de incentivos fiscais estaduais, a incerteza e insegurança jurídicas, a lentidão burocrática e a motivação ideológica dos órgãos de regulação, principalmente quando trata da área ambiental. No nível geral, existe ainda as desvantagens microeconômicas e regulatórias do Brasil, notadamente em relação a carga tributária, encargos trabalhistas e insegurança jurídica. Da mesma forma, o diretor de Novos Negócios da CPFL, Alessandro Gregori, destaca que o governo desse Estado “precisa preparar a infraestrutura local para a atração de empreendimentos. [...], contribuir para a qualificação profissional, adequar os órgãos de fiscalização e emissão de licenças ao tamanho da demanda do setor eólico” (TRIBUNA DO NORTE, 07/12/2014). Em relação às emissões de licenças ambientais, os entrevistados do estudo MaisRN assinalaram que existe um ambiente desfavorável aos investimentos e ao empresariado, porque os órgãos reguladores são muito lentos e burocráticos, o que acaba atrasando a análise e a liberação da licença para os projetos em quase todos os setores. O secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Sílvio Torquato, esclareceu em reportagem publicada no Jornal Tribuna do Norte, de 07/12/2014, que não é necessário ampliar o quadro funcional do Instituto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente (IDEMA), mas criar Secretarias Municipais de Meio Ambiente, tal como foi adotado em São Gonçalo do Amarante na época da construção do Aeroporto Internacional Governador Aluízio Alves. Defendeu inclusive que “não será necessária criação de nova secretaria para esse ou outro assunto. Dentro da SEDEC, nós temos a Coordenadoria Energética, que poderá atender a demanda com tranquilidade” (TRIBUNA DO NORTE, 07/12/2014). Outro grande obstáculo no Rio Grande do Norte diz respeito a infraestrutura de transmissão. Desde 2012 vários parques eólicos, aptos a iniciar a operação comercial, tiveram seus calendários alterados, como já enfatizado, simplesmente porque as obras de transmissão, subestações e estações coletoras não haviam sido concluídas. Apesar de esse problema ter sido parcialmente resolvido em 2014, ainda existe uma série de empreendimentos de linhas de transmissão e subestações que precisam ser realizados para que o Rio Grande do Norte volte a assumir a posição de destaque nos leilões de energia6. Ademais, o Rio Grande do Norte enfrenta obstáculos no transporte rodoviário de equipamentos eólicos até o local onde estão sendo implantados os parques, além do que falta nesse Estado um porto marítimo como o de Pecém, Camaçari e Suape, de acordo com Élbia Melo, em reportagem publicada no jornal Tribuna do Norte, de 07/12/2014. Entende-se, portanto, que a perda de competitividade do RN no setor industrial eólico é também em função da falta de estrutura portuária, somando-se, assim, a outros fatores elencados nesse tópico. Basta observar que, nos Estados da região onde essa infraestrutura se encontra disponível (Ceará, Bahia e Pernambuco), a atração de investimento é mais significativa. No Rio Grande do Norte, a infraestrutura portuária, composta por três portos marítimos, o Terminal Portuário de Natal, o Porto-ilha de Areia Branca e o Porto de Guamaré, mas que não comportam navios de grande porte, nem linha de cabotagem para movimentar grandes contêineres. Logo, não apresentam uma estrutura compatível para o transporte de equipamentos eólicos, como pás e torres, nem escala de produção no segmento metalmecânica capaz de atrair fabricantes da indústria eólica, podendo, assim, 6 A expectativa é que os investimentos indicados no PAC2 e PDEE 2022 sejam realizados dentro do período planejado, bem como que a EPE, por meio do Programa de Expansão da Transmissão – ciclo 2014 – 1º e 2º semestres, para o período 20142019, consiga realizar o planejamento de investimento de R$ 5,0 bilhões em 4.388 km de novas linhas de energia para toda a região Nordeste, além de 13 subestações.

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aproveitar das economias de escopo que esse setor engendra por meio do processo de diversificação da produção. A esse respeito, o Secretário de Estado do Desenvolvimento Econômico, Sílvio Torquato, destacou a possibilidade de ser entregue ao governo do Estado um projeto detalhado sobre a localização e viabilidade econômica de um novo porto no Rio Grande do Norte, cuja construção deverá ser realizada em Porto do Mangue, na região salineira potiguar. Trata-se de uma discussão antiga sobre a necessidade deste empreendimento. O referido secretário enfatiza que “diversos estudos já foram realizados para avaliação do local ideal e, também, da viabilidade econômico-financeira. Nunca se chegou, porém, a uma conclusão quanto ao modelo de financiamento e gestão” (TRIBUNA DO NORTE, 07/12/2014). CONCLUSÃO Este trabalho teve como objetivo explicar a conexão da presença do setor eólico no Rio Grande do Norte com as oportunidades de negócios que esse setor engendra. A análise sobre a inserção da fonte eólica na matriz elétrica nacional requer considerar não apenas a essencialidade da energia eólica em tempos de esgotamento progressivo da fonte hidráulica, mas, sobretudo, a capacidade desse setor de criar alternativas de desenvolvimento socioeconômico nos espaços onde estão sendo montados os parques eólicos. Reside aqui a importância desse setor tanto do ponto de vista geral, para efeito de complementaridade à geração hidrelétrica existente, como do ponto de vista mais específico, na medida em que estimula a capacidade de encadeamento produtivo nas regiões beneficiárias de vento de qualidade passível de ser transformado em eletricidade. Tratar do tema produção de energia eólica não foi fácil, sendo uma discussão nova no país, haja vista a limitação de dados, notadamente quando a análise está concentrada no Rio Grande do Norte. Reconhecese, então, a necessidade de aprofundar essa discussão no sentido de entender a importância desse setor sob a perspectiva de oportunidade de criação de desenvolvimento socioeconômico em regiões como o Nordeste brasileiro. Entende-se, pois, que não basta ter vento. É preciso adicionalmente fomentar o encadeamento produtivo com investimento em infraestrutura de transmissão e de logística, e com incentivos financeiros, como aliás assim o fizeram e fazem os países que estão na vanguarda em termos de capacidade instalada em MW, os quais também desenvolveram toda uma estrutura de P&D, com o objetivo de dar substância à geração de energia eólica de modo mais eficiente, tendo em vista a característica intermitente que essa fonte apresenta. Com a contratação dessa fonte nos leilões de energia, o Rio Grande do Norte foi contemplado com 3.402 MW, o que equivale a 32,4% de participação no total do Nordeste, o primeiro no ranking dos Estados do Nordeste com maior número de contratação em MW nos leilões em que a energia eólica participou. Certamente, um dos impactos desse crescimento significativo da capacidade instalada de energia eólica está sendo o aumento das pressões antrópicas sobre o meio ambiente nos espaços onde estão sendo montados os parques eólicos. Os casos de Parazinho e João Câmara são importantes, porque, ao concentrar o maior número de parques eólicos em construção e outorgados no Estado do Rio Grande do Norte, acaba imprimindo uma dinâmica socioeconômica diferente da que prevalece baseada no comércio e agricultura, sendo parte da renda advinda também do funcionalismo público.

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A partir do 13º LEN, realizado em 2011, esse Estado passa a perder espaço no processo de contratação dos leilões realizados para outros Estados da região com melhor infraestrutura para escoar a produção de energia gerada, e que também apresentam potencialidade significativa para a geração de energia eólica, sendo que em 2013 essa perda de competitividade se acentua, em função da exigência de que apenas projetos eólicos com linhas de transmissão podem participar dos leilões. Sendo assim, a falta de estrutura em linhas de transmissão e em logística de transporte rodoviário e portuário, ou mesmo no segmento da área ambiental, pode ser considerada como o principal gargalo que esse Estado enfrenta no desenvolvimento dessa atividade. Dessa forma, faz-se necessário buscar canais que possam incentivar a solução desses gargalos, na medida em que os incentivos e os arranjos institucionais forem requeridos pelo poder político local de forma a atrair investimentos necessários em várias matizes, envolvendo a inserção do setor eólico, não só no tocante à infraestrutura, mas também em relação à própria capacidade de atrair fabricantes de equipamentos para os espaços onde estão sendo montados os parques eólicos. Em suma, a inserção da energia eólica no Estado imprime uma dinâmica importante nos municípios que recebem essa atividade econômica, porque, além de reconfigurar o espaço em função dessa atividade, acaba criando motivação para as pessoas buscarem qualificação e melhores condições de emprego e rendimento, seja exercendo funções a montante da cadeia produtiva, seja trabalhando a jusante, como demanda a atividade no quesito O&M.

REFERÊNCIAS ABEEÓLICA. Entrevista com Élbia Melo. Janeiro de 2015. AMARANTE, O. A. C.; ZACK, J.; BROWER, M.; LEITE DE SÁ, A. Atlas do potencial eólico brasileiro. Brasília, 2001. ANEEL. Banco de Informações de Geração (BIG). Capacidade de Geração no Brasil. Disponível em: http:// www.aneel.gov.br/. Acesso em: 03/06/2014. CCEE. Leilões. Disponível em: http://www.ccee.org.br/. Acesso em: Mai/2014. ___________. PROINFA – Tratamento da energia do PROINFA na CCEE. Nº 94 – Dezembro de 2013. Disponível em: www.ccee.org.br. Acesso em: 10/05/2014. COSERN. Potencial Eólico do Estado do Rio Grande do Norte. COSERN. 2003. ELETROBRAS. PROINFA. Dados de geração das CGEE participantes do PROINFA – 2006-2013. Disponível em: http://www.eletrobras.com/. Acesso em: mar./2014. ___________. PROINFA. Dados de geração das CGEE participantes do PROINFA – 2014. Disponível em: http://www.eletrobras.com/. Acesso em: mar./2014. EPE. Plano Nacional de Energia 2030. Rio de Janeiro: EPE, 2007.

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CHILE ESTIMATIVA DE ENERGIA DISPONÍVEL PARA O BANCO DE BATERIAS DE UMA MICRO-REDE BASEADA EM ENERGIAS RENOVÁVEIS CLAUDIO DANILO BURGOS MELLADO Orientação: Doris Sáez Hueichapan Marcos Orchard Concha Roberto Cárdenas Dobson

RESUMO Grande parte dos sistemas constituidos por energias renováveis não convencionais, contam com um sistema de armazenamento energético, o que usualmente corresponde a um banco de baterias, isto, para armazenar ou suprir a demanda de energía elétrica em momentos de superávit ou déficit respectivamente. Para realizar estas ações, é primordial conhecer o estado de carga (SOC, por suas siglas em inglês) do banco de baterias, o qual indica a quantidade de energía disponível no interior deste. Devido ao SOC não poder ser medido diretamente nas baterias, nesta investigação apresenta o desenho e validação de um estimador em tempo real deste indicador, o qual realiza a estimativa baseada em outras magnitudes das baterias que podem ser medidas tais como voltagem e corrente. Em particular, se realiza todo o desenvolvimento tanto teórico, como experimental para o banco de baterias presente na micro-rede Huatacondo, situada ao norte de Chile. Além do mais, dito método de estimativa poderia ser utilizada em outras aplicações tais como veículos elétricos, híbridos ou solares. Cabe fazer notar que a particularidade do estimador proposto, é o que desenha, complementa e baseia a informação estimada e combinada proveniente de provas de laboratório e da operação de estimação normal da micro-rede. Esta forma nova de combinar esta informação brinda a vantagem de não interromper a operação normal da micro-rede para calibrar o algoritmo, o que se traduz num serviço de eletricidade continua. Assim mesmo, tendo caracterizada a bateria mediante provas de laboratório, é possível aplicar a estimativa a qualquer banco de baterias composto pelas baterias analisadas. Tudo anteriormente, unido a simplicidade do algoritmo proposto, traduz que este algoritmo podría ser integrado num sistema embebido, o qual podería ter a possibilidade de converte-se num produto comercial. PALAVRAS CHAVE: Estado de carga (SOC), banco de baterias, micro-redes, lógica difusa.

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INTRODUÇÃO As energías renováveis não convencionais (ERNC) cada dia começa a ter uma maior importância a nível mundial. Desde os anos 90 até à data, há observado um notavel aumento das ERNC nos mercados energéticos, isto, como resultado da introdução de mecanismos de incentivos para este tipo de energías por parte de diversos países e a crescente tendência da comunidade mundial de buscar fontes de energía que sejam amigaveis com o meio ambiente [1]. Neste contexto, foi que o Departamento de Engenharia Elétrica da Universidad do Chile [2], há centrado seus esforços no desenvolvimento tecnológico destes tipos de energías, amparado na grande potencialidade de energía solar e eólica de nosso país. Como anteriormente, existe no norte do Chile, específicamente no povoado de Huatacondo (Figura 1a), instalou-se a primeira micro-rede inteligente do país [3], a que considera ter participação ativa da comunidade no uso eficiente da energía. Esta micro-rede permite aos habitantes do povoado contar com energía elétrica durante os 365 dias do ano, situação que não ocorria antes da sua instalação. Em palavras simples, uma micro-rede pode ser definida como um conjunto de unidades geradoras de energia elétrica, interconectadas, mediante redes de distribuição próximas aos centros de consumos (Figura 1b), que são capazes de operar de maneira controlada e coordenada, estando à micro-rede, conectada a uma rede principal ou isolada dela [4] [5]. Em particular, as micros-redes isoladas constituem uma boa solução para levar energia para pequenos povoados que se encontram distantes das grandes cidades, constituindo uma solução eficiente e perfeitamente replicável em distintos pontos de distribuição elétrica contribuindo para resistência e estabilidade aos sistemas elétricos [6]. Um exemplo disso, é a micro-rede do povoado de Huatacondo (ver Figura 1b), a qual corresponde a uma rede isolada, composta pelas seguintes unidades de generação [3]: • Planta fotovoltaica principal de 23 [kW] • Planta fotovoltaica pequena 1.8 [kW] • Turbinas eólicas 3 [kW] • Grupo diésel 90 [kW] • Sistema de alimentação de água. • Sistema de armazenamento de energía, composto por baterias de chumbo ácido 120[kWh].

Solar

Torre de água potável

Solar

Eólica

Diesel Banco de baterias

Sistema de Sistema de controle e monitoramento gestão da demanda

Figura 1. a) Povoado de Huatacondo, primeira região de Tarapacá, Chile, b) Esquema micro-rede Huatacondo

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A expedição de energia elétrica de cada unidade de geração da micro-rede, realiza-se por meio de um EMS (Energy Management System), o qual, executa um algoritmo de otimização, com o objetivo de controlar de maneira excelente a produção de energia de cada unidade, minimizando os custos de operação do sistema e assegurando-se de satisfazer a demanda de energia elétrica [7]. Como se aprecia na Figura 2 as variáveis de entrada a EMS correspondem a: estimação da energía disponível no banco de baterias (também chamado SOC o State of Charge), previsões climáticas, previsão de geração solar, previsão de potência eólica, previsão do consumo energético do povoado e previsão do consumo de água. Por outro lado, as variaveis de saida do EMS correspondem a referências para: potência da planta fotovoltaica, potência para geradores a diésel, potência não fornecida, potência para o inversor associado ao banco de baterias, uma sinal de aceso ou apagado para a bomba de água e finalmente um sinal de gestão da demanda para os habitantes do povoado [8]. XXX - +

Dados históricos Predicciones Previsões climáticas meteorológicas

Estimativa SOC

ESOC

XXX

PXXX Modelo gerador PXXX fotovoltaico Modelo gerador eólico

Previsões consumo água

PS PD

PUS EMS

Previsões PL da demanda de eletricidade

Medições da micro-rede

Unit Commitment + Economic Dispatch

- +

Bp Sl

Figura 2. Diagrama do EMS de Huatacondo Como aparece na Figura 2 uma variável de entrada para o EMS que esta relacionada com a estimação da energía disponível no banco de baterias, dita variável se denominada estado de carga (SOC: State of Charge) e normalmente se expressa em porcentagem, onde 100% indica que o banco de baterias está totalmente carregado e o 0% indica que o banco de bateriasjá não tem energia para forncecer até o povoado. A estimativa eficaz em tempo real deste indicador permitirá ao EMS realizar uma coordenação eficiente da energia produzida pelas diversas fontes de geração. Como por exemplo, existe excesso de energia e mostra que o SOC é menor a 100%, o EMS permitirá guardar a energia que sobra no banco de baterias, caso contrário, o excedente de energia poderá ser utilizada no sistema de alimentação de água. Caso contrário, tem-se uma estimativa errónea do SOC, isto pode levar a EMS a tomar decisões incorretas sobre as ordens de geração ou set points para as unidades que componhem a micro-rede, decisões que podem deteriorar o banco de baterias e interromper o serviço eléctrico até ao povoado. Por exemplo, pode acontecer o caso onde tem que o SOC verdadeiro é de 0% e o estimador informa erróneamente ao EMS que o SOC é de 50%, nesta situação, se além disto, tem um déficit de energia na micro-rede, pode levar a EMS a tomar la decisão de continuar extraindo energia desde as baterias com o consequente dano das mesmas e corte do fornecimento elétrico no povoado. O anterior demonstra que no contexto de microredes e em geral nos sistemas baseados em energias renováveis não convencionais que utilizan bancos

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de baterias, e conhecer o estado da carga é primordial para realizar uma manutenção eficaz da energia de todo o sistema. Devido ao precedente é que nesta investigação se aborda o tema da estimativa da energia disponível (SOC) em bancos de baterias. Este é um problema complexo pois o SOC não pode ser medido diretamente nas baterias, no entanto, é necessário fazer uma estimativa baseado em outras possibilidades das quais podem ser medidas, tais como: voltagem, corrente e temperatura [9] [10]. Devido ao antecedente, nesta investigação se desenha e valida uma estimativa em tempo real do estado de carga para bancos de baterias, a qual, está baseado em modelos difusos e o filtro extendido de Kalman. O modelo difuso permite realizar e caracterizar a investigação das baterias no laboratório e logo extrapolar esta informação de investigação para modelar o banco de baterias presente na micro-rede Huatacondo. Baseado em modelo de baterias assim establecido, utilizou-se a técnica do filtro extendido de Kalman para estimar o SOC. A eleição deste filtro baseia-se em que sua formulação leva em conta os efeitos do ruido nas medições, além de ser robusto frente a inicializações erróneas do estado inicial, quer dizer, se o estimador é implementado num sistema no qual não se conhece o SOC no momento de executar o algoritmo de estimação, este vai converger ao estado real logo de algumas interações. Este documento se estrutura como segue: na seção 2 apresenta-se o estado da arte referente a métodos de estimações de SOC, na seção 3, apresenta o método proposto de estimação assim como também o sistema experimental construido para testar baterias estudadas, na seção 4 conheceram os resultados experimentais e finalmente na seção 5 se apresentam as principais conclusões desta investigação.

ESTADO DA ARTE: MÉTODOS DE ESTIMATIVA DE ENERGIA DISPONÍVEL (SOC) PARA BANCOS DE BATERIAS Nesta seção se apresentam os distintos métodos presentes na literatura para determinar o estado de carga em bancos de baterias. Para cada um deles se apresentam suas principais vantagens e desventagens e referência-se aos principais trabalhos relacionados. MÉTODO DA VOLTAGEM DO CIRCUITO ABERTO Um conceito de importância relacionado as baterias, é a denominada voltagem de circuito aberto (VOC, por suas siglas en inglês), que se define como a voltagem em terminais da bateria estando esta sem carga conectada e depois de um período de reposo (geralmente 1 hora [11] [12]). Esta curva pode ser considerada como uma característica das baterias1. Para obter esta curva, geralmente deve realizar uma prova experimental denominada “voltagem de relaxamento”, que consiste em extrair uma carga conhecida da bateria, logo parar a descarga, esperar um tempo adequado de repouso de maneira a assegurar que a tensão medida nos terminais correspondam efetivamente ao VOC [13] [14]. Este algoritmo se desenvolve para distintos pontos da curva SOC v/s VOC com o qual se tem um mapeamento dela. Uma vez obtida a curva SOC-VOC, é possível determinar o estado da carga medindo a tensão do circuito aberto e avaliando o valor obtido na curva SOC v/s VOC. Mas a pesar de sua simplicidade, este método só pode ser aplicado em situações onde o acumulador está submetido a largos periodos de descanso ou então se deve interromper sua operação normal [15] [16]. 1

Baixo o suposto de temperatura relativamente constante

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Outras desventagens se devem a que a voltagem do circuito aberto é dependente da temperatura [23], da história da bateria, e além do mais apresentar efeitos de histereses [17], o que afeta o mapeamento da curva SOC v/s VOC, e evidentemente o desempenho do método. As características deste método se resumen na Tabela 1. Tabela 1. Características método de tensão de circuito aberto para a determinação do SOC Aplicação

Todo tipo de baterias

Principio do funcionamento Baseia-se na existência de uma relação entre o e o SOC Aplicação

Sistemas onde o acumulador tenha largos periodos de descanso

Vantagens

Fácil aplicação, combinado com outras técnicas permite estimativa continua do SOC

Desvantagems

Por si só não é possível ser aplicado em tempo real. É afetado pela temperatura, histereses e história do acumulador.

MÉTODO INTEGRAL DA CORRENTE Este método consiste em registrar mediante sensores, a corrente que entra ou sai da bateria e integrála para estimar a capacidade que se tem extraído. Uma vez feito isto, se determina o SOC mediante a Equação 1. t Equação 1 1

SOC = SOC0 —

∫ Idt t0

Onde Cn corresponde a capacidade nominal do acumulador, e I a corrente que entra ou sai deste. Usualmente a expressão dada pela Equação 1, agrega-se um fator de eficiência Coulombica (ŋi), pelo qual se transforma na expressão dada por: t 1 ŋi Idt SOC = SOC0 — Cn Donde

Equação 2

1 para la carga ŋi = para la descarga ŋi <1

Equação 3

∫

A desvantagem deste método é que é muito sensível a erros na medição da corrente [15]. Por este motivo é necessário recalibrar este método cada certo tempo [18]. Na Tabela 2 resumem as características deste método.

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Tabela 2. Características método da integral da corrente para a determinação do SOC Aplicação

Todo tipo de baterias

Princípio funcionamento

Basea-se na realização de um balanço da corrente que entra e sai da bateria

Aplicação

Sistemas onde a bateria está permanentemente em funcionamento

Vantagens

Pode ser aplicado em línha. É simple de implementar

Desvantagens

É muito sensível os erros nas medições da corrente, chegando a guardar estimativas de más de 50% de erro em aplicações onde as medições são ruidosas.

Algunas investigações que tem utilizado este método de estimativa se encontranm disponiveis nas siguintes referências: [19] [20]. MÉTODO DA IMPEDÂNCIA ESPECTROSCÓPICA Este método se basea no feito de que a impedância de uma bateria brinda informação do estado desta [18] [21]. Esta informação está relacionada com as características da bateria, tais como o SOC, temperatura, ciclos de vida, entre outros. O espectro de impedância se determina mediante a técnica denominada espectroscopia de impedância eletroquímica (EIS). A desvantagem deste método é que as curvas de impedância são fortemente dependentes da temperatura, pelo qual, só seria utilizavel em aplicações a temperatura constante. Além do mas sabe-se que para poder aplicar a técnica EIS, deve dispor de bastante tempo para poder realizar toda a varredura em frequência [22]. Por estes motivos é que este método raras vezes se implementa, para a determinação do SOC, mas sua utilização para este propósito ainda é objeto de debate [21]. Na Tab 3 resume as características deste método. Tabela 3. Características método da impedância espectroscópica para a determinação do SOC Aplicação

Sua aplicação para determinar o SOC ainda esta sujeita a questionamento

Principio funcionamento

Basea-se na modelagem da resposta em frequência do acumulador

Desvantagens

EIS depende fortemente da temperatura

Algunas investigações que tem utilizado este método de estimativa se encontram disponível nas siguintes referências: [23] [24].

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MÉTODO DA RESISTÊNCIA INTERNA Toda bateria possue uma resistência interna, a qual está composta de duas partes, a primeira delas corresponde a uma resistência óhmica, que é produto da resistência própia dos eletrodos da bateria, a resistência do eletrólitos, a resistência do separador e as resistências de contato [16] [21]. A segunda, corresponde a uma resistência de polarização, a qual é dependente da concentração do eletrólitos [21]. Em particular, a resistência óhmica está relacionada com algumas características do acumulador, tais como o estado de carga, estado de saúde, ciclos de vida, entre outros [18] [21] . A formulação deste método para a determinação do SOC, basea-se em que existe uma relação entre a resistência interna e o estado de carga. Na Tab 4 apresentam as características deste método. Tabela 4. Características método da resistência interna para a determinação do SOC Aplicação

Devido a variação da resistência com o SOC é da ordem dos mili Ohms, raras vezes se aplica para determiná-lo

Principio funcionamento

Medição da resistência interna da bateria

Aplicação

Este método é mais apropiado para determinar o estado de saude das baterias

Os métodos de estimativa de SOC analisados até o momento, podem ser considerados como métodos tradicionais, mas, existem outros denominados métodos emergentes. Dentro desta categoria se encontra a estimativa de SOC realizada através do algoritmo do filtro extendido de Kalman,o algoritmo do filtro de partículas, a estimativa mediante redes neuronal e a estimativa com lógica difusa. Cada uma destas técnicas de estimativa é detalhada na continuação. FILTRO DE KALMAN (KF) Este filtro foi desenvolvido durante o ano 1960 por Rudolf Kalman, seu objetivo é determinar o estado não medivel de um sistema linear a partir de medições de entradas e saidas reais e de um modelo em variavel de estado que represente a dinâmica do sistema, considerando ainda, que existem perturbações gaussianas nos estados e nas medições [25]. Este filtro há sido amplamente utilizado para a determinação do estado de carga em acumuladores de energia. Para sua aplicação é necessário contar com um modelo do acumulador, o qual contenha a SOC como um estado. Ainda mas, é necessário que dito modelo possa ter uma representação em variaveis de estado [17]. Uma das vantagens de KF é que o estimador encontrado é imparcial e ótimo [25], além do mas pode ser aplicado em tempo real, e em qualquer tecnologia de baterias. Suas principais desvantagens radicam em sua implementação, já que o ajuste dos parâmetros relacionados ao ruido nos estados e nas medições se realiza gradualmente de manera empírica. Por outro lado, si o modelo utilizado é muito complexo, podese traduzir em um grande custo computacional, pelo qual o algoritmo fica lento desde o ponto de vista computacional. Na Tab 5 se apresenta um resumo deste método [25] [17].

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Tabela 5. Características método do filtro de Kalman para a determinação do SOC Aplicação

Todo tipo de acumuladores

Principio funcionamiento

Aplicam-se as equações do filtro de Kalman a um modelo da bateria

Aplicação

Aplicações em tempo real, sistemas lineares e gaussianos. Para aplicá-lo a sistemas não lineare se deve linearizar em cada instante de tempo

Vantagens

A estimativa encontrada é ótima

Desvantagems

Assume ruido gaussiano tanto nas medições como nos estados, seu custo computacional depende em grande medida do modelo do sistema no qual se basea o algoritmo

Algunas investigações que tem utilizado este método de estimativa se encontra disponível nas siguintes referências: [4] [26] [27] [28]. FILTRO DE PARTÍCULAS (PF) O filtro de partículas (PF) é um método aplicado para estimar o estado de um sistema variante no tempo. Foi proposto em 1993 por N. Gordon, D. Salmond e A. Smith. Este filtro trabalha com densidades de probabilidade do estado, as quais aproxima mediante um set de partículas, que tem um peso associado [10]. Igual que o KF, o PF necessita de um modelo do acumulador para poder ser aplicado, considerando o estado da carga como una variável do estado. A vantagem que tem este filtro sobre o filtro de Kalman, é que não suponhe sobre a distribução dos disturbios, motivo pelo qual pode ser aplicado em sistemas que não se distribuem de maneira gaussiana. A desvantagem deste filtro, é que a eleição do número de partículas deve realizar de maneira empírica, além do que a quantidade destas aumenta com a dimensionalidade do sistema. Outro inconveniente do algoritmo é que apresenta um problema de “degeneração”, o que faz relação para que todas as partículas relevantes do problema caiam a zero menos uma. Isto evidentemente, resta a diversidade da solução. Mesmo com o problema de degeneração pode se solucionar mediante uma re-mostragem, sabe se que o algoritmo de PF pode vê-se afetado pelo método de re-mostragem utilizado. Na Tab 6 apresenta- se um resumo deste método.

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Tabela 6. Características método do filtro de partículas para a determinação do SOC Aplicação

Todo tipo de baterias

Principio funcionamento Aplicam-se as equações do filtro de partículas no modelo de baterias Aplicação

Aplicações em tempo real

Vantagem

Pode-se aplicar a sistemas não lineares e não gaussianos

Desvantagem

Problemas de degeneração do algoritmo e de eleição do número de partículas

Algunas investigações que tem utilizado este método de estimativa se encontram disponiveis nas seguintes referências: [10] [29]. REDES NEURONAL (NN) Com este método o acumulador pode ser modelado por uma rede neuronal, onde as entradas dos neuronios podem ser voltagens, correntes e temperaturas, e a saida, a voltagem em terminais do acumulador ou estado de carga deste, logo, mediante um processo de aprendizagem, determinam-se os pesos de todos os neuronios da rede, com o qual se tem calibrado o modelo para ser aplicado em novos casos [17]. As redes neuronais são capazes de aprender, adaptá-se a mudanças e armazenamento de informação, além de brindar a possibilidade de ser utilizada em tempo real, e finalmente, permitem realizar a modelagem do sistema sem a necessidade de ter um conhecimento acabado de seu comportamento. Uma forte desvantagem deste método, é a necessidade de contar com um grande número de datos experimentais do sistema em estudo para poder treinar a rede. Este método pode ser utilizado de duas maneiras, a primeira delas é determinar o SOC diretamente desde da rede neural, enquanto que a segunda é combinar este método seja com o filtro de Kalman ou com o filtro de partículas. Na Tabela 7 apresenta-se um resumo deste método. Tabela 7. Características método de redes neuronal para a determinação do SOC Aplicação

Todo tipo de baterias

Principio funcionamiento

Tipo caixa negra

Aplicação

Tanto Aplicações dinâmicas como estáticas da bateria

Vantagens

Para sua implementação não requer um conhecimento detalhado do sistema

Desvantagens

A arquitetura da rede se determina de maneira empírica. Necessita grande quantidade de dados para ajustar os pesos da rede neural

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Algunas investigações que tem utilizado este método de estimativa se encontra disponível nas siguintes referências: [30] [10]. LÓGICA DIFUSA A modelagem baseada em lógica difusa é uma poderosa ferramenta para abordar problemas não lineares a partir do conhecimento de datos experimentais [31] [32]. Este tipo de modelagem, tem combinado com EIS para a determinação do SOC, sua principal vantagem radica que para sua implementação não requer um conhecimento detalhado do sistema, além do que pode ser utilizado em sistemas não lineares. Quizás sua principal desvantagem se deve ao fato de poder determinar os conjuntos difusos, é necessaria uma grande quantidade de dados. Este método pode ser combinado com redes neuronais dando origem a modelos híbridos denominados neuro-difusos. A modelagem difusa para a estimativa do SOC pode ser utilizada diretamente para determinar o SOC, ou bem, pode ser combinada com o filtro do Kalman ou o filtro de partículas, na qual, o modelo difuso se utiliza como Equação de observação. Na Tab 8 apresenta-se um resumo deste método. Tabela 8. Características método de lógica difusa para a determinação do SOC Aplicação

Todo tipo de baterias

Principio funcionamiento

Tipo caixa negra

Aplicação

Tanto aplicações dinâmicas como estáticas da bateria

Vantagens

Para sua implementação não requer um conhecimento detalhado do sistema

Desvantagens

Em alguns casos necessita grande quantidade de dados para determinar as reglas difusas

Algunas investigações tem utilizado este método de estimativa se encontram disponíveis nas siguintes referências: [33] [34] [35] [36].

MÉTODO DE ESTIMATIVA DE SOC PROPOSTO Baseada na revisão bibliográfica apresentada na seção anterior, se propós a desenvolver um estimador de SOC baseado na técnica do filtro de Kalman e modelagem difusa. Devido ao comportamento das baterias, se é de carácter não linear [37], utilizou-se a modelagem difusa para gerar um modelo circuital-difuso do banco de baterias, o qual, tem a particularidade de representar as não linearidades deste e além do mas, se impós o requerimento extra que o modelo resultante deveria ser simple, este último, para poder ser combinado com a técnica do filtro de Kalman. É importante mencionar que a técnica do KF permite o desenvolvimento de um estimador em tempo real e com a particularidade de pode sobreponé-se frente a inicializações errôneas do algoritmo. Para levar em conta a proposta anterior, estabeleceram os siguintes marcos nesta investigação: (i) Desenhar um sistema experimental baseado em electrónica de potencia para testar um banco de baterias de prova, (ii) Em base a informação gerada no ponto anterior, formular e validar um modelo circuital-difuso

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do banco de baterias de prova, (iii) em paralelo ao anterior, se recoletou informação da operação normal do banco de baterias da micro-rede Huatacondo, e finalmente (iv) Desenvolveu uma metodologia para aplicar o modelo de baterias desenvolvido no ponto (ii) no banco de baterias de Huatacondo, isto, sem interromper a operação normal deste último. Este deve realizá-se devido ao modelo circuital-difuso se basea em provas experimentais realizadas a um banco de baterias de prova, o qual, é distinto ao banco de baterias da micro-rede, pelo qual é necessário adaptar o modelo para que represente de forma adequada o comportamento do banco de baterias da micro-rede. A metodologia mencionada no ponto (iv), que se proponhe nesta investigação é esquematizada no diagrama de fluxo mostrado na Figura 3. Neste se evidenciam dois procedimentos em paralelo que logo se combinam para o desenho do estimador final. No primero deles, se realizam três provas específicas a um banco de baterias de prova, uma para determinar a curva SOC v/s VOC, outra para determinar curvas de resistência interna, e a restante, para realizar a identificação de parâmetros do modelo desenvolvido para dito banco. No segundo procedimento, determina-se um conjunto de treinamento e um conjunto de avaliação com informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede. Ambos procedimentos se intersectam quando se realiza a adaptação do modelo do banco de baterias de prova a banco de baterias da micro-rede. A adaptação do modelo deve realizá-se em primeiro lugar, devido a que ambos bancos de baterias possuem configurações distintas, e em segundo, devido a que tanto as curvas SOC versus VOC como as de resistência interna se vê afetadas por o número de ciclos de carga/descarga, o perfil de uso, a temperatura entre outros fatores. Logo seria um erro pensar que as baterias da micro-rede apresentam as mesmas curvas de SOC vs. VOC e resistência interna que as baterias do banco de prova. Logo, para levar em conta todos estes fatores é que se utiliza informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede. Teste de banco de baterias Testes experimentais realizados em laboratórios a banco de baterias de prova

Curva SOC versus VOC

Curvas de resistência interna em banco de baterias de prova

Informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede Huatacondo

Conjunto de treinamento

Conjunto de validação

Modelo do banco de baterias de prova Identificar os parâmetros do modelo

Modelo final para banco de baterias de prova

Adaptação do modelo do banco de baterias de prova ao banco de baterias da micro-rede Implementação estimativa SOC em base a modelo de baterias e filtro de Kalman

Figura 3. Diagrama de fluxo do método de estimativa proposto

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Na continuação, apresentam-se cada um dos quatro pontos antes apresentados, os que se realizaram para o desenvolvimento um estimador da energía disponível para o banco de baterias da micro-rede Huatacondo. SISTEMA EXPERIMENTAL O sistema experimental mostrado na Figura 4 foi desenhado e construido para gerar informação experimental de um banco de baterias de prova constituido por baterias de chumbo ácido, isto, com o objetivo de desenvolver e validar o modelo circuital-difuso proposto nesta investigação. Os parâmetros do sistema experimental são detalhados na Tabela 9. Como se aprecia na Figura 4a, quando a voltagem V2 induzido pelos semicondutores2 é maior que a voltagem no banco de baterias (Vb), tem-se que o fluxo de potência vai desde o DC-link até as baterias, neste caso, sabi-se que o sistema experimental está carregando as baterias. Pelo contrário, se V2 é menor que a voltagem nas baterias (Vb), tem que o fluxo de potência vai desde as baterias até o DC-link, neste caso, ativa-se a perna chamada “descarga baterias” (ver Figura 4a) com o objetivo de disipar a energia que provem desde as baterias por meio da resistência R. Nesta situação sabe-se que o sistema experimental está descarregando as baterias. Na Figura 4b se aprecia tanto o sistema experimental como o banco de baterias de prova. Finalmente na Figura 4c, mostrase em mais detalhe ao conversor DC/DC. Na Figura 4a, específicamente no circuito denominado “Carga/Descarga baterias” se utiliza uma configuração denominada Interleaved [38] a qual permite duplicar a frequência de rizado, o que se traduz em uma redução consideravel de perdas por condução y ripple na corrente que se injeta e/o extrai das baterias. Para maior informação do sistema experimental, consultar as seguintes referências: [17] [39]. DC-link

Ponte retificadora

Descarga baterias

Carga/Descarga baterias

Fonte AC & Variac

Banco de baterias L2 C

L1 V1

L2 V2

a) Esquemático do sistema experimental Banco de resistivo

Variac

Painel de protecções

Conversor DC/DC Banco de baterias

PC de control

DC-link

Gate drivers

DSP+FPGA

Sensores de corrente Transformador de isolação

Indutância

Sensor de voltagem Fusíveis

b) Prototipo sistema experimental

Figura 4. Sistema Experimental de teste de bateria 2

Utilizou-se IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor)

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Tabela 9. Características do sistema experimental e do banco de baterias de prova Potência nominal do sistema experimental

4kW

Indutância para carga/descarga baterias

30mH

Voltagem nominal banco de baterias

18V

Banco de baterias de prova

3 baterias Trojan T-105 en conexión serie

Frequência de switching sistema experimental

4kHz

Indutância e resistência para descarga baterias

15mH, 1Ω

Plataforma de controle

DSK 6713, FPGA ACTEL A3P400

Capacitação do DC-link

2 capacitores en paralelo de 75V y 33.000uF cada um

Tipo de semicondutores utilizados

IGBT de 1200V colector-emisor y 300A de corrente de colector, marca TOSHIBA

PROVAS EXPERIMENTAIS As provas experimentais podem ser divididas em dois grupos, o primeiro é o composto por provas experimentais específicas desenvolvidas no laboratório com o sistema experimental descrito no ponto anterior, em quanto que o outro corresponde ao composto por informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede Huatacondo. Notar que todas as provas experimentais constam de perfis de correntes exigidos nas baterias e sua correspondente resposta em voltagem. PROVAS DE LABORATÓRIO Este conjunto está composto por três provas experimentais realizadas no banco de baterias de prova mostrado na Figura 5. A primeira prova se realiza para determinar a curva3 entre o estado de carga (SOC) e a voltagem de circuito aberto (VOC), em quanto que a segunda se realiza para obter informação da resistência interna do banco de baterias a distintos níveis de corrente e de SOC, finalmente, a terceira, sutiliza-se para identificar os parâmetros do modelo circuital-difuso que caracteriza a dinâmica do banco de baterias de prova. Curva SOC versus VOC Como se mencionou no ponto 2.1, a curva SOC vs. VOC se determina mediante a prova de tensão de relaxamento, esta prova foi realizada no banco de baterias de prova e se mostra na Figura 6, nestas se determinaram os pontos de voltagem de circuito aberto (VOC) como função do SOC, dando lugar assim a curva SOC vs. VOC que se mostra na Figura 7. A forma teórica desta curva se apresenta na Equação 4.

Curva SOC v/s SOC

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Figura 5. Banco de prova composto de 3 baterias de chumbo ácido Trojan T-105 conectadas em serie Prova experimental “Tensão de relaxamento”

19.5

18.5

17.5

16.5

15.5 0

Corrente

Corrente [A]

Tensão [V]

Pontos de VOC

Tensão

-5 14

Tempo [hr]

Figura 6. Prova de tensão de relaxamento realizada no banco de bateria de prova

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Curva SOC versus VOC

19.5

Tensão [V]

18.5

17.5

Pontos de prova "Tensão de relaxamento" Curva teorica 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

SOC (dado por el método de la integral de la corriente)

Figura 7. Curva experimental e teórica de tensão de circuito aberto versus estado de carga

VOC (SOC) = 3.755 • SOC3 - 5.059 • SOC2 + 3.959 • SOC + 17.064 Equação 4

Curvas de resistência interna

Ao realizar a prova experimental para mapear a resistência interna do banco de baterias de prova como função do nível de corrente de descarga e do SOC, obtiveram os resultados apresentados na Figura 8. As equações 5, 6, 7 e 8 mostram a expressão teórica das funções não lineares que representam os pontos de resistência interna, mostrados na Figura 8. Notar que as 4 curvas de resistência interna mostradas na Figura 8 foram determinadas para os seguintes niveis de corrente constante: 10A, 15A, 25A y 32A. Asssim por exemplo, a curva R10 (ver Figura 8) mostra a variação da resistência interna da bateria como função do SOC e para uma corrente de descarga constante de 10A.

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0.12

R10 R15 R25 R32

0.11 0.1

Resistência interna [Ohms]

0.09 0.08 0.07 0.06 0.05 0.04 0.03 0.02

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

SOC (dado por el método de la integral de la corriente)

Figura 8. Curvas de resistência interna do banco de baterias de prova como função da corrente e o SOC Equação 5 R10 (SOC) = 0.0703 • SOC4 - 0.3821 • SOC3 + 0.6187 • SOC2 - 0.3825 • SOC + 0.1176 Equação 6 R15 (SOC) = 0.0665 • SOC4 - 0.3378 • SOC3 + 0.5287 • SOC2 - 0.3156 • SOC + 0.0947 Equação 7 R25 (SOC) = 0.0305 • SOC4 - 0.2187 • SOC3 + 0.391 • SOC2 - 0.2525 • SOC + 0.0794 Equação 8 R32 (SOC) = 0.083 • SOC4 - 0.2837 • SOC3 + 0.3742 • SOC2 - 0.2083 • SOC + 0.063

Prova de treinamento Na Figura 9, apresenta-se a prova de treinamento, a qual se utilizará para o processo de identificação de parâmetros do modelo-circuital difuso proposto nesta investigação.

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Prova de treinamento

15 0

Corrente

Corrente [A]

Tensão [V]

Tensão

-10 15

Tempo [hr]

Figura 9. Prova de treinamento INFORMAÇÃO DE OPERAÇÃO NORMAL DO BANCO DE BATERIAS DA MICRO-REDE Este conjunto está composto com informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede (ver Figura 10). As magnitudes medidas correspondem a corrente4 e voltagem5. Esta informação foi recoletada entre o 18/03/2011 e no 26/03/2011 com um período de amostragem de 10 segundos. É importante assinalar que a informação apresentava alguns erros tais como: perda de dados, dados que estão fora do rango de operação, dados repetidos e dados mostrados a uma frequência maior. Devido a isto é que foi necessário um pré-processamento deles. A informação resultante consta de 95.099 pontos, os que se dividiram num conjunto de treinamento (ver Figura 11) para determinar os parâmetros do modelo e um conjunto de avaliação (ver Figura 12) no qual se avaliará tanto o modelo de baterias como estimador de SOC. É importante mencionar nesta figura que os pontos dados por a interseção das líneas verticais com os gráficos de corrente e voltagem, são pontos onde as baterias estam 100% carregadas, logo o estimador nesses pontos devera aproximá-se a 100%, se é que eventualmente estima de maneira adequada o estado de carga. Convém mencionar que a operação normal do banco de baterias da micro-rede se pode dividir em três etapas (ver Figura 11). Durante a madrugada (00:00 – 06:00) o banco se descarrega produto do consumo aleatório do povoado de Huatacondo. Entre a saida e posta do sol (06:00 – 18:00) as baterias começam a carregá-se devido a energía aportada pelo sistema fotovoltaico (ver Figura 11). Já a tarde (18:00 – 00:00), e com ausência de energía solar, o gerador a diésel entra em operação, entregando energía ao povoado e ao banco de baterias (ver Figura 11), nesta etapa a energía entregada ao banco de baterias é suficiente para cargá-las por completo. 4

Considera-se como variável de entrada

Considera-se como variável de saida

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Figura 10. Banco de baterias da micro-rede Huatacondo, composto por 96 baterias Trojan T-105 conectadas em série

Conjunto de treinamento

Corrente [A]

0 -20 -40

Descarga 0

Carga/Descarga

Carga

700

Tensão [V]

650 600 550 500 0

Tempo [hr]

Figura 11. Informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede Huatacondo, (conjunto de treinamento)

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Corrente [A]

Conjunto de avaliação

Tensão [V]

Quando as baterias estão 100% carregadas

Tempo [hr]

Figura 12. Informação de operação normal do banco de baterias da micro-rede Huatacondo. Notar que os pontos de interseção dos gráficos com as linhas ponteadas correspondem a situações onde as baterias estão 100% carregadas. (Conjunto de validação) MODELO CIRCUITAL-DIFUSO PROPOSTO O esquemático do modelo circuital-difuso proposto nesta investigação se presenta na Figura 13, nela apreciamos que este modelo é composto de uma fonte de voltagem (que depende do estado da carga) em série com uma resistência interna, a qual é dependente da corrente e do SOC, esta dependência foi reportada em [40] [41]. A fonte de voltagem modela a variação de voltagem no interior da bateria produto da variação de SOC, enquanto que a resistência, da conta da resistência interna da bateria e como esta depende da magnitud da corrente de carga/descarga e o SOC [39].Ao resolver o circuito da Figura 13, supondosse que a corrente é positiva para o processo de descarga sabesse que a voltagem nos terminais da bateria está dado pela Equação 9. R int( I , SOC )

VOC (SOC )

+ -

Figura 13. Modelo de bateria proposto nesta investigação Vk = VOC (SOCk) - IkRint (SOCk , Ik) Equação 9

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Na Equação 9, temos que o termo , representa o valor da curva SOC versus VOC no instante de tempo “k” (curva que se obteve experimentalmente (ver Figura 7) e está é dada pela Equação 4), enquanto que o termo Rint (SOCk , Ik), representa o valor de resistência interna do banco de baterias como função do SOC e o nível de corrente nesse mesmo instante de tempo. Como se aprecia na Figura 8 (seção 3.2.1), só se disponhe da informação da resistência interna para quatro níveis da corrente, logo, para ter informação da resistência interna para qualquer nível de corrente e a qualquer nível de SOC proponhe-se combinar estas quatro curvas através de lógica difusa, para assim, baseada na informação disponível, aproximar o valor da resistência interna da bateria para outros níveis de correntes, distintos dos quais se tem informação experimental. A resistência interna (Rint) corresponde agora a uma resistência difusa, a qual, baseada nas quatro curvas antes mencionadas (Equações 5, 6, 7 e 8), combina (através de regras difusas) a informação para obter valores de resistência interna a outros níveis de corrente distintos dos quais tem informação. As regras difusas establecidas se apresentam na continuação6: Regla 1: If Ik is A10,1 then Rint = 0.070 • SOC 4k - 0.382 • SOC 3k + 0.619 • SOC 2k - 0.383 • SOCk + 0.118 1

Regla 2: If Ik is A15,2 then Rint = 0.067 • SOC 4k - 0.338 • SOC 3k + 0.529 • SOC 2k - 0.316 • SOCk + 0.095 2

Regla 3: If Ik is A25,3 then Rint = 0.031 • SOC 4k - 0.219 • SOC 3k + 0.391 • SOC 2k - 0.253 • SOCk + 0.079 3

Regla 4: If Ik is A32,4 then Rint = 0.083 • SOC 4k - 0.284 • SOC 3k + 0.374 • SOC 2k - 0.208 • SOCk + 0.063 4

Os conjuntos difusos A10,1, A15,2, A25,3, A32,4 são definidos como funções Gaussianas centradas nos níveis de correntes nos quais se disponhe de informação da resistência interna (10, 15, 25 e 32 Amperes respectivamente), logo, os únicos parâmetros livres do modelo assim establecido, correspondem aos desvios padrão de cada uma destas Gaussianas. O valor de cada um destes desvios padrões se determina no processo de treinamento do modelo (utilizando a prova experimental mostrada na Figura 9). Finalmente, a voltagem nos terminais da bateria fica expressada pela Equação 9, onde a resistência interna é modelada como uma resistência difusa (baseada nas regras difusas antes mencionadas), cuja formulação matemática está dada pela Equação 10. Nesta Equação, wj corresponde ao grau de ativação da regla “j” para a corrente que entra ou sai da bateria no instante de tempo “k”. ∑4j =1 wj (Ik ) Rint (SOCk ) j Equação 10 Rint (SOCk , Ik) = 4 4 ∑ j =1 wj (Ik ) ADAPTAÇÃO DO MODELO CIRCUITAL-DIFUSO AO BANCO DE BATERIAS DA MICRO-REDE HUATACONDO O modelo de baterias descrito na seção anterior, é desenvolvido para o banco de baterias de prova, o qual está composto por 3 baterias Trojan T-105 em série (ver Figura 5), logo, a pregunta imediata que surge é como adaptar este modelo ao banco de baterias da micro-rede de Huatacondo, o qual, está composto por 96 baterias do mesmo tipo conectadas em série (ver Figura 10). Para fazer isto, consideram-se dois aspectos fundamentais, o primeiro deles é trasladar as curvas de resistência interna (mostradas na Figura 6

Uma por cada curva de resistência interna das quais se tem informação (ver Figura 8)

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8) e a curva de SOC vs. VOC (Figura 7) a partir de 3 baterias em série a 96 baterias em série, e o segundo, é como quantificar o efeito da “idade” das baterias da micro-rede nestas curvas7. O primeiro aspecto pode ser fácilmente resolvido assumindo que o comportamento das baterias é relativamente similar, pela qual, ao multiplicar cada uma das curvas pelo fator 96/3 se tem uma boa aproximação destas para o banco de baterias da micro-rede. O segundo aspecto pode ser solucionado multiplicando cada uma das curvas8 por um fator (a0, a1, a2, a3, a4) que dê conta do efeito da idade das baterias sobre estas. Logo, o valor de cada fator associado a cada uma das curvas se determinará através da informação da operação normal do banco de baterias da micro rede (teste de treinamento mostrado na Figura 11). Anteriormente, o modelo para o banco de baterias da micro-rede Huatacondo ficou da seguinte maneira: A Equação 9, mantenhe-se e tem por tanto que a voltagem nos terminais do banco de baterias está dado por: ∑4=1 wj (Ik ) Rint (SOCk ) j Vk = VOC (SOCk ) — Ik Rint (SOCk , Ik ) = VOC (SOCk ) — Ik Equação 11 4 ∑ j =1 wj (Ik ) A curva que relaciona a voltagem do circuito aberto com o estado de carga dado pela Equação 4, sofre algumas mudanças ficando da seguinte forma: 96 VOC (SOC ) = • (3.755SOC3 — 5.059SOC2 + 3.959SOC + 17.064) • a0 Equação 12 3 As regras difusas previamente establecidas, sofrem algumas mudanças relacionadas aos polinômios de resistência interna, ficando da seguinte maneira: Regla 1: If Ik is A10,1 then Rint = 0.070 • SOC 4k - 0.382 • SOC 3k + 0.619 • SOC 2k - 0.383 • SOCk + 0.118 1

Regla 2: If Ik is A15,2 then Rint = 0.067 • SOC 4k - 0.338 • SOC 3k + 0.529 • SOC 2k - 0.316 • SOCk + 0.095 2

Regla 3: If Ik is A25,3 then Rint = 0.031 • SOC 4k - 0.219 • SOC 3k + 0.391 • SOC 2k - 0.253 • SOCk + 0.079 3

Regla 4: If Ik is A32,4 then Rint = 0.083 • SOC 4k - 0.284 • SOC 3k + 0.374 • SOC 2k - 0.208 • SOCk + 0.063 4

Como os conjuntos difusos A10,1, A15,2, A25,3, A32,4, foram determinados com os datos do banco de baterias de prova, só basta determinar os parâmetros a0, a1, a2, a3 y a4 para poder adaptar o modelo circuital-difuso establecido para o banco de provas ao banco de baterias da micro-rede de Huatacondo. Estes parâmetros se determinaram com o conjunto de treinamento mostrado na Figura 11. Finalmente, com este simples procedimento é possível adaptar o modelo establecido para o banco de provas ao banco de baterias da micro-rede. Este modelo se utilizará posteriormente na formulação do algoritmo do filtro de Kalman para ter uma estimativa do estado da carga do banco de baterias. 7 Recordar que a idade das baterias, quer dizer, a quantidade de ciclos de carga/descarga, afetam a amplitude destas curvas 8 Dadas pelas equações 4, 5, 6, 7 y 8

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ESTIMADOR BASEADO EM FILTRO DE KALMAN É importante destacar que pela natureza não linear do problema de estimativa do estado de carga, se utiliza uma variavel do filtro de Kalman, denôminada filtro extendido de Kalman (EKF, por suas siglas em inglês), e o que não é mais que uma linearização do problema em cada instante de tempo, em torno a seu ponto de operação, e logo aplicar o algoritmo do filtro de Kalman. Para utilizar o método do filtro extendido de Kalman, deve planejar um modelo em variavel de estado do processo9. Assume-se que existe ruido branco gaussianotanto nas medições como nos estados do sistema. O algoritmo do filtro extendido de Kalman é o seguinte: Seja o seguinte sistema expressado em variaveis de estado: x (k + 1) = f ( x (k), u (k), v (k)) y (k) = g ( x (k), n (k)) Onde a variável “x” representa o estado interno do sistema (neste caso o estado de carga), “u” representa a entrada ao sistema (corrente nesse caso), “y” representa a saida do sistema (voltagem, o qual será dado pelo modelo circuital-difuso do banco de baterias da micro-rede) e finalmente “v” y “n” representam o ruido no estado e as medições respectivamente. Ambos ruidos se distribuem segundo uma norma de media zero e matriz de covariança R e Q respectivamente. Assume-se mais que o ruido não está correlacionado com o estado nem com a saida. Baseado ao anterior se tem que o algoritmo EKF é o seguinte: Algoritmo do Filtro Extendido de Kalman Etapa de Predição 1. Projeção do estado para adiante: ˆx (k) = f ( x (k - 1), u (k - 1)) 2. Projeção da covariança do erro para adiante: P̂ (k) = A(k) P (k - 1) A(k)T + R(k) Etapa de Atualização 3. Computo da ganância de Kalman: ˆ C (k)T [ C(k) P(k) ˆ C(k)T + Q(k)]-1 G (k) = P(k) 4. Atualização do estado com a medida y(k): x (k) = ˆx (k) + G (k) [ y (k) - g (x (k))] 5. Atualização da covariança do erro: ˆ (k) P (k) = [ I - G (k) C (k)] P Devolve x(k), P(k)

O modelo do banco de baterias da micro-rede neste caso

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(k) No algoritmo anterior se tem: A = dfdx(k+1) y C = dg (k) dx (k) um ponto de partida ao filtro. (Estado inicial do filtro)

, também cabe notar que é necessário entregar

Como se mencionou nesta seção, para poder utilizar o algoritmo do filtro extendido de Kalman, é necessário contar com a modelagem do banco de baterias expressada em variável do estado, dita formulação está dada pela Equação 13 y 14. ŋ (Ik) TIk SOCk+1 = SOCk — Equação 13 Cn ∑4j =1 wj (Ik ) Rint (SOCk ) j Vk = VOC (SOCk ) — Ik Equação 14 4 ∑ j =1 wj (Ik ) Onde Cn é a capacidade nominal10 do banco de baterias, T é o periodo de amostra (10 [s]) e ŋ (Ik) corresponde a eficiência coulombica reportada em [4]. Logo, baseado neste sistema se desenvolve o algoritmo do filtro extendido de Kalman para desenhar o estimador do estado de carga. Notar que o algoritmo do filtro de Kalman baseado no modelo circuital-difuso foi programado no software de computação numérica MATLAB®. Observação: Para efeitos práticos nesta investigação se assume a seguinte igualdade na nomenclatura utilizada: SOCk+1 = SOC (k+1) . (Análogo para todas as variaveis)

RESULTADOS EXPERIMENTAIS Nesta seção se apresentam os resultados obtidos nas diversas etapas descritas na seção anterior. Os resultados se apresentaram em três seções, a primeira delas mostra o valor dos parâmetros do modelo encontrado para o banco de baterias de prova, a segunda, apresenta o valor dos parâmetros que permitem adaptar o modelo do banco de prova ao banco de baterias da micro-rede e finalmente na terceira, dãose a conhecer os resultados do estimador do estado de carga aplicado no conjunto de validação (teste mostrado na Figura 12). PARÂMETROS DO MODELO DE BATERIAS Os parâmetros do modelo de bateria proposto nesta investigação se obtiveram através de um processo de treinamento do modelo utilizando a informação da prova experimental mostrada na Figura 9. O resultado do processo de identificação de parâmetros entrega os seguintes resultados para as desvios padroes dos conjuntos difusos: σ10 = 2.444, σ15 = 2.031, σ25 = 4.142, σ32 = 6.690. Finalmente cada um destes desvios padrões se associa a cada um dos conjuntos difusos descritos na seção 3.3 (A10,1, A15,2, A25,3, A32,4). A forma gráfica destes conjuntos difusos se mostra na Figura 14.

Correspondente a 185 [AH] segundo o fabricante [25]

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Conjuntos difusos

A10,1 A15,2 A25,3 A32,4

0.9 0.8

Nível de pertença

0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0

Corrente [A]

Figura 14. Conjuntos difusos para o modelo de baterias do banco de prova utilizado

ADAPTAÇÃO DO MODELO CIRCUITAL-DIFUSO AO BANCO DE BATERIAS DA MICRO-REDE HUATACONDO O modelo desenvolvido para o banco de baterias de prova deve extendé-se para trabalhar no banco de baterias da micro-rede, para isto,determinam os parâmetros a0, a1, a2, a3 e a4 (que dão conta do efeito da “idade” das baterias), os que foram descritos na seção 3.4. Para realizar o anterior, utiliza-se em modelo de baterias determinado na seção anterior, levando em conta as variações desta discutidas na seção 3.4, logo, ao treinar este modelo no conjunto de treinamento mostrado na Figura 11 se determinaram os seguintes valores para estes parâmetros: a0 = 1.074, a1 = 0.1141, a2 = 0.3471, a3 = 0.4457 e a4 = 0.2297. Com o conhecimento destes parâmetros, o modelo para o banco de baterias da micro-rede está completo e só basta avaliar seu desempenho no conjunto de avaliação mostrado na Figura 12, ao realizar o anterior, se obtem os resultados mostrados na Figura 15. Nesta figura se aprecia em azul de resposta real do banco de baterias frente a corrente demandada pela micro-rede e em verde a resposta do modelo frente ao mesmo perfil de corrente de saida do modelo circuital-difuso é de ao redor de 8 [V], o qual é pequeno para as magnitudes de voltagem de trabajo do banco de baterias.

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RMSE:7.9749 [V]

700 680 660 640

Tensão [V]

620 600 580 560 540 520

500

Dados experimentais Modelo proposto 20

100

120

140

160

180

200

Tempo [hr]

Figura 15. Desempenho do modelo de baterias no conjunto de avaliação Comprovada a eficacia do modelo de baterias determinado para o banco da micro-rede de Huatacondo, é possível utilizar este modelo junto com o algoritmo do filtro extendido de Kalman descrito na seção 3.5 para implementar o algoritmo de estimativa de SOC. Notar que devido a forma na qual se planeja o modelo circuital-difuso é possível obter um modelo de baterias que reproduz fielmente a dinâmica do banco de baterias da micro-rede. Além do anterior, o modelo proposto tem a vantagem de não interromper a operação normal da micro-rede para realizar provas específicas para determinar os parâmetros do modelo de baterias, isto se consegue devido às provas específicas que se realizam a um banco de baterias de prova e logo em base a modelagem difusa e a informação de operação normal da micro-rede se extrapola esta informação para representar de forma eficaz a dinâmica do banco de baterias da micro-rede. DESEMPENHO ESTIMADOR DO ESTADO DE CARGA PROPOSTO O estimador do estado de carga (SOC) basea sua formulação no algoritmo do filtro extendido de Kalman apresentado na seção (3.5) e no modelo para o banco de baterias da micro-rede descrito na seção (3.4), o qual, utiliza os parâmetros determinados experimentalmente e reportados na seção 4.1 e 4.2. Todo este algoritmo de estimativa se programa no software de computação numérica Matlab®. A Figura 16, mostra o desempenho do estimador no conjunto de validação (teste mostrado na Figura 12), para uma correta inicialização do ponto inicial do algoritmo, na mesma figura se aprecia a voltagem do banco de baterias e se sinalizam mediante línhas verticais os pontos nos quais se sabe que as baterias estão totalmente carregadas. Em ditos pontos se observa que o estimador está perto de 100% pelo qual avalia em forma qualitativa seu desempenho. Logo, na aplicação real da micro-rede de Huatacondo, a saida do estimador (curva rosada na Figura 16) corresponde a uma entrada permanente até o EMS, o qual,

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baseda nesta estimativa e a outras (ver Figura 2), realiza o envio das unidades de geração de energia que componhem a micro-rede. Notar que a estimativa de SOC se realiza em tempo real. A Figura 17 mostra uma comparação entre o estimador proposto e um estimador baseado no método da integral da corrente11(descrito na seção 2.2), como se observa nesta figura, o estimador baseado na integral da corrente se vê perjudicado fortemente pelo ruido nas medições de corrente e o número de ciclos de carga/descarga, o que provoca que o estimador se afaste da medida que passa o tempo entre o 0 e o 100%, dando resultados inconsistentes na estimativa. Esto último não se aprecia no estimador proposto, já que este não se vê influenciado com o ruido nas medições nem com os ciclos de carga/descarga. Finalmente na Figura 18 se mostra o desempenho do estimador proposto frente a diversos graus de erros em sua inicialização. Como se aprecia nesta figura, a pesar de ser incorretamente inicializado o algoritmo, este começa a converger ao valor real do estado de carga a medida que transcorre o tempo.

Tensão [V]

700 650 600 550 500 0

100

120

140

160

180

200

160

180

200

Estimador SOC proposto

SOC [%]

100

100 120 Tempo [hr]

140

Figura 16. Desempenho do estimador em conjunto de validação. Previo ao desenvolvimento do estimador de SOC só era possivel saber quando as baterias estavam totalmente carregadas.

11 Ambos estimadores com o estado inicial corretamente inicializado

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180

Estimador proposto Método da integral da corrente

160 140 120

SOC [%]

100 80 60 40 20 0 -20

100 120 Tempo [hr]

140

160

180

200

Figura 17. Comparação do estimador proposto com estimador baseado no método integral da corrente

100 90 80 70

SOC [%]

60 50 40 30 20

SOC inicial: 10% SOC inicial: 30% SOC inicial: 50% SOC inicial: 70%

10 0 0

Tempo [hr]

Figura 18. Desempenho do estimador proposto frente a distintos graus de erro no ponto inicial do algoritmo

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Finalmente, é importante destacar que previo ao desenvolvimento do estimador era impossivel executar o EMS na micro-rede, devido a que sem a estimativa de SOC, só era possível saber quando as baterias estavam totalmente carregadas (ver Figura 16, gráfico superior), pelo qual não se tinha certeza da quantidade de energia em pontos intermediarios, o que traduz na incapacidade de realizar o despacho das unidades de geração da micro-rede. Pelo contrário, com o desenvolvimento do estimador agora é possível saber o SOC em todo momento (ver Figura 16, gráfico inferior). CONCLUSÕES O sistema experimental desenhado e construido conseguiu funcionar corretamente, o qual, poderam gerar grande quantidade de provas experimentais, as que serviram para treinar e validar o modelo circuitaldifuso proposto nesta investigação. Devido a formulação do modelo circuital-difuso (baseado em regras difusas), este pode ser extendido fácilmente para levar em conta efeitos da temperatura, e a outras tecnologias de baterias. Ademais, tem um número limitado de informação de curvas de resistência interna, do modelo circuital-difuso é, capaz de interpolar de boa maneira perfis variantes no tempo. A metodologia proposta para adaptar o modelo de baterias desenvolvido para um banco de prova até um banco de baterias em uma aplicação real (micro-rede Huatacondo neste caso) resultou eficaz, permitindo contar com um modelo que representa de forma fiel a dinâmica do banco da micro-rede e sem a necessidade de deter o funcionamento normal desta para a realização de provas específicas para a determinação de parâmetros do modelo. Todo o anterior servio para o desenvolvimento e validação de um estimador do estado de carga para uma micro-rede baseada em energias renováveis. O estimador proposto apresenta a qualidade de não interromper o funcionamento normal da micro-rede, isto, tanto para determinar os parâmetros do modelo circuital-difuso como para a determinação dos parâmetros do filtro de Kalman. Outro ponto importante do algoritmo de estimativa proposto é que devido a sua simplicidade existe a possibilidade de ser incorporado em um sistema embebido. Além do anterior, encontrou-se que o algoritmo proposto apresenta uma boa imunidade frente ao ruido própio dos sensores e ainda pode se recuperar frente a inicializações erroneas no ponto de partida do algoritmo. Finalmente cabe comentar que se o algoritmo utiliza bem uma série de equações matemáticas que podem parecer complicadas, estas só constituem somas, multiplicações divisões. Pelo qual, perfeitamente todo o algoritmo pode ser programado em dispositivo físico dotado de um microprocessador12 o qual baseado nas leituras de voltagem corrente do sistema real, execute o algoritmo aqui apresentado e entregue em tempo real o estado de carga do sistema. O anteriormente assinalado suponhe os aspectos comerciais interessantes, o primero deles é a construção de um prototipo para executar o algoritmo do estimador e a segunda, é a realização de provas experimentais em baterias específicas, para poder identificar os parâmetros relevantes do algoritmo.

Como um DSP (digital signal processor) por exemplo.

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COLOMBIA

NOVAS CONTRIBUIÇÕES AO DESENHO DE EDIFICIOS FOTOVOLTAICOS PARA CIDADES SUSTENTÁVEIS LUIS FERNANDO MULCUE NIETO Orientação: Professor Llanos Mora López

RESUMO Na América Latina os sistemas fotovoltaicos ainda são escassos. São poucas as normas técnicas que permitem integrar arquitetonicamente os geradores a os edifícios, e não existem métodos que facilitem um desenvolvimento rigoroso do setor. Nesta investigação criaram-se modelos e normas que podem ser utilizadas para o desenvolvimento da Fotovoltaica Integrada a Edifícios (Building Integrated Photovoltaics BIPV), na América Latina e no mundo. A estrutura da investigação foi dividida em duas partes: Na primeira parte se propôs uma metodologia para estabelecer normas técnicas a nível mundial. Este avanço permitiu limitar as perdas energéticas devidas ao sombreado e orientação das superfícies construtivas, de tal forma que os edifícios sejam energeticamente eficientes na etapa de desenho. Na segunda parte, trata-se do tema da previsão da energia gerada por um edifício com tecnologia tipo BIPV. Para isso desenvolveu-se o modelo simples e confiável, que permite estimar o rendimento global a Performance Ratio (PR) do sistema, com apenas 4 parâmetros de entrada: A temperatura ambiente média da cidade, a latitude, e os ângulos de inclinação e orientação do plano do gerador fotovoltaico. Este modelo tem um grau alto de precisão, e evita realizar uma simulação complexa com mais de 20.000 operações. Por último, realizou-se a análise das perdas angulares e por sujeira, as perdas por temperatura, as perdas de conversão DC-AC, e a Performance Ratio do sistema (PR) para varias cidades da Colômbia. Com todos esses resultados se pode tomar decisões na realização de projetos com edifícios autossustentáveis, também chamados “edifícios energia zero”. O principal objetivo foi contribuir de forma significativa ao modelo de cidade sustentável do futuro. PALAVRAS CHAVE: Edifícios Fotovoltaicos, Energia produzida por um sistema fotovoltaico, Fotovoltaica integrada a edifícios.

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INTRODUCÃO A energia solar fotovoltaica é uma excelente opção para cobrir as demandas energéticas da população mundial, mediante a geração de eletricidade de forma distribuída. (1)modern society is approaching physical limits to its continued fossil fuel consumption. The immediate limits are set by the planet’s ability to adapt to a changing atmospheric chemical composition, not the availability of resources. In order for a future society to be sustainable while operating at or above our current standard of living a shift away from carbon based energy sources must occur. An overview of the current state of active solar (photovoltaic, PV. Por tanto, foram instalados milhares de geradores de eletricidade ao longo do planeta. Nas zonas urbanas predominam os denominados Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Rede (SFCR), que suprem as necessidades energéticas do edifício ou casa, enquanto que o excesso de eletricidade produzido é injetado a rede elétrica. Por outra parte, devido ás restrições econômicas e espaciais, foi necessário instalar os painéis fotovoltaicos sobre as superfícies dos edifícios. Isto resultou em um setor de grande importância e desenvolvimento: a fotovoltaica integrada a edifícios (BIPV), onde vários elementos de construção, como cobertas, fachadas, janelas, entre outros, são substituídas por módulos fotovoltaicos. Na figura 1 mostra um exemplo de desenho arquitetônico utilizando BIPV.

Fig 1. Exemplo de casa desenhada utilizando BIPV. Tirada de: https://onyxgreenbuilding.wordpress.com/tag/ceu-university/

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Uma das principais metas no campo da BIPV é alcançar ótimas soluções a nível estético, econômico e técnico. Assegurando assim que todas as novas construções sejam “Edifícios de Energia Zero” (ZEB) (2). Para conseguir isso, é necessário analisar dois aspectos de grande importância: A necessidade de uma normativa de eficiência energética nos edifícios fotovoltaicos Na primeira instancia, para incrementar o rendimento energético, resulta necessário maximizar a quantidade de radiação solar que incide sobre o gerador. Contudo, a maioria das vezes o anterior não é possível, devido a fatores de arquitetura e engenharia que interveem na construção. Por exemplo, em países próximos da linha do Equador, as cobertas das casas recebem maior quantidade de irradiação por cada metro quadrado de superfície, que as fachadas. Por outra parte, ao substituir um material de construção de uma parede por um gerador fotovoltaico, pode resultar economicamente viável. Estes fatos fazem necessário pensar na seguinte questão: Até que ponto é recomendável implementar a fotovoltaica em qualquer superfície do edifício? No ano 2009 a Espanha se converteu em um dos países pioneiros em responder a pergunta anterior, quando publicou o denominado Código Técnico da Edificação (CTE) (3). Neste documento, põe se limites para as perdas ocasionadas por sombreado e orientação do gerador fotovoltaico. Esta normativa tem contribuído com muito sucesso para massificar a integração arquitetônica da fotovoltaica nessa nação. Sem embargo poucos países têm regulamentações técnicas que permitam aperfeiçoar o rendimento e a eficiência energética na BIPV. Com respeito a isto, cabe destacar que a nível mundial é necessário unificar critérios que permitam o desenvolvimento de projetos em conjunto, com a transferência tecnológica de materiais e insumos, adequar tecnicamente os sistemas a cada região, e reduzir o impacto ambiental dos resíduos. No caso da Colômbia, estima-se que o mercado fotovoltaico vende aproximadamente 300 KWp por ano, principalmente a sistemas isolados da rede (4). Se esta cifra extrapola-se nos 30 anos que leva o sector no país, a potência instalada total seria da ordem de 9MWp (5). Esta cifra é muito baixa, considerando os altos níveis de radiação solar disponíveis. Atualmente o governo nacional se encontra promovendo as energias renováveis, mas desafortunadamente, ainda não há uma normativa técnica que permita regular o desenvolvimento no sector. Uma situação similar apresenta-se na maioria dos países da América Latina. Nesta investigação se propõe uma metodologia para estabelecer as normas técnicas, que limitam as perdas por sombreado e orientação dos sistemas fotovoltaicos nas superfícies construtivas. Portanto contribuem para sustentabilidade ambiental das cidades do futuro. O requerimento de novos modelos que facilitem o desenho de edifícios fotovoltaicos O segundo aspecto de importância esta no fato de que é vital prever de forma fácil a quantidade de eletricidade que produzirá a instalação, de tal forma que se possa realizar o balance neto de energia. Este cálculo se deve realizar numa das etapas de desenho do sistema por parte dos engenheiros e arquitetos. Em 1998 a Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) publicou a Norma Internacional IEC 61724. Nesta norma descrevem as recomendações para as análises do comportamento elétrico dos sistemas fotovoltaicos. Um dos parâmetros característicos é a energia anual produzida, que para Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Rede Elétrica, pode se calcular (6) segundo a equação:

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EPV = Ga (β,α) • Ppeak • PR Equação 1 GSTC Onde Ga(β,α) a irradiação solar anual sobre a superfície do gerador, Ppeak é a potência pico fotovoltaica instalada, PR o rendimento anual da instalação denominado “Performance Ratio” e GSTC a irradiação solar em condições padrão de medida, igual a 1kW/m2. O valor de Ga(β,α) pode obter facilmente mediante gráficos do denominado Fator de Irradiação o FI (7),(8). Então, o problema de calcular a energia elétrica produzida se reduz principalmente a determinar o valor de PR. Mas esta tarefa não tem sido fácil, devido a que o rendimento depende de vários fatores como a radiação solar disponível no lugar geográfico da instalação, o clima, a orientação e inclinação das superfícies utilizadas, o desenho adequado do sistema e a qualidade de seus componentes, entre outros. Este fato há dificultado que os arquitetos possam realizar seus desenhos de forma simples, e na maioria dos casos são os engenheiros os que utilizam um software especializado. Como consequência, há um atraso no desenvolvimento da Fotovoltaica Integrada a Edifícios (BIPV), com seu correspondente impacto na sustentabilidade ambiental das cidades. Com o objetivo de resolver o anterior problema, tem-se proposto vários métodos para tratar de prever a influência de diferentes variáveis na quantidade de energia elétrica gerada. Alguns deles são analíticos, por exemplo, os usados por Osterwald (9), Araujo (10) ou Green (11); que permitem calcular as perdas por temperatura. Também tem proposto outros procedimentos que incluem mais variáveis, baseadas em redes neuronais artificiais (12)(13). Contudo, a maioria destes são muito tediosos de implementar, enquanto que outros não levam em conta todas as características próprias do sistema. Outra via que se tem proposto para resolver o problema é propor um rendimento padrão de PR=0.75 para qualquer sistema fotovoltaico (14), o qual não é adequado já que as variáveis próprias do lugar devem-se levar em conta. Por exemplo, tem se reportado estudos do PR em 8 países, obtendo valores entre 0.42 e 0.81 (15). Isto é coerente, pois o rendimento dos módulos fotovoltaicos depende da temperatura ambiente do lugar. Assim mesmo, a latitude joga um papel importante, já que seu efeito na irradiação solar faz com que a potência entregada à entrada do inversor possa chegar a ser muito baixa, dentro de certos períodos de tempo, diminuindo assim a eficiência de conversão DC-AC. Segundo o comentado,g rande quantidade de fatores presentes fazem muito difícil a previsão do rendimento da instalação fotovoltaica integrada em um edifício (BIPV), então é necessário executar um método simples que possa ser utilizado por parte dos arquitetos e engenheiros. Isto é muito importante, devido a que muitos países necessitam massificar a energia solar fotovoltaica. Na Colômbia, por exemplo, cerca de 52% do território nacional está constituído por zonas não interconectadas, quer dizer, lugares que não tem acesso ao serviço de eletricidade através do Sistema de Interconexão Nacional (16). Assim mesmo, dentro das cidades é recomendável implementar BIPV com interesse de obter benefícios ambientais e econômicos. Neste trabalho se propõe uma expressão simples e confiável para estimar o PR, que pode usar em países de baixas latitudes, fazendo o caso de estudo para Colômbia.

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METODOLOGIA METODOLOGIA PARA A NORMATIVA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA EM EDIFÍCIOS FOTOVOLTAICOS O seguinte procedimento foi proposto para estabelecer os limites de perdas por orientação e sombreado para distintas cidades da Colômbia, e pode ser usado para qualquer outro país. Como convenção, a cada uma das cidades do país a estudar (Colômbia), foi nomeada como “lugar 2”. Assim mesmo, “lugar 1” fez menção ao país de referência, neste caso é Espanha, mas pode ser qualquer outro. Primeiramente calculou-se a quantidade de irradiação media anual que recebe uma superfície em função de sua inclinação e seu azimute. Seguidamente comparou-se a máxima quantidade incidente no lugar 2, com a correspondente na pior fachada no lugar 1. Como resultado tem a porcentagem limite de perdas devidas a orientação e inclinação por cidade. Este critério é de grande utilidade devido que: A. Não se fixam os limites de forma universal, considerando que o recurso solar é diferente em cada região. Este fato é importante devido a que iguais porcentagens de radiação global, podem corresponder a valores muito diferentes de irradiação solar sobre as superfícies. B. O fato de que se iguale a quantidade de energia solar recebida por cada metro quadrado, representa que os países que recebem mais radiação anual dispõem de mais variedade de possibilidades de integração arquitetônica. Pelo contrário, se fosse adotado uma porcentagem universal, em países equatoriais não seria possível usar nenhuma fachada para BIPV (Tomando como referência a Espanha). C. O ponto de vista econômico e ambiental é mais beneficente. Isto se deve ao fato de substituir materiais construtivos pelos módulos fotovoltaicos, é mais vantajoso em países com maior quantidade de irradiação anual. Por outra parte, para encontrar os limites de perdas por sombreado no lugar 2 (Colômbia), levou em conta que a fração difusa é diferente que do lugar 1 (Espanha). Assim, a porcentagem limite de perdas equivale a uma fracção da irradiação máxima que é fisicamente possível perder por sombreado. A ideia principal consistiu em igualar essa fração para ambos lugares. Por exemplo, se na Espanha pode perder a terceira parte da radiação máxima possível, na Colômbia se manterá essa mesma fração. Cálculo das perdas máximas permitidas por orientação e inclinação do gerador Para estabelecer a máxima porcentagem de perdas em cada superfície primeiro se estabeleceu a referência de 100%, quer dizer, a irradiação solar anual máxima Ga(βopt). Uma vez obtida Ga(βopt) para cada cidade da Colômbia, procedeu calcular a mínima quantidade de irradiação solar anual Ga,MIN(90,0) que pode receber uma fachada na Espanha. Segundo o CTE, as perdas por orientação e inclinação em qualquer superfície destinada a BIPV não podem superar 40%. A esta superfície se nomeou como a pior fachada permissível. Logo esta fachada se “Traslada” á cidade de Colômbia em questão. Por tanto, a porcentagem permissível para o lugar 2 esta dado então por:

(

)

Ga, MIN, 1 (90,0) Equação 2 Lβ, α, MAX, 2 = 100 1 — Ga, 2 (βopt ) Onde os sub índices 1 e 2 fazem referência aos lugares 1 e 2, respectivamente.

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Cálculo das perdas máximas permitidas por sombreado do gerador De forma similar, calcularam as máximas perdas permissíveis por sombreado para cada cidade referência na Colômbia. Na Espanha, o CTE coloca como limite 20% para BIPV. Para trasladar o equivalente desta porcentagem a Colômbia, calculou-se a fracção equivalente a este 20%, com respeito á situação de sombreado permanente. Em tal hipotético caso, a radiação deixada de ser percebida seria igual á radiação direta Ba(0), mas a difusa circunsolar DaC(0); ambas medidas sobre superfície horizontal. Considerando o anteriormente citado, começou-se a calcular a fração difusa das principais cidades da Espanha. Para isto se utilizaram os dados provenientes do Atlas de Radiação Solar na Espanha (17), publicado pela Agência Estadual de Meteorologia (18). Logo se encontrou o valor médio do anterior parâmetro que representa ao país, sendo a fração restante radiação direta. Seguidamente comparou se este valor com a máxima estipulada segundo as tabelas de referência publicadas pelo CTE. Desta comparação foram deduzidos os valores representativos de Ba(0) e DaC(0) para o lugar 1. Para o que segue, presumiu-se que o país de referência tem uma norma com limites máximos de perdas por sombreado Lshading,MAX,1. A fração a que corresponde esta porcentagem, respeita a irradiação máxima perda fisicamente possível, ficou determinada para o lugar 1 por: Lshading, MAX, 1 ƒMAX, losses, 1 = Equação 3

(

C 100% Ba,1 (0) + Da,1 (0) Ga, 1 (0)

)

Onde o subíndice 1 indica a irradiação do país de partida, enquanto que Lshading,MAX,1 se considerou como 20%, segundo é exposto pela normativa espanhola. A fracção da equação [3] se igualou a seu equivalente na Colômbia. Assim, as máximas perdas por sombreado para o lugar 2 foram calculadas mediante:

(

)

C Lshading, MAX, 2= 100% Ba,2 (0) + Da,2 (0) ƒMAX, losses, 1 Equação 4 Ga, 2 (0)

Onde o subíndice 2 indica a irradiação de cada cidade da Colômbia. METODOLOGIA PARA DESENVOLVIMENTO DO MODELO DE PRODUÇÃO ENERGÉTICA FOTOVOLTAICA O seguinte procedimento propõe-se para encontrar uma expressão simples do PR para países de baixas latitudes, o mesmo pode ser usado para ampliar o modelo a outras regiões a nível mundial, colocando de forma adequada os parâmetros de ajuste aos resultados. Procedeu-se primeiramente calcular a quantidade de irradiação média anual que recebe uma superfície em função de sua inclinação e seu azimute. Seguidamente se calcularam as perdas angulares e por sujeira. Com a quantidade de irradiação corrigida e a temperatura ambiente, calculou-se a potência de entrada em cada módulo fotovoltaico, determinando assim as perdas por temperatura. Seguidamente, calcularam as perdas no inversor usando a equação de sua curva característica de rendimento. A continuação se construiriam diagramas de contorno do PR em função da inclinação e orientação para cada cidade. Finalmente, realizou-se uma análise cuidadosa destas, de tal forma que encontrou uma

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equação simples que permite reproduzir os resultados obtidos mediante todo o processo descrito no parágrafo anterior. A continuação se descreve de forma detalhada o método usado. Obtenção de dados de irradiação e temperatura O primeiro passo foi dispor de dados de irradiação solar global para diferentes cidades do país da Colômbia. A fonte para obter este tipo de informação foi o sitio web especializado em projetos de energia renovável denominado RETScreen International (19), que conta com suporte brindado por 6700 estações meteorológicas terrestres e por satélites da NASA. Como resultado deste passo, se encontraram os 12 valores diários médios mensais da irradiação solar global sobre superfície horizontal Gdm(0). Similarmente, os dados de temperatura foram obtidos da página web da Organização Meteorológica Mundial (20), cuja informação climatológica global está baseada nas médias mensais de 30 anos, entre 1971 e 2000. Assim, obtiveram os 12 valores médios mensais de temperatura mínima e máxima de cada cidade. Cálculo da irradiação solar anual sobre superfícies inclinadas na Colômbia Tomando as cifras de Gdm(0) como ponto de partida, procedeu-se a decompor cada valor em radiação difusa Ddm(0) e direta Bdm(0). Para isto se considerou o fato descrito por Liu e Jordan (21), segundo o qual a relação entre o índice de claridade KTm e a fração de difusa KDm é independente da latitude. Como dependência destes parâmetros se considerou a equação proposta por Page (22), válida para latitudes entre 40°N e 40°S. Para calcular a irradiação solar extraterrestre sobre superfície horizontal, se utilizou a expressão proposta em (23). Assim mesmo, para o ângulo de declinação solar se utilizou a expressão de Spencer (24). Uma vez obtidos os componentes diárias da radiação global, Ddm(0) e Bdm(0), calcularam-se seus respectivos valores horários, Dh(0) e Bh(0). Isto foi feito usando as expressões propostas por Collares – Pereira e Rabl (25). O passo seguinte foi calcular a irradiação global horária sobre a superfície do gerador Gh(β,α). Para isto foi tomado o modelo dos três componentes, que há demostrado bastante exatidão (26), e estabelece que a radiação incidente está formada de radiação direta Bh(β,α), difusa Dh(β,α), e refletido Rh(β,α). O intervalo de tempo Δt considerou igual a 0.25h. Para calcular a componente difusa sobre a superfície inclinada, na literatura existe mais de 20 modelos. Selecionou-se o modelo isotrópico de Hay – Davies (27), devido a que em vários estudos comparativos se destaca por sua alta precisão e simplicidade (28)(29)(30)(31). Neste considera-se a radiação difusa composta por duas partes; um componente circunsolar DC (β,α) que vem diretamente do sol, e outro componente isotrópica DI (β,α) proveniente de toda a semiesfera celeste. Para calcular o componente refletido, o albedo, assumiu-se que o solo é horizontal de extensão infinita, e que reflete a luz de forma isotrópica. A refletividade do solo, foi tomada de forma geral como ρ=0.2. Cálculo das perdas angulares e por sujeira Mesmo tendo proposto várias expressões para calcular as perdas angulares (32)(33)(34), utilizou-se o modelo de Martin-Ruíz (35), por ter reproduzido resultados reais (36) e é relativamente simples. Assim, a irradiação global foi corrigida considerando tanto as perdas por sujeira como as angulares. Cálculo das perdas por temperatura A temperatura ambiente varia ao longo do dia, mas inicialmente tinha-se só dois dados: a temperatura media mínima T A.M e a máxima T A.M. Para levar isto em conta, se usou um modelo que supõe o seguinte (23):

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a. A temperatura ambiente mínima se produz sempre ao amanhecer, é dizer, quando ω= ωs. (ω representa o ângulo horário solar) b. A temperatura ambiente máxima ocorre duas horas após do meio-dia solar, é dizer, quando ω=π/6. c. Ao longo do dia a temperatura ambiente varia de acordo com dois semi-ciclos de funções cosseno, em função do tempo solar ω. A temperatura de operação nominal do gerador (TNOC) se considerou igual a 46°C, um valor típico emitido pelos fabricantes de módulos fotovoltaicos. Com este valor, a equação proposta por Osterwald (9) se obtive a potência máxima de saída Pmáx. Assim, ficaram determinadas as perdas instantâneas por temperatura, segundo a equação proposta por Caamaño (37). Cálculo das perdas por conversão DC-AC Com a potência obtida no ponto anterior e o modelo proposto por Schmidt (38), calculou-se a eficiência instantânea do inversor. A seguir se obteve a potência instantânea de saída, ficando determinadas as perdas totais de conversão DC-AC. Determinação dos outros tipos de perdas A respeito sobre os tipos de perdas restantes, foram tomados iguais aos valores médios reportados na literatura, (39) (40) (41)analyses and evaluation of residential PV systems in the Japanese Monitoring Program, on which JQA was subsidized by NEDO (New Energy Development and Industrial Technology Organization (42): Perdas por diferenças com a potência nominal de 5%, perdas por desacople de 3%, as perdas por erros de seguimento do ponto de máxima potência de 6%, as perdas ôhmicas de 1%, e as perdas por sombreado de 7%. Cálculo do rendimento global do sistema – PR O performance ratio (PR) no final da instalação se calculou com a equação (1). O procedimento descrito foi repetido de forma cíclica, de tal forma que se obteve o valor de PR para cada par de coordenadas (β,α), da cidade em questão. A inclinação β variou entre 0° e 90°, tomando Δβ=5°; e a orientação α entre -180° e 180°, tomando Δα=5°. Desta forma conseguiu cobrir todas as superfícies possíveis do edifício fotovoltaico. Finalmente, o processo foi usado novamente para 16 cidades da Colômbia localizadas entre latitudes de -4°S e 12°N. Algumas de estas cidades se mostram na figura 2. Também levaram em conta unas poucas cidades de Centro América.

100

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Fig. 2. Localização de algumas das cidades estudadas. Imagem utilizada com autorização do IGAC (43).

RESULTADOS E DISCUSÃO NORMATIVA TÉCNICA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA PARA EDIFÍCIOS FOTOVOLTAICOS

Limites de perdas devido à orientação e inclinação (%)

Com o objetivo de propor uma expressão simples para calcular os limites de perdas devido à orientação e inclinação para qualquer país, realizou-se a figura 3. Pode-se apreciar que os valores variam entre 30% e 60%, dependendo da máxima radiação solar disponível do lugar. De acordo com isto, para conhecer o valor máximo permissível das perdas por este conceito, só é necessário localizar o valor de Ga(βopt) da cidade. 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

1300

1400

1500

1600

1700 1800 1900 2000 Ga (βopt) (kWh / m2 ano)

2100

2200

2300

2400

Fig 3. Limites de perdas devido à orientação e inclinação, em função da irradiação solar máxima da cidade

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Limites de perdas por sombreado (%)

Similarmente, para encontrar os limites de perdas por sombreado realizou-se a figura 4. Pode-se apreciar que os valores variam entre 10% e 25%, em função da fracção de radiação difusa do lugar. 40 35 30 25 20 15 10 5 0

Espanha

0.20

0.25

0.30

0.35 0.40 0.45 Fracção de difusa (DF)

0.50

0.55

0.60

Fig 4. Limites de perdas por sombreado, em função da fracção de difusa Estas ferramentas constituem a normativa técnica proposta, e são muito úteis para encontrar as máximas perdas permitidas devidas ao sombreado, orientação e inclinação. Podem ser usadas para garantir que o desenho do edifício fotovoltaico seja energeticamente eficiente, só por conhecer a fração de difusa do lugar do projeto, assim como sua radiação solar anual máxima. PERDAS ANGULARES E POR SUJEIRA Os resultados das perdas angulares para as 16 cidades da Colômbia se apresentam na tabela 1. Ali pode observar que os valores mínimos desta variável estão entre 4% e 5%, enquanto que os máximos estão entre 11% e 15%. Este comportamento difere um pouco do reportado para algumas cidades da Europa (35), segundo o qual as perdas máximas eram do 8%, para 90° de inclinação. Isto pode se explicar no fato de que nos países equatoriais, as fachadas orientadas para o sul recebem menos quantidade de irradiação que os localizados em altas latitudes. Tabela 1. Resultados obtidos para as perdas angulares.

102

Cidade

Latitude φ (°)

Perdas angulares mínimas

Perdas angulares máximas

Leticia

-4.2

12%

Pasto

1.2

11%

Tumaco

1.8

12%

Popayán

2.5

12%

Neiva

12%

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Cali

3.6

12%

Villavicencio

4.2

11%

Bogotá

4.7

13%

Manizales

5.1

12%

Medellín

6.2

12%

Barrancabermeja

0.5

14%

Cúcuta

7.9

13%

Montería

8.8

13%

Valledupar

10.5

14%

Barranquilla

10.9

14%

San Andrés

12.6

15%

Na tabela 1 também se observa que há uma tendência aproximada de aumento de um 1% nas perdas máximas, por cada 3° de latitude. Isto é lógico, já que estes tipos de perdas se apresentam em superfícies verticais orientadas para o norte, as quais recebem menos quantidade de irradiação à medida que aumenta a latitude. Para entender melhor o comportamento das perdas angulares de superfícies orientadas para o sul, em função de seu angulo de inclinação, elaborou-se a figura 5. A. Perdas angulares nas fachadas orientadas para o sul Pasto

Bogotá

Cúcuta

Barranquilla

San Andrés

15 10 5 0

Inclinação (º)

Leticia

Perdas angulares (%)

Leticia

B. Perdas angulares nas fachadas orientadas para o norte Pasto

Bogotá

Cúcuta

Barranquilla

San Andrés

20 15 10 5 0

Inclinação (º)

Fig. 5. Perdas angulares anuais versus angulo de inclinação, para superfícies orientadas para: A. o sul. B. o norte

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103

Ao observar a figura 5.A, pode-se ver que as perdas angulares crescem com a inclinação, contudo, realmente cada curva apresenta um mínimo, que se da para o ângulo óptimo que maximiza a irradiação global anual. Esta tendência pode-se apreciar melhor quanto maior seja a latitude do lugar, neste caso é San Andrés, cujo mínimo se dá aproximadamente a 15°. Para encontrar as perdas mínimas e máximas nas cobertas (0<β<30°), elaborou-se a figura 5.B, que apresenta o caso de superfícies orientadas para o norte. Ao contrastar esta com a figura 5.A, chega-se a concluir que nas cobertas se perderá como no mínimo 4% por conceitos angulares. Assim também, as perdas máximas não superam o 8%, quando o telhado está orientado para o norte. Isto é relativamente bom para o rendimento final do sistema. O problema ocorre nas fachadas, onde variam desde 11% até 15%. Com o objetivo de conhecer as orientações das fachadas que permitem incrementar o rendimento do sistema fotovoltaico, desenhou-se a figura 6, onde se apresentam as perdas angulares em função do azimute. Pérdidas angulares nas fachadas Leticia

Pasto

Bogotá

Cúcuta

-30

Barranquilla

San Andrés

Perdas angulares (%)

14 12 10 8 6 4 2 0 -180

-150

-120

-90

-60

120

150

180

Azimute (º) Fig. 6. Perdas angulares anuais versus angulo de azimute, para distintos tipos de fachadas. Pode-se observar que as óptimas fachadas são as orientadas para o oriente e para o oeste, com unas perdas angulares entre 6% e 7% para San Andrés e Pasto, respectivamente. A razão disso é que a luz solar incide mais perpendicularmente neste tipo de superfícies em países próximos á linha equador PERDAS POR TEMPERATURA Os resultados das perdas por temperatura se apresentam na tabela 2. Lá se pode ver que os valores mínimos desta variável estão entre -3% e 5%, e se apresentam para altas inclinações. Por outra parte, os máximos variam entre 2% e 11%, e foram obtidos para superfícies pouco inclinadas. Estas últimas se encontram aproximadamente dentro dos rangos esperados (39). Também evidencia que as perdas máximas se acrescentam em função da temperatura ambiente média, o que é lógico. Por outra parte, dentro de cada cidade as perdas não variam mais de uns 5%, aproximadamente.

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Tabela 2. Perdas mínimas e máximas por temperatura cada cidade de Colômbia. Cidade

Latitude φ (°)

Perdas angulares mínimas

Perdas angulares máximas

Bogotá

11,7

-2,9%

2,2%

Pasto

13,3

-2,4%

1,6%

Manizales

16,6

-0,8%

4,0%

Popayán

18,8

0,4%

5,1%

Medellín

22,3

1,8%

6,7%

Cali

24,4

2,6%

6,9%

Tumaco

26,2

3,3%

8,0%

Villavicencio

26,2

3,4%

8,0%

Leticia

26,3

3,5%

8,2%

Cúcuta

27,2

3,8%

9,1%

Barrancabermeja

27,6

4,0%

9,8%

San Andrés

27,6

3,4%

10,2%

Neiva

27,7

4,2%

8,8%

Montería

27,9

4,1%

9,5%

Barranquilla

28,3

4,1%

10,4%

Valledupar

4,6%

11,1%

Na figura 7.A representa-se a variação das perdas por temperatura, para superfícies orientadas para o sul. Nesta se aprecia que tem um comportamento parabólico decrescente, em função da inclinação. Entre 0° e 20° podem se assumir constantes, logo diminuem com a inclinação, a razão de 1% cada 15°. Este decrescimento se deve que a irradiação solar anual recebida é menor para superfícies mais verticais, o que faz com que as células se esquentem menos. Pelo anteriormente indicado, as fachadas apresentam os melhores rendimentos por temperatura. As cidades de Pasto e Bogotá obtiveram as menores perdas, em torno de 2% para os telhados, contudo, pode-se observar que para inclinações maiores a 50° se tornam negativas. Isto implica que se pode obter um rendimento final maior que o teórico, com o simples fato de utilizar fachadas nessas cidades.

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A. Perdas por temperatura para superfícies orientadas para o sul Leticia (Tm=26ºC)

Pasto (Tm=13ºC)

Bogotá (Tm=12ºC)

Cúcuta (Tm=27ºC)

Barranquilla (Tm=28ºC)

San Andrés (Tm=28ºC)

Manizales (Tm=17ºC)

Popayán (Tm=19ºC)

Perdas por temperatura (%)

10 8 6 4 2 0 -2 -4

Leticia

Pasto

Bogotá

Cúcuta

Barranquilla

San Andrés

Perdas angulares (%)

B. Perdas por temperatura para fachadas

6 4 2 0 -2 -4

Inclinação (º)

Azimute (º)

Fig. 7. Perdas por temperatura anuais versus angulo de azimute para: A. superfícies orientadas para o sul. B. Fachadas Para saber quais orientações das fachadas são as melhores, elaborou a figura 7.B, onde se apresentam as perdas por temperatura em função do azimute. Pode-se observar que as melhores fachadas são as orientadas para o norte, enquanto que as orientadas para o oeste apresentam as maiores perdas. A razão disso é que depois do meio dia se alcança a temperatura ambiente máxima, quando o sol se encontra para o ocidente, por isso que os geradores que apontam nessa direção esquentam-se mais.

Perdas por temperatura (%)

Com o objetivo de encontrar uma relação matemática entre a temperatura ambiente média do lugar e as perdas máximas por temperatura, fez-se a figura 8. Esta apresenta os dados para geradores pouco inclinados. 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

19 22 25 Temperatura ambiente média (ºC)

Fig. 8. Perdas máximas por temperaturas anuais em função da temperatura ambiente média.

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Ao fazer uma regressão lineal, os pontos estabelecem uma relação do tipo (R2=0.96): Equação 5 Ltemperatura, MAX (Ta ) = 0.493Ta - 4.405 Esta expressão implica que por cada 2° de aumento na temperatura ambiente media do lugar, as perdas máximas acrescentam-se aproximadamente em um 1%. Desta equação se conclui que para uma cidade de temperatura media 9°C não teria perdas por este conceito. Assim, pode-se encontrar a relação entre a temperatura de operação equivalente máxima e a temperatura ambiente: TOEmax = 1.12Ta + 15 Equação 6

PERDAS NO INVERSOR Na tabela 3 se apresentam os valores das perdas de conversão DC-AC. Aí se pode ver que seu valor mínimo é aproximadamente de 11%, o que se explica segundo a eleição dos parâmetros k0, k1 e k2, que caracterizam a curva de eficiência do inversor. Por outra parte, o máximo está entre 19% e 22%. Isto indica que à medida que as superfícies mais se inclinam, as perdas se acrescentam até o dobro do valor. Na figura 9 se pode ver melhor o anterior comportamento, para superfícies orientadas para o sul. Entre β=0° ate β=40° pode-se considerar que as perdas de conversão DC-AC são aproximadamente constantes (11%). Depois desta inclinação tendem a crescer até 15% ou 20%, dependendo da latitude. Também se pode apreciar que San Andrés apresenta menos perdas que Leticia, devido à quantidade de irradiação solar recebida por este tipo de superfícies cresce em função da latitude. Por conseguinte, terá maiores potências á entrada do inversor, e maior eficiência. Tabela 3. Perdas mínimas e máximas de conversão DC-AC cada cidade de Colômbia. Cidade

Temperatura ambiente Ta (°C)

Perdas mínimas

Perdas máximas

Leticia

-4.2

11.1%

19.9%

Pasto

1.2

11.2%

18.8%

Tumaco

1.8

10.1%

19.1%

Popayán

2.5

11.0%

18.9%

Neiva

11.2%

19.9%

Cali

3.6

11.4%

20.0%

Villavicencio

4.2

11.2%

20.4%

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Bogotá

4.7

10.8%

18.6%

Manizales

5.1

11.0

19.1%

Medellín

6.2

11.0

19.8%

Barrancabermeja

0.5

10.8%

20.0%

Cúcuta

7.9

10.9%

20.4%

Montería

8.8

10.9%

20.8%

Valledupar

10.5

10.7%

21.3%

Barranquilla

10.9

10.8%

21.4%

San Andrés

12.6

10.7%

21.9%

O comportamento observado nas perdas no inversor (Figura 9) é similar ao exibido pelas perdas angulares (figura 5.A). Isto se explica no fato da forte dependência da eficiência do inversor em função da potência de entrada. De acordo a isto, para superfícies orientadas para o norte as perdas cresceram com o aumento da inclinação, mas concretamente até valores entre 19% e 22%. Similarmente, as fachadas orientadas para o leste ou para o oeste apresentam menores perdas que as demais, perto de 13%. Leticia (φ = —4.2º )

Pasto (φ = 1.2º)

Bogotá (φ = 4.7º)

Cúcuta (φ = 7.9º)

Barranquilla (φ = 10.9º)

San Andrés (φ = 10.9º)

Perdas no inversor (%)

0 0

Inclinação (º)

Fig. 9. Perdas anuais de conversão contra a inclinação, para superfícies orientadas para o sul.

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RENDIMENTO DO SISTEMA Na tabela 4 apresentam-se os valores mínimo e máximo do PR, obtidos para cada cidade. Os valores estão compreendidos entre 0,51 e 0,65. No total, o intervalo de variação foi maior a 20%, enquanto que dentro de cada cidade pode ser de até 15%. Estes resultados vão contra a prática usual de botar sempre um mesmo valor “standard” de PR a diferentes localidades ou tipos de superfícies. Tabela 4. Performance Ratio mínimo e máximo cada cidade de Colômbia. Os dados representam o comportamento de um sistema fotovoltaico “médio”. Cidade

Average Ta (°C)

PR min

PR max

Bogotá

11,7

0,58

0,650

Pasto

13,3

0,58

0,646

Manizales

16,6

0,56

0,635

Popayán

18,8

0,56

0,628

Medellín

22,3

0,54

0,618

Cali

24,4

0,54

0,611

Tumaco

26,2

0,54

0,608

Villavicencio

26,2

0,54

0,606

Leticia

26,3

0,54

0,606

Cúcuta

27,2

0,53

0,604

Barrancabermeja

27,6

0,53

0,602

San Andrés

27,6

0,51

0,599

Neiva

27,7

0,54

0,602

Montería

27,9

0,53

0,601

Barranquilla

28,3

0,52

0,599

Valledupar

0,51

0,597

Principalmente, o PR máximo depende principalmente da temperatura ambiente média do lugar, de forma decrescente. Esta tendência se pode apreciar melhor na linha de regressão da figura 10, com um grau de ajuste de R2=0.9967.

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109

0.660 0.650

PR max

0.640 0.630 R2 = 0,9967

0.620 0.610 0.600 0.590 0.580 10

Temperatura média (º) Fig. 10. Rendimento máximo anual do sistema contra a temperatura ambiente media. A equação da linha reta que representa os dados é: PRmax = 0,686 - 0,0031 • Ta Equação 7 Esta expressão é de grande utilidade, pois permite avaliar o máximo rendimento do sistema, com só dispor da temperatura ambiente da cidade. Os resultados obtidos neste modelo correspondem a um SFCR médio, sobre superfícies fixas. Mas é possível obter valores maiores para PR assume-se que o sistema está muito bem desenhado. Considerando isto, a equação [7] pode ser simplificada para fins práticos, introduzindo uma constante ksist que depende do tipo de sistema, assim: PRmax = ksist • [1 + γ (1,12 • Ta — 10)]

Equação 8

Onde Ta é a temperatura ambiente media da cidade em °C, e γ é o coeficiente de variação do ponto de máxima potência com a temperatura. Para o silício cristalino pode usar-se γ= -0,0044 °C-1. Esta equação deu resultados com uma precisão muito alta (R2=0,992). Com o objetivo de provar a validez desta expressão em países diferentes aos equatoriais, isolou-se o término de temperatura, e calcularam as perdas para inclinações próximas á óptima, assim: Ltemperatura, max = — γ (1,12 • Ta — 10)

Equação 9

Os resultados obtidos para alguns sistemas reais monitorados se apresentam na tabela 5. Assim, os valores reportados concordam com o reportado para sistemas fotovoltaicos instalados em casas, então a expressão [9] tem validez universal. Contudo, é importante indicar novamente que estas perdas poderiam ser maiores no caso de BIPV, se no desenho final não se leva em conta uma adequada ventilação dos módulos.

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Tabela 5. Valores de perdas por temperatura para geradores inclinados cerca de seu angulo óptimo. Cidade

País

Número de sistemas

Perdas medidas

Referência

Perdas calculadas

Tóquio

Japão

100

(41)

Dublin

Irlanda

(44)

Sukatani

Indonésia

101

(45)

Para estudar o rango possível do máximo rendimento do sistema segundo a cidade, fez-se a figura 11. Nesta, pode-se apreciar que um sistema óptimo pode alcançar valores de PR compreendidos entre 0.74 e 0.81, dependendo do tipo de cidade. Bogotá é a cidade na qual melhor se poderia desempenhar o hipotético sistema (PRmax=0,81), enquanto que em Valledupar o rendimento seria menor (PRmax=0,74). Contudo, para o cálculo da energia anual produzida na localização óptima deveria se utilizar os valores de um sistema “médio”. Máximo PR para cada cidade

0.85

Average System

0.80

PR max

0.75 0.70 0.65 0.60 0.55

Valledupar

Barranquilla

Montería

Neiva

San Andrés

Barrancabe

Cúcuta

Leticia

Villavicencio

Tumaco

Cali

Medellín

Popayán

Manizales

Pasto

Bogotá

0.50

Fig. 11. Rendimento anual máximo de um sistema, para cada cidade em função do tipo de sistema. VARIAÇÃO DO PR COM A INCLINAÇÃO E ORIENTAÇÃO É importante recordar que a equação [8] serve para calcular o PR no caso de inclinações e orientações próximas á óptima. Contudo, seu valor pode diminuir até ums 15%, dependendo do tipo de superfície sobre o qual se localizem os módulos. Esse comportamento implica seu correspondente erro no cálculo da energia anual produzida. O anterior indicado pode acontecer quando se trata de integração arquitetônica (BIPV). Considerando isto, fizeram mapas de contorno do PR em função da orientação e inclinação para cada cidade. Alguns dos resultados se expõem para as cidades de Leticia (Fig. 12), Pasto (Fig. 13), Bogotá (Fig. 14), Cúcuta (Fig. 15), e Barranquilla (Fig. 16).

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PR para Pasto

Tilt (º)

Inclinação (º)

PR for Leticia

Azimute (º)

Azimuth (º)

Fig. 12.

Fig. 13.

PR for Bogotá

Tilt (º)

Inclinação (º)

PR para Cúcuta

Azimute (º)

Azimuth (º)

Fig. 14.

Fig. 15.

Inclinação (º)

PR para Barranquilla

Azimute (º)

Fig. 16. 112

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Nas figuras 12 á 16 se pode apreciar que todas as superfícies com inclinações menores a 30°, sem importar sua orientação, tem um PR aproximadamente igual ao máximo dessa cidade. Isto implica que para todas as cobertas se pode tomar PR=PRmax. Também se pode observar que em todos os gráficos existem dos picos de rendimento, para as orientações aproximadas de -90° e 90°. Isto deve se que tanto as perdas angulares como as de conversão, são mínimas para superfícies orientadas para o oeste e para o leste. Também se pode observar que o pico do PR em α = -90° é maior que para α = 90°. A razão para isto é que nas manhãs, quando o sol se encontra nessa orientação, a temperatura ambiente é menor, dando como resultado umas menores perdas por este conceito. Por outra parte, em cidades localizadas em latitudes negativas, os menores rendimentos se observam para geradores verticais orientados para o sul (α = 0°). O contrário se observa em cidades localizadas por cima da linha do equador (α = 180°). Estes comportamentos são lógicos, devido ás altas perdas angulares e do inversor nesses casos. MODELO SIMPLIFICADO PARA CALCULAR O PR Todos os gráficos obtidos no presente artigo são úteis para fazer um estudo detalhado das perdas em um futuro edifício fotovoltaico. Em particular, os mapas de contorno expostos nas figuras 12 á 16 permitem identificar o PR do sistema de forma visual. Mas cada cidade tem um mapa de contorno diferente, caracterizado por sua temperatura ambiente media e sua latitude. Então, seria necessário usar o largo procedimento descrito cada vez que se vá prever o comportamento de uma instalação. Em realidade, o anterior não resulta viável tecnicamente quando se planeja um projeto fotovoltaico. Esta é a razão pela que muitos projetistas optam por colocar um “valor standard” de 0.75 quando quer prever a energia produzida. Porém, como se apresentou anteriormente, os valores obtidos no PR podem variar com a cidade e o tipo de superfície, de tal forma que ao realizar desta prática se poderia induzir um erro a cima de 45% no cálculo da eletricidade anual, no pior dos casos. Como proposta para resolver o problema, pensou-se em encontrar uma equação que se ajustará aos mapas de contorno obtidos. Raciocinando desta forma se encontrou que, para um mesmo PR, a curva de pontos descreve de forma aproximada a uma soma de duas funções gaussianas. A amplitude e o cumprimento de tais funções variam com a latitude do lugar. Além, dos valores obtidos para o PR em cada curva de nível são característicos da temperara media do lugar. De acordo com isto, foi proposto o seguinte modelo para o cálculo do PR: α+90 2 α-α 2 Equação 10 PR = 0,0011 A1 • e -2 ( W 0 ) + A2 • e -2 ( W ) ― β ― 50 + 1,117 • PRc

Onde Equação 11 A1 = ― 1,1• |φ|+ 60 Equação 12 A2 = ― 0,1• |φ|+ 65 Equação 13 W = ― 1,1• φ + 92 Equação 14 α0 = ― 1,4• |φ|+ 92 Equação 15 PRc = PRmax + 0,0006 • Ta ― 0,017

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Sendo β o angulo de inclinação, α o angulo de azimute e Ф a latitude da cidade, todos em grauss. Ta é a temperatura ambiente média da cidade em °C. O procedimento para usar a equação [10] é o seguinte: a. Calcula-se o valor de PRc segundo a equação [15]. b. Calcula-se PR mediante a equação [10]. Si PR > PRc então se toma como valor de rendimento PR = PRc. Em caso contrario se deixa igual ao obtido. Assim, se obtive uma expressão que necessita só 4 parâmetros de entrada. Dois deles correspondem á cidade onde se instalará o sistema fotovoltaico: A temperatura ambiente media Ta, e a latitude Ф. Os outros dois caracterizam ao tipo de superfície do plano do gerador: Seu angulo de inclinação β, e a orientação α. GRAU DE PRECISÃO DO MODELO Com o animo de verificar o grau de precisão do modelo, foi feita a figura 17, onde mostram dois diagramas de contorno do PR, um realizado mediante o longo e tedioso processo descrito na metodologia, e o outro calculado mediante a equação proposta, ambos para a cidade de Bogotá. PR calculado mediante modelo

Inclinação (º)

PR para Bogotá

Azimute (º)

Fig. 17. Contornos do PR para Bogotá, calculado mediante a simulação completa (Esquerda) e mediante o modelo proposto (Direita). No entanto, a figura 18 representa a porcentagem de erro em cada ponto do gráfico. Pode-se observar como na maioria do diagrama o erro cometido é menor a 1%. Este erro cresce levemente com a temperatura e a latitude. Por exemplo, para Tegucigalpa-Guatemala (φ = 14.1); o erro cometido na maior parte dos pontos é de 3%. Estes resultados indicam o excelente grau de precisão do modelo proposto, a pesar de sua simplicidade. Finalmente, para ter uma ideia do trabalho economizado ao empregar a equação [10] para o cálculo do PR, descreve o seguinte: Para encontrar cada ponto do diagrama de contorno da parte esquerda da figura 17 foi necessário empregar mais de 40 equações, em um algoritmo de computador que realizou mais de 20.000 operações. De forma contraria, em cada ponto do gráfico da direita da mesma figura só utilizaram duas equações: a do PRmax, Equação [8], e a proposta em nosso modelo, equação [10].

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Inclinação (º)

Error no modelo para Bogotá

Azimute (º)

Fig. 18. Porcentagem de erro cometido no modelo proposto para o PR de Bogotá

CONCLUSÕES Neste trabalho se realizou grandes contribuições para o desenho de edifícios fotovoltaicos. Na primeira instância se propôs uma normativa técnica a nível mundial, que permite calcular de forma fácil as máximas perdas energéticas permitidas por orientação e sombreado. O procedimento pode ser empregado para qualquer lugar do mundo, com somente conhecer a fração de difusa e a radiação solar máxima. Isto permitirá levar em conta a eficiência energética do sistema fotovoltaico, na etapa de desenho arquitetônico do edifício. Também, foi analisado detalhadamente as possíveis perdas energéticas que incidem no rendimento de um sistema fotovoltaico conectado a rede. O procedimento foi feito para 16 cidades da Colômbia, em todas as inclinações e orientações possíveis do plano do gerador. Assim mesmo, se propôs uma equação para calcular as perdas máximas por temperatura em qualquer país do mundo. Esta expressão foi validada mediante dados de sistemas monitorizados reais. A segunda grande contribuição consiste em um modelo simples e validado de predição da energia produzida por um sistema fotovoltaico, para países de baixas latitudes. Este modelo é de grande valor a nível mundial, já que evita utilizar mais de 40 equações em um algoritmo que realizou mais de 20000 operações. As variáveis de entrada são quatro: a temperatura ambiente, a latitude da cidade, e a orientação e inclinação do gerador fotovoltaico. Esta investigação é um valioso apoio para os arquitetos e engenheiros da América Latina, já que facilita de forma considerável o desenho de um edifício fotovoltaico. Com isto contribui ao desenvolvimento da Fotovoltaica Integrada a Edifícios (BIPV) na região, e á construção de cidades ambientalmente sustentáveis.

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MEXICO DESENVOLVIMENTO DE UM SISTEMA AUTÔNOMO DE EMERGÊNCIA MÓVIL PARA PURIFICAR ÁGUA DULCE KRISTAL BECERRA PANIAGUA Orientador: Joel Pantoja Enríquez

RESUMO Uma grande parte da população mundial não tem acesso a água potável. No México e em países em desenvolvimento, a escassez de água purificada é um grave problema que prejudica a milhares de habitantes em zonas rurais e de desastres, ocasionando doenças transmitidas por consumo de água insalubre e causando a mortalidade na população infantil. Neste trabalho se apresenta o desenho, construção e avaliação de um sistema autônomo para purificar H2O. A unidade consta de um sistema fotovoltaico que abastece a energia necessária para o purificador, filtros de adsorção, membrana semipermeável, lâmpada germicida, filtros de intercâmbio de íons, etapas de cloração e clarificação. O protótipo foi avaliado com diferentes tipos de águas cruas para determinar os parâmetros físico-químicos e microbiológicos a través de análise de qualidade, de diferentes zonas de Chiapas, onde o purificador pôde ser implantado. Os resultados da análise indicam que o protótipo é capaz de eliminar e remover por completo os contaminantes nas águas naturais e obter água que cumpre com os lineamentos dados pelas Normas Oficiais Mexicanas de água purificada. Este dispositivo portátil foi desenhado para produzir água para consumo humano, de águas subterrâneas, superficiais e com metais pesados, em lugares onde não tem acesso á rede elétrica. Este trabalho ajuda a resolver os problemas nas comunidades marginadas e zonas de desastres naturais onde não há acesso a água purificada, eletricidade e sofrem com doenças transmitidas pela água. PALAVRAS CHAVE: água purificada, sistema autônomo, sistema fotovoltaico.

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INTRODUÇÃO. A escassez de água salubre no mundo é um grave problema que prejudica a milhares de habitantes de zonas rurais e de desastre natural. A América Latina, uma região rica em recursos hídricos, tem quase o 31% da água doce do mundo, somando a isso, o acesso à água potável e purificada é insuficiente, além de sua qualidade ser inadequada (UNICEF, 2006). Isso resulta num impacto negativo na saúde pública. A capacidade financeira limitada dos organismos encarregados de prover estes serviços e a instituição deficitária do setor são fatores que limitam as possibilidades de melhorar o acesso, a qualidade de água potável e o saneamento no continente. Segundo o programa “conjunto de monitoramento de água e saneamento da OMS e da UNICEF, em 2004, 50 milhões de pessoas ou o 9% da população da América Latina e do Caribe não tinham acesso a uma fonte limpa de água e 125 milhões de pessoas ou o 23% não tinham o acesso a saneamento básico adequado. Em países da América Central o 80% das doenças infecciosas, parasitas gastrointestinais e uma terça parte da taxa de mortalidade se deve ao uso e consumo de água insalubre (OMS, 2006). Ao redor de 1.4 crianças menores de cinco anos morrem na América Latina diariamente, vítimas de doenças diarreicas relacionadas com a falta de acesso de água apta para o consumo humano (UNICEF, 2006). México é um dos países da América Latina que tem um maior reserva de água doce no mundo, quase um 0.1%, de igual forma, os serviços de água potável e eletricidade são ineficientes para a população, principalmente para as comunidades marginadas. Adicionando os numerosos riscos naturais destrutivos como tormentas tropicais, furacões e atividade sísmica aos que está exposto. Ao redor de 22 milhões de mexicanos não tem acesso à água salubre. Dessa quantidade, 9 milhões de pessoas não contam com o serviço de água potável e purificada, ao redor de 13 milhões de pessoas que habitam em zonas rurais ou urbanas mesmo, que contam com o serviço recebe em seus lares o líquido contaminado (CONAGUA, 2010). A região do país onde a salubridade da água está menos desenvolvida é a Sudeste, integrada pelos estados de Chiapas, Oaxaca, Tabasco e o Estado de México, entre outros, apresentando um maior risco de doenças transmitidas por consumo de água que não cumpre com os alinhamentos das Normas Oficiais Mexicanas de água purificada e potável. Sendo Chiapas o estado onde se concentra a maior quantidade de água doce superficial de todo o país, mesmo assim, menos de 50% da população pode se abastecer de água consumível (INEGI, 2012), a maioria das comunidades rurais do estado não tem o acesso à água limpa, luz elétrica e padecem de doenças de origem hídrica, sendo a população infantil a mais afetada com taxas de mortalidade altas. A partir desta situação, novos conceitos de sistemas de purificação em combinação com as energias renováveis tem se desenvolvido para satisfazer as necessidades de água salubre em lugares onde não tem acesso a este serviço e á rede elétrica, utilizando como fonte de alimentação, as águas superficiais salinas e subterrâneas para dar solução a este inconveniente. Inovações no desenvolvimento de novas tecnologias utilizando uma variedade de materiais artificiais e naturais tem tido aplicações no tratamento da água, ajudando a melhorar sua qualidade e uso. Pois tem demostrado ter fortes propriedades antimicrobianas para a desinfecção da água e de remoção de contaminantes físico-químicos, entre estes materiais encontram-se as resinas minerais, carvões ativados, resinas poliméricas, entre outros. Para contribuir na solução de problemas anteriormente mencionados, o objetivo do presente trabalho foi de projetar, construir e avaliar um purificador autônomo que permitiu tratar águas naturais de tipo superficial e subterrâneas com diversos contaminantes físico-químicos e microbiológicos em concentrações elevadas e que utilizou a energia solar como fonte de energia para o funcionamento do protótipo portátil. Se deve destacar que o protótipo realizou-se com a finalidade de ser implementado em zonas rurais e de desastre, contribuindo com a saúde pública, com um rango extenso de remoção de contaminantes para que seja útil para qualquer região do México e da América Latina.

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METODOLOGIA PROJETO DO PROTÓTIPO Critérios de seleção das etapas do purificador autônomo Para fazer o projeto das etapas de purificação no protótipo, se determinaram os principais contaminantes físico-químicos e microbiológicos presentes na maioria das águas superficiais e subterrâneas da região Sudeste, estes contaminantes foram proporcionados por CONAGUA, e geralmente podemos lhes encontrar nos rios, nascentes, mananciais e aquíferos da América Latina (OMS, 2006). Em base a estes resultados pode se determinar e selecionar as etapas com seus respectivos filtros e sustâncias químicas mais convenientes para o sistema de purificação e conseguir uma água apta para consumo humano que cumpra com as regras dadas pelas Normas Oficiais Mexicanas 041 e 127 para água purificada e 201 para água potável. Tabela 1. Principais contaminantes físico-químicos e microbiológicos existentes nas águas naturais da região sudeste do México. Tipo de Contaminante Microbiológicos

Intervalo de concentração

Coliformes totais

2000-180,000 NMP/ 100 ml

Coliformes fecais

1500-50,000 NMP/ 100 ml

Físico-químicos

Intervalo de concentração

Alcalinidade Total

200-600 ppm

Dureza Total

150-700 ppm

Sólidos Dissolvidos Totais

200 -900 ppm

Sulfatos

10-50 ppm

Cloretos

10-30 ppm

Metais pesados

Intervalo de concentração

Mercúrio

10.0-30.0 ppm

Chumbo

10.0-50.0 ppm

Arsênico

10.0-30.0 ppm

Cromo

10-30 ppm

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Cobre

15-30 ppm

Manganês

50-900 ppm

Ferro

100-1300 ppm

As águas superficiais podem ter uma grande variedade de matérias orgânicas e inorgânicas, o tamanho das partículas destas matérias e sua natureza determinam os tipos de tratamentos a utilizar nos processos de purificação. A primeira etapa que foi selecionada para iniciar o processo consta de uma clarificação, constituída principalmente por duas subetapas, uma coagulação e uma floculação, com a finalidade de eliminar partículas muito pequenas insolúveis e suspendidas denominadas coloides, que são a causa principal da densidade e a cor da água natural. A coagulação tem como objetivo desestabilizar as partículas suspensas é dizer facilitar sua aglomeração. A floculação tem como objetivo favorecer com a ajuda da mescla lenta o contato entre as partículas desestabilizadas. Estas partículas se aglutinam para formar um floco, que pode ser facilmente eliminado pelos procedimentos de decantação e filtração (Cárdenas et al, 2000). Uma desinfecção foi à etapa selecionada posteriormente á clarificação, com o objetivo de destruir as bactérias, vírus e microrganismos patógenos, que geralmente tem as águas superficiais a concentrações muito elevadas. Além de permitir a oxidação de alguns metais como ferro, manganês e sulfuro de hidrogênio que são os causadores de odores e sabores desagradáveis (Ramírez et al, 2001). A terceira etapa selecionada que compõe o processo de purificação é uma adsorção, nesta etapa se utilizaram sólidos para eliminar sustâncias solúveis da água. Estes sólidos são materiais poliméricos e carvão ativado com a capacidade de adsorver, reter partículas, matéria orgânica e sedimentos, remover cloro, mau odor e sabor, bactérias, metais pesados como ferro e manganês (Toledo et al, 1997). A quarta etapa está constituída por um intercâmbio iônico, esta operação compreende o intercâmbio entre os íons contaminantes inorgânicos presentes na água e os íons inócuos de um sólido carregados em sua superfície (Godos et al, 2004), com os sólidos se utilizaram resinas naturais compostas por alumínio silicatos e sintéticas. A quinta etapa consiste em uma operação de osmoses inversa, se seleciono com o objetivo de controlar e eliminar sustâncias químicas inorgânicas (excesso de sais, metais, minerais), a maioria de microrganismos e sustâncias químicas como nitratos, sulfatos, herbicidas e pesticidas. Para finalizar o processo de purificação se decidiu eleger uma radiação de luz ultravioleta sobre o fluxo de água com a finalidade de destruir por completo os microrganismos, vírus e bactérias, principalmente os coliformes fecais como a Escherichia coli (Díaz et al, 2008). O fluxo de água ao concluir o processo de purificação armazenava-se em um tanque com uma capacidade aproximada de 12 litros em condições de pressão. O seguinte esquema mostra as etapas e os processos implementados e selecionados no purificador autônomo de H2O.

1. 1.Clarificación Clarificação-Coagulación Coagulação-- Floculação Floculación

6. Luz Ultravioleta UV

2. 2.Desinfección Desinfecção// Cloración Cloração

5. 5. Osmoses Osmosis Inversa

3. 3. Adsorción Adsorção

4. Intercambio Iónico

7. Almacenamiento Armazenamento

Figura 1. Esquema das etapas e processos que constituem o sistema de purificação no prototipo.

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Dimensionado do sistema fotovoltaico autônomo. O propósito do dimensionado fotovoltaico foi o cálculo dos elementos do sistema (basicamente número de painéis, baterias, inversores e controladores) necessários para prover ao sistema de purificação de modo fiável a energia elétrica necessária para seu funcionamento e alcançar um sistema completamente autônomo. Os cálculos para o dimensionado fotovoltaico foram feitos de acordo com o seguinte procedimento: 1. Orientação e inclinação dos painéis solares. Como a orientação de um painel solar está definida pelo angulo azimutal α, se o angulo normal á superfície coincide com o equador do observador, α=0 (para o sul no hemisfério norte e para o norte no hemisfério sul) e é a orientação na que se aproveita do modo mais completo ao longo do ano da radiação do sol. O México se encontra no hemisfério norte então os painéis se orientam para o Sul. A inclinação que teve o painel tinha relação com a latitude do lugar onde se instalaram, como foi Tuxtla Gutiérrez que se encontra nas coordenadas 16°38’ e 16°51’ de latitude norte (INEGI, 2012) , então 16° foi a inclinação considerada como a adequada. 2. Cálculo da demanda energética. A demanda energética que necessita o purificador diariamente, determinou-se em função á potência e consumo energético em corrente alternada e direta dos equipamentos que funcionam com energia elétrica no sistema, valorizando as diversas perdas que existem. As energias consumidas pelos equipamentos em corrente alternada determinaram-se com a seguinte equação:

EAC = ∑ P(AC)i • tdi

Equação 1

Tabela 2. Equipamentos que trabalham com energia eléctrica no sistema de purificação. Equipamentos

P(AC)i (Watts)

tdi (horas)

Consumo em AC (Wh/dia)

1 Lâmpada UV

32.8

P(AC)1 • td1

1 Bomba de 1/10 hp

P(AC)2 • td2

Potência total do sistema PAC:

P(AC)1 + P(AC)2

Consumo energético em AC (EAC):

P(AC)1 • td1+P(AC)2 • td2

EAC é o consumo de energia teórico sem considerar os rendimentos das etapas existentes. Para calcular o consumo real total se valorizaram as eficiências do inversor e da bateria com a seguinte equação:

(E ) ET = AC ηInv

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Equação 2

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A eficiência do inversor foi 95%. A energia total requerida (ET) foi o consumo diário entre a lâmpada germicida e a bomba. Para a seleção da hora solar pico (HSP) considerou-se a média para Tuxtla Gutiérrez aproximadamente de 4.7 kWh/m2 (Almanza, 1997), mesmo que para os cálculos se usou um valor de 5 kWh/m2. 3. Seleção do tempo de autonomia. O tempo de autonomia que se usou foi de N=7 dias, período em que os painéis não captaram energia solar pelas condições desfavoráveis e todo o consumo da energia se entregará em reserva das baterias. 4. Número de painéis. Uma vez que a demanda energética e a HSP foram determinadas calculou-se o número de painéis que se instalaram a partir da seguinte equação: ET NPT = PGPP HPS

Equação 3

A potência do pico do painel (PP) foi de 90 Wp e o fator global de perdas (PG) foi de 75%. A operação resultou no número de painéis que necessita o purificador com uma capacidade de 90 Wp. 5. Determinação da capacidade da bateria. A capacidade da bateria pode-se dar em Wh o em Ah, as equações que se utilizaram para determinar a mesma foram as seguintes: E•N Cn(Wh) = T Pd

Equação 4

C (Wh) Cn(Ah) = n Vbat

Equação 5

A máxima profundidade de descarga da bateria (Pd) foi de 1.2 com uma tensão nominal da bateria (Vbat) de 6 V. 6. Determinação da capacidade do controlador. O objetivo de calcular a capacidade do controlador foi obter a corrente máxima que circula na instalação. Para conseguir isso calculou as correntes que produziram os painéis, as correntes que consumem as cargas e em base á máxima destas correntes foi a que suportou o controlador. A intensidade das correntes que produzem os painéis se determinou com a seguinte equação: IG = IR • NR

Equação 6

A intensidade que consumem as cargas se determinou considerando todas as potências dos equipamentos com a fórmula que se mostra na continuação:

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P P IC = DC + AC Vbat 220

Equação 7

De essas duas correntes (IG, IC), a máxima de ambas foi a que o regulador suporta e foi a utilizada para sua seleção: IR = max (IG , IC)

Equação 8

7. Determinação da capacidade do inversor. Para conhecer a capacidade do inversor, a seleção se fez em função a potência que demanda a carga AC, se elegeu um inversor cuja potência nominal foi algo superior a máxima demandada pela carga .Pode-se conhecer a potência do inversor com esta equação (Abella, 2005): PINV ≈ PAC • ηF

Equação 9

Desenho em Solid Works. O desenho do protótipo realizou-se no software Solid Works, consistiu no esboço das peças do móvel recipiente onde se instalou o sistema fotovoltaico e de purificação. Dimensionou-se o móvel em base as medidas do painel que suporta sua superfície. Estas medidas são de 90 cm de comprimento por 70 cm de largura, para o móvel se usou uma altura de 110 cm. Na figura 2 observam-se os principais componentes do protótipo, consta de um painel fotovoltaico (1) o qual se encarga de converter a energia solar em eléctrica, uma caixa para as baterias para prolongar sua vida útil (2) estas são as encarregadas de armazenar a energia e dar um tempo de autonomia para uma semana, suporte para os filtros e equipamentos fotovoltaicos (3), chave para o fornecimento de água purificada (4) um carro movível que suporta o móvel, fazendo que o protótipo seja portátil, acessível e prático (5).

Figura 2. Vista interna do purificador onde pode se observar seus principais componentes.

Figura 3. Vista frontal do purificador autônomo de H2O em Solid Works.

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CONSTRUÇÃO DO PROTÓTIPO. Realizou-se a construção do “móvel recipiente” baseado no desenho que foi feito no programa Solid Works. Os materiais de construção mais idóneos para a fabricação do móvel foram: Aço inoxidável: Pelo alto nível de resistência a corrosão tanto atmosférica como de outros agentes e ao desgaste. Sua grande desvantagem é seu elevado custo de construção. Lamina bonderizada: o nome bonderizada se deve ao tratamento que recebe a lâmina galvanizada, proporcionando-lhe propriedades semelhantes a do aço inoxidável, pela presença de uma capa protetora e anticorrosiva em sua superfície. O custo de construção é menor que a do aço inoxidável, mas é maior que a lâmina galvanizada normal. Aço ao carvão: a composição química deste material é uma mescla de ferro e carvão, o ferro do aço ao estar exposto com o ar se oxida e se torna menos resistente. Sua grande vantagem é seu baixo custo de construção. Considerando as características e propriedades destes materiais, elegeu a lâmina bonderizada calibre 24 como o material mais apto para a construção, por seu baixo custo e resistência a corrosão e desgaste, características adequadas para o uso do protótipo em ambientes drásticos de tormentas, chuvas, sol e ventos. O móvel recipiente se submetido uma operação de lixado e esmaltado com pintura anticorrosiva. Já construído se prosseguiu a integração do sistema de purificação e os equipamentos fotovoltaicos. AVALIAÇÃO DO PROTÓTIPO. Para a avaliação do protótipo se realizaram provas de purificação com águas naturais de distintas procedências e remoção de metais pesados. As etapas na avaliação do protótipo foram as seguintes: Técnica de amostragem de águas naturais. O objetivo foi obter uma mostra representativa da água em botijões de 60 e 50 litros e frascos esterilizados de 2 litros. A amostra de água superficial se recolheu do rio Santo Domingo localizado no município de Chiapa de Corzo, Chiapas. A amostra se adquiriu o mais longe possível das margens do Rio, procurando não remover o fundo e evitando as zonas de estancamento. Antes de armazená-la nos botijões e frascos se lavaram estas mesmas por três vezes consecutivas e mergulharam completamente em sentido contrário a corrente do rio. Os frascos com água guardaram em frio para posteriormente realizar um analises físicoquímica e microbiológica. A amostra de água subterrânea foi recolhida de um manancial localizado em Ocozocoautla de Espinosa, Chiapas. A mostra se adquiriu diretamente do posso do brote de água, lavando com esta água por três vezes consecutivas os botijões e frascos antes de armazená-la. Os frascos com água guardaram em frio para posteriormente lhe realizar uma análise físico-química e microbiológica. A técnica que se utilizou para a amostragem foi do tipo simples seguindo o procedimento que menciona a NOM-014-SSA1-1993. Técnicas experimentais. Pré-tratamento de águas naturais. O acondicionamento da água antes de entrar no purificador autônomo radicou em um tratamento de clarificação para coagular, flocular e sedimentar os sólidos suspensos e assim eles poderem ser removidos, além de um tratamento de desinfeção para eliminar a quantidade de microrganismos patogênicos presentes na água. O tratamento de clarificação se realizou mediante a técnica de Prova de Jarras e a

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desinfeção determinando a demanda óptima do desinfetante. As provas se efetuaram só com a água do rio pelo alto grau de concentração de sólidos suspenso que apresentava. Colocou-se a mostra de água superficial no tanque, obtendo um volume de 110 Lt no total e realizou o tratamento de clarificação e desinfecção antes de filtrá-la pelo protótipo. A Prova de Jarras é uma técnica utilizada para determinar as condições excelentes de tratamentos de purificação e potabilização da água. Nela tratam de simular os processos de coagulação, floculação e sedimentação a nível laboratório, para a eliminação de coloides em suspensão e matéria orgânica na água (Cárdenas, 2000). Para isso, se preparou uma solução de 10% v/v do coagulante sulfato de alumínio e armazenou em um matraz aforado de 100 ml. Preencheram-se seis vasos de precipitados com o volumem de amostra desejada, neste caso foram 500 ml de água superficial. Procedeu-se a medir os parâmetros iniciais com turvação e pH. A cada amostra aplicaram diferentes doses da solução de coagulante preparada e colocaram no equipamento de agitação a uma velocidade de 100 rpm por minuto. A etapa de mescla rápida ajuda a dispersar o coagulante a través de cada recipiente. Diminuiu a velocidade de agitação a 25 RPM e deixou um tempo de 15 min para a formação de flóculos. Esta velocidade mais lenta de mescla ajuda a originar a formação de flóculos mediante a melhora das colisões de partículas que geram grandes flóculos. Finalmente desligaram os equipamentos de agitação, e deixou sedimentar os flóculos de 15 a 20 min. O parâmetro que se mediu foi unicamente o pH com tiras indicadoras. • Dose ótima do coagulante. A partir da velocidade mais alta de formação de flóculo que registrou a amostra, determinou a dose ótima do coagulante que se agregou. Com a seguinte regra de três se calculou a quantidade de coagulante necessária para tratar um volumem de 110 Lt de água de rio. x ml de coagulante x ml de coagulante necessário = 500 ml de água 110,000 ml de água

Equação 10

Para obter a quantidade de hipoclorito de sódio que deve utilizar-se para tratar o volume total das águas naturais no tanque de abastecimento se determinou mediante a relação entre o volumem da água tratada e a dose de cloro adicionado a nível laboratorial da amostra que cumpra com a concentração idónea de cloro residual igual a 1.5 ppm de acordo a NOM- 127-SSA1, assegurando uma completa desinfecção e potabilização da água. Para isto, preencheram cinco vasos de precipitado com o volume de amostra desejado, neste caso foram 500 ml de água natural. Procedeu a medir os parâmetros iniciais como temperatura, pH e cloro. A cada amostra se aplicaram diferentes doses de hipoclorito de sódio de 0.01 a 0.1 ml. Deixou-se em contato as amostras com o desinfetante por um tempo de 15 a 30 minutos, no transcurso desse tempo se mediu a concentração de cloro residual livre por meio de um Checker digital. Finalmente se mediram os parâmetros iniciais como temperatura de e pH. • Dose ótima do desinfetante. A partir da amostra que registrou a concentração idónea de cloro residual livre se determinou a dose óptima do desinfetante que se agregou. Com a seguinte regra de três se calculou a quantidade de hipoclorito de sódio necessária para tratar um volumem de 110 Lt de água natural: x ml de desinfetante x ml de desinfetante necessário = 500 ml de água natural 110,000 ml de água natural

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Equação 11

127

Técnicas de caracterização de águas naturais e purificadas. A finalidade de realizar a caracterização das águas foi para saber a qualidade dos parâmetros e determinar quantitativamente os contaminantes presentes nelas por meio de análises a nível laboratório, permitindo obter resultados a ser comparados com os limites máximos permitidos presentes nas Normas Oficiais Mexicana de qualidade de água potável e purificada, pode classificar á água, se é ou não é apta para o consumo humano. Realizaram analises físico-químicas e microbiológicas, nas amostras de água crua antes de tratá-la e filtrá-la pelo sistema de purificação para poder comparar os resultados das análises físico-químicas e microbiológicas das amostras de água purificada na saída do sistema, assegurando que as operações estão removendo e eliminando os contaminantes de entrada por completo. Os principais parâmetros que se mediram nas análises físico-químicos e microbiológicos foram os seguintes: Tabela 3. Classificação dos parâmetros determinados de qualidade da água. Parâmetros medidos Microbiológicos

Físicos (Organolépticos)

Químicos

Coliformes totais

Odor e sabor

Cloro livre

Coliformes fecais

Cor

Cloretos

Alcalinidade total

Turvação

Dureza total

Sólidos dissolvidos totais

Sulfatos Metais pesados

As técnicas para medir coliformes totais em água natural e purificada foram: Número Mais Provável (NMP) e Unidades Formadoras de Colônias (UFC) respectivamente. A primeira se fundamenta na capacidade deste grupo microbiano de fermentar a lactose com produção de ácido e gás ao incubá-los a 35 °C ± 1 °C durante 48 h, utilizando um meio de cultivo que contenha sais biliares (NOM-112-SSA1-1994). E a segunda se fundamenta na filtração de uma mostra direta ou uma parte da amostra través de uma membrana de celulosa que retém os organismos, colocando a membrana seja em um meio de cultivo seletivo de agar lactosado ou em um absorvente saturado com um meio líquido lactosado (NMX-AA-102-SCFI-2006). O método para a determinação de cheiro consistiu em diluir uma mostra de água natural com água livre de cheiro até obter uma diluição que tenha um cheiro mínimo perceptível (NMX-AA-083-1982). O principio do método usado para determinar a cor está baseado na medição da cor verdadeira e/o aparente em uma mostra de água natural, mediante sua comparação visual com uma escala padrão de platino-cobalto (a unidade platino-cobalto é a que se produz ao diluir um mg de platino/L em forma de íons cloroplatinado). Este método depende da apreciação visual da cor da mostra pelo analista em comparação com uma escala padronizada (NMX-AA-045-SCFI-2001). Se utilizam diferentes métodos de determinação de pH, que vão desde a simples utilização de papel indicador até sofisticados métodos utilizando um medidor de pH. Para o método colorimétrico utilizado, se usaram indicadores tiras FERMONT que desenvolvem uma gama de cores a diferentes pH (NMX-AA-008-SCFI-2000). O método para determinar a turvação utilizada se fundamenta na comparação entre a intensidade da luz dispersada pela amostra através condições definidas e a intensidade de luz dispersada por uma suspensão de referência baixa as mesmas condições,

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a maior dispersão de luz corresponde uma maior turvação. O aparato usado nesta determinação consistiu num nefelómetro HANNA H1 93703 C com uma fonte de luz para iluminar a amostra e um ou vários detectores fotoelétricos com um dispositivo de leitura exterior para indicar a intensidade da luz dispersada a 90° da direção do feixe de luz incidente (NMX-AA-038-SCFI-2001). O princípio do método usado para determinar sólidos e sais dissolvidos totais se fundamenta na medição quantitativa dos sólidos e sais dissolvidos, assim como a quantidade de matéria orgânica contida, mediante a evaporação e calcinação da mostra filtrada ou não, nesse caso, as temperaturas específicas onde os resíduos são pesados, servem de base para o cálculo do contido nestes (NMX-AA-034-SCFI-2001). O método DPD foi usado para determinar o cloro residual livre que reage instantaneamente com um reativo sólido debilitadamente ácido, a DPD (N.N, dietilico, p-fenilendiamina), produzindo um complexo de cor rosa pela oxidação do cloro, a intensidade deste é proporcional á quantidade de cloro livre presente na amostra (NMX-AA-108-SCFI-2001). O método para determinar acidez e alcalinidade da água está baseado na medição da alcalinidade da água por meio de uma valoração da amostra usada como dissolução valorizada de um álcali de concentração conhecida (NMX-AA-036-SCFI-2001). O método de análise usado para determinar a dureza se fundamenta na formação de complexos pelo sal dissódica do ácido etilendiaminotetraacético com os íons, cálcio e magnésio. Consiste numa valoração utilizando um indicador visual, Eriocromo T, que é de cor roja na presença de cálcio e magnésio e se torna azul quando os mesmos se encontram complexos ou ausentes (NMX-AA-072-SCFI-2001). A determinação de cloretos consistiu numa valoração com nitrato de prata utilizando como indicador cromato de potássio. A prata reagiu com os cloretos para formar um precipitado de cloreto de prata de cor branca (NMX-AA-073-SCFI-2001). Para determinar íons sulfato, se precipitou e se pesou como sulfato de bário depois de eliminar a sílice e a matéria insolúvel (NMX-AA-074-1981). Técnicas analíticas. Adsorção e troca iônico de metais pesados em resina. Estudou-se a troca iônico de Hg (II), Cd (II), Pb (II), Cu (II) e Zn (II) em solução aquosa sobre a resina mineral sem modificar e modificada pelo troca catiônico com soluções de NaCl, com a finalidade de aumentar sua capacidade de troca, pois os íons modificáveis se deslocam pelos íons de Na, os quais são mais acessíveis a troca dos cátions metálicos. Para isso, se lavaram várias amostras de resina mineral utilizando água tri destilada, separaram por decantação, secaram durante 24 horas num forno Riossa H-33 a 110°C e guardaram em recipientes fechados e secos. Para os experimentos com resina mineral sem modificar, os dados experimentais da isoterma de mudança obtiveram num permutador de lote que consistiu uma matraz Erlenmeyer de 500 ml, que acrescentaram 500 ml de uma solução que tinha uma concentração inicial do íon metálico de 10 a 100 mg/L. Numa tela fabricada de malha nylon colocaram 15 a 25 gr de zeolita em forma de filtro, logo se depositou dentro da solução do permutador. A solução se misturou por meio de uma barra de agitação magnética coberta de teflon e acionou-se por uma placa de agitação. A solução e a zeolita deixaram em contato até que alcançou o equilíbrio. Soube-se que um período de 24 horas é suficiente para alcançar o equilíbrio. As concentrações dos íons metálicos em solução aquosa, determinado pela técnica espectroscopia de emissão óptica. O princípio no qual se fundamenta esta técnica é o seguinte: a amostra é aspirada e atomizada a través de um plasma, mediante um monocromador se dirige um raio de luz a través do plasma e sobre um detector se mede a quantidade de luz absorbida. A absorção depende dos átomos livres não excitados. Como a longitude da onda do raio de luz é característica única de cada metal por determinar, a energia luminosa adsorvida pelo analito é uma medida da concentração do metal na amostra. A concentração qualquer destes íons numa determinada mostra se realizou medindo a absorvância num Espectrofotómetro de Emissão Óptica de Plasma por Acoplamento Indutivo (ICP-OES) THERMO SCIENTIFIC iCAP 6000 SERIES, calculando sua concentração por meio de uma curva de calibração. O procedimento para estabelecer a curva de calibração consistiu em preparar dez soluções padrões dos metais, a concentrações de 10 a 100 mg/L e medir sua absorbância. Para a modificação da resina mineral se realizou por um procedimento de troca catiônico, a quatro matrazes Erlenmeyer de 250 ml agregaram 110 g da resina mineral natural e 200 ml da solução

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modificadora de NaCl em 116 g/L. A solução e a resina mineral colocaram numa placa de aquecimento e esquentaram a uma temperatura de 50°C durante 12 h e depois deixo enfriar pelas seguintes 12 h; a solução modificadora se separou da resina por decantação. Seguidamente, colocaram 200 ml de uma nova solução intercambiável e esquentou novamente a 50°C. Este procedimento se repetiu durante cinco dias. Ao término deste período a resina se separou da solução, lavou-se repetidas vezes com água tridestilada até que a solução de enxague já não estava turva e se secou em um forno a 110°C durante 24 h. A resina modificada se guardou num recipiente seco e fechado. Os dados experimentais da isoterma se obtiveram seguindo o mesmo procedimento da resina sem modificar; nas mesmas condições.

DESENVOLVIMENTO. SISTEMA FOTOVOLTAICO AUTÔNOMO. Considerando a metodologia descrita no epígrafe anterior, apresentam-se os resultados obtidos no dimensionado do sistema fotovoltaico autônomo, os mesmos que permitiram que o protótipo funcionasse sem necessidade de rede elétrica. Na tabela 4 apresentam-se as potências e consumos energéticos do sistema, a potência pico do painel e as capacidades da bateria, do inversor e do controlador. Tabela 4. Resultados do dimensionado fotovoltaico autônomo. Potência total do sistema PAC:

46.8 W

Consumo de energia teórica EAC:

468 Wh/dia

Energia real requerida pelo purificador ET:

493 Wh/día

Número de painéis:

Número de baterias:

Número de controladores:

Número de inversores:

Potência pico do painel:

Capacidade das baterias: Capacidade do controlador

Capacidade do inversor:

90 W/m2

420 Ah, 6 V 10 A

100 W

Ao dia, o painel selecionado arroja uma potência de 450 a 500 Wh/día, mesma que satisfaz por completo á demanda energética que necessita o protótipo para 10 h de funcionamento. A velocidade permeada da membrana é de 14 L/h, então no período de trabalho do protótipo se tem um fluxo total de 140 L/dia, satisfazendo a 70 pessoas ao dia, conhece-se que uma pessoa consome aproximadamente 2 L de água ao dia. Se requere-se, para uso de higiene pessoal, e para satisfazer a uma família entre 4 e 5 pessoas, considerando que uma pessoa toma banho com aproximadamente com 20 L de água ao dia, e o resto da água fica para uso doméstico e consumo. As baterias se conectaram em serie para garantir que o equipamento pudesse estar funcionando por uma semana (descarregando-as um 60% para prolongar sua vida útil), em caso que o painel não captasse energia solar por condições desfavoráveis e que durante o dia e a noite os beneficiários pudesse abastecer-se de água limpa para múltiples usos.

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RESULTADOS DA CONSTRUÇÃO DO PROTÓTIPO. Fazendo referência ao bosquejo realizado no software Solid Works, ao material de construção determinado e as dimensões selecionadas de acordo as condições de uso do protótipo citados na metodologia, na figura 4 plasma-se a representação esquemática das etapas que se realizaram para a construção do protótipo:

1. Desenho, construção e montagem das peças de acordo ao desenho.

2. Lixado e esmaltado do móvel com pintura anticorrosiva.

3. Integração do painel fotovoltaico no protótipo.

4. Integração do sistema de purificação e equipamentos fotovoltaicos

Figura 4. Representação esquemática das etapas de construção do protótipo. Na figura 5 se apresenta o purificador autônomo de H2O concluído, fabricado de lâmina galvanizada calibre 24 com um tratamento de bonderizado para resistir condições desfavoráveis e o peso dos equipamentos integrados. Em total as dimensões são de: 110 cm x 90 cm x 70 cm (alto x largo x ancho) e um peso relativamente baixo de aproximadamente 70 kg, com a finalidade que o protótipo seja portátil e possa ser trasladado de um lugar a outro com maior facilidade, para isso, conta com uma base com pneus que suportam ao móvel em seu conjunto.

Figura 5. a) Vista frontal do protótipo em funcionamento, b) vista lateral do protótipo.

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RESULTADOS DA CLARIFICAÇÃO E DESINFECÇÃO DAS ÁGUAS NATURAIS. De acordo com a metodologia mencionada na secção do pré-tratamento de águas naturais, apresentamse os resultados do procedimento realizado na técnica prova de jarras, para a clarificação e a técnica demandada de cloro para a desinfecção da água. Na tabela 5 e 6, mostram-se os mililitros agregados de sulfato de alumínio e hipoclorito de sódio a cada um dos vasos de precipitado.

Tabela 5. Doses de coagulante a 10% v/v que se agregaram a cada uma das amostras. Amostras

Amostra A

Amostra B

Amostra C

Amostra D

Amostra E

Amostra F

Doses de coagulante

1 ml

2 ml

3 ml

4 ml

5 ml

6 ml

Tabela 6. Doses de hipoclorito de sódio (NaOCl) que se agregaram a cada uma das amostras. Amostras

Amostra A

Amostra B

Amostra C

Amostra D

Amostra E

Dose do desinfetante

0.025 ml

0.05 ml

0.07 ml

0.09 ml

0.1 ml

No gráfico 1 se representam os dados registrados das velocidades de formação de flóculos nas amostras, em função das doses agregadas do coagulante e o tempo em que sedimentavam os sólidos suspendidos. Pode-se estimar que o último ponto do gráfico correspondeu a maior dose de coagulante agregado e com a velocidade mais elevada de formação. A doses ótima de coagulante que foi utilizada para calcular a quantidade de coagulante necessário foi de 6 ml, devido á velocidade mais alta de formação de floculo que registrou a mostra F. Baseada na equação 10, com 1320 ml de coagulante diluido tratou-se por completo o volume total da água natural. No gráfico 2 se representam os dados registrados da quantidade de desinfetante em excesso agregado nas amostras e a formação de cloro residual livre. Ao adicionar cloro á água, reagiu com substâncias que geralmente esta tem, ficando menos cloro em disposição para atuar como desinfetante. Continuo-se colocando cloro em excesso, chegando um momento em que o cloro sobrante apareceu como cloro residual livre, que realmente é o que atua como agente desinfetante. A este fato se conhece como o ponto crítico (Break Point), representa no gráfico como o mínimo de uma função de trajetória do cloro. A dose ótima de desinfetante que se utilizou para calcular a quantidade de desinfetante necessário foi de 0.09 ml, pois nesse ponto começou a formar cloro livre residual de 1.5 ppm. A partir da equação 11, com 20 ml de hipoclorito de sódio se tratou ambos tipos de águas naturais.

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4.0

2.00

3.5 1.75

3.0 2.5

Cloro residual libre (ppm)

V e loc ida d de pa rtíc ula s e n s e dim e nta r (m L/m in)

2.25

4.5

2.0 1.5 1.0 0.5 0.0

1.50

B reak P oint

1.25 1.00 0.75 0.50

-0.5

0.25

-1.0 1

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.10

0.11

Desinfectante agregado (ml/lt)

Concentración de coagulante (mL)

Figura 6. Evolução do sulfato de alumínio na clarificação da água superficial.

Figura 7. Evolução do cloro residual livre na cloração das águas naturais.

RESULTADOS DAS ANÁLISES FÍSICO-QUÍMICAS E MICROBIOLÓGICAS De acordo com as técnicas usadas para a caracterização das águas descritas na secção de metodologia, apresentam-se os resultados quantitativos dos parâmetros físicos, químicos e microbiológicos determinados em cada tipo de água natural, a entrada e saída do protótipo. Expressaremos os resultados na concentração inicial (C0) e concentração final (Cf), a primeira pertence aos resultados obtidos das águas naturais antes de receber o tratamento de purificação no protótipo e a segunda como os resultados das águas já tratadas pelo protótipo ao concluir o processo de purificação. Na tabela 7apresentam-se os resultados da quantificação dos microrganismos presentes nas águas naturais cruas e purificadas. O grupo de bactérias que se identificaram foram os coliformes totais, bacilos Gram-negativos conformado por quatro gêneros, entre eles a mais predominante a Escherichia coli. Tabela 7. Certificado de prova da análise microbiológico de águas naturais e purificadas. Água superficial (río) Parâmetros

Água subterrânea (manancial)

Unidades

Referencias

Limites máximos permissíveis

Coliformes totais

54,000

NMP/100ml

NOM-112SSA1-1994

Não detectável

Coliformes fecais

35,000

Não detectável

NMP/100ml

CCAYAC-M004/8

Não detectável

Mesofílicos aerobios

UFC / ml

NOM-092SSA1-1994

Não detectável

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Na tabela 8 se concentram os resultados obtidos da quantificação dos parâmetros físicos e químicos nas águas naturais cruas e purificadas. Tabela 8. Certificado de prova da análise físico-químico de águas naturais e purificadas Água superficial (río) Parâmetros

Água subterrânea (manancial)

Unidades

Referencias

Limites máximos permissíveis

Olor

Desagradável

Agradável

Desagradável

Agradável

NMXAA-083-1982

Agradável

Sabor

Desagradável

Agradável

Desagradável

Agradável

NMXAA-083-1982

Agradável

Cor real

58.00

0.00

1.00

0.00

Unidades

NMX-AA-045SCFI

15 Unidades

Turvação

52.00

0.00

UTN

NMX-AA-038SCFI

5 UTN

8.20

7.60

7.50

7.20

Unidades

NMX-AA-008SCFI

6.5-8.5 U

Alcalinidad Total

186.80

7.60

401.70

18.87

ppm

NMX-AA-036SCFI

300 ppm

Cloro residual libre

0.00

ppm

Dureza Total

237.50

1.25

385.87

2.45

ppm

NMX-AA-072SCFI

200 ppm

Dureza de calcio

140.00

1.00

242.55

0.00

ppm

NMX-AA-072SCFI

200 ppm

Dureza de magnésio

97.50

0.25

143.32

2.45

ppm

NMX-AA-072SCFI

200 ppm

Sólidos Disueltos Totais

512.00

30.00

663.00

32.00

ppm

Cloretos

48.80

14.80

15.54

7.17

ppm

134

NMX-AA-108SCFI

NMX-AA-034SCFI

NMX-AA-073SCFI

0.1 ppm

500 ppm

250 ppm

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Sulfatos

Bicarbonato de sódio (NaHCO3)

50.70

0.00

1.00

5.33

14.54

13.30

1.70

13.79

ppm

NMXAA-074-1981

250 ppm

ppm

NOM-041SSA1-1993

Bicarbonato de calcio Ca(HCO3)2

226.80

1.62

392.93

0.00

ppm

NOM-041SSA1-1993

Bicarbonato de magnesio Mg(HCO3)2

68.48

0.37

209.68

3.58

ppm

NOM-041SSA1-1993

80.52

24.42

25.64

11.83

ppm

Sulfato de sódio Na2SO4

75.04

1.48

2.52

0.00

ppm

NOM-041SSA1-1993

Sulfato de Magnesio MgSO4

60.99

0.00

ppm

NOM-041SSA1-1993

Cloreto de sódio NaCl

NOM-041SSA1-1993

As porcentagens de remoção de até uns 100% de coliformes totais e fecais podem atribuir aos prétratamentos adequados de clarificação e desinfecção das águas naturais cruas antes de entrar aos filtros de purificação. E a lâmpada germicida por destruir por completo os microrganismos ainda presentes. A remoção completa das características organolépticas como cheiro, sabor e cor se deve ao eficaz rendimento dos filtros de carvão ativado. A eliminação total da turvação é ocasionada pelo bom funcionamento dos filtros de sedimentos e em parte a resina mineral. A diminuição significativa da alcalinidade e a dureza total é atribuído ao excelente ajuste e sequência na membrana semipermeável e o suavizado respectivamente. A remoção e diminuição significativa dos sólidos dissolvidos totais, cloretos, sulfatos e os sais inorgânicos deve-se ao alto rendimento de semipermeabilidade que tem a membrana para separá-las do fluxo de água. Os resultados das amostras purificadas indicam que o equipamento é capaz de remover e eliminar completamente as altas concentrações de contaminantes orgânicos e inorgânicos, obtendo uma água apta para consumo humano e que cumpre com os limites máximos permissíveis que indicam as Normas Oficiais Mexicanas. REMOÇÃO DE ÍONS METÁLICOS POR INTERCÂMBIO IÔNICO E ADSORÇÃO COM RESINA MINERAL. Considerando a técnica analítica (ICP-OES) descrita e usada na metodologia do epígrafe de adsorção e intercâmbio iônico de metais pesados sobre a resina mineral, apresentam-se as concentrações finais dos íons metálicos em solução aquosa. A porcentagem de remoção de um íon em solução aquosa dependeu da quantidade que se modificou na resina, por sua vez foi função da capacidade de intercâmbio do

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mineral. Com base nisto, se considerou que baixo as mesmas condições experimentais, a mostra que tem maior capacidade de intercâmbio por um determinado íon é aquela que exibe a maior porcentagem de remoção para esse íon. O equilíbrio existente entre a concentração de um íon em solução e a massa que se intercâmbio desse íon a T=25°C e sem ajuste de pH se representam nos gráficos 3 e 4. Os dados experimentais se interpretaram por meio do modelo da isoterma de Langmuir que se representa matematicamente da maneira seguinte: N + KCf N = max 1 + KCf

0.9 0.8

Zn (II) Hg (II) Cr (II) Cd (II) Pb (II)

1.0

Zn (II) Hg (II) Cr (II) Cd (II) Pb (II)

N (mg adsorbidos ion/gr adsorbente)

1.0

0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1

Equação 12

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0

0.0 0

Concentração final (mg/L)

Figura 8. Isoterma de intercambio de Pb (II), Cd (II), Figura 9. Isoterma de intercambio de Pb (II), Cd (II), Cr (II), Hg (II) e Zn (II) sobre a zeolita sem modificar. Cr (II), Hg (II) e Zn (II) sobre a zeolita modificada. Os resultados do intercâmbio iônico sobre o mineral revelaram que os íons metálicos Hg (II) e Zn (II) se intercambiaram muito ligeiramente, obtendo massas adsorvidas por gramo de resina baixas em comparação aos íons metálicos Pb (II), Cd (II) e Cr (II) que se intercambiaram sobre a resina em maior quantidade que os outros íons. A capacidade de intercâmbio da resina modificada é maior que a sem modificar e dependente do íon que se use para modificá-la e do tempo de duração do processo de modificação. Além, da capacidade da resina modificada aumentar entre maior seja a quantidade de íons intercambiáveis que se deslocaram durante a modificação. A percentagem de remoção de Pb (II) varió de 28.83 a 72.45 %, de Cd (II) de 15.41 a 34.31%, de Cr (II) de 10.84 a 25.35%, de Hg (II) de 3.77 a 23.56% e de Zn (II) de 3.82 a 10.58%. Desta forma, a ordem decrescente da seletividade da resina por os íons metálicos é: Pb (II) > Cd (II) > Cr (II) > Hg (II) > Zn (II). Ao obter porcentagens de remoção altas e favoráveis de metais pesados sobre a resina mineral, pode-se dizer que o protótipo é competente e está desenhado para tratar efluentes contaminantes de processos industriais que geralmente são descartados em águas naturais, convertendo nisto em um problema de relevância mundial por sua elevada toxicidade para o ser humano e ao ambiente.

CONCLUSÕES Desenhou-se, construiu-se e foi avaliado um protótipo autônomo de purificação de água para zonas rurais e desastre natural. O protótipo está desenhado para um funcionamento do sistema de purificação de até 10 horas no dia,

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satisfazendo nesse período a uma família completa para abastecer-se de água para uso doméstico, higiene pessoal e consumo. A capacidade e ajustes das baterias nos entregam um tempo de autonomia prolongado (7 dias), para a assegurar que o equipamento funcione dia e noite por uma semana, em caso que o painel não capte energia solar por condições desfavoráveis do tempo climático e conseguir implementá-lo em regiões onde a variação do clima é muito extremo e instável. As dimensões e o peso do protótipo fazem o projeto muito prático e accessível para poder trasladá-lo a diferentes lugares, colocando-o em diversos territórios. O protótipo está desenhado para eliminar diversos contaminantes como metais pesados, coliformes totais, sais de sulfatos, cloretos e carbonatos, superando desta maneira aos equipamentos convencionais. A avaliação com águas naturais cruas nos indicam que o protótipo é apto e idôneo para tratar águas de diferentes procedências, com concentrações elevadas de diversos tipos de contaminantes encontrados comumente nelas. Obtendo como resultado do processo de purificação um água limpa, salubre e apta para consumo humano, com bom sabor, odor e cor. Reduzindo as doenças gastrointestinais e taxas de mortalidade em crianças transmitidas pelo consumo deste recurso contaminado. Assegurando a saúde da sociedade em zonas rurais onde carecem de qualidade de vida e serviços de água potável purificada e rede eléctrica. A avaliação da resina mineral, um material que integra a uns dos filtros no processo de purificação, nos revela o impacto ambiental que tem o protótipo de remover metais pesados em águas naturais. E comprovar que o rango de remoção e eliminação de contaminantes é muito amplo e extenso para implementá-lo em regiões com atividade industrial e agropecuária sem nenhuma limitação ou condição. Desenvolveu-se com sucesso um novo e inovador modelo de purificador autônomo de água para zonas rurais e de desastre natural. O dispositivo gera um caudal de água de até 140 L/día, o suficiente para usos múltiples numa família. Contribuem na melhoria da qualidade de vida em zonas marginadas, rurais e em regiões onde sucedem catástrofes naturais muito frequentemente. Conta com um desenho econômico, fácil de transportar e altamente durável. Por o que adquiri-lo não será um problema. A vida útil dos filtros é prolongada e a manutenção deles é simples.

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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS Abella M.A., (2005), Sistemas fotovoltaicos, Editorial Era solar, 2a edición, pag 75-130. Almanza S.E., Cajigal R.J., Barrientos A., (1997), Reportes de insolación de México. Southwest Technology Development Institute, NMSU. Cadotte J.E., (2001), A new thin-film composite seawater reverse osmosis membrane. Desalination 32:25– 31. Cárdenas Y., (2000), Treatment of coagulation and flocculation, SEDAPAL, Lima Peru, April Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), (2010), Estadísticas del agua en México, Ed. 2010, México D.F. Díaz D.F., (2008), Desinfección del agua con luz ultravioleta, Anexo 5°, Sección 1, Chile Frundt G., (1989), El Polipropileno. En Iniciación a la química de plásticos, Ed. Hanser, España, pág. 62-70. Godos J.M., (2004), Estudio de procesos de adsorción/desorción de iones en resinas encapsuladas, Tesis. Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI), (2012), Perspectiva estadística Chiapas, Ed. diciembre 2012, México D.F. Leyva R., (2000), Remoción de metales pesados en solución acuosa por medio de clinoptilolitas naturales, Revista Internacional de Contaminación y Ambiente, San Luis Potosí, Mayo. Organización Mundial de la Salud (OMS)/UNICEF (2006), Meeting the MDG drinking water and sanitation target: the urban and rural challenge of the decade. Ginebra, Suiza. Ramírez Q.F., (2001), Tratamiento de desinfección del agua potable, Ed. Canal Educa, Junta de Castilla y León. Toledo I.B., (1997), El carbón activado como adsorbente de compuestos húmicos y microorganismos en disolución acuosa, IV Reunión del Grupo Español del Carbón, pág.25.

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EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

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BRASIL

MÉTODO DE APOIO À TOMADA DE DECISÃO PARA O APERFEIÇOAMENTO DA EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE EDIFICAÇÕES RESIDENCIAIS ARTHUR SANTOS SILVA LAIANE SUSAN SILVA ALMEIDA Orientação: Professor Enedir Ghisi, PhD.

RESUMO Análises em simulação computacional de edificações geralmente envolvem diferentes critérios como conforto térmico, consumo de energia, carga térmica, e temperaturas internas, o que torna difícil a avaliação de seu desempenho de uma forma racional. No entanto, há falta de métodos específicos de avaliação multicritério nessa área. Este trabalho, portanto, tem o objetivo de desenvolver um método de apoio à tomada de decisão para o aperfeiçoamento da eficiência energética em habitações. O experimento de simulação compreendeu a análise de uma habitação em quatro diferentes climas do Brasil. Os critérios de desempenho foram os graus-hora de desconforto adaptativo e consumo de energia com condicionamento de ar (para aquecimento e resfriamento) em diferentes cenários de preferência de tomada de decisão. Avaliou-se o desempenho de oito sistemas construtivos considerando-se incertezas relacionadas à operação da habitação (rotinas de ocupação, operação de aberturas para ventilação, uso de equipamentos e iluminação) cujos dados foram levantados em campo. Os resultados mostraram que alguns sistemas tiveram desempenho estatisticamente equivalente considerando a amplitude de incertezas, o que não seria perceptível com análises determinísticas. O sistema construtivo de alvenaria de cerâmica maciça dupla apresentou melhor desempenho para a maioria dos climas analisados; para Belém, no entanto, o steel framing se mostrou o mais adequado. Todavia, diferentes cenários de preferência apontariam diferentes sistemas ideais para este clima. O trabalho desenvolveu um método de tomada de decisão, com técnicas estatísticas avançadas pouco aplicadas na área de simulação de edificações. Desta forma, abrese a possibilidade para futuras análises de alternativas de desempenho globais, com outras variáveis de projeto e outros critérios de desempenho envolvidos. PALAVRAS CHAVE: tomada de decisão multicritério; análise de incertezas; simulação computacional.

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INTRODUÇÃO A eficiência energética em edificações é um tema muito pesquisado na área da engenharia e da arquitetura ao redor do mundo na busca pelo desenvolvimento de estratégias que proporcionem aos moradores o conforto térmico adequado com baixo consumo de energia. Em inúmeras pesquisas publicadas são encontradas diversas análises sobre parâmetros que podem prejudicar ou auxiliar na eficiência energética, dependendo apenas da forma em que são aplicadas nas edificações. Entre estes parâmetros se encontra a absortância solar das paredes e coberturas, as propriedades térmicas dos sistemas construtivos, a operação das edificações pelos seus ocupantes, dentre diversos outros. A simulação computacional de edificações é uma ferramenta muito utilizada no meio científico que possibilita avaliar a interação da edificação com todos os parâmetros citados acima, por meio da integração de diferentes sistemas de condicionamento de ar, de sistemas passivos e de ventilação natural. Além da avaliação de desempenho, a simulação é amplamente aplicada no âmbito de certificações e regulamentações ambientais (IWARO; MWASHA, 2010), em propostas de soluções em projeto e em retrofit (HEO et al., 2012), bem como no desenvolvimento de métodos de avaliação, otimização e análises multicritério (FESANGHARY et al., 2012). Nessas análises a simulação é uma ferramenta muito importante, pois permite a análise para diversos critérios de desempenho com os algoritmos mais avançados de transferência de calor e massa disponíveis na comunidade científica. Alguns estudos, no entanto, alertam para a problemática do uso da simulação computacional sem a devida consideração de intervalos de confiança para os resultados apresentados (MACDONALD; STRACHAN, 2001). Burhenne et al. (2013)the thermal characteristics of the envelope and the HVAC (heating, ventilation, and air conditioning afirmam que a consideração explícita de incertezas é muito mais uma exceção do que uma regra nos estudos de simulação computacional de edificações, havendo uma limitação consequente de análises determinísticas e pontuais, ao invés de análises probabilísticas. A análise de incerteza não é amplamente aplicada, pois demanda um número elevado de simulações computacionais, sendo necessário variar os parâmetros que se deseja analisar em pequenos valores visando gerar um intervalo de confiança em seus resultados de desempenho. A análise do intervalo de confiança torna possível uma tomada de decisão e um aperfeiçoamento do desempenho das edificações de forma mais precisa. A simulação computacional, por ser um experimento numérico, é suscetível a incertezas inerentes aos próprios métodos e algoritmos de cálculo, e principalmente em relação às variáveis de entrada do modelo. Como apontado por Hoes et al. (2009), o comportamento do usuário é uma das fontes de incertezas mais representativas e pode causar diferentes resultados em uma análise de aperfeiçoamento da eficiência energética de edificações. A rotina de ocupação dos ambientes, os horários de operação das aberturas para ventilação, a utilização de equipamentos que geram carga térmica e consomem energia são exemplos de variáveis do comportamento do usuário. Essas variáveis influenciam diretamente nas temperaturas internas dos ambientes, nas trocas de calor com as superfícies, nas trocas de ar, na operação dos sistemas de condicionamento de ar, e consequentemente no consumo de energia. Shi (2011) afirma que o aperfeiçoamento do desempenho de uma edificação é um problema que envolve diversos critérios. Em análises de eficiência energética deve-se considerar o conforto térmico e o consumo de energia simultaneamente, o que torna a determinação de uma alternativa de desempenho mais difícil e não trivial. Geralmente, os critérios de desempenho são contrastantes, ou seja, ao encontrar uma alternativa que melhore algum critério de desempenho, outro critério é piorado (MAGNIER; HAGHIGHAT, 2010).

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Há poucos trabalhos na literatura internacional que abordaram este tema, como Hopfe et al. (2013) que consideraram diversos critérios como custo inicial, temperatura interna resultante, grau de desconforto por frio e calor, controle individual, consumo de energia, flexibilidade do projeto, entre outros. Diakaki et al. (2013) também analisaram diferentes critérios como consumo de energia, custos e emissões de CO2 para aperfeiçoar o desempenho de uma edificação com estratégias nos parâmetros da envoltória. Percebe-se a necessidade de considerar incertezas em simulação computacional de edificações, a importância do comportamento do usuário e a realidade multicritério de avaliação de eficiência energética. A união de todas essas ferramentas e técnicas é necessária para uma correta escolha de alternativa de desempenho que leve a um aperfeiçoamento da eficiência energética das edificações construídas.

OBJETIVO O objetivo do trabalho é desenvolver um método de apoio à tomada de decisão considerando simulação computacional, análise de incertezas e a realidade multicritério de avaliação de desempenho, e integrá-las no aperfeiçoamento da eficiência energética de edificações residenciais.

MÉTODO O trabalho compreendeu um experimento de simulação computacional e três análises complementares para o aperfeiçoamento da eficiência energética de uma habitação. A Figura 1 mostra os processos realizados no trabalho. Para este trabalho, “avaliar a eficiência energética” significa avaliar o desempenho térmico e energético da edificação simultaneamente. O experimento de simulação computacional foi configurado por meio da inserção de dados do modelo (uma habitação de interesse social), de parâmetros da simulação, da definição dos critérios de avaliação de desempenho térmico e energético, bem como a caracterização dos climas considerados. Foram definidos intervalos de incertezas de operação, as quais foram propagadas nas análises. A primeira etapa é a análise de sensibilidade inicial considerando as variáveis do envelope da habitação, a qual visa obter informações importantes acerca da sua influência nos critérios de desempenho. Com essas informações configura-se a simulação dinâmica no programa computacional para cada sistema construtivo escolhido com a devida propagação das incertezas de operação. Verifica-se o desempenho comparativo entre os sistemas na presença da incerteza. Finaliza-se com a tomada de decisão multicritério que objetiva a escolha do sistema mais eficiente em função de cenários de preferências do tomador de decisão. Utilizaram-se scripts em linguagem R para o gerenciamento de todos os dados, bem como para o cálculo dos critérios de desempenho gerados com as simulações computacionais.

Experimento de simulação computacional dinâmica

Definição de modelo de simulação (habitação de interesse social)

Definição das incertezas de operação (ocupação, Critérios de avaliação operação de (desempenho térmico aberturas, uso de e energético) equipamentos Dados climáticos eletroeletrônicos) (quatro diferentes climas)

Análises do trabalho

Análise de Sensibilidade inicial com “Efeitos Elementares” (variáveis da envoltória)

Avaliação de desempenho de sistemas construtivos na presença de incertezas de operação (oito sistemas)

Tomada de decisão multicritério em diferentes cenários de preferência considerando incertezas

Figura 1 – Resumo do método em função dos processos realizados no trabalho.

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ENQUADRAMENTO DA PESQUISA Classifica-se a natureza da pesquisa como “exploratória”, tendo em vista gerar conhecimento sobre a eficiência energética dos sistemas construtivos em diferentes climas na presença de incertezas, que é um tema pouco abordado na literatura. A natureza do artigo é “prática” conforme o experimento computacional realizado. A fonte de dados utilizados do experimento é primária e secundária. A fonte primária foi utilizada nas informações de operação da edificação, as quais foram oriundas de pesquisas e auditorias em campo. A fonte secundária se refere a todas as demais configurações do experimento computacional, como as propriedades térmicas de materiais, dados climáticos, algoritmos e coeficientes utilizados na simulação (obtidos na literatura e em bases de dados normativas). A abordagem da análise exploratória é “quantitativa” por meio de experimento computacional e tratamento estatístico de dados. O resultado da pesquisa é classificado como “aplicado” ao buscar soluções para um problema específico: a necessidade de aperfeiçoar a eficiência energética de habitações. Os procedimentos técnicos da pesquisa envolveram “pesquisa experimental” conforme a simulação computacional dinâmica, “levantamento de dados” para as informações de operação das edificações, e “pesquisa bibliográfica” para as demais configurações da simulação. Os instrumentos de intervenção utilizados foram a “análise de sensibilidade”, “análise de incertezas” e “tomada de decisão multicritério”; todas são técnicas estatísticas conhecidas na literatura. MODELO BASE DE HABITAÇÃO E DEFINIÇÃO DAS CONDIÇÕES CLIMÁTICAS A Figura 2 mostra o modelo base da habitação de interesse social de três dormitórios e sala/cozinha conjugadas, para a qual são válidas as análises deste trabalho.

Banheiro Sala / cozinha

Dormitório 3

Dormitório 2

Dormitório 1

Figura 2 – Modelo base da habitação utilizada nas simulações.

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Sabe-se que as condições climáticas de cada localidade são determinantes na escolha do sistema construtivo mais adequado para habitações, principalmente em função da irradiação solar, da temperatura de bulbo seco, da umidade relativa e da existência de estações secas e úmidas de diferentes amplitudes de temperatura. De forma a verificar o comportamento de diferentes sistemas construtivos em diferentes climas realizou-se o processo de tomada de decisão em quatro cidades do Brasil por meio de arquivos Test Reference Year (TRY) de Goulart et al. (1998) ou Typical Metrological Year (TMY): Belém-PA (TRY), Campo Grande-MS (TMY), Curitiba-PR (TRY) e Florianópolis-SC (TRY). A Figura 3 mostra os dados climáticos das cidades.

Mês

Média de Irradiação Global [W/m2] Média de Temp. Bulbo Seco [ºC] Média de Umidade relativa [%]

d) Florianópolis-SC

Mês

Temperaturas [ºC] / Umidade relativa [%]

Irradiação solar [W/m2]

Mês

Temperaturas [ºC] / Umidade relativa [%]

Irradiação solar [W/m2]

c) Curitiba-PR

b) Campo Grande-MS

Irradiação solar [W/m2]

Mês

Temperaturas [ºC] / Umidade relativa [%]

Irradiação solar [W/m2]

a) Belén-PA

Temperaturas [ºC] / Umidade relativa [%]

Belém possui um clima equatorial, quente e úmido, com baixas amplitudes de temperatura; não há estação seca nem estação fria definidas. Campo Grande possui clima tropical com estação seca, amplitude térmica mais elevada, verão quente e úmido e inverno ameno e menos úmido. Curitiba é a capital mais fria do Brasil, com clima temperado e grande amplitude de temperatura, com influência de frentes frias do sul do globo. Florianópolis possui um clima litorâneo, com estações de verão e inverno bem definidas, umidade relativa alta o ano todo, sem estação seca.

Média de Irradiação Direta [W/m2] Média de Temp. Ponto de Orvalho [ºC]

Figura 3 – Dados climáticos das quatro cidades analisadas.

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CONFIGURAÇÕES DAS SIMULAÇÕES E CRITÉRIOS DE DESEMPENHO As simulações computacionais dinâmicas foram realizadas com o programa EnergyPlus v.8.3 (DOE, 2015). É um programa de análise térmica e energética de edificações em regime transiente, com possibilidade de integração de diferentes sistemas e mecanismos de transferência de calor. É utilizado amplamente na comunidade científica na área de simulação de edificações (CRAWLEY et al., 2001). A habitação foi simulada para os quatro climas descritos por meio de arquivos de dados horários Test Reference Year (TRY); para Campo Grande-MS, utilizou-se o Typical Meteorological Year (TMY) obtido do projeto Solar and Wind Energy Resource Assessment (SWERA) (DOE, 2015). Dois cenários foram adotados para as análises, de forma a se considerar diferentes critérios de desempenho: (a) ventilação natural, e (b) híbrido. Para o cenário de “ventilação natural”, a edificação foi configurada com o objeto AirFlowNetwork do EnergyPlus desenvolvido por estudos de Walton (1989). Considerou-se a ventilação disponível durante todo o período de simulação controlada pelas rotinas de uso, pela temperatura interna e por um set point de operação. A Equação 1 mostra o critério para operação de aberturas para permitir a ventilação natural nos ambientes. Há ventilação natural se

Tamb > Text Tamb > Tset point

Equação 1

Rotina de operação ≠ 0

No qual: Tamb

é a temperatura do ar do ambiente [ºC];

Text

é a temperatura do ar externo [ºC];

Tset point é a temperatura de set point [ºC]. Para esse cenário o programa de simulação calcula as temperaturas operativas horárias de cada ambiente da habitação (sala/cozinha e dormitórios). O critério de conforto térmico adaptativo da Standard 55 (ASHRAE, 2013) foi escolhido para a determinação de indicadores de desconforto em longos períodos. Os indicadores foram os graus-hora de desconforto por calor ou por frio (graus-hora de resfriamento ou aquecimento, respectivamente). Foram calculados com temperaturas base variáveis em cada mês do ano, conforme o critério adaptativo da Standard 55 para cada clima. A Figura 4 mostra o limite adaptativo da Standard 55 (ASHRAE, 2013) para diferentes temperaturas externas mensais prevalecentes, e também as temperaturas limites em cada mês de cada cidade. Para o cenário híbrido, a edificação foi modelada com condicionamento artificial de ar nos dormitórios no período noturno. O sistema adotado foi o Package Terminal Heat Pump, que tem a função de aquecimento com bomba de calor e resfriamento com serpentina de refrigeração. No período restante é adotada a ventilação natural com o AirflowNetwork com as mesmas configurações do cenário com ventilação natural. Configurou-se o sistema por meio de coeficiente de desempenho (COP) do sistema de aquecimento de 2,75 W/W e do sistema de resfriamento de 3,0 W/W. O fluxo de ar por pessoa é de 0,00944 m³/s. O

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dimensionamento da capacidade de refrigeração do sistema é realizado pelo EnergyPlus com um fator de 1,2 com base em dias típicos de verão e inverno. No cenário híbrido, os critérios são os consumos de energia com aquecimento e resfriamento dos dormitórios ao longo do ano. Dos dois cenários analisam-se, ao todo, quatro critérios distintos como mostra a Tabela 1. Os critérios são calculados para cada ambiente da habitação (sala/cozinha e dormitórios); depois calculase o equivalente para toda a habitação por meio de média ponderada pela área útil de cada ambiente, em cada critério de desempenho. Temperatura operativa [ºC]

Temperatura limite inferior Temperatura limite superior b.1) Legenda para os limites da Standard 55

Temperatura de bulbo seco horária Temperatura de bulbo seco média diária Temperatura limite inferior Temperatura limite superior Temperatura média mensal prevalecente [ºC]

b.2) Legenda para os limites mensais

Temperatura [ºC]

a) Limites da Standard 55

Horas do ano

d) Limites para Campo Grande-MS

Temperatura [ºC]

c) Limites para Belém-PA

Horas do ano

e) Limites para Curitiba-PR

Horas do ano

f) Limites para Florianópolis-SC

Figura 4 – Temperaturas limites inferior e superior de conforto térmico adaptativo conforme a ASHRAE Standard 55 (2013) para cada clima.

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Tabela 1 – Critérios de desempenho térmico e energético utilizados na pesquisa. Tipo

Critérios de desempenho

Descrição

Térmico

Graus-hora de aquecimento Graus-hora de resfriamento

Desconforto térmico acumulado anual, conforme ASHRAE 55

Energético

Consumo de energia com aquecimento noturno Consumo de energia com resfriamento noturno

Somatório do consumo de energia anual

LEVANTAMENTO DOS DADOS DE OPERAÇÃO DA EDIFICAÇÃO Os dados foram obtidos através de pesquisa em campo por meio de aplicação de questionários aos moradores de habitações de interesse social de Florianópolis-SC. Os moradores respondiam conforme sua percepção de rotinas de uso e ocupação. O questionário de rotinas de ocupação coletou informações sobre o número de moradores de uma amostra de 51 habitações, juntamente à forma de ocupação de cada cômodo ao longo da semana e no fim de semana. O questionário de rotinas de operação de portas e janelas continha a relação de todas as aberturas das habitações e a forma de utilização em períodos de verão e inverno para ventilação natural. O tamanho da amostra para o período de verão foi de 17 habitações e o tamanho da amostra para o período de inverno foi de 34 habitações (SILVA; GHISI, 2014). As rotinas de uso dos equipamentos e iluminação também foram determinadas por meio de auditoria energética, monitorando-se 53 habitações por um período superior a duas semanas cada uma. O estudo de Silva et al. (2014) mostra mais detalhes do procedimento de coleta e tratamento de dados. Por limitação de espaço, os gráficos e informações acerca das rotinas não foram descritos detalhadamente neste trabalho. A Tabela 2 mostra as variáveis levantadas e sua descrição, a confiabilidade considerada e seus níveis de variação. Os valores considerados em cada uma são mostrados no Item 3.6, quando se descreve a análise de incertezas de operação. Tabela 2 – Variáveis de operação levantadas como dados primários do estudo e sua descrição. Variável

Descrição

Rotinas de ocupação Refere-se à taxa de ocupação horária em cada ambiente da habitação ao dos ambientes longo de dias de semana e fim de semana. São três níveis de rotinas (inferior, mediana e superior) com 80% de confiabilidade para cada ambiente em função do número de horas ocupadas. Rotinas de operação Refere-se ao tempo que as portas internas estão abertas visando a ventilação de portas natural dos ambientes. São três níveis de rotinas (inferior, mediana e superior) com 80% de confiabilidade, para cada ambiente e para verão ou inverno, em função do número de horas que estão abertas.

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Rotinas de operação Refere-se ao tempo que as janelas externas estão abertas visando a ventilação de janelas natural dos ambientes. São três níveis de rotinas (inferior, mediana e superior) com 80% de confiabilidade, para cada ambiente e para verão ou inverno, em função do número de horas que estão abertas. Rotina de uso de equipamentos

Refere-se ao tempo de uso de equipamentos em cada ambiente da habitação ao longo do dia, relacionado a uma potência instalada média em cada ambiente. É uma rotina determinística.

Rotina de uso de iluminação

Refere-se ao tempo de uso da iluminação em cada ambiente da habitação ao longo do dia, relacionado a uma potência instalada média em cada ambiente. São três níveis de rotinas (inferior, mediana e superior) com 80% de confiabilidade para cada ambiente em função do número de horas em operação.

Potência média de equipamentos

Refere-se a uma potência média calculada de equipamentos para cada ambiente da habitação. São três níveis de rotinas (inferior, média e superior) com 90% de confiabilidade para cada ambiente em função da potência instalada.

Potência média de iluminação

Refere-se a uma potência média calculada de iluminação para cada ambiente da habitação. São três níveis de rotinas (inferior, média e superior) com 90% de confiabilidade para cada ambiente em função da potência instalada.

ANÁLISE DE SENSIBILIDADE INICIAL A análise de sensibilidade visa a determinação de variáveis influentes nos critérios de desempenho. Escolheu-se o método de Morris (1991) como forma preliminar de análise (CAMPOLONGO; SALTELLI, 1997) para determinar quais variáveis seriam incluídas na avaliação dos sistemas construtivos. O Método de Morris possibilita determinar influências qualitativas das variáveis envolvidas através dos “efeitos elementares”. Esse método foi utilizado com sucesso por alguns autores como McLeod et al. (2013) que avaliaram o desempenho de edificações de zero emissão de carbono, e Heo et al. (2012) que desenvolveram um método de calibração do consumo de energia com simulação em regime quase permanente e com dados reais. No entanto, não há estudo brasileiro na área de simulação dinâmica de edificações que tenha aplicado esse método. A Tabela 3 mostra as variáveis independentes utilizadas na análise de sensibilidade. Tabela 3 – Variáveis independentes da análise de sensibilidade inicial com o Método de Morris com níveis de variação. Variável

Código

Unidade

Nível 1

Nível 2

Nível 3

Nível 4

Parede Externa - Transmitância térmica

Uparext

W/m²K

0,75

1,75

2,75

3,75

Parede Externa - Capacidade térmica

Ctparext

kJ/kgK

120

220

320

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Variável

Código

Unidade

Nível 1

Nível 2

Nível 3

Nível 4

αpar

0,20

0,40

0,60

0,80

Parede Interna - Transmitância térmica

Uparint

W/m²K

0,75

1,75

2,75

3,75

Parede Interna - Capacidade térmica

Ctparint

kJ/kgK

120

220

320

Cobertura - Transmitância térmica

Ucob

W/m²K

0,80

1,90

3,00

4,10

Cobertura - Capacidade térmica

Ctcob

kJ/kgK

170

245

Cobertura - Absortância solar

αcob

0,20

0,40

0,60

0,80

Cobertura - Emissividade superficial externa

εcob

0,05

0,35

0,65

0,95

Piso - Transmitância térmica

Upis

W/m²K

0,80

1,90

3,00

4,10

Piso - Capacidade térmica

Ctpis

kJ/kgK

160

270

380

490

Janelas - Fração de área em relação ao piso

Aab

0,08

0,10

0,12

0,14

Janelas - Fração de área de ventilação

Fvent

0,20

0,40

0,60

0,80

Janelas - Taxa de infiltração de ar

TInfJ

kg/s.m

1,00E05

6,67E03

1,33E02

2,00E02

Janelas - Dimensão de sombreamento

SombH

0,00

0,20

0,40

0,60

Janelas - Transmissão visível da veneziana

Venez

0,25

0,50

0,75

1,00*

Janelas - Fator solar dos vidros

FSvid

0,36

0,53

0,70

0,87

Portas - Taxa de infiltração de ar

TInfP

kg/s.m

1,00E05

6,67E03

1,33E02

2,00E02

Azimute

graus

180

270

Parede Externa - Absortância solar

Edificação - Orientação solar *ausência de veneziana.

Procurou-se selecionar variáveis que caracterizam o desempenho térmico e energético da edificação, como a transmitância e capacidade térmica dos componentes construtivos, a absortância solar e a emissividade das superfícies, área das aberturas, fração de ventilação das janelas, taxas de infiltração de ar das aberturas, fator solar dos vidros e a orientação solar da edificação. Todas são “variáveis de projeto”

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e deveriam ser consideradas em projetos de edificações que visam a eficiência energética. Para este trabalho, foram adotados quatro níveis de variação nas variáveis de projeto. As variáveis de entrada de transmitância e capacidade térmica foram configuradas por meio de componentes simplificados, nos quais foram mantidas propriedades constantes como o calor específico e a condutividade térmica das camadas, alterando-se a espessura e massa específica de um dos materiais equivalentes. O método de Morris requer que as variáveis independentes sejam contínuas e que os níveis estejam na mesma distância entre si, para uma mesma variável (por exemplo, a transmitância térmica das paredes varia em 1,00 W/m²K em todos os níveis). A amostragem do experimento é realizada por meio de métodos por triagem. Cada parâmetro , cujo está entre 1 e , varia em níveis selecionados no espaço amostrado. A região amostral é denotada por a qual é uma matriz k-dimensional de níveis. Para um valor de , o seu “efeito elementar” no iésimo valor é definido pela Equação 2. di (X) =

y (X1 , ... , Xi-1 , Xi + ∆ + Xi+1 , ... , Xk ) - y(X) ∆

Equação 2

Onde: ∆

1 , ... , 1 - 1 é um valor entre p-1 p-1

é o número de níveis;

é qualquer valor selecionado em Ω, de forma que o ponto transformado (X + ei ∆) é ainda Ω;

é o vetor de zeros, mas com uma unidade (1) em seu iésimo componente;

são os efeitos elementares.

;

Uma distribuição finita de efeitos elementares é obtida através de uma amostragem aleatória de X em Ω, denotado por Fi. O número de elementos de cada Fi é denotado por pk-1[p - ∆ (p-1)]. No entanto, o método sugere amostrar r efeitos elementares para cada Fi de forma a gerar um experimento eficiente. Sendo assim, o custo computacional mínimo seria de r(k + 1). Computou-se 200 simulações para cada cenário (ventilação natural e híbrido). Para cada variável de entrada, duas medidas de sensibilidade são computadas, sendo a média (µ) com a Equação 3 que analisa a influência geral na variável de saída, e o desvio padrão (σ) com a Equação 4 que estima o conjunto de efeitos de interação e sua não linearidade. A análise de sensibilidade foi aplicada a cada um dos quatro critérios de desempenho da Tabela 1 e para cada clima analisado. r

µ=∑

di r

Equação 3

i=1

σ=

∑ (d r- µ) i

Equação 4

i=1

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151

Onde: σ

é a média dos efeitos elementares, que determina se o variável é importante;

é o desvio padrão entre os efeitos elementares, que mede a soma de todas as interações de xi com outros fatores e os efeitos não lineares;

é o número de efeitos elementares investigados para cada variável;

são os efeitos elementares.

AVALIAÇÃO DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE SISTEMAS CONSTRUTIVOS Para essa análise, foram selecionados oito sistemas construtivos com as características mais comuns encontradas no mercado da construção, como mostra a Tabela 4. A caracterização de cada sistema se refere ao tipo de parede, de cobertura e piso, bem como a taxa de infiltração de ar das esquadrias. Ressaltase que outras configurações de materiais poderiam ser utilizadas mantendo-se as mesmas características do sistema em análise. O sistema 1 foi modelado com 0,02 kg/s.m. de taxa de infiltração pelas janelas; os sistemas 5, 7 e 8 foram modelados com 0,01 kg/s.m.; os sistemas 2 e 4 com 0,005 kg/s.m e o sistema 3 com 0,0001 kg/s.m. Para a avaliação, fixou-se a absortância solar das paredes em 0,4 e da cobertura em 0,5 de forma a possibilitar a comparação somente entre os sistemas construtivos. Tabela 4 – Descrição geral dos oito sistemas construtivos utilizados no trabalho. Sistema construtivo

Identifica-ção

Concreto moldado "in loco"

01 - Concreto In Loco

Alvenaria de blocos de concreto

Paredes

Cobertura

Concreto moldado in Telha cerâmica, câmara de ar loco com e laje de concreto acabamento em gesso

Concreto, cerâmica

Telha de fibrocimento, câmara de ar, laje de concreto com acabamento em gesso

Concreto, cerâmica

Alvenaria de Alvenaria de blocos de 03 - Alv blocos de concreto celular Concreto Celular concreto celular autoclavado autoclavado

Telha cerâmica, câmara de ar, laje de concreto com acabamento em gesso

Concreto, cerâmica

Placas cimentícias, lã de rocha, gesso acartonado

Telha de fibrocimento, lã de rocha, câmara de ar e placa cimentícia com acabamento em gesso

Light Steel Framing

152

02 - Alv Concreto

04 - Steel Framing

Alvenaria de blocos de concreto com argamassa

Piso

Concreto, cerâmica

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Wood frame Alvenaria de tijolos cerâmicos de 6 furos Alvenaria de blocos cerâmicos maciços Alvenaria de blocos cerâmicos maçicos dupla

05 - Wood Frame

Telha cerâmica, câmara de ar, OSB, gesso acartonado

Concreto, OSB, madeira

Telha cerâmica, câmara de ar e forro de gesso

Concreto, cerâmica

07 - Alv Ceram Maciço

Alvenaria de blocos cerâmicos maciços

Telha cerâmica, câmara de ar e forro de madeira

Concreto, cerâmica

08 - Alv Ceram Maciço Dupla

Alvenaria de blocos cerâmicos maciços em duas camadas com lã de rocha

Telha cerâmica, lã de rocha, OSB

Concreto, cerâmica

06 - Alv Ceram Furada

OSB, lã de rocha, gesso acartonado Alvenaria de tijolos cerâmicos de seis furos com argamassa

Observação: OSB significa Oriented Stand Board. A Tabela 5 mostra as propriedades calculadas para as paredes, enquanto as Tabelas 6 e 7 mostram para a cobertura e o piso, respectivamente. Tabela 5 – Propriedades térmicas dos componentes das paredes para cada sistema construtivo. Propriedade

Sistema 1

Sistema 2

Sistema 3

Sistema 4

Sistema 5

Sistema 6

Sistema 7

Sistema 8

U [W/m²K]

3,35

3,12

1,29

1,49

0,91

2,45

3,69

1,25

RT [m²K/W]

0,299

0,320

0,774

0,670

1,097

0,408

0,271

0,802

Ct [kJ/m²K]

290

116

155

327

α [adim-]

0,4

FS [%]

5,4

5,0

2,1

2,4

1,5

3,9

5,9

2,0

θ [horas]

3,7

2,6

3,9

1,3

2,2

2,4

2,5

8,0

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153

Tabela 6 – Propriedades térmicas dos componentes da cobertura para cada sistema construtivo. Propriedade

Sistema 1

Sistema 2

Sistema 3

Sistema 4

Sistema 5

Sistema 6

Sistema 7

Sistema 8

U [W/m²K]

2,04

2,05

2,03

0,75

1,27

2,17

2,07

1,00

RT [m²K/W]

0,491

0,487

0,494

1,325

0,786

0,460

0,483

1,001

Ct [kJ/m²K]

215

206

215

α [adim-]

0,5

FS [%]

4,1

1,5

2,5

4,4

4,1

2,0

θ [horas]

4,9

4,8

4,9

2,7

2,4

0,9

1,4

2,7

Tabela 7 – Propriedades térmicas dos componentes do piso para cada sistema construtivo. Propriedade

Sistema 1

Sistema 2

Sistema 3

Sistema 4

Sistema 5

Sistema 6

Sistema 7

Sistema 8

U [W/m²K]

5,08

4,55

2,01

5,08

5,12

RT [m²K/W]

0,197

0,220

0,496

0,197

0,195

Ct [kJ/m²K]

205

301

328

205

209

θ [horas]

2,1

3,0

5,2

2,1

Calculou-se as propriedades de transmitância térmica (U), resistência térmica (RT), capacidade térmica (Ct), absortância solar (α), fator solar de componentes opacos (FS) e atraso térmico (θ) conforme a norma brasileira NBR 15220-2 (ABNT, 2005). Para esta avaliação, propagou-se as incertezas de operação conforme a Tabela 8 por meio do Método de Monte Carlo. Escolheu-se o Hipercubo Latino como a técnica de amostragem aleatória. Esta técnica é utilizada para modelos que exigem grande esforço computacional, devido à sua eficiente propriedade de estratificação, que permite extrair grande quantidade de informações de incertezas e sensibilidade por meio de uma amostra de tamanho reduzido (HELTON et al., 2006). Esse método é uma evolução das amostragens estratificadas comuns pois divide a função de densidade de probabilidade do parâmetro de entrada em estratos de mesma probabilidade de ocorrência. Em uma mesma simulação o valor de cada parâmetro é tomado de estratos diferentes (MACDONALD, 2009). Por estrato, entende-se uma subdivisão da função de densidade de probabilidades em intervalos. Da mesma forma, o mesmo número de pontos é retirado de cada um desses intervalos (SALTELLI et al., 2008). O método do Hipercubo Latino foi aplicado com sucesso por diversos autores (e.g., BREESCH; JANSSENS, 2005, 2010; HOPFE; HENSEN, 2011; MARA; TARANTOLA, 2008; MECHRI; CAPOZZOLI; CORRADO, 2010).

154

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Foi gerada uma amostra de 250 simulações para as variáveis da Tabela 8, replicada aos oito sistemas construtivos. Ressalta-se que essa quantidade é simulada para os cenários naturalmente ventilado e híbrido, de forma a se calcular adequadamente os quatro critérios de desempenho nos quatro climas. O total foi de 16.000 simulações dinâmicas. O tratamento de dados desta análise compreendeu a elaboração de gráficos de caixa para cada clima, separados por critério de desempenho e por sistema construtivo. Calculou-se a incerteza por meio de intervalos de confiança com a distribuição t de Student com 95% de confiabilidade conforme a Equação 5. Calculou-se o desvio relativo com 95% de confiabilidade com a Equação 6. O desvio relativo é o indicador de incerteza deste trabalho, pois mostra um percentual de amplitude em relação à média causado pela perturbação dos valores das variáveis de operação. Tabela 8 – Variáveis independentes do experimento de análise de incertezas de operação. Variável de operação

Unidade

Funções e níveis

Rotina de ocupação para os dormitórios

horas/ano

D{(2681; 3229; 4009) (0,2;0,6;0,2)}

Rotina de ocupação para a sala/cozinha

horas/ano

D{(889; 1785; 2996) - (0,2;0,6;0,2)}

Potência instalada com equipamentos nos dormitórios

W/m²

D{(10,21; 18,28; 26,36) (0,2;0,6;0,2)}

Potência instalada com equipamentos na sala/cozinha

W/m²

D{(12,51; 19,31; 26,10) (0,2;0,6;0,2)}

N(0,5;0,1)

W/m²

D{(3,36; 3,82; 4,29) - (0,2;0,6;0,2)}

Rotina de uso da iluminação nos dormitórios

horas/dia

D{(0,58; 1,17; 1,67) - (0,2;0,6;0,2)}

Potência instalada com iluminação na sala/ cozinha

W/m²

D{(1,63; 2,01; 2,40) - (0,2;0,6;0,2)}

Rotina de uso da iluminação na sala/cozinha

horas/dia

D{(1,50; 2,00; 3,21) - (0,2;0,6;0,2)}

T(0,74; 0,85; 0,95)

Rotina de operação de janelas nos dormitórios

horas/ano

D{(2954; 3683; 4206) (0,2;0,6;0,2)}

Rotina de operação de janelas na sala/ cozinha

horas/ano

D{(1627; 2239; 2739) (0,2;0,6;0,2)}

Fração radiante dos equipamentos Potência instalada com iluminação nos dormitórios

Fração radiante das luminárias

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155

Rotina de operação de portas nos dormitórios

horas/ano

D{(3799; 5099; 5978) (0,2;0,6;0,2)}

Rotina de operação de portas na sala/cozinha

horas/ano

D{(1630; 2434; 3384) (0,2;0,6;0,2)}

Temperatura de set point de operação de janelas no verão

°C

D{(20; 22) - (0,5;0,5)}

Temperatura de set point de operação de janelas no inverno

°C

D{(24; 26) - (0,5;0,5)}

Legenda: N significa distribuição normal de probabilidades; N(média, desvio padrão). T significa distribuição triangular; T(nível inferior, moda, nível superior). D significa distribuição discreta; D{(nível 1; ... 2; ... 3) – (probabilidade de ocorrência do nível 1; ... nível 2; ... nível 3)}. X - SXtα (n-1) < µ < X - SXtα (n-1)

Equação 5

SXtα (n-1) X

Equação 6

drα = Onde: X

é a média da amostra de incerteza de operação para cada clima, critério e sistema [em °Ch ou kWh/ano];

é o desvio padrão da amostra de incerteza de operação para cada clima, critério e sistema [em °Ch ou kWh/ano];

tα (n-1) é o número de desvios da distribuição t de Student para graus de liberdade (igual a 249) e significância igual a 0,025 em cada cauda da distribuição; µ

é a média da população estimada por intervalo de confiança;

drα

é o desvio relativo com 95% de confiabilidade para igual a 0,025.

TOMADA DE DECISÃO MULTICRITÉRIO Para a tomada de decisão multicritério foram utilizados dois métodos associados, sendo o Analythical Hierarchical Process (AHP) (SAATY, 1991) e a Technique for Order Preference by Smilarity to Ideal Solution (TOPSIS) (HWANG; YOON, 1981). O método AHP foi utilizado para a construção de cenários de decisão, gerando um “vetor de preferência” para os critérios de desempenho oriundo de uma escala verbal, como mostra a Tabela 9. Definiu-se sete diferentes cenários de decisão, os quais representam diferentes tomadores de decisão (que neste estudo são fictícios) que podem atribuir diferentes preferências para os quatro critérios envolvidos na avaliação de desempenho. A Tabela 10 mostra os cenários e a descrição de cada um.

156

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Os critérios são analisados par a par em uma matriz de correlação (i,j). Se o critério da esquerda for mais importante do que o da direita, o valor da escala de importância é maior do que um; se for menos importante, é menor do que um. Tabela 9 – Escala de importância verbal para atribuição da importância dos critérios de desempenho do método AHP (adaptado de Saaty (1991)). Valores numéricos

Escala verbal

Os dois critérios são igualmente importantes

O critério da esquerda é ligeiramente mais importante do que aquele do alto

O critério da esquerda é moderadamente mais importante do que aquele do alto

O critério da esquerda é muito mais importante do que aquele do alto

O critério da esquerda é extremamente mais importante ou absolutamente preferível àquele do alto Tabela 10 – Cenários de preferência de tomada de decisão.

Cenários

Descrição

Os graus-hora de desconforto são de igual importância, mas moderadamente mais importantes do que os consumos de energia

Os consumos de energia são de igual importância, mas moderadamente mais importantes do que os graus-hora de desconforto

O aquecimento é moderadamente mais importante do que o resfriamento, sendo que os graus-hora de desconforto têm a mesma importância dos consumos de energia

O resfriamento é moderadamente mais importante do que o aquecimento sendo que os graus-hora de desconforto têm a mesma importância dos consumos de energia

Cada critério é ligeiramente mais importante do que o outro, nessa ordem: graus-hora de resfriamento, consumo com resfriamento, graus-hora de aquecimento, consumo com aquecimento

Cada critério é ligeiramente mais importante do que o outro, nessa ordem: consumo com aquecimento, graus-hora de aquecimento, consumo com resfriamento, graus-hora de resfriamento

Todos os critérios são igualmente importantes

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157

Calcula-se a matriz com os valores ai,j de cada critério conforme a Equação 7, analisando-se as preferências w da escala da Tabela 9. Calcula-se, em cada coluna j o valor normalizado xi,j conforme a Equação 8, e calcula-se o vetor de peso em cada linha i com a Equação 9, na qual l é o número de critérios. É calculado um vetor de consistência para cada cenário de decisão da Tabela 10. ai, j =

se i = j ai, j= 1 se i ≠ j e ai, j= w ai, j= 1/w ai, j

xi, j =

∑ i=1 ai, j k

vi = ∑lj =1 xi, j /l

Equação 7 Equação 8

Equação 9

O método TOPSIS foi utilizado para determinar a melhor alternativa que satisfaça os critérios de desempenho com os vetores de peso definidos com o método AHP. Tem-se os valores dos critérios de desempenho para cada uma das alternativas, no caso, para cada sistema construtivo. Calcula-se a matriz normalizada com a Equação 10, onde yi,j é o resultado de cada sistema construtivo i em cada critério de desempenho j. Calculase outra matriz ponderada pelo vetor peso em cada critério, com a Equação 11. Determina-se a “solução ideal” (Sj+), ou seja, uma alternativa de desempenho que possua os menores valores (pj+) em cada critério dos obtidos nos sistemas com a Equação 12, e também a “solução não-ideal” (Sj-), com os maiores valores (pj-) com a Equação 13. Calcula-se o vetor Ci+ com a Equação 14 que indica qual dos sistemas i é a melhor alternativa de desempenho. Esta análise é realizada para cada clima separadamente. ri, j = yi, j /∑ni =1 y2i, j

Equação 10

pi, j = ri, j x vj

Equação 11

∑ (p - p )

Si+=

i,j

Equação 12

+ 2

j=1

∑ (p - p )

Si =

i,j

_ 2

Equação 13

j=1

Ci+ = Si / (Si+ + Si )

Equação 14

A utilização dos dois métodos permite encontrar um ranking de melhores sistemas construtivos em cada clima, para cada cenário de preferência escolhido. Para a realização do processo de tomada de decisão selecionou-se o limite superior com 95% de confiabilidade de cada critério de desempenho e para cada sistema construtivo, conforme o intervalo de confiança gerado com as incertezas de operação. Este valor de limite superior representa o pior caso de desempenho.

158

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RESULTADOS Divide-se os resultados por análise de sensibilidade inicial, avaliação de desempenho dos sistemas construtivos e tomada de decisão multicritério. Os cenários de simulação (naturalmente ventilado e híbrido) são analisados juntos, por meio dos quatro critérios de desempenho diferentes. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE INICIAL A análise de sensibilidade foi realizada visando identificar as variáveis influentes nos resultados de graushora para aquecimento e resfriamento e de consumos para aquecimento e resfriamento. A Figura 5 mostra os resultados da análise para as quatro cidades. O valor da média de cada variável (eixo horizontal) mostra a importância da mesma em relação ao critério de desempenho. O valor do desvio padrão (eixo vertical) mostra a não linearidade da variável no intervalo considerado. Por exemplo, para os graus-hora de aquecimento em Curitiba a absortância solar da cobertura é o mais influente, seguido da absortância solar das paredes (os valores da média no eixo horizontal são os maiores). A Tabela 11 mostra as seis primeiras variáveis mais influentes em cada caso. Como pode ser visto, não há graus-hora de desconforto nem consumo de energia para aquecimento para a cidade de Belém, como esperado devido às suas características climatológicas.

Eixo vertical: desvio padrão σ

Variable

GHA [ºCh]

GHR [ºCh]

CA [kWh/year]

CR [kWh/year]

Eixo horizontal: média µ

Figura 5 – Resultados da análise de sensibilidade com o Método de Morris para toda habitação em cada variável dependente para os quatro climas em termos de média e desvio padrão. Eco_Lógicas: Concurso Latino-Americano de Monografias sobre Energias Renováveis e Eficiência Energética. Trabalhos Selecionados.

159

Pelo valor médio percebe-se que variáveis diferentes são influentes em cada clima, e principalmente para cada critério de desempenho. Em Belém e Campo Grande, por serem de clima mais quente, foram obtidas praticamente as mesmas variáveis influentes para os graus-hora de resfriamento e consumo de energia com resfriamento, sendo que as absortâncias solares são sempre importantes. Já nos climas frios, como Curitiba e Florianópolis, as absortâncias solares aparecem como importantes nos graus-hora de aquecimento, assim como a transmitância térmica das paredes externas. Para o consumo de energia com aquecimento, as variáveis são diferentes para cada um dos climas. Essa verificação justifica a necessidade de uma análise multicritério para conseguir determinar o desempenho global de edificações, sendo que variáveis diferentes são importantes para cada critério de desempenho. Tabela 11 – Ranking das variáveis mais influentes com o Método de Morris. Belém-PA

Ranking

Campo Grande-MS

GHA

GHR

GHA

GHR

αcob

Uparext

αcob

Ctparext

αcob

αpar

Ctparext

αpar

Ucob

αpar

Ucob

αpar

Ucob

Uparext

Ctparext

Uparext

Ucob

αcob

Uparext

TinfP

Ucob

Fvent

Ctcob

αpar

Ctparext

αcob

Ctcob

Ctparext

Uparext

TinfP

Fvent

αpar

Uparext

Curitiba-PR

Ranking

Florianópolis-SC

GHA

GHR

GHA

GHR

αcob

Ucob

Uparext

Ucob

αcob

αpar

Ctparext

Uparext

Ucob

αcob

Uparext

αpar

Uparext

αpar

TinfP

αcob

Uparext

αpar

Ctparext

Ucob

Uparext

αcob

Ctparext

αpar

Ctparext

TinfP

Ucob

TinfP

εcob

Ctparext

αpar

Ctparext

Uparext

αcob

Uparext

Ctparext

αcob

αpar

Fvent

TinfP

Fvent

αpar

Ctcob

Pode-se perceber que não há um padrão a ser seguido, e cada clima apresenta sua peculiaridade. Por este motivo, encontrar uma alternativa satisfatória de desempenho não é algo trivial. Por exemplo, reduzir 160

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a absortância solar da cobertura é uma alternativa para Florianópolis, pois ajuda a reduzir os graus-hora de resfriamento; no entanto, piora as condições de desconforto por frio (nos graus-hora de aquecimento). Ressalta-se que o desvio padrão da Figura 5 mostra o comportamento não linear de cada variável independente. Verificou-se que a maior parte das variáveis se comporta de maneira não linear, principalmente no caso dos graus-hora de resfriamento em Curitiba para a variável de capacidade térmica das paredes externas. AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DOS SISTEMAS CONSTRUTIVOS A avaliação do desempenho dos oito sistemas construtivos analisados também foi realizada para os climas de Belém, Campo Grande, Curitiba e Florianópolis. A propagação de incertezas de operação na análise probabilística permitiu a comparação dos sistemas com alta precisão. Pôde-se, portanto, verificar se a incerteza em um sistema construtivo era mais elevada que em outro, o que significaria que o usuário influencia mais em uma habitação desse sistema construtivo. A Tabela 12 mostra os valores da média junto do desvio relativo com 95% de confiabilidade, ou seja, o percentual que indica a amplitude das incertezas de operação em cada sistema construtivo. Ao se comparar os valores em sua ordem de grandeza, percebe-se que em alguns climas há critérios pouco significativos. Evidentemente não há necessidade de preocupação com o desconforto por frio em Belém. Em Curitiba os graus-hora de resfriamento foram pequenos, e não muito significativos. O mesmo ocorreu para o consumo de energia com aquecimento em Campo Grande. Essas observações podem conduzir o tomador de decisão a determinado cenário de preferência, evitando-se considerar um critério que não é preocupante para determinado clima. Os maiores valores de graus-hora para resfriamento e consumo de energia para resfriamento foram obtidos para Belém, enquanto os maiores valores de graus-hora para aquecimento e consumo com aquecimento foram obtidos para Curitiba. A Tabela 12 também mostra que o Sistema 3 (alvenaria de concreto celular) e o Sistema 8 (alvenaria de cerâmica maciça dupla) foram os que obtiveram maior incerteza de operação nos critérios de desempenho. No entanto, de certa forma, a incerteza é semelhante entre os sistemas e para os climas, sendo de 2% a 29% o desvio relativo, excluindo-se alguns valores espúrios (como médias baixas e alto desvio padrão, que não representam nenhum problema pelo baixo impacto da média). Tabela 12 – Média e desvio relativo com 95% de confiabilidade dos critérios de desempenho para cada sistema construtivo e cada cidade avaliada (média (desvio relativo %)). Variável (Sistema)

Belém

Campo Grande

Curitiba

Florianópolis

GHA (1)

0 (0%)

675 (9%)

12302 (7%)

3283 (10%)

GHA (2)

0 (0%)

559 (11%)

11254 (8%)

3017 (12%)

GHA (3)

0 (0%)

209 (25%)

7370 (14%)

1735 (20%)

GHA (4)

0 (0%)

489 (19%)

9127 (14%)

1981 (20%)

GHA (5)

0 (0%)

989 (15%)

11375 (12%)

3114 (17%)

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161

162

GHA (6)

0 (0%)

1199 (10%)

13973 (7%)

4342 (11%)

GHA (7)

0 (0%)

1027 (8%)

13691 (6%)

4026 (9%)

GHA (8)

0 (0%)

62 (55%)

6053 (19%)

941 (29%)

GHR (1)

3502 (15%)

2402 (11%)

12 (47%)

438 (13%)

GHR (2)

4725 (15%)

3131 (11%)

50 (35%)

571 (14%)

GHR (3)

7305 (17%)

4335 (15%)

122 (40%)

815 (20%)

GHR (4)

6785 (10%)

4998 (8%)

295 (19%)

895 (14%)

GHR (5)

9578 (10%)

7158 (8%)

794 (17%)

1551 (14%)

GHR (6)

8495 (8%)

6375 (6%)

533 (14%)

1336 (12%)

GHR (7)

5729 (9%)

4175 (7%)

162 (17%)

771 (10%)

GHR (8)

3091 (27%)

1580 (21%)

<0,6 (9%)

224 (26%)

CA (1)

0 (0%)

104 (26%)

3062 (10%)

999 (12%)

CA (2)

0 (0%)

69 (19%)

2563 (13%)

834 (13%)

CA (3)

0 (0%)

14 (34%)

1530 (13%)

422 (19%)

CA (4)

0 (0%)

55 (27%)

1742 (13%)

537 (18%)

CA (5)

0 (0%)

105 (29%)

1868 (11%)

651 (18%)

CA (6)

0 (0%)

178 (17%)

2735 (10%)

1089 (13%)

CA (7)

0 (0%)

164 (18%)

3145 (12%)

1162 (12%)

CA (8)

0 (0%)

8 (71%)

1734 (2%)

393 (21%)

CR (1)

2746 (10%)

1142 (8%)

299 (2%)

391 (8%)

CR (2)

2466 (10%)

1090 (10%)

302 (6%)

370 (9%)

CR (3)

2467 (11%)

1172 (11%)

300 (7%)

388 (11%)

CR (4)

886 (17%)

355 (15%)

313 (9%)

167 (7%)

CR (5)

576 (20%)

226 (17%)

276 (8%)

141 (10%)

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CR (6)

781 (15%)

323 (12%)

256 (5%)

157 (9%)

CR (7)

1618 (10%)

659 (9%)

282 (7%)

254 (9%)

CR (8)

2602 (11%)

1140 (11%)

333 (<0,6%)

328 (9%)

Obs.: Os critérios são os graus-hora de aquecimento (GHA) e de resfriamento (GRH) em [°Ch], e o consumo de energia com aquecimento (CA) e resfriamento (CR) em [kWh/ano]. Percebe-se que as incertezas de operação são significativas e interferem nos resultados do desempenho de cada sistema construtivo. Desta forma, comprova-se a necessidade de considerá-las em análises de simulação computacional. A Figura 6 mostra os resultados dos critérios de desempenho em formato de gráficos de caixa, para melhor visualização. As caixas preenchidas representam o intervalo entre o 1o e 3o quartis (contendo 50% da amostra) e as linhas mostram a amplitude total da amostra; os asteriscos representam os valores espúrios (distantes da distribuição).

GHA [ºCh]

GHR [ºCh]

CA [kWh/year]

CR [kWh/year]

Horizontal axis: Construction system

Figura 6 – Resultados dos critérios de desempenho para as cidades. Os critérios são os graus-hora de aquecimento (GHA) e de resfriamento (GRH) em [°Ch], e o consumo de energia com aquecimento (CA) e resfriamento (CR) em [kWh/ano]. Obs.: Os eixos verticais estão em diferentes unidades e escalas, para intuito de visualização. Eco_Lógicas: Concurso Latino-Americano de Monografias sobre Energias Renováveis e Eficiência Energética. Trabalhos Selecionados.

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Para os graus-hora de aquecimento, o sistema construtivo 8 (alvenaria cerâmica maciça dupla) se mostrou a melhor opção, seguido do sistema 3 (alvenaria de concreto celular). O mesmo sistema 8 também é a melhor opção nos graus-hora de resfriamento, seguido do sistema 1 (concreto moldado in loco). Pode-se intuir que a alta capacidade térmica das paredes do sistema construtivo 8 foi uma grande vantagem nesse cenário “naturalmente ventilado”. Para o consumo de energia os melhores sistemas seriam o 8 (alvenaria cerâmica dupla) e o 3 (alvenaria de concreto celular). No consumo com resfriamento, o sistema 5 (wood frame) é o melhor em todos os climas, exceto em Curitiba que seria o sistema 6 (alvenaria de cerâmica furada). Por causa da incerteza de operação pode não haver diferença significativa entre os desempenhos de alguns sistemas construtivos para um mesmo critério. É o caso dos sistemas 1, 2 e 3 para o consumo de energia com resfriamento; os mesmos possuem média semelhante e distribuições de probabilidades sobrepostas, o que indica que são estatisticamente equivalentes (ocorre em todos os climas). Também ocorre nos sistemas 2 e 5 para os climas de Curitiba e Florianópolis nos graus-hora de aquecimento, que possuem desempenho equivalente em função da incerteza. Também nos sistemas 5 e 7 no consumo com resfriamento em Curitiba. A análise comprovou a dificuldade de se tentar aperfeiçoar a eficiência energética de edificações sem um processo que considere vários critérios simultaneamente. Não é trivial encontrar o melhor sistema construtivo que satisfaça todos os critérios de desempenho, tendo em vista que cada sistema é bom para uma determinada condição (por exemplo, é bom somente no aquecimento, somente em condição de ventilação natural, somente quando há condicionamento de ar, etc.). Esses resultados conduzem à tomada de decisão do próximo Item 4.3. TOMADA DE DECISÃO MULTICRITÉRIO A Tabela 13 mostra o resultado da análise com o Analytical Hierarchy Process (AHP) gerando o vetor de preferência dos critérios de desempenho em cada cenário de preferência. O somatório dos pesos em cada vetor é sempre 1. No cenário 5, por exemplo, nota-se que o tomador de decisão tem uma preferência maior pelos graus-hora de resfriamento, ou seja, os resultados dos graus-hora de resfriamento têm um peso maior do que os demais. Tabela 13 – Vetor de peso para cada critério de desempenho e em cada cenário de preferência. Cenário de preferência

Critério de desempenho GHA - Graus-hora de aquecimento

GHR - Graus-hora de resfriamento

CA - Consumo com aquecimento

CR - Consumo com resfriamento

Cenário 1

0,417

0,083

Cenário 2

0,083

0,417

Cenário 3

0,417

0,083

0,417

0,083

Cenário 4

0,083

0,417

0,083

0,417

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Cenário 5

0,167

0,518

0,127

0,187

Cenário 6

0,187

0,127

0,518

0,167

Cenário 7

0,250

A Tabela 14 mostra o valor do limite superior com 95% de confiabilidade em cada critério e clima, obtido com a análise de incerteza de operação. Esses valores foram os efetivamente utilizados no processo de tomada de decisão. A Tabela 15 mostra, finalmente, o resultado da análise TOPSIS contendo o ranking de preferência de cada sistema construtivo em ordem decrescente (o número 1 é o melhor sistema, o número 8 é o pior sistema). Conforme a análise do Item 4.2 percebeu-se que alguns cenários não fazem sentido em determinados climas, como em Belém que não há aquecimento, e em Curitiba no qual o desconforto por calor é baixo em comparação com desconforto por frio. Tabela 14 – Tabela de critérios para o processo de tomada de decisão, considerando o limite superior com 95% de confiabilidade em cada critério. Cidade → Sistema ↓

Belém

Campo Grande

Curitiba

Florianópolis

GHA

GHR

GHA

GHR

GHA

GHR

GHA

GHR

01 - Concreto In Loco

4043

739

2657

13119

3597

495

02 - Alv Concreto

5425

620

3484

12156

3367

652

03 - Alv Concreto Celular

8563

262

4991

8404

171

2088

975

04 - Steel Framing

7481

581

5391

10405

353

2380

1020

05 - Wood Frame

10511

1139

7713

12720

926

3631

1771

06 - Alv Ceram Furada

9174

1317

6779

14970

608

4801

1497

07 - Alv Ceram Maciço

6244

1111

4458

14542

190

4398

850

08 - Alv Ceram Maciço Dupla

3926

1908

7179

1214

282

Sistema ↓

01 - Concreto In Loco

3016

131

1235

3344

304

1122

423

02 - Alv Concreto

2717

1193

2817

308

943

405

03 - Alv Concreto Celular

2740

1306

1722

318

502

432

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04 - Steel Framing

1034

407

1962

334

636

178

05 - Wood Frame

694

135

264

2113

302

771

154

06 - Alv Ceram Furada

895

209

363

3032

277

1234

172

07 - Alv Ceram Maciço

1787

193

719

3454

296

1306

275

08 - Alv Ceram Maciço Dupla

2875

1270

1939

357

475

359

Obs.: Os critérios são os graus-hora de aquecimento (GHA) e de resfriamento (GRH) em [°Ch], e o consumo de energia com aquecimento (CA) e resfriamento (CR) em [kWh/ano].

Tabela 15 – Resultados do ranking dos melhores sistemas construtivos em cada clima, considerando os diferentes cenários de tomada de decisão multicritério. Sistema

Cenário [Belém-PA]

Cenário [Curitiba-PR]

01 - Concreto In Loco

02 - Alv Concreto

03 - Alv Concreto Celular

04 - Steel Framing

05 - Wood Frame

06 - Alv Ceram Furada

07 - Alv Ceram Maciço

08 - Alv Ceram Maciço Dupla

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Sistema

Cenário [Belém-PA]

Cenário [Curitiba-PR]

01 - Concreto In Loco

02 - Alv Concreto

03 - Alv Concreto Celular

04 - Steel Framing

05 - Wood Frame

06 - Alv Ceram Furada

07 - Alv Ceram Maciço

08 - Alv Ceram Maciço Dupla

Obs.: o ranking é em ordem decrescente, ou seja, o valor 1 significa o melhor sistema, e o valor 8 significa o pior sistema. Quando se interpreta cada cenário da Tabela 15 como um tomador de decisão diferente, identifica-se como melhor sistema aquele que resultou maior quantidade de valor “1” no ranking. Desta forma, para os climas de Curitiba, Campo Grande e Florianópolis o melhor sistema seria o 8 (alvenaria de cerâmica maciça dupla), pois obteve o primeiro lugar do ranking na maior parte dos cenários. Esse sistema possui alta capacidade e baixa transmitância térmica e se mostrou adequado nesses climas. Para Belém, o melhor sistema seria o 4 (steel framing) em função de sua baixa capacidade térmica e de sua baixa transmitância térmica. O sistema 4 foi o primeiro no ranking para o cenário 3, 4, 6 e 7 em Belém. Estes resultados podem ser utilizados como auxílio na determinação de um sistema construtivo a ser aplicado em uma habitação para qualquer uma dessas cidades, sendo analisados de acordo com as preferências do projetista e/ou proprietário, que deve se identificar com algum dos cenários avaliados. No entanto, os cenários são úteis justamente para diferentes opções do tomador de decisão, o que irá depender dos sistemas de condicionamento empregados nas habitações. Por exemplo, se for prevista uma análise de edificação em Belém-PA que não há sistema de condicionamento de ar, o melhor é o sistema 8, como mostra o resultado do cenário 1 e 5.

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No caso de Belém, por ser um clima mais quente, poder-se-ia adotar o cenário 4 no qual o resfriamento é mais importante do que o aquecimento. Seria obtido o sistema 4 (steel framing) como melhor. O interessante é que esse sistema não se destacou em nenhum dos critérios individualmente (graus-hora de resfriamento ou consumo com resfriamento), mas obteve razoável desempenho no consumo de energia (3o melhor sistema) e desempenho mediano no desconforto por calor. Tornou-se o sistema escolhido pela aplicação do método devido a uma compensação entre os critérios, o que não aconteceu para outros sistemas. Por exemplo, o sistema 5 (wood frame) seria o 1o melhor sistema no consumo com resfriamento, mas ele, em compensação, é o pior nos graus-hora de resfriamento (ver Figura 6). Em Campo Grande, os cenários 4 ou o 5 seriam os escolhidos pelo tomador de decisão. Assim, o sistema 4 (steel framing) ou sistema 8 (alvenaria de cerâmica dupla) seriam os melhores. Entretanto, se não houver nenhum tipo de condicionamento de ar artificial para esse clima, o melhor sistema seria o 8; e se o tomador de decisão não der prioridade para os graus-hora de resfriamento durante o dia (por causa da falta de ocupação da habitação nesse período), o melhor sistema seria o sistema 5 (wood frame) (ver Figura 6). Em Curitiba, os cenários 3 ou 6 poderiam ser escolhidos considerando o aquecimento mais importante, resultando como melhores os sistemas 3 (alvenaria de concreto celular) ou 8 (alvenaria de cerâmica dupla). A inércia térmica e a transmitância térmica são fatores decisivos para este clima. Em Florianópolis, em praticamente todos os cenários foi obtido como melhor o sistema 8 (alvenaria de cerâmica dupla), exceto no cenário 2 onde se obteve o sistema 4 (steel framing) em decorrência do consumo de energia ter um peso maior do que os demais critérios.

LIMITAÇÕES DO ESTUDO Ressalta-se que a validade do estudo é para habitações de interesse social, com as devidas configurações de cenário de ventilação natural e híbrido consideradas, bem como todas as escolhas inerentes ao método. As incertezas de operação (ocupação, operação de aberturas, uso de equipamentos e iluminação) foram dados primários levantados em Florianópolis-SC. Apesar deste fato, as incertezas foram analisadas para outras localidades, o que pode não condizer com as realidades da cidade específica. De qualquer forma, em se tratando de uma análise exploratória, o objetivo do estudo foi atingido com sucesso. Um comentário importante de se fazer é que o método possibilitou encontrar o melhor sistema construtivo dentre alternativas “predefinidas”. Não foi encontrado um “sistema otimizado” para as condições climáticas locais, mas sim a melhor “escolha”. Percebe-se que, mesmo no sistema escolhido em cada clima ainda há considerável consumo de energia com condicionamento artificial, e também algum desconforto térmico associado. Um sistema otimizado procuraria reduzir o máximo possível o desconforto e o consumo de energia, mas foge do escopo deste trabalho. O Item 4.1 mostrou que a absortância solar foi uma variável muito influente na maior parte dos critérios de desempenho; no entanto, foi de valor fixo na avaliação de desempenho dos sistemas construtivos. Se fosse considerada, o desempenho dos sistemas poderia ser aprimorado.

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CONCLUSÃO O trabalho desenvolveu e aplicou um método de apoio à tomada de decisão em uma habitação de interesse social visando o aperfeiçoamento da eficiência energética. Utilizou-se simulação computacional considerando critérios de conforto térmico e consumo de energia com condicionamento de ar. Utilizou-se ferramentas estatísticas avançadas como análise de sensibilidade com o Método de Morris, análise de incertezas com o método de Monte Carlo, e tomada de decisão multicritério com método AHP e TOPSIS. A avaliação foi realizada para quatro diferentes climas do Brasil com a consideração de incertezas de operação relacionadas às rotinas de ocupação, operação de aberturas e uso de equipamentos eletroeletrônicos obtidas por levantamento em campo. A análise de sensibilidade inicial mostrou que as variáveis mais influentes são diferentes em cada critério de desempenho e em cada clima, e muitas vezes são contrastantes; ou seja, uma mesma variável é importante no desconforto por frio e por calor, mas são inversamente proporcionais. A influência da transmitância e capacidade térmica dos componentes construtivos foi notada, o que justificou a avaliação de desempenho de sistemas construtivos. A avaliação de desempenho na presença de incertezas mostrou que cada sistema teve um bom desempenho somente em determinado critério e mau desempenho em outros. As incertezas de operação foram ligeiramente maiores nos sistemas 3 (alvenaria de concreto celular) e 8 (alvenaria cerâmica maciça dupla), mas sem nenhum padrão em função do clima, variando de 2% a 29% de desvio relativo com 95% de confiabilidade. Por fim, o processo de tomada de decisão apontou qual seria o sistema construtivo de melhor desempenho considerando todos os critérios simultaneamente. O sistema 8 (alvenaria cerâmica maciça dupla) apresentou o melhor desempenho para todos os climas, enquanto o sistema 5 (steel framing) foi o mais adequado para Belém. No entanto, alguns diferentes sistemas poderiam ser indicados para cada clima ao se considerar apenas um dos cenários de preferência propostos, tendo em vista a grande divergência dos resultados. Percebeu-se que, mesmo com o esforço para se encontrar uma alternativa adequada em cada clima o resultado final é dependente do cenário de preferência do tomador de decisão. Por isso o método é importante no sentido de possibilitar estudos de caso específicos nos quais há um grupo de tomadores de decisão com preferências bem definidas. O trabalho contribuiu para desenvolver um método robusto e racional de apoio à de tomada de decisão multicritério com técnicas estatísticas reconhecidas na literatura permitindo encontrar o melhor sistema construtivo em função do clima e do cenário de preferência. Para os profissionais, os resultados apontam alternativas interessantes a serem consideradas no projeto, para os quatro climas analisados. Para pesquisadores, o método pode ser reproduzido com outros cenários de preferência do tomador de decisão, bem como diferentes climas e critérios em busca da alternativa ideal. Ressalta-se que o método é aplicável não somente a sistemas construtivos, mas a qualquer “alternativa de desempenho” que possa ser configurada em uma simulação computacional. Futuras pesquisas serão realizadas com a inclusão de outras variáveis como a absortância solar das superfícies e diferentes tipologias de edificações residenciais.

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BRASIL A INFLUÊNCIA DOS USUÁRIOS SOBRE OS SISTEMAS DE ILUMINAÇÃO NATURAL E ARTIFICIAL: ESTUDO DE CASO DE SALAS DA ESCOLA DE ARQUITETURA DA UFMG CAMILA CAMPOS GONÇALVES Orientação: professora Dra. Roberta Vieira Gonçalves de Souza

RESUMO No Brasil, houve um aumento dos instrumentos criados para avaliação e melhoria no desempenho e eficiência energética das edificações, como é o caso das certificações. Todavia, o potencial de economia energética de edifícios etiquetados não garante economia efetiva no consumo de energia, em função da maneira como o edifício é utilizado. Portanto, esta pesquisa visou analisar o comportamento de usuários quanto ao acionamento dos sistemas de iluminação e de controle da incidência solar. Para tal foram usados como estudo de caso salas da Escola de Arquitetura da UFMG. Inicialmente, foi realizado um diagnóstico destas salas para verificação das condições de iluminação e insolação. Para análise do comportamento dos usuários foram feitas observações in loco, e a partir destas avaliações foram propostas alterações no sistema de iluminação; a substituição de cortinas e a instalação de cartazes informativos acerca dos sistemas. Verificou-se que, nas salas de aula, os professores são os principais autores das alterações nos sistemas. Concluiu-se que os sistemas, em geral, não atendem às expectativas dos usuários que, frequentemente, têm dificuldades quanto ao seu uso. Verificou-se ainda que, embora tenham proporcionado benefícios, a maioria das alterações nos sistemas não gerou os resultados esperados. Os usuários tendem a atuar nos sistemas apenas quando estão incomodados, portanto os ambientes mais eficientes são aqueles que menos exigem a atuação dos usuários. Logo, a principal contribuição deste trabalho foi identificar que a eficiência das edificações é consequência direta da maneira como elas são projetadas e, consequentemente entendidas pelos usuários. PALAVRAS CHAVE: Comportamento dos usuários, Eficiência energética, Desempenho das Edificações.

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INTRODUÇÃO

Por definição, a eficiência energética consiste da relação entre a quantidade de energia empregada em uma atividade e aquela disponibilizada para sua realização. A promoção da eficiência energética abrange a otimização das transformações, do transporte e do uso dos recursos energéticos, desde suas fontes primárias até seu aproveitamento. Adotam-se, como pressupostos básicos, a manutenção das condições de conforto, de segurança e de produtividade dos usuários, contribuindo, adicionalmente, para a melhoria da qualidade dos serviços de energia e para a mitigação dos impactos ambientais (MMA, 2014).

As legislações surgidas após a década de 70 apontaram a importância da eficiência energética no mundo, no Brasil e especificamente nas edificações. O surgimento das certificações de edifícios e o esforço que tem sido observado atualmente em torno dessa questão apontam visíveis avanços na busca por edifícios mais eficientes. Todavia, o comportamento dos usuários, variável determinante para esta eficiência, ainda é pouco estudado, especialmente pelos teóricos brasileiros. Mais precisamente, sabe-se pouco sobre como funciona um ciclo de influências: de que maneira os usuários influenciam na eficiência energética e no conforto das edificações e de que maneira as edificações como estão propostas influenciam no comportamento dos usuários. Desse modo, o presente trabalho visou analisar a influência do comportamento dos usuários no que diz respeito ao uso dos sistemas de iluminação natural e artificial. O uso da iluminação natural é influenciado tanto pela forma de divisão das sessões do sistema de iluminação artificial quanto pelo uso das janelas para ventilação natural e/ou renovação de ar e pelo uso do sistema de proteção solar dos ambientes. Assim sendo, a presente pesquisa irá avaliar a situação atual de espaços internos e o comportamento de seus usuários – através de técnicas de observação – e propor melhorias nos sistemas analisados de forma a verificar eventuais mudanças no comportamento dos usuários.

OBJETIVOS Os objetivos desse estudo são: • Verificar o uso dos sistemas de iluminação, sua relação com o uso dos elementos de controle solar instalados e a relação dos usuários com os mesmos, identificando as barreiras e potencialidades destes sistemas instalados; • Através da observação do comportamento dos usuários, propor mudanças nos ambientes com o intuito de incentivar um uso mais “eficiente” dos sistemas analisados; • Verificar a eficácia das medidas propostas e a relação entre o comportamento dos usuários e os sistemas disponíveis a eles.

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REVISÃO BIBLIOGRÁFICA E FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA Crisp (1978) ao verificar o uso do sistema de iluminação de um escritório no Reino Unido em que todos os apagadores estavam localizados no mesmo interruptor, observou que o número de acendimentos das luminárias cujos apagadores estavam posicionados juntos e mais acima em relação aos demais foi maior, sem que houvesse nenhuma relação entre disponibilidade de luz natural ou ocupação da sala para que estas luminárias fossem acesas e não as demais. O autor concluiu, assim, que a posição dos controles tem relação direta com seu uso. Por sua vez, Lindelof e Morel (2006) classificaram os usuários em ativos e passivos, em função de sua disposição ou não em usar os controles disponíveis a eles. Os autores descreveram os resultados de uma análise feita na Suíça em que se verificou que passado o período de chegada e saída dos usuários no escritório, o sistema de iluminação só será acionado novamente em casos de extremo desconforto. Além disso, raramente os funcionários utilizam os dimerizadores disponíveis, acionando apenas o comando ligar/desligar. Os autores acreditam que esse comportamento seja consequência da posição dos interruptores, próximos à porta de entrada dos escritórios e não às mesas de trabalho dos funcionários. Reinhart e Voss (2003) ao desenvolverem uma pesquisa em um edifício comercial de escritórios, nos quais trabalhavam uma ou duas pessoas, na Alemanha, concluíram que grupos de indivíduos seguem um padrão de comportamento muito parecido, enquanto indivíduos isolados seguem padrões mais diversificados. Os autores verificaram ainda que todos os ocupantes do edifício consideraram a luz natural, o que poderia confirmar a influencia da concepção arquitetônica e do sistema de iluminação proposto no prédio para o comportamento diferenciado dos seus usuários. E é justamente em função desta importância da concepção arquitetônica que os programas de certificação de edifícios tem ganhado importância no cenário nacional e internacional, com destaque para o LEED (Leadership in Energy and Environmental Design), lançado em 2007 no Brasil e o PBE Edifica (Programa Brasileiro de Etiquetagem de Edifícios), lançado em 2009 (para edifícios comerciais). No que se refere aos sistemas de iluminação, o LEED Reference Guide for Green Building Design and Construction (U.S.GREEN BUILDING COUNCIL, 2009) prevê a existência de controles independentes que garantam autonomia aos ocupantes dos ambientes para alterá-los de modo a promover maior conforto, produtividade e bem-estar. Em salas de aula, os controles de iluminação devem ser facilmente acessíveis aos professores e posicionados de modo a não interromper a atenção dos alunos. Sugere-se ainda o uso de luminárias de tarefa associadas à iluminação geral dos ambientes. Locais com atividades audiovisuais precisam ser facilmente ajustados para permitir baixo nível de iluminação e manter ótimo nível de contraste nas telas de projeção e quando a iluminação natural for utilizada juntamente com a artificial, as janelas devem ser tratadas de modo a permitir níveis adequados de iluminação sem atrapalhar as projeções. Nestes casos, os projetistas devem considerar a incorporação de estratégias passivas de projeto, como boa orientação solar e o uso de instrumentos de proteção da incidência solar para controlar a iluminação natural. Por sua vez, através do Programa PROCEL-EDIFICA foram desenvolvidos os Requisitos Técnicos da Qualidade para o Nível de Eficiência Energética de Edifícios Comerciais, de Serviços e Públicos (RTQ-C). Estes requisitos têm o intuito de garantir condições para etiquetagem da classe de eficiência energética de edifícios. Para garantir esta etiquetagem, os edifícios devem ser analisados e, consequentemente classificados, das classes “A” a “E”, do mais para o menos eficiente, no que diz respeito aos itens “Envoltória”, “Sistemas de Iluminação” e “Sistemas de Condicionamento de Ar” (BRASIL, 2010).

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A avaliação do sistema de iluminação, enfoque desta pesquisa, é feita pela análise da potência instalada comparada com a potência limite determinada pelo RTQ-C e verificação do cumprimento dos pré-requisitos: Divisão dos circuitos1, contribuição da luz natural2 e desligamento automático do sistema3. Para obter a classe “A” devem ser atendidos os três pré-requisitos, para classe “B” os dois primeiros e para classe “C” o primeiro (BRASIL, 2010). Ainda no que se refere a recomendações criadas para tratar deste assunto, a ISO 50.001 (2011), baseada em um modelo de melhoria contínua - “Planejar- Fazer- Verificar-Agir” - aponta que as instalações, equipamentos e sistemas possuem influência significativa no consumo de energia, não sendo apenas as pessoas as responsáveis por gastos desnecessários de energia. Norman (2010) reforça esta ideia ao condenar duramente a filosofia “culpe-e-treine” e afirmar que projetos ruins, criados para pessoas como gostaríamos que elas fossem e não como elas realmente são, são as verdadeiras causas da ineficiência dos projetos. Embora o papel do usuário na arquitetura tenha passado por uma evolução - de acessório a detentor de um papel mais efetivo - na prática, majoritariamente os usuários ainda são tratados como acessórios ou “usuários-tipo” diante da arquitetura. (LINO, VILLELA, FIGUEIREDO, 2009). Hertzberger (2010) trata dos conceitos de “usuário” e “morador”, fundamentais para o entendimento das diferenças de comportamento entre ocupantes de ambientes distintos. De acordo com o autor, nos projetos arquitetônicos podem-se criar condições para um maior senso de responsabilidade e, consequentemente, um maior envolvimento no arranjo e mobiliamento da área de modo que o usuário/ocupante daquele espaço se transforme em um morador. Por sua vez, Gyberg e Palm (2009) em estudo realizado para edificações residenciais, concluíram que para modificar o comportamento das pessoas deve-se garantir que as escolhas partam do individuo, com alternativas de projeto que não afetem o seu estilo de vida. Desse modo, a concepção do projeto arquitetônico, com propostas que garantam melhor conforto e eficiência é fundamental. Apesar dos estudos em andamento, verificou-se que ainda há muito a ser feito para a descoberta de maneiras de avaliar e de incentivar um comportamento mais eficiente dos usuários, principalmente através da criação de sistemas mais intuitivos para serem utilizados. Mahdavi e Proglhof (2009), após analisarem a presença e interação de usuários quanto ao uso de cortinas, janelas e luminárias, em escritórios na Áustria, constataram quão difícil é se estimar as variáveis do comportamento de um único individuo em uma edificação, sendo necessário fazer uma avaliação de tendências em grupos específicos. Além disso, concluíram que os resultados obtidos em um prédio dificilmente poderão ser utilizados em outro, visto que deve ser levado em conta, entre outros aspectos, o uso de cada edificação, o contexto em que está inserida e o padrão cultural dos usuários. 1 Cada ambiente fechado por paredes ou divisórias até o teto deve possuir pelo menos um dispositivo de controle manual para o acionamento independente da iluminação interna do ambiente. Cada controle manual deve ser facilmente acessível e localizado de tal forma que seja possível ver todo o sistema de iluminação que está sendo controlado. Caso não seja possível visualizar todo o ambiente iluminado, é necessário informar ao usuário, através de uma representação gráfica da sala, qual a área abrangida pelo controle manual (BRASIL, 2010, p. 38). 2 Ambientes com abertura(s) voltada(s) para o ambiente externo [...] e que contenham mais de uma fileira de luminárias paralelas à(s) abertura(s) devem possuir um controle instalado, manual ou automático, para o acionamento independente da fileira de luminárias mais próximas à abertura, de forma a propiciar o aproveitamento da luz natural disponível. (BRASIL, 2010, p. 38). 3 Através de sistema automático com desligamento da iluminação em um horário predeterminado, sensor de presença ou um sinal de outro controle ou sistema de alarme que indique que a área está desocupada. (PROCEL/ELETROBRAS, 2009). O prérequisito “desligamento automático do sistema de iluminação” é exigido apenas para áreas maiores que 250m². 176

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METODOLOGIA ESTUDO DE CASO: ESCOLA DE ARQUITETURA E DESIGN DA UFMG Para a presente pesquisa foram investigadas três salas de aula e três salas do Laboratório de Conforto Ambiental e Eficiência Energética no Ambiente Construído (LABCON) da Escola de Arquitetura da UFMG (Imagem 1), todas condicionadas naturalmente. As salas possuem aberturas voltadas para as fachadas norte e sul (sala 315), leste (sala 318) e oeste (sala 320A e salas do laboratório). Como sistema de controle da incidência solar, a sala 315 possuía cortinas do tipo rolô translúcidas em todas as janelas e brises nas janelas localizadas na fachada norte. A sala 318 possuía cortinas blackout e a sala 320A possuía, além das cortinas blackout, as folhas de vidro da janela pintadas com tinta branca. As três salas do Laboratório possuíam persianas do tipo aletas horizontais metálicas na cor branca. Todas as salas estudadas apresentavam controle independente para a iluminação artificial, localizado internamente à sala, ao lado da porta de acesso à mesma, atendendo ao pré-requisito “Divisão de Circuito” do RTQ-C. Imagem 1 – Salas de aula 315, 318 e 320A e salas 01, 02 e 03 do Laboratório de Conforto, respectivamente.

Verificação da Iluminação natural e artificial disponível nas salas estudadas Para o diagnóstico inicial das salas estudadas neste trabalho foi analisada a autonomia de luz natural das salas, através do programa computacional Daysim e foram feitas averiguações junto à Carta Solar de Belo Horizonte. Para verificação da iluminância das salas foram feitas medições in loco com o uso de luxímetros digitais (modelo: MLM-1010–Minipa) com o intuito de averiguar o nível de iluminação fornecido pelas luminárias existente, no que diz respeito ao cumprimento das recomendações da NBR 5413/1992, assim como as possíveis necessidades de adequação do sistema para atender à ISO 8995-1/20134. A verificação foi feita 4 A Escola foi projetada anteriormente a essa norma, não sendo esperado, portanto, que ela atendesse aos requisitos da mesma.

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seguindo a norma NBR 5382/1985 (Verificação de iluminância de interiores). Foram levantados ainda, para os ambientes de estudo de caso, o cumprimento dos pré-requisitos de controle de iluminação do RTQ-C – divisão de circuitos e contribuição da luz natural – assim como a densidade de potência instalada. Desse modo, avaliou-se a classificação dos sistemas de iluminação das salas de acordo com o Programa Brasileiro de Etiquetagem – PBE Edifica. Verificou-se nas salas onde os pré-requisitos de contribuição da luz natural são atendidos, se há o efetivo desligamento das luminárias próximas às aberturas. Nas salas onde não havia possibilidade da contribuição da luz natural, esta foi permitida e verificou-se se houve mudança de uso após a modificação. Analisou-se ainda a eficácia da inserção de representação gráfica das salas para saber qual a área abrangida pelo controle manual do sistema de iluminação. Observação in loco Para a coleta dos dados de observação, as salas foram observadas durante 162 dias, nos períodos matutino e vespertino. As observações foram divididas em quatro fases: sem alterações, após alterações no sistema de iluminação, após alteração no sistema de controle da incidência solar e após a inserção dos cartazes. Para a coleta de dados foram preenchidas fichas de observação, contemplando os seis aspectos destacados a seguir: • “Características Gerais”: horário de uso da sala; incidência de radiação solar direta; e tipo de aula - prática ou teórica (para as salas de aula). • “Atividades Visuais”: uso de ferramentas de projeção para as salas de aula. • “Ocupação”: marcação, em planta de layout, das mesas ocupadas durante a observação. • “Sistemas de Iluminação”: identificação de quando os usuários acendiam e/ou apagavam as luzes, da motivação para fazê-lo, do responsável pela alteração e de dificuldades com o uso do sistema. • “Sistemas de controle da Incidência Solar”: identificação da forma de atuação nestes, da sua relação com o uso dos sistemas de iluminação natural e artificial e de dificuldades com o uso do sistema. • “Uso das janelas”: verificação de possíveis relações entre a abertura das janelas e o uso do sistema de controle da incidência solar. Proposição de Alterações para as salas estudadas As observações, juntamente com o diagnóstico realizado permitiram pontuar as barreiras e potencialidades dos sistemas existentes nas salas estudadas da Escola de Arquitetura e Design da UFMG para, desse modo, dar início à segunda fase do presente projeto. Tratou-se da execução de mudanças pontuais nos sistemas propostos para verificar de que forma elas alteraram o comportamento dos usuários. Essas mudanças foram feitas de maneira gradativa, em três etapas: alterações no sistema de iluminação projetado; alterações no sistema de controle da incidência solar e, por fim, inserção de cartazes informativos.

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O intuito destas alterações foi, através das técnicas da ISO 50.001/2011 – “Planejar-Fazer-Verificar-Agir” –, se criar uma metodologia de avaliação e melhoria continua da qualidade dos sistemas existentes nos ambientes escolares. Desse modo, a cada alteração, foi feito um novo diagnóstico para verificar a eficácia das alterações realizadas e a necessidade de novas alterações. Embora se saiba que as alterações executadas durante este trabalho foram pontuais, o intuito foi direcionar trabalhos futuros a inserirem a recomendação de “melhoria contínua” no contexto dos projetos de escolas. Seguem as alterações propostas: Sistema de Iluminação: 1) Alteração da divisão de circuitos e do posicionamento de luminárias que não potencializavam o uso integrado da iluminação natural e artificial, segundo as diretrizes do RTQ-C (2010). 2) Instalação de interruptores próximos às luminárias que estes acendiam através do uso de three ways5, com o intuito de tornar seu uso mais intuitivo, seguindo os estudos sobre a posição dos controladores de Crisp (1978) e do LEED Reference Guide for Green Building Design and Construction (U.S.GREEN BUILDING COUNCIL, 2009), nas salas 318 e 320A. 3) Inversão do arranjo de interruptores, cujas posições estavam contrárias à localização das luminárias, de modo a tornar o sistema mais intuitivo. Sistema de Controle da incidência solar: 1) Substituição das cortinas blackout das salas por persianas em aletas metálicas horizontais na cor cinza para cada uma das janelas. O intuito desta alteração foi permitir maior disponibilidade de iluminação natural e diferentes possibilidades de uso para as mesmas, através da alteração da posição das aletas (Imagem 2). Imagem 2: Sala 318 antes e depois da alteração no posicionamento das luminárias e da alteração das cotinas blackout pelas persianas.

5 Interruptores three way são interruptores que permitem o acendimento da mesma luminária ou conjunto de luminárias de dois pontos diferentes. No caso de estudo, os three ways foram instalados junto às portas e em um segundo ponto próximo às luminárias que estes acendem.

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Inserção de Cartazes Informativos: 1) Esta etapa visou, através da inserção de cartazes informativos (Imagem 3), preencher as lacunas da ausência de legibilidade dos sistemas existentes e testar a efetividade das representações gráficas propostas no RTQ-C (2010) para ambientes menores. Imagem 3 – Exemplo de cartaz informativo.

O QUE ACENDE O QUE? COLABORE, FAÇA SUA PARTE!

ESTAS LUMINÁRIAS PODEM FICAR APAGADAS DURANTE O DIA!

RESULTADOS E ANÁLISE DIAGNÓSTICO Durante o diagnóstico realizado nas salas estudadas, observou-se através da carta solar que o período em que haveria maior incidência direta de radiação solar no interior da sala 315 seria o solstício de inverno, em que o sol incidiria em profundidade na sala. No entanto, a presença do brise obstruía boa parte desta radiação. Por sua vez, para a fachada sul, o período de incidência de radiação solar mais crítica seria o solstício de verão, época em que havia radiação solar direta durante os horários intermediários do dia. A insolação direta do começo da manhã e do final da tarde era obstruída pelos edifícios do entorno a leste e pela própria Escola de Arquitetura a oeste. Além disso, durante os períodos críticos, a radiação solar poderia ser facilmente controlada com as persianas rolô instaladas na sala. Além disso, pelo fato de dezembro a março serem meses de férias escolares, a radiação incidente na fachada sul, nesta época

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do ano não costumava atrapalhar as atividades executadas na sala de aula. No que se refere ao sistema de iluminação artificial, as luminárias desta sala estavam divididas em cinco circuitos integrados com a iluminação natural e o uso do data-show. Verificou-se, através dos dados de autonomia de luz simulados pelo software Daysim, que as luminárias próximas às janelas poderiam ser mantidas apagadas durante todo o período matutino e durante parte do período vespertino. Para a sala 318, verificou-se que, por não permitirem a sobreposição de todos os painéis, as cortinas existentes bloqueavam 40% da área das janelas quando estavam totalmente abertas e que a radiação solar incidia diretamente nas carteiras localizadas próximas às janelas no final das manhãs. Em relação ao sistema de iluminação artificial a sala possuía seis luminárias divididas em dois circuitos. No entanto, esta divisão não permitia o uso integrado da iluminação natural e artificial, ou o desligamento da luminária localizada próxima à parede em que são feitas as projeções separadamente das demais. Através das simulações feitas pelo Daysim, considerando as janelas parcialmente obstruídas pelas cortinas, verificouse que, caso os circuitos estivessem divididos de modo a permitir apagar as luminárias próximas à janela separadamente das demais, a sala possuiria, próximo às aberturas, 100% autonomia de luz durante o período matutino6 e 80% durante o período vespertino. Para a sala 320A, as cortinas totalmente abertas obstruíam 50% da área de janela. Além disso, a tinta branca sobre os vidros também bloqueava a luz natural. A radiação solar incidia diretamente nas carteiras durante o período vespertino. O sistema de iluminação artificial da sala era composto por duas luminárias que faziam parte do mesmo circuito, não permitindo o uso da iluminação natural integrada à artificial. Observou-se, pelo programa Daysim, que com as cortinas e o sistema de iluminação artificial instalados na sala, não era possível economizar energia com o uso integrado dos sistemas de iluminação natural e artificial durante a manhã ou durante a tarde, pois a autonomia de luz era equivalente a 0% no fundo da sala durante os dois períodos. Todavia, considerando-se os vidros sem obstrução (pela pintura ou por parte da cortina) e as luminárias divididas em dois circuitos, a luminária próxima à janela poderia ser mantida apagada durante 80% do período da manhã, visto que neste turno não havia incidência de radiação solar direta nesta sala. Desse modo, havendo um sistema adequado de controle da radiação solar direta, ele poderia permanecer totalmente aberto durante o período matutino. Durante o período vespertino, embora a autonomia da luz natural fosse ainda maior, em função da incidência de radiação solar direta, o sistema de controle da incidência solar tendia a ser mantido fechado, o que diminuía o potencial de uso da iluminação natural juntamente com a iluminação artificial. Para as salas do Laboratório, as persianas instaladas permitiam diferentes níveis de controle da incidência solar, de acordo com a posição das aletas, sem perda completa da iluminação natural disponível. De acordo com o estudo desta fachada, através da Carta Solar de Belo Horizonte, conjugada com a análise das obstruções de entorno, observou-se que havia radiação solar direta na sala em todos os meses durante o período da tarde – entre 12:00h e 16:00h. A Radiação solar direta era bloqueada pelo muro contíguo à sala nos horários do final da tarde. Sendo assim, o uso dos sistemas de iluminação natural e artificial integrados apresentava um grande potencial no período da manhã e potencial menor no período da tarde, visto que no turno vespertino as persianas tendiam a permanecer fechadas ou parcialmente fechadas para controle da incidência da radiação solar direta. No que diz respeito ao sistema de iluminação artificial instalado, todas as salas do laboratório possuíam luminárias divididas em mais de um circuito e posicionadas paralelamente à janela, ou seja, apresentavam um grande potencial de uso integrado dos sistemas de iluminação natural e artificial. 6 Espera-se a perda de parte do potencial de autonomia de luz neste período em função da necessidade de manter as cortinas fechadas durante parte deste período para controle da radiação solar direta.

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Verificou-se, pela NBR 5282/1985, que todas as salas de aula estudadas atingem os valores mínimos de iluminância recomendados pela NBR 5413/1992 para as mesmas, enquanto nenhuma das salas do Laboratório de Conforto atende a estas recomendações. Nenhuma das salas estudadas atende aos valores médios da norma atual ISO 8995/2013. Desse modo, embora ao analisarmos isoladamente estas salas pelo programa PBE Edifica (Quadro 1), elas apresentassem boa classificação em função de sua baixa DPI (Densidade de Potência Instalada) e do cumprimento dos pré-requisitos ou de parte deles para os sistemas de iluminação, elas não podiam ser consideradas eficientes, visto que não atendiam os níveis de iluminância exigidos pela norma vigente. Quadro 1 - Análise da classificação dos sistemas de iluminação das salas estudadas de acordo com o programa PBE Edifica Ambiente

Atividade

Área

correspondente

total

REFERÊNCIAS PBE EDIFICA

POTÊNCIA

DPI (W/m2)

DPIL A

DPIL B

DPIL C

DPIL D

INSTALADA

PRÉ-REQUISITOS EqNumDPI

Divisão de circuitos

EqNumDPI t

Classificação PBE Edifica

315

salas de aula

154,9

10,2

12,24

14,28

16,32

1562

10,09

Sim

318

salas de aula

89,65

10,2

12,24

14,28

16,32

455

5,08

Sim

Não

320A

salas de aula

34,48

10,2

12,24

14,28

16,32

260

7,54

Sim

Não

escritórios

26,13

11,9

14,28

16,66

19,04

130

4,98

Sim

escritórios

26,13

11,9

14,28

16,66

19,04

195

7,46

Sim

escritórios

40,64

11,9

14,28

16,66

19,04

260

6,40

Sim

LABCON SALA 01 LABCON SALA 02 LABCON SALA 03

OBSERVAÇÕES E ANÁLISE DE RESULTADOS As observações realizadas nas quatro fases da presente pesquisa, tanto para as salas de aula quanto para as salas do laboratório de conforto, reforçaram as conclusões de Lindelof e Morel (2006), acerca do uso dos sistemas de iluminação: os usuários tendem a atuar nos sistemas ao chegar e sair nos ambientes e neste intervalo atuam nos mesmos apenas ao se sentirem incomodados pela falta de iluminação, ou ainda pela necessidade de mudança de uso na tarefa visual, como no caso do uso do data-show. Verificou-se ainda que a situação da janela e do sistema de iluminação encontrada pelos usuários ao entrarem em uma sala ocupada irá influenciar em seu uso posterior. Se a janela está aberta, os usuários tendem a mantê-la aberta e se está fechada eles tendem a mantê-la assim. O mesmo ocorre para as luminárias. Se determinadas luminárias estão acesas em um ambiente já ocupado, a tendência é, a não ser que a falta de luz seja incômoda ou necessária aos novos usuários, manter as luminárias como estão. Esse comportamento foi verificado tanto para as salas de aula quanto para as salas do Laboratório. O que mudou de uma tipologia a outra foram os autores das modificações nos sistemas e o número de atuações sobre os mesmos. Enquanto nas salas de aula os professores foram os principais autores das alterações realizadas nos sistemas existentes e estas ocorreram majoritariamente no início e término das aulas, nas salas do LABCON seguiu-se um padrão de comportamento mais diversificado, não houve um autor pré-definido para atuar nos sistemas de iluminação e nas janelas, e além das alterações no horário de chegada do primeiro ocupante da sala e de saída do último, houve maior número de alterações nos sistemas associadas à chegada de novos ocupantes na sala, confirmando as conclusões da pesquisa de

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Reinhart e Voss (2003), de que comportamentos de grupos de indivíduos são padronizados, enquanto indivíduos isolados seguem um padrão de comportamento mais diversificado. Nas salas do Laboratório, os usuários atuaram mais nos sistemas, fazendo inclusive adaptações no mesmo, como foi o caso da inserção de uma luminária de tarefa em um dos postos de trabalho, verificando-se assim um comportamento característico de “usuários” nas salas de aula e de “moradores” nas salas do Laboratório de Conforto, conforme estudos de Hertzberger (2010). O fato dos usuários das salas do LABCON serem sempre os mesmos e memorizarem o funcionamento dos controles existentes para o sistema de iluminação das salas também reforçou esta característica de “moradores” e diminuiu significativamente o número de casos observados em que os usuários tiveram dificuldade de uso relacionada ao entendimento do funcionamento dos sistemas existentes na sala. Por sua vez, nas salas de aula, não foram feitas adaptações significativas durante as observações, embora o fato de as janelas da sala 320A terem sido pintadas com tinta branca anteriormente às observações possa ser caracterizado como uma adaptação decorrente de uma falha no projeto que não previu proteção adequada para o controle da incidência solar na sala. Embora não tenha sido observada a execução desta adaptação, acredita-se que ela tenha sido decorrente de uma solicitação do professor ou de algum membro permanente da escola e não dos alunos, o que caracterizaria o comportamento deste usuário como de “morador” da Escola. Verificou-se ainda, para a sala de aula 315, um comportamento semelhante ao dos ocupantes do Laboratório: parte dos alunos, por ocuparem a sala frequentemente, memorizou o funcionamento dos controles do sistema de iluminação. Todavia, majoritariamente os ocupantes das salas de aula precisavam testar os interruptores para compreender quais eram as luminárias acesas por estes. Confirmando mais uma vez as conclusões de Reinhart e Voss (2006), as relações observadas a partir das atuações no sistema de iluminação variaram entre salas de aula (grandes grupos de usuários) e salas do laboratório de conforto (menor grupo de usuários), durante as quatro fases observadas. Enquanto nas salas de aula, o uso do sistema de iluminação esteve majoritariamente associado ao tipo da aula que ocorreu nas mesmas – aulas práticas, de projeto, exigiram mais luminárias acesas, enquanto aulas teóricas utilizando o data-show exigiram desligamento de parte das luminárias para melhor visualização das projeções feitas na parede – nas salas do laboratório, o uso do sistema de iluminação esteve mais relacionado à ocupação da sala. Para as salas de aula, a tendência de se acender menos luminárias durante as aulas em que havia uso do data-show foi observada antes da alteração no sistema de iluminação. No entanto, esta relação se tornou ainda mais significativa após a mudança no sistema de iluminação, permitindo o desligamento da luminária próxima à parede de projeção do data-show separadamente das demais. Verificou-se que o fato da sala ter diferentes opções de uso do sistema de iluminação, com luminárias em diferentes circuitos, trouxe resultados positivos ao permitir que os usuários utilizassem os sistemas da maneira que eles considerassem mais adequada, o que confirmou as conclusões de Gyberg e Palm (2009) de que os indivíduos devem ter escolhas. Ao permitir que o sistema de iluminação operasse em pelo menos dois modelos, de acordo com as recomendações do LEED Reference Guide – iluminação geral e iluminação para uso das ferramentas de projeção – os usuários puderam optar pela maneira de acionamento que se ajustasse melhor às suas necessidades. Estes resultados foram significativos, pois se melhorou a qualidade da visualização das imagens projetadas nas paredes7 – ao permitir apagar parte das luminárias da sala independente das demais – ao mesmo tempo em que se permitiu que os usuários fizessem anotações durante as aulas, pois as salas não ficaram totalmente escuras. 7 Desconsideraram-se aqui as alterações feitas no sistema de controle da incidência solar, que serão posteriormente mencionadas.

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Por sua vez, o uso de three ways nas salas 318 e 320A, com interruptores localizados nas portas e próximos às áreas de projeção e às janelas não gerou o efeito esperado, uma vez que se esperava que a posição dos interruptores em relação às luminárias controladas aumentasse o uso integrado destas com a iluminação natural e com as tarefas visuais do ambiente, o que não ocorreu. Acredita-se que o não uso dos interruptores localizados à frente da sala ocorreu por dois motivos: embora pareça ser um benefício a existência de novos interruptores mais próximos do professor, principal autor das alterações feitas em sala de aula, os usuários não o utilizaram, ao que tudo indica, por uma questão de hábito. Eles não estão acostumados a terem esse tipo de facilidade nas salas de aula e parece não terem notado a presença destes novos interruptores nas mesmas. Além disso, os three ways fizeram com que em alguns momentos as luzes fossem deixadas acesas ou apagadas indevidamente. Durante a 3ª fase das observações, além da alteração no sistema de controle da incidência solar, na sala 318, o interruptor responsável pelas luminárias próximas à janela foi posicionado junto à porta de entrada e afastado dos demais. Essa alteração se mostrou um estímulo ao menor uso deste em relação aos outros interruptores, embora em alguns momentos os usuários tenham mantido as luminárias deste controle ligadas ao sair dos ambientes. Apesar disso, este é um bom caminho para a criação de novos protótipos a serem testados em trabalhos no futuro, pois garantiu uma mudança de comportamento intuitiva aos usuários. No que diz respeito ao uso do sistema de iluminação artificial integrado à iluminação natural, verificouse que as alterações feitas nos sistemas influenciaram a mudança de comportamento dos usuários, reforçando as conclusões de Norman (2010) de que os usuários são os últimos culpados do uso ineficiente dos sistemas propostos pelos projetistas, visto que este mau uso é uma consequência de falhas de projeto. Esta conclusão reforçou ainda a validade do modelo de melhoria contínua (Fazer - Planejar - Verificar - Agir) aplicado pela ISO 50.001/2011, ao se verificar que ao mesmo tempo em que a cada alteração realizada havia mudanças de comportamento associadas a ela, se observava a necessidade de novos testes para corrigir falhas ou melhorar os sistemas propostos. Na 1ª fase, com os sistemas das salas de aula 318 e 320A como estavam, com circuitos que não permitiam a contribuição da luz natural, contrariando um dos pré-requisitos do RTQ-C para os sistemas de iluminação e com cortinas que, mesmo quando totalmente abertas, bloqueavam parte da incidência da luz solar, não foram verificadas quaisquer relações entre o uso do sistema de iluminação artificial e natural para estas salas, enquanto para a sala 315, em que a divisão das luminárias em circuitos e as persianas do tipo rolô translúcidas permitiam a entrada de luz natural na sala, esta foi considerada em 75% das aulas teóricas observadas. Por outro lado, na 2ª fase, ao alterar o sistema de iluminação das salas de aula 318 e 320A verificou-se uma mudança de comportamento relacionada ao uso do sistema de iluminação para a sala 318, na qual a iluminação natural foi considerada durante as observações feitas no período vespertino – período em que não há incidência de radiação solar direta nesta sala e, que, portanto, permitiriam o uso da luz natural da sala, sem que fosse necessário o uso das cortinas. O fato de, durante esta fase das observações, a iluminação natural não ter sido considerada para o uso das luminárias da sala 320A pareceu ter sido consequência direta dos vidros pintados de branco e das cortinas blackout existentes na sala, que bloqueavam parte da iluminação natural incidente na mesma, fazendo com que esta permanecesse insuficiente para manter uma das luminárias apagadas, conforme observado nos dados de autonomia de luz natural simulados através do programa Daysim. Durante a 3ª fase das observações, com a tinta retirada da janela da sala 320A e com a substituição das cortinas blackout por persianas garantindo maior disponibilidade de luz natural para as salas 318 e 320A,

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verificou-se que o uso da iluminação natural integrada com a iluminação artificial se tornou significativo em ambas as salas, sendo as luminárias próximas à janela da sala 318 mantidas apagadas em 50%8 das aulas observadas e a da sala 320A em 67% das aulas observadas durante esta fase. Por fim, após a fixação dos cartazes verificou-se que inicialmente os usuários mantiveram os antigos hábitos em relação ao acendimento das luminárias – não olhando para os cartazes ao fazê-lo – e as dificuldades associadas ao entendimento de quais eram os interruptores responsáveis por quais luminárias. No entanto, passado algum tempo os usuários leram os cartazes e isso gerou uma mudança de comportamento: a partir da leitura, estes testaram o sistema de iluminação e, verificou-se uma sensibilização no que diz respeito ao uso das luminárias associado à iluminação natural em 87% dos dias observados para a sala 318 e em 67% dos dias observados para a sala 320A. Para a sala 315, por sua vez, embora o sistema também tenha sido testado pelos usuários após a leitura dos cartazes, o comportamento não foi alterado, sendo mantida a relação entre o uso da iluminação natural associada à artificial durante parte das aulas teóricas. Os cartazes contribuíram para a criação de uma padronização dos controles dos sistemas de iluminação existentes na escola. No que diz respeito à manutenção, nesta fase, das dificuldades associadas ao entendimento de quais interruptores eram responsáveis por quais luminárias, acredita-se que a forma utilizada para a representação do “que acende o que?” não foi clara a todos os usuários e percebeu-se que o tempo gasto para ler o cartaz era maior que o tempo gasto para testar o sistema, fazendo com que os usuários preferissem a segunda opção. Para as salas do laboratório, embora a única alteração feita tenha sido a inserção dos cartazes nas mesmas, também foram verificadas alterações no comportamento dos usuários no que diz respeito ao uso do sistema de iluminação artificial, do sistema de controle da incidência solar e do uso destes integrado à iluminação natural. Durante a primeira fase, a iluminação natural foi pouco considerada, não sendo observadas relações entre o uso do sistema de iluminação artificial e esta em nenhuma das salas observadas, embora tenha sido possível observar que a iluminação natural foi considerada para as salas 01 e 02, em função do uso das persianas das bordas das janelas9, aberta em 50% dos dias observados para a sala 01 e em 35% dos dias observados para a sala 02, garantindo maior incidência de luz natural para as duas salas. Por sua vez, após a inserção dos cartazes nestas salas, observou-se que o uso da iluminação natural associada à iluminação artificial, com as luminárias próximas à janela apagadas, ocorreu em 34% dos dias observados. Além disso, o número de vezes em que as persianas das bordas estavam ou foram abertas ou parcialmente abertas também aumentou, ocorrendo em 60% das observações para a sala 01, 50% das observações para a sala 02 e 55,5% das observações para a sala 03. Todavia, apesar desta mudança de comportamento relacionada ao uso do sistema de iluminação artificial, verificou-se que as luminárias próximas à janela eram acesas antes do horário esperado pelas simulações feitas pelo software Daysim, o que indica que possivelmente a disponibilidade de luz natural é menor do que aquela simulada, o que pode ser consequência de dois fatores: a alta densidade do entorno do laboratório, com prédios altos, que sombreiam as salas observadas, ou o fato de a quantidade de luz natural disponível nas salas não ser suficiente de acordo com as expectativas dos usuários, o que vem ao encontro com as regulamentações atuais que exigem níveis de iluminância maiores do que os valores de autonomia de luz natural simulados no software Daysim para a presente pesquisa, que se referem aos valores recomendados pela antiga norma. Outro fator que deve ser mencionado para as salas do laboratório é que, apesar dos diferentes autores das modificações feitas nos sistemas, há respeito às solicitações feitas pelos usuários da sala e, 8 Além da alteração do sistema de controle da incidência solar, para esta fase houve alteração na posição do interruptor responsável pela luminária próxima à janela, sendo este instalado separadamente dos demais, conforme anteriormente mencionado. 9

Persianas posicionadas fora das folhas móveis das janelas, conforme será posteriormente explicado.

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portanto, infere-se que, a mudança de comportamento associada à fixação destes cartazes, pode também estar relacionada a esta “hierarquia” existente no uso dos sistemas destas salas. Verificou-se ainda que os professores que ocupavam as salas durante as observações incentivaram seus alunos a observarem os cartazes. No que diz respeito ao uso das janelas, observou-se que as mesmas foram mantidas abertas ou parcialmente abertas na maior parte dos dias observados durante as quatro fases, tanto nas salas de aula, quanto nas salas do Laboratório. Confirmaram-se ainda as conclusões de Steemers, Yun e Tuohy (2009) que afirmam que a maior interação das pessoas com as janelas se dá na chegada ao ambiente, assim como ocorre com o uso dos interruptores ligar/desligar, sendo os horários de chegada e de saída dos ocupantes da sala, os horários em que houve maior número de interações com a janela. Verificou-se que o tipo de aula e a posição ocupada pelos alunos na sala de aula influenciaram em uma maior ou menor atuação dos mesmos neste sistema. Desse modo, embora na média geral de atuações na janela, os professores tenham sido os principais autores destas, para as aulas práticas e para as aulas em que os alunos se sentavam próximos à janela, eles tenderam a atuar mais nas janelas, se comparados, por exemplo, às atuações nas aulas teóricas e às atuações dos alunos que se sentavam afastados das mesmas. Para as salas do Laboratório, por sua vez, os principais autores das alterações nas janelas foram os primeiros a chegarem à sala. Para as salas de aula, verificou-se ainda que houve um desejo de manter a ventilação cruzada nas mesmas, visto que para todas as fases, durante a maior parte das aulas, as portas foram mantidas abertas e, em mais de um momento os professores deixaram claro que o intuito deles com isso era permitir que a sala ficasse melhor ventilada. Por sua vez, para as salas do LABCON, não era possível a ventilação cruzada em função da posição das mesmas, no primeiro andar, com as janelas voltadas para um muro e com as portas voltadas a um corredor. No que diz respeito ao uso do sistema de controle da incidência solar verificou-se, em todos os ambientes, que seu uso estava mais relacionado ao uso das janelas do que à disponibilidade de luz natural, sendo clara a tendência de se abrir preferencialmente as persianas ou cortinas posicionadas sobre as folhas móveis das janelas. No que diz respeito aos autores das alterações feitas no sistema de controle da incidência solar nas salas de aula, assim como nas salas do LABCON, eles foram majoritariamente aqueles sentados próximos a estes sistemas, o que reforça as conclusões de Crisp (1978) de que os usuários tendem a atuar nos sistemas em função da posição dos seus controles. As alterações feitas no sistema de controle da incidência solar também reforçaram a conclusão de Lindelof e Morel (2006) de que além das atuações feitas nos horários de chegada e de saída, os usuários atuam nos sistemas quando estão incomodados. Os incômodos neste caso se deram em função da incidência de radiação solar direta sobre os usuários, do reflexo nas telas dos computadores e do excesso de iluminação natural. Em todos os ambientes analisados, o maior número de alterações no sistema de controle da incidência solar se deu nos horários em que havia incidência de radiação solar direta nas salas. Desse modo, verificou-se que orientações favoráveis em relação à incidência de radiação solar direta ou protegidas da mesma diminuem significativamente o número de atuações no sistema de controle da incidência solar. Após a instalação das persianas nas salas de aula, observou-se que elas são um sistema mais complexo que as cortinas blackout, o que foi verificado pelo aumento das ocorrências de dificuldade de uso do sistema após a instalação destas. Também houve aumento do número de alterações feitas no mesmo para as salas de aula, principalmente durante as aulas em que houve uso do data-show, causadas pela maior disponibilidade de luz natural, que por vezes dificultou a legibilidade das projeções feitas na parede, o uso das persianas se mostrou uma alternativa mais interessante do que o uso de cortinas blackout nas salas de aula, no que diz respeito ao melhor aproveitamento da luz natural. Observou-se, no entanto, que como a Escola foi projetada em uma época em que não havia o uso de projetores em sala de aula,

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para as salas em que há poucas opções de parede para projeções, como é o caso da 320A, este uso se tornou mais difícil após a instalação das persianas, cujo uso é menos intuitivo do que as cortinas blackout. Isso dificultou a legibilidade das informações projetadas e exigiu sempre a alteração da posição das persianas para a mesma. Apesar do significativo aumento do número de casos observados em que os usuários tiveram dificuldade associadas ao uso das persianas, quando as mesmas foram instaladas, essas dificuldades foram reduzidas após a instalação dos cartazes, o que pode ser uma consequência da adaptação dos usuários ao sistema, da disponibilidade de informações acerca do funcionamento deste sistema aos usuários ou dos usuários terem “descoberto” a melhor posição para as persianas, sem que fosse necessário alterá-las novamente. Para as salas de aula, após a fixação dos cartazes houve um aumento significativo nas alterações feitas na posição das aletas do sistema de controle da incidência solar, indicando uma tentativa de aumentar a disponibilidade de iluminação natural da sala, sem prejudicar a ventilação ou o controle da incidência solar na mesma. Por sua vez, para o Laboratório de Conforto, também com o intuito de aumentar a disponibilidade de luz natural, houve um aumento no número de alterações feitas nas persianas. No LABCON, embora os autores de modo geral tenham sido aqueles que se sentavam próximos às persianas, houve comportamentos distintos entre as salas, associados aos responsáveis pelas alterações nas persianas, o que reforçou a conclusão de Reinhart e Voss (2003) sobre a dificuldade de se criar parâmetros de comportamento para indivíduos isolados.

CONCLUSÕES O objetivo deste trabalho foi analisar o comportamento dos usuários com relação ao uso dos sistemas de iluminação natural e artificial, conjugadamente com o uso do sistema de controle da incidência solar e das janelas e, através da observação destes comportamentos, propor melhorias e verificar o impacto destas nestes sistemas para que possam ser utilizadas em outros edifícios escolares, propiciando melhor eficiência energética aos mesmos. Dentre as conclusões gerais deste trabalho, tem-se que: • As recomendações feitas para o sistema de iluminação, pelos sistemas de etiquetagem – como contribuição de luz natural, divisão de circuitos e existência de diferentes modos de acionamento do sistema de iluminação artificial para as salas de aula – contribuíram para a melhoria do uso do sistema de iluminação em geral, confirmando que não só os usuários influenciam na eficiência do sistema proposto, como também, a maneira como o sistema está proposto influencia no comportamento dos usuários. Desse modo, pela metodologia aplicada neste trabalho de executar alterações e reavaliar o uso do espaço pelos usuários, baseada na ISO 50.001/2011 “Sistemas de Gestão” observou-se que o modelo de “melhoria contínua” foi um caminho interessante a ser percorrido para a melhoria da qualidade dos sistemas existentes, assim como para o entendimento das relações entre o uso dos sistemas e o comportamento dos usuários e que, desse modo, pode ser aplicado em outras edificações. O processo de trabalhar em um ciclo de melhoria contínua é importante, porque as necessidades e gostos dos usuários mudam e aquilo que era bom ontem, hoje não é mais, de modo que o entendimento do usuário é um processo continuo que prevê melhorias nos sistemas, a partir de verificações passadas. • O primeiro usuário a chegar aos ambientes tende a ser o principal responsável por atuar nos sistemas ali existentes. Desse modo, é válido se pensar na disponibilidade de informações acerca dos sistemas instalados e na existência de soluções eficientes e simples aos usuários, como maneiras de incentivar comportamentos, por isso é importante que este usuário encontre condições adequadas ao entrar neste ambiente – tanto de iluminação, quanto de ventilação e de controle da incidência solar.

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• Verificou-se ainda que há indícios de que quando os usuários são informados acerca do funcionamento das edificações, eles tendem a atuar conforme o esperado. Embora não seja possível afirmar que as representações gráficas utilizadas nos cartazes tenham sido claras a todos os usuários da sala, o uso dos cartazes informativos trouxe benefícios no que diz respeito ao maior uso da iluminação natural integrada com a artificial, o que ficou claro pela diminuição do uso das luminárias próximas à janela durante a última fase das observações. Os cartazes não eram notados no momento de chegada dos usuários em sala de aula, no entanto, ao sair, os usuários tendiam a ler os cartazes e, em vários momentos fizeram alterações no sentido de verificar o que estava escrito no mesmo e apagar as luminárias próximas à janela. Como os usuários de uma mesma sala tendem a ser os mesmos ao longo do semestre, infere-se que tenham apreendido o conteúdo dos cartazes. • Observou-se que um dos motivos de dúvidas no uso dos controles disponíveis para os sistemas é a falta de padronização dos mesmos. É recomendável que exista uma lógica no posicionamento destes controles, pois isso irá auxiliar no entendimento dos usuários. Embora os novos controles posicionados na frente das salas de aula, seguindo as conclusões da pesquisa de Crisp (1978) e as recomendações do LEED não tenham originado o resultado esperado, verificou-se através da alteração da posição dos interruptores na sala 318 que ela pode influenciar um comportamento diferenciado relacionado a quais luminárias são acesas. • O uso de sistemas de controle da incidência solar que permitam a entrada de mais luz natural nos ambientes se mostrou uma alternativa interessante para incentivar o uso desta integrada à iluminação artificial, como observado após a substituição das cortinas blackout por persianas. • Verificou-se ainda que, para o caso estudado, o uso do sistema de controle da incidência solar está mais relacionado ao uso das janelas do que à busca por maior disponibilidade de luz natural na sala, com tendência a atuar-se mais nos sistemas existentes sobre as folhas móveis das janelas, do que naqueles localizados sobre as folhas fixas da mesma. Portanto, uma alternativa de sistema de controle da incidência solar a ser testada em outros ambientes quando for necessário o controle da incidência solar é o uso de persianas que cubram duas folhas da janela (uma fixa e uma móvel), simultaneamente, incentivando a abertura do sistema de controle sobre a folha fixa da janela juntamente com a abertura das demais. • A inserção de luminárias de tarefa nos postos de trabalho de cada um dos bolsistas e dos professores do Laboratório de Conforto também seria uma boa alternativa para garantir o conforto dos usuários em sua individualidade. Enquanto alguns preferem mais luz e outros menos, as luminárias de tarefa são uma boa maneira de atender a todos os usuários e de atingir a iluminância necessária na sala, sem que seja necessário alterar o sistema de iluminação existente. Embora este tipo de solução implique em gastos para a Escola, entende-se que ao melhorar a qualidade dos ambientes e atender às normas atuais, estas alterações podem trazer vários benefícios para os usuários e para sua produtividade, refletindo em uma economia futura. • Se os usuários tendem a atuar nos sistemas existentes ao chegar e sair dos ambientes ou quando estão incomodados, conclui-se que os melhores projetos são aqueles que menos necessitam ser alterados pelos usuários. Portanto, ao projetar Escolas ou qualquer outro tipo de edificação os projetistas devem estar atentos aos diversos fatores que podem gerar incômodos nos usuários nos horários iniciais de uso dos ambientes. A escolha de orientações adequadas para cada uma das fachadas, em função das atividades que serão exercidas é um ponto que deve ser observado, assim como trabalhar elementos externos, como brises, prateleiras de luz, ou outros tipos de proteções em fachadas que garantam o conforto interno dos ambientes sem necessitar do uso de elementos de proteção interna, que precisem dos usuários para alterá-los. A sala 315 é um bom exemplo disto: a sala possui suas aberturas orientadas nas fachadas norte

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e sul. A fachada sul é uma orientação adequada para salas de aula, pois permite boa iluminação natural, sem incidência de radiação solar direta. Por sua vez, a fachada norte, embora receba radiação solar durante alguns períodos do ano, foi protegida por um brise soleil, que controla esta radiação. Com isso, embora existam rolôs na sala, eles são pouco utilizados. Assim, o usuário tem a possibilidade de utilizar o sistema, mas não precisa, pois ele não se sente incomodado pelo excesso de radiação solar. Além disso, ao ter aberturas em duas fachadas opostas garante-se a ventilação cruzada, sem que seja necessário manter a porta aberta. Por outro lado, salas como a 320A cuja abertura se localiza na fachada oeste e não possui proteção, recebem radiação solar intensa e aumentam a tendência de que o usuário atue mais no sistema, por estar incomodado com o excesso de radiação solar da sala e com o aumento da temperatura interna da mesma, por consequência desta radiação. Soluções como o uso do brise soleil seriam bastante positivas para esta sala. O incomodo ocasionado pela orientação das salas em fachadas oeste, sem proteção também foi observado nas três salas do Laboratório de Conforto, cuja posição das persianas foi alterada diversas vezes durante um mesmo dia. As pessoas sobem as persianas para garantir a renovação do ar e abaixam as mesmas para se proteger da radiação solar direta no período da tarde. O uso de brise soleil em fachadas com incidência de radiação solar, embora em um primeiro momento agregue custo à construção do edifício, é recomendado pelos benefícios que ele traz aos usuários da sala. A eficiência das edificações não depende apenas do uso de equipamentos eficientes, mas também da concepção arquitetônica da edificação. Quando o projeto é pensado de maneira holística, se consegue aproveitar melhor a disponibilidade de luz natural sem o uso de cortinas ou persianas, se garante a qualidade térmica dos ambientes sem que seja necessário o uso de equipamentos de ventilação mecânica e sem que haja interrupções nas atividades por conta de ruídos externos ou outras interferências. • Verificou-se que o uso do data-show influencia no uso do sistema de iluminação das salas de aula e que, por vezes o excesso de luz natural atrapalha as projeções. O uso de novos modelos de equipamentos de projeção, que permitam a legibilidade das informações projetadas independente da quantidade de luz incidente na sala é uma boa opção aos antigos equipamentos e não exigem adaptações na arquitetura para o uso dos mesmos. Desse modo, reconhece-se que os projetos não são estáticos, as necessidades mudam, assim como os usuários de cada um dos espaços. No entanto, a cada modificação feita nos projetos executados, deveriam ser feitos planejamentos para se avaliar em quais outros aspectos do projeto uma determinada alteração influencia. As decisões tomadas devem contemplar o cumprimento das legislações vigentes na época da alteração, a qualidade dos ambientes alterados e, principalmente o bem-estar dos usuários destes ambientes, que não devem simplesmente ser forçados a se adaptar à arquitetura que lhes é entregue. As alterações feitas em projetos antigos, assim como os novos projetos, devem seguir os atuais conceitos acerca do papel do usuário na arquitetura descrita por Lino, Villela e Figueiredo (2009), que classificam o usuário como detentores de um papel efetivo na arquitetura. É difícil o processo de compreender o usuário, principalmente porque, conforme afirmado por Mahdavi e Proglhof (2009), não existe um comportamento humano-tipo, e sim tendências de comportamento, que são alteradas a todo instante, o que dificulta qualquer tipo de padronização. No entanto, isso não significa que devemos deixá-lo de lado, mas sim, que a tarefa de entendê-los deve ser feita a cada novo projeto. Por fim, conclui-se que é apenas observando o usuário que se consegue entendê-lo e é apenas após entendêlo que se consegue fazer bons projetos. A forma como se projeta influencia enormemente na forma como os usuários agem em uma determinada edificação e os pressupostos básicos da Eficiência Energética não podem ser esquecidos: os usuários precisam através de bons projetos ter mantidas as condições de

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conforto, de segurança e de produtividade, com soluções que incentivem e permitam o uso racional dos recursos energéticos. Os projetos devem não só permitir como incentivar o aproveitamento da iluminação natural e da ventilação.

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BRASIL EFICIÊNCIA ENERGÉTICA NO PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO COM FOCO NAS EMISSÕES DE CO2 LUIZ FILIPE ALVES CORDEIRO Orientação: professor Ronaldo R. B de Aquino

RESUMO

A energia está atualmente em foco no mundo todo. Este trabalho descreve a aplicação de modelagem, controle e inteligência artificial para melhorar a eficiência energética em sistemas de bombeamento. Esta abordagem de inteligência artificial pode ser aplicada a sistemas industriais, a fim de reduzir o consumo de energia. Entre as contribuições desse trabalho esta investigar o problema das emissões de dióxido de gases de efeito estufa (particularmente dióxido de carbono) derivado da geração termelétrica no Brasil. Para isso, foi projetado um modelo que quantifica as emissões dióxido de carbono (CO2) e procura otimizar o sistema. Para isso, foi utilizado o plano de decenal de expansão e comparado os cenário estudados através da otimização por emissão e custo total da geração.

PALAVRAS CHAVE: Eficiência Energética, Emissões de CO2, Otimização Geração de Energia, Redes Neurais Artificiais

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INTRODUÇÃO A mudança climática é um fenômeno natural e apresenta períodos de mudanças intensas durante a história da Terra. Porém, a rapidez da alteração climática das últimas décadas é considerada pelos cientistas um fenômeno atípico. No Acordo de Copenhague (2009), uma declaração de suma relevância foi realizada: “A mudança climática é um dos maiores desafios do nosso tempo [1]. Diversos estudos confirmam que a elevação da temperatura média da Terra e o aumento do nível dos mares pelo derretimento das áreas geladas são evidências da intensificação de gases do efeito estufa. De acordo com o Painel Intergovernamental sobre Mudança do Clima (IPCC) [2], as emissões de gases do efeito estufa provenientes das atividades da sociedade duplicaram nas últimas quatro décadas. Do total dessas emissões, quase 80% corresponde ao dióxido de carbono, que nessa época teve um aumento de 21 para 38 gigatoneladas (Gt). O aumento de emissões de dióxido de carbono equivalente foi bem maior nas últimas duas décadas, do que nas duas primeiras. Vale salientar que os setores que mais contribuíram para o aumento de emissões foram energia, transporte e a indústria. Atualmente, estudos sugerem que o planeta está próximo aos 50 Gt CO2 e poderá chegar a 61 Gt em 2020 e 70 Gt em 2030. Sendo assim, em março de 2009, na Conferência da ONU sobre Mudanças Climáticas em Copenhague [1], os governos decidiram coletivamente que o mundo precisa para limitar a aumento da temperatura média global a não mais que 2 graus Celsius e as negociações internacionais estão empenhadas para esse fim [3]. Como a energia e a indústria são os setores que mais contribuem para o aumento das emissões, tornamse os principais condutores da política energética nas próximas décadas [4]. Nesse aspecto, percebe-se que a nível mundial, a União Europeia é líder na tomada de medidas para mitigar a mudança climática [5] , pois, foi estabelecido o chamado pacto 20-20-20 em metas de redução: (1) reduzir as emissões de CO2 em pelo menos 20%; (2) aumentar a proporção de energias renováveis em sua energia misturar a 20% ; (3) reduzir o seu consumo de energia em 20% até 2020. A nível nacional percebe-se que o Brasil, quando da celebração do Protocolo de Kyoto, não foi obrigado a adotar metas de redução de emissões de gases de efeito estufa, porém, isso não o exime de participar do esforço mundial de mitigação. Sendo assim, constata-se que alguns estudos específicos de grande importância para este setor no Brasil foram os realizados por MCKINSEY [6] e LA ROVERE [7]. Ambos indicam potenciais de redução de emissões para o médio/longo prazo para alguns sub-setores e estimam custos de abatimento. Embora estes trabalhos sejam muito ricos, e sirvam de ponto de partida para a discussão e a análise das medidas de mitigação no setor, possivelmente não puderam se aprofundar em certos detalhes pela grande variedade e complexidade de setores. Fazendo um breve histórico, constata-se que em 1979, foi realizada a Primeira Conferência Mundial do Clima que apontou para a necessidade de uma cooperação entre as Nações para o desenvolvimento de uma estratégia global para o entendimento do funcionamento e uso racional do sistema climático. Em 1989, foi criado o Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC) com o objetivo de fornecer aos governos uma visão científica clara sobre o que está acontecendo com o clima mundial.

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Em 1992, foi criada a Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) que reuniu os países num esforço para estabilizar as concentrações de gases de efeito estufa (GEE) na atmosfera em um nível que não interfira de forma perigosa no sistema climático, freando o aquecimento global e seus possíveis impactos. Em 1997, a criação do Protocolo de Quioto, que trouxe compromissos reais e estabeleceu que os países incluídos no Anexo I desse protocolo devem reduzir suas emissões de GEE em pelo menos 5% abaixo dos níveis de 1990 no período de 2008 a 2012. Em 2009 foi instituída no país a Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), por meio da Lei nº12.187/2009, que entre seus objetivos busca a compatibilização do desenvolvimento econômico-social com a proteção do sistema climático e a redução das emissões de gases de efeito estuta em relação as suas diferentes fontes, definindo o compromisso nacional voluntário de adoção de ações de mitigação com vistas a reduzir suas emissões de gases de efeito estufa (GEE) entre 36,1% e 38,9% em relação às emissões projetadas até 2020. Do exposto acima, percebe-se uma lacuna significativa nas avaliações do potencial de mitigação existente no Brasil, mais especificamente, no setor elétrico. Uma investigação mais detalhada poderia incluir desde medidas mais simples de conservação de energia e eficiência energética no consumo de energia elétrica, bem como às possibilidades mais complexas visando a redução das emissões de GEE a médio e longo prazo. Outra lacuna relevante é a análise do planejamento da expansão do sistema elétrico brasileiro, visando não só a segurança no quesito confiabilidade, mas também a minimização das emissões de CO2 pela utilização de uma matriz energética mais limpa. Sendo assim, para contextualizar a realidade brasileira é de suma importância a análise da atual situação brasileira, em termos de emissão de dióxido de carbono (CO2) na geração e no consumo de energia elétrica. Iniciando pela geração, na Tabela 1.1 é apresentado o fator médio anual do Sistema Interligado Nacional (SIN), para uma análise ainda mais detalhada, das emissões provenientes da Geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis. Tabela 1. 1 Fator médio anual do SIN Ano

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Fator médio anual (gCO2 /kWh)

32,32

29,18

48,38

24,50

51,28

29,20

65,34

96,03

135,49

20.128

18.669

36.489

16.307

37.497

25.982

53.405

93.104

125.635

Geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis (GWh/ano)

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Analisando a Tabela 1.1 constata-se que, devido a utilização cada vez maior de geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis, o fator médio anual de emissão de CO2 aumentou consideravelmente nos últimos anos. Do ano de 2009 para o ano de 2014 o aumento foi de mais de 450%. Ou seja, a geração do setor elétrico brasileiro está cada vez mais emitindo mais dióxido de carbono. Em relação ao consumo, na Figura 1.1 é apresentada também a série histórica das emissões de CO2 emitidas pela energia elétrica no Brasil.

Consumo de Energia Elétrica 500,000 450,000 400,000 350,000 300,000 250,000 200,000 150,000 100,000 50,000

Nacional

2011

2008

2005

2002

1999

1996

1993

1990

1987

1984

1981

1978

1975

1972

1969

1966

1963

1960

Indústria

Figura 1. 1 – Consumo de eletricidade no Brasil ao longo de décadas Fonte: Elaboração Própria a partir de EPE/BEN/2014 Através da Figura 1.1, constata-se que no lado do consumo também é constante o aumento de emissões no lado do consumo de energia elétrica no Brasil. Em resumo, tem-se um quadro que justifica um estudo mais aprofundado, ou seja: • o Brasil precisa combater as emissões de gases que causam o aquecimento global, referente às emissões provenientes da Geração com a utilização cada vez maior de térmicas. • No lado do consumo, o setor industrial tem um papel importante no país e há indicações da existência de um elevado potencial de mitigação existente. • Por fim, é urgente a necessidade da segurança energética e ambiental. Com isso, esse trabalho propõe no lado da geração a otimização do sistema elétrico brasileiro baseado na otimização de CO2 ao invés de custo como é realizado atualmente. E, no lado do consumo, a utilização de técnicas de redes neurais dedicadas a eficiência energética na indústria.

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METODOLOGIA GERAÇÃO A operação diária de um sistema elétrico de potência envolve o despacho de usinas hidroelétricas, térmicas e eólicas. Devido à grande dimensão dos sistemas elétricos, o despacho das usinas é uma tarefa extremamente complexa, podendo ser realizada de modo eficiente, buscando o menor custo e o maior nível de segurança, com um auxílio de um programa de Despacho Hidrotérmico-Eólico Ótimo (DHO). O Sistema Interligado Nacional (SIN) é composto dos sistemas de geração e de transmissão de energia elétrica. O sistema de geração tem a característica descentralizada devido à grande dimensionalidade do país. Desta forma, as fontes geradoras de grande porte são distribuídas ao longo de todo território nacional. O planejamento da operação de um sistema elétrico tem como objetivo definir uma estratégia de geração para cada usina que minimiza o valor esperado dos custos operativos no período de planejamento [8]. Os custos operativos referem-se aos gastos com combustíveis nas usinas termoelétricas, custos de não atendimento à carga e eventuais compras de energia de sistemas vizinhos (intercâmbio). A interligação entre sistemas vizinhos permite uma redução dos custos de operação, por meio do intercâmbio de energia e um aumento da confiabilidade de fornecimento, por meio da repartição de reservas [9]. Caso um sistema possua um custo de operação mais elevado que um vizinho, o mais econômico seria transferir a energia do sistema de custo de operação mais barato para o sistema de custo de operação mais elevado. Os intercâmbios de energia entre sistemas contendo usinas térmicas resultam na otimização global dos custos de operação do sistema interligado. Este trabalho apresenta um programa computacional de DHO, desenvolvido a partir do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento “Modelo de Otimização da Simulação Energética de Energia Eólica e Outras Fontes no NE” fruto da parceria entre CHESF e UFPE. Os problemas de DHO são formulados nesse trabalho como problemas de programação linear (PL). Devido ao histórico de êxito dos métodos de pontos interiores (PI) na solução de problemas de PL de grande porte [10,11], os problemas de DHO são resolvidos pelos algoritmos Primal-Dual Simples e Primal-Dual Preditor Corretor de PI. Esse trabalho contribui com o desenvolvimento de um programa computacional de DHO voltado a função de otimização “CO2”, bem como na formulação de problemas de DHO e na solução dos mesmos por meio dos algoritmos de PI. Otimização por CO2 Neste trabalho, definiu-se uma metodologia para mensurar as emissões de CO2 por tipo de combustível, utilizando os critérios adotados no relatório do IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), conforme Tabela 2.1. A função objetivo adotada, neste caso, é de minimização do valor presente das emissões de CO2 provenientes da geração térmica e de déficit. As emissões de gás carbônico foram quantificadas de modo a estimar valores de emissões para as usinas termelétricas. Semelhantemente a otimização por custos de geração térmica e de déficit utilizou-se o dhoVisual.

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Tabela 2.1 Fator de emissão por tipo de combustível Fator de Emissão de Carbono

Fração de Oxidação do Carbono

Emissão (tCO2/Un)

tC/KWh

tCO2/KWh

35.52

20.2

0.99

2604.54

72.72

65,34

106l

40.15

21.1

0.99

3075.21

75.96

266.64

Carvão

1000t

11.93

26.2

0.98

1106.01

94.32

278.52

Gás Natural

106m3

36.84

15.3

0.995

2056.39

55.08

345.84

COMBUSTIVEL

UNIDADE

TJ/UNID

Oléo Diesel

1000m³

Oleo Combustivel

Função Objetivo

min EMISSÕES = min ∑Tt=1 λt • [ ∑Jj=1 ETj (GTj,t) + ∑Ss=1 EDs (DEFs,t)] λt =

1 (1+β)t

Onde: λt : coeficiente de valor presente para o período t; GTj,t : geração da usina térmica i durante o período t [MWmês]; ETj : emissões da usina térmica j para o período t [CO2]; EDs : emissões do déficit do sistema s [CO2]. A função ETj é uma função que representa as Emissões da usina térmica, que depende do tipo de combustível utilizado pela usina e será aproximado por um polinômio do segundo grau. O valor “ambiental” dos déficits de energia representado pela variável EDs, a função de custo de emissões de déficit do subsistema s [CO2], deve representar o impacto causado pelo não suprimento da demanda de energia nas diferentes atividades econômicas do país, este custo está representado por um polinômio de segundo grau, obtido por aproximação quadrática da função linear por partes definida pelo NEWAVE[12]. Semelhante a otimização da função custo, a restrição de balanço hídrico e de atendimento a demanda são realizadas da mesma forma. Com essa ferramenta acima, o Operador Nacional de Sistema (ONS) será capaz de operar o sistema com o intuito a minimizar as emissões de CO2 ao invés da operação atual que visa o menor custo e a segurança.

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Vale a pena ressaltar que na sessão de resultados pode-se são realizadas simulações com os dois tipos de otimizações para efeitos de comparação. Por fim, vale informar que serão feitas simulações com redução de consumo de energia em 5% para verificar como o sistema se comportaria caso fosse implantada políticas de eficiência energética no consumo como as propostas nesse trabalho. CONSUMO A melhoria da eficiência energética é considerada como a forma mais rápida e mais barata de reduzir as emissões de CO2, ela é vista como uma das medidas mais promissoras para a redução global das emissões de CO2 [13]. E ainda, baseado nos casos de sucesso como na União européia, cujo potencial de economia de energia elétrica nos setores terciário e industrial são da ordem de 8 TWh/ano até 2015, com aplicação de inversores em cargas como: ventiladores, bombas, compressores e esteiras transportadoras[14 e 15]. Com isso, no intuito de promover ações que busquem a minimização das emissões de CO2, através do uso da eficiência energética foram desenvolvidos experimento no Laboratório de Eficiência em Sistemas Motrizes – LAMOTRIZ, a proposta de um método de economia de energia e eficiência energética no setor que mais consome energia no país: indústria. E, dentro desse setor, o sistema que mais consome energia: o de bombeamento. Dessa forma, contribui diretamente com as metas de redução de emissões de CO2. Salienta-se ainda que já foram obtidos resultados relevantes [16, 17 e 18]. Eles mostram que o setor industrial no Brasil ainda apresenta grande potencial de redução de consumo de energia elétrica e consequentemente de emissões para o médio/longo prazo. Nesta proposta, faz necessário apresentar os resultados já obtidos no Lamotriz da UFPE em Sistemas de Bombeamento. Inicialmente, a metodologia consiste na substituição do controle de vazão do sistema por válvula estrangulada pela utilização do inversor de frequência. NA sessão de resultados, percebe-se que a simples troca da válvula estrangulada pelo inversor de frequência pode trazer ganhos de economia de energia considerados. Por fim, salienta-se que como o nosso foco é a redução de GEE, não se tecerá outros detalhes como redução de corrente de partida, menores danos de pressões na tubulação, economia financeira, menor manutenção do sistema, etc. Em busca de ganhos ainda maiores, no Lamotriz, foram aplicadas técnicas de Inteligência Artificial visando auxiliar o controle de fluxo com o inversor de frequência. Considerando que o setor industrial é responsável por quase metade das emissões de CO2 do sistema elétrico brasileiro, conclui-se que investindo nesse setor, conforme tecnologia abordada pode-se obter considerável redução quando utilizado em sistemas industriais que já apresentam algum avanço como a utilização do inversor de frequência. Dessa forma, a proposta de mitigação das emissões de CO2 consiste em implantar junto às indústrias as medidas propostas acima.

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RESULTADOS RESULTADOS NA GERAÇÃO Utilizando o dhoVisual, escolheu-se o cenário com o mercado iniciando em 2013, simulando-se 5 anos, com a base de dados operativos do PDE 2022, e escolhendo algumas hidrologias, tais como, 1949~1953 no caso de 5 anos para título de análise dos cenários energéticos, os resultados obtidos são demonstrados, que demonstra o comportamento do Custo Marginal de Operação(CMO), que é a variação do custo operativo necessário para atender 1 MWh adicional de demanda, utilizando os recursos existentes. Na Figura 3.1 é apresentada uma comparação entre o Custo Marginal de Operação entre o mercado normal e o mercado conservado 5%. Nesse caso, a otimização esta sendo realizada por custo.

Custo Marginal de Operação (1949-1953)

Figura 3.1 – Custo Marginal da Média referente ao período hidrológico de 1949-1953 Analisando a Figura 3.1, mais especificamente a linha azul, nota-se que a hidrologia de 1949~1953, apresenta um CMO elevado, situação de elevados CMOs é reflexo dos baixos níveis de armazenamento verificados no SIN, e a partir de maio de 2016 esse CMO, eleva-se consideravelmente para valores de até 2.200,00 R$/MWh. Vale salientar que, conforme já informado, esses são valores médios, porém em alguns anos o CMO atingiu o patamar de 3.100,00 R$/MWh, mantendo-se assim até o fim do período de estudo, esse valor representa o custo de déficit, ou seja, o sistema hidrotérmico, para esse condição hidrológica, não consegue atender a demanda existente de energia elétrica. Por outro lado, quando é analisada a linha verde desta Figura 3.1, constatam-se valores bem inferiores chegando a quase cinco vezes menores nos períodos críticos. E ainda, vale informar que não haveria déficits no período se o mercado estivesse 5% reduzido através de formas eficiente e conservação de energia. Analogamente ao modelo de otimização pelos custos de operação das térmicas e déficits já tratado anteriormente, onde se verifica o Custo Marginal de Operação (CMO); será adotado para efeito desta tese, no caso da otimização utilizando como custo as emissões de CO2 das respectivas térmicas, o que intitularemos de Emissão Marginal de Operação (EMO).

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Vale salientar que a EMO será de suma importância nesse trabalho para avaliar os resultados das simulações dos diversos casos analisados, buscando sempre um planejamento do sistema elétrico com maior segurança ambiental, isto é, minimizando-se o máximo as emissões de dióxido de carbono. A partir da Figura 3.2 constata-se a comparação para o caso das emissões de CO2, ressalta-se que nesse caso, utilizou-se a otimização do DHO por CO2, conforme metodologia descrita no capítulo anterior.

Emissão Marginal de Operação (1949-1953)

Figura 3.2 – Emissão Marginal da Média referente ao período hidrológico de 1949-1953 Através da análise da Figura 3.2, nota-se que para esta hidrologia de seca, as emissões de CO2, elevam-se consideravelmente a partir de maio de 2016, atingindo valores bem elevados da ordem de 7,4 tCO2/MWh. Por outro lado, quando é visualizado o mercado 5% conservado, percebe-se que esses valores a caem consideravelmente chegando a mais de duas vezes menos emissões de CO2. Dando continuidade a análise através da conservação de energia. Segue mais algumas simulações realizadas no DHO Visual. Para enriquecer ainda mais o nosso estudo, foi realizado uma simulação escolhendo uma hidrologia de dez anos. Escolheu-se para esse caso o decênio de 1946 a 1955, conforme Tabela 3.1 Tabela 3.1 Comparação Mercado Conservado ANO

CONSERVAÇÃO ENERGIA

Custo Alternativa

Economia (%)

Emissão tCO2

1946 - 1955

NORMAL

1.55x1012

5.95x1011

62%

8.34x1014

10%

3.21x1011

79%

5.27x1014

1.13x1015

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Da Tabela 3.1, percebe-se o quanto custo total em R$ reduz-se consideravelmente com a economia do mercado atingindo níveis de 70% de redução. Salienta-se também a redução considerável das emissões de CO2. Ou seja, é de suma relevância para mitigação das emissões de CO2 nesse país que se invista cada vez mais em políticas de eficiência energética. Através da análise do decênio de 1946 a 1955, percebe-se mais uma vez valores consideráveis a título de custos e de emissões de CO2. Tabela 3.3 Resumo da otimização por CO2 para o decênio de 1946-1955 ANO

CONSERVAÇÃO ENERGIA

Custo Alternativa

Acréscimo R$ comparado a otimização por custo

1946 - 1955

NORMAL

1.70 x1012

0.15 x1012

1.08x1015

0.05x1015

7.76x1011

1.81x1011

7.90x1014

0.44x1014

10%

3.43x1011

0.22x1011

4.97x1014

0.30x1014

Emissão tCO2

Economia CO2 comparado a otimização por custo

Da Tabela 3.3, percebe-se que otimizando por CO2, o custo pode até vim a elevar um pouco, mas, também a uma redução considerável das emissões de CO2. Constata-se que considerando o mercado normal, só o fato da otimização por CO2 as emissões evitadas foi da ordem de 0.05x1015. Enquanto que o custo há um acréscimo da ordem de 0.15x1012.

Operation’s Marginal Cost (1949-1953)

Figura 3.3 –Comparação do Custo Marginal de Operação entre os mercados

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Para ilustrar melhor, na Figura 3.3, observa-se que o sistema normal é mostrado na roxa, enquanto que a curva verde e azul apresenta o sistema com a conservação de 5 e 10% respectivamente. Como esperado o valor do custo de operação para os cenários em que há conservação são bem inferiores ao cenário normal em que não há conservação. O Custo Marginal de Operação cai da ordem de R$2200,00 para valores abaixo de R$100,00. Na Figura 3.4 é apresentada o que intitulamos de Emissão Marginal de Operação (EMO).

Emissão Marginal de Operação (1949-1953)

Figura 3.4 – Emissão Marginal de Operação entre os Cenários Outra forma de se visualizar a importância da conservação de energia está esboçada na Figura 3.4. É visível o quanto a mitigação de CO2 cai de quase 8 tCO2/MWh para abaixo de 1 tCO2/MWh. Isso implica em minimização de danos ao meio ambiente. RESULTADOS NO CONTROLE Inicialmente, os resultados apresentados na Tabela 3.4 são referentes à medida de substituição do controle de vazão do sistema por válvula estrangulada pela utilização do inversor de frequência. Tabela 3.4 Índices de Economia utilizando Inversor de Frequência ao invés de Válvula Estrangulada Estrangulamento da Válvula

Economia

30%

50%

39%

70%

74%

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Observa-se que a simples troca da válvula estrangulada pelo inversor de frequência pode trazer ganhos de economia de energia considerados. É importante também frisar que quando aplicado essa troca em grandes indústrias isso pode trazer inúmeros ganhos de economia de energia e consequentemente menos emissões de CO2. Sendo assim, constata-se que se aplicada técnicas semelhantes a essa, nas indústrias que ainda utilize o controle por válvula estrangulada, poderia se obter reduções de emissões nesses sistemas de até 70%. A Tabela 3.5 apresenta a segunda análise referente ao consumo. Nesse caso, a comparação é feita não só pela utilização do inversor de frequência, mas também com ferramentas de inteligência artificial dedicada eficiência energética. Tabela 3.5 Comparação do consumo de energia para reservatório a 3m com e sem RNA. Volume (L)

Energia Consumida (s/RNA) (Wh)

Energia Consumida (c/RNA) (Wh)

Economia (Wh)

32,1

100

32,1

150

31,3

200

110

30,9

300

165

112

32,1

400

219

148

32,4

500

275

188

31,6

Os dados obtidos através de experimentos reais apresentam uma sensível redução no consumo de energia. Em termos percentuais, com a RNA controlando o sistema os ganhos são da ordem de 30%. Pode-se observar também que a economia de energia (W.h) aumenta significativamente com o aumento do volume requerido. Ou seja, em sistemas de grande porte (milhares de litros) a economia de energia será significativa. Considerando que o setor industrial é responsável por quase metade das emissões de CO2 do sistema elétrico brasileiro, conclui-se que investindo nesse setor, conforme tecnologia abordada pode-se obter redução nas emissões de até 30% quando utilizado em sistemas industriais que já apresentam algum avanço como a utilização do inversor de frequência. Vale ressaltar também que se comparado com o controle de vazão tradicionalmente utilizado na indústria (estrangulamento de válvula) essa economia de energia é bem maior para obter a mesma vazão, conforme Tabela 2.4

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Tabela 2.4 Comparação do consumo de energia para os reservatório a 3m com RNA e com controle tradicional (estrangulamento de válvula). Volume (L)

Energia Consumida (Válvula Estrangulada) (Wh)

Energia Consumida (c/RNA) (Wh)

Economia (Wh)

52.5

100

55,3

150

121

52,9

200

170

55,3

300

252

112

140

55,6

400

335

148

187

55,8

500

419

188

231

55,1

Os dados apresentados na Tabela 2.4 demonstram uma elevada economia de energia ao ser aplicado o controle inteligente ao invés do controle tradicional (estrangulamento de válvula) resultando em uma economia da ordem de 55%. Como se pode observar quando a comparação é feita com sistemas que não existem inversores de frequência (ainda muito comum na indústria brasileira), a redução de CO2 ultrapasse os 50%. É importante frisar que, embora os resultados tenham sido obtidos de sistemas de bombeamento, a ideia do controle eficiente com redes neurais pode ser implantado em qualquer sistema industrial.

CONCLUSÃO Os objetivos iniciais dessa proposta de tese foram alcançados. Inicialmente foi feita uma análise do atual sistema elétrico brasileiro em seus principais aspectos, tanto na geração verificando a segurança energética e ambiental; como no consumo, ao se analisar o crescimento constante e gradual da carga e consequentemente o aumento nas emissões de gases de efeito estufa. Algumas simulações para a geração e o consumo de energia elétrica foram implementados e constata-se que se continuar a projeção atual, a tendência é a cada ano que se passa as emissões provenientes da geração e do consumo aumentarem consideravelmente. Em relação ao consumo, constata-se claramente que ainda existe um potencial muito grande de economia de energia elétrica através do uso de técnicas de eficiência energética, tais como, as propostas simuladas no sistema de bombeamento do LAMOTRIZ, podendo ser utilizada como protótipo de testes de grandes processos industriais que buscam aumentar a eficiência energética e melhorar a qualidade de energia desses sistemas. Salienta-se ainda que todo o trabalho de mitigação do consumo, pode ser implementado em sistemas motrizes industriais de uma forma geral, tais como, compressores e exaustores.

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Assim, pelos resultados expostos acima, constata-se que é viável uma redução considerável de emissões de CO2 no setor elétrico pela adoção de medidas de eficiência aplicadas a plantas industriais. Isto é, a mitigação de CO2 no consumo de energia elétrica depende dos tomadores de decisão, visto que é notório o potencial desse setor na contribuição da redução de dióxido de carbono. Por fim, em relação a geração, ficou claro que um bom planejamento energético pautado na otimização por CO2 pode trazer ganhos significativos para o meio ambiente. De acordo com os resultados ficou claro que a mitigação pode ocorrer tanto pela ampliação do parque de energia nuclear como também pela otimização de CO2. Pois, esta vai fornecer subsídios aos tomadores de decisão para escolher a térmica menos poluente.

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BRASIL APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DE RESÍDUOS SÓLIDOS URBANOS: ESTUDO DE CASO NO MUNICÍPIO DE ITANHAÉM-SP. LUIZ HENRIQUE TARGA GONÇALVES MIRANDA Orientação: Prof. (a) Dr. (a) Suani Teixeira Coelho

RESUMO

O rápido desenvolvimento tecnológico e econômico promove pelas gerações atuais grande desperdício, o que resulta em uma enorme geração de resíduos. O Brasil gera aproximadamente 209 mil toneladas de resíduos diários, a grande questão é que apenas 190 mil toneladas são coletados e dentre esse montante apenas 60% possui uma destinação adequada. Não por menos, as capacidades dos sistemas tradicionais de disposição já estão chegando ao seu limite, necessitando de alternativas para a destinação final. Por esta preocupação, a Política Nacional de Resíduos Sólidos entrou em vigor obrigando que todos os municípios desenvolvessem um Plano de Gestão Integrado de Resíduos Sólidos. A maior preocupação é com municípios de pequeno e médio porte, onde não existe conhecimento e nem corpo técnico especializado sobre o assunto, necessitando de consultorias externas. Ainda existe outra questão envolvendo os municípios litorâneos do Estado de São Paulo, onde eles precisam percorrer centenas de quilômetros para dispor de maneira adequada os seus resíduos. Isso ocorre com o Município de Itanhaém, considerado de médio porte, com a necessidade de dispor seu resíduo a 110 km de distância da geração, acarretando grandes gastos para o município. Pensando em uma forma de solucionar esta questão, o presente trabalho desenvolveu estudos de viabilidade técnica resultando na tecnologia de gaseificação como a que mais se adapta para o estudo de caso em questão, fornecendo a destinação adequada dos resíduos sólidos urbanos, além de gerar energia elétrica capaz de abastecer 4.730 residências – equivalente a 22% da população de Itanhaém. PALAVRAS CHAVE: resíduos sólidos, aproveitamento energético, gaseificação.

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INTRODUÇÃO A postura da sociedade atual, convivendo com a imposição de padrões de consumo e crescente utilização de produtos com menores ciclos de vida e de embalagens descartáveis, tem gerado uma grande quantidade de resíduos sólidos urbanos (RSU). A capacidade dos sistemas tradicionais de disposição já está chegando a seu limite, necessitando de alternativas para a destinação final dos bens após seu consumo (Gonçalves, Tanaka e Amedomar, 2013). Segundo dados da ABRELPE (2013), a geração diária de resíduos, no cenário brasileiro, teve acréscimo de 4,1%, entre 2012 e 2013 (Figura 1). Evolução semelhante ocorreu com a coleta destes resíduos, com crescimento de 4,4% (Figura 2). Apesar disso, existem cerca de 20.000 toneladas de resíduos gerados diariamente sem sua coleta, cujo destino é desconhecido, sendo um deles provavelmente os lixões. Vale ressaltar que mesmo os RSU coletados, não necessariamente possuem sua destinação correta, conforme Figura 3, onde é possível verificar que 41,74% dos resíduos gerados no Brasil possuem destinação inadequada. Destinação final en 2013 (t/dia)

Coleta RSU (t/dia)

Geração RSU (t/dia)

ADECUADO 58,26% 110.232 t/dia

INADECUADO 41,74% 78.987 t/dia

Figura 1 - Geração de resíduos sólidos urbanos. Fonte: ABRELPE, 2013.

Figura 2 - Coleta de resíduos sólidos urbanos. Fonte: ABRELPE, 2013.

Figura 3 - Destinação final dos resíduos sólidos urbanos no cenário brasileiro Fonte: ABRELPE, 2013.

Todo esse resíduo lançado em lixões e aterros controlados causam grandes impactos para a saúde pública e para o meio ambiente, com as emissões de gases nocivos e de efeito estufa, degradação do solo e poluição dos corpos hídricos pelo chorume gerado, além da proliferação de vetores. Devido a esta preocupação que a nova Política Nacional de Resíduos Sólidos - PNRS (Lei nº 12.305, de 2 de agosto de 2010) trata sobre “diretrizes relativas à gestão integrada e ao gerenciamento de resíduos sólidos, incluídos os perigosos, às responsabilidades dos geradores e do poder público e aos instrumentos econômicos aplicáveis”. Desta forma, ela estabelece a responsabilidade direta e indireta pelo gerenciamento dos resíduos sólidos. Nesses termos, a contratação de serviço de coleta, armazenamento, transporte, transbordo, tratamento, destinação e disposição final de resíduos sólidos, não isenta os responsáveis pela elaboração do Plano

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de Gerenciamento de Resíduos Sólidos por danos que vierem a ser provocados pelo gerenciamento inadequado dos mesmos. Com isso, o município também arcará por qualquer dano ao meio ou a terceiros pelo processo de destinação do resíduo gerado no seu território. Visando esta disposição final de forma correta, os municípios possuem algumas alternativas para fazê-lo, algumas em conjunto com alternativas complementares e outras de forma única, sendo elas: • Reciclagem + complemento; Compostagem + complemento; Aterros Sanitários; Biodigestores; Incineração; Pirólise; Gaseificação; Plasma; Coprocessamento em forno de Clínquer. A reciclagem é uma realidade adotada pela grande maioria dos municípios, seja por “ecopontos”, coleta seletiva ou pelos catadores, uma vez que existe valor agregado para esses resíduos, gerando uma fonte de renda para o município ou comunidade. A compostagem, de forma sucinta, trata-se da decomposição da matéria orgânica, podendo ser utilizada como adubo pós-processamento. Já o aterro sanitário é a forma mais comumente utilizada para a destinação dos resíduos sólidos, que por sua vez estão cada vez mais sobrecarregados, necessitando de formas alternativas de destinação para que somente o irrecuperável e o não aproveitável possam ser destinados para este fim. As demais formas de destinação dos RSU são tecnologias disseminadas internacionalmente, porém recentes no cenário brasileiro, com apenas algumas plantas instaladas, principalmente pela falta de conhecimento técnico e pelos elevados custos da tecnologia, pois se trata de equipamentos importados. Pelo fato de envolver vários pontos que devem ser analisados, a fim de avaliar as alternativas mais sustentáveis, não existe uma solução de destinação dos RSU que possa ser indicada como a melhor para todas as cidades e regiões. Deste fato nasce a necessidade de uma avaliação caso a caso (Lanziani, 2013). Conforme mencionada as alternativas de destinação, nas sete últimas tecnologias existe a possibilidade do aproveitamento dos gases gerados da degradação do resíduo (no caso dos Aterros Sanitários, Biodigestores, Pirólise e Gaseificação) e posteriormente sua queima, ou pelo aproveitamento térmico (no caso da Incineração, Plasma e Coprocessamento), por troca de calor, para ambos os casos há geração de energia como um dos produtos finais do processo. Esse aproveitamento energético dos RSU, não só agregaria valor ao seu ciclo de vida, mas também contribuiria para o preocupante cenário elétrico atual brasileiro. Segundo Pimentel (2014) alguns fatores que intensificam e justificam essas preocupações estão envolvidos principalmente pela nossa principal matriz energética ser proveniente das hidroelétricas, sendo que nos últimos períodos houve uma situação hidrológica desfavorável, cujo armazenamento das hidroelétricas permanecerem baixos, além de obras atrasadas e não executadas, muitas das hidroelétricas projetadas, das que estão em obras ou finalizadas, são “a fio d’água” e as usinas térmicas de complementação que estão operando na base, sendo que deveriam atuar apenas no pico ou emergencialmente, mostrando que nossa matriz energética alcançou tal demanda que aqueles geradores que deveriam sanar essa necessidade não estão de acordo.

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TWh

Visto que é fato essa preocupação com o cenário energético prejudicial a todos, cabe decidir no incentivo da geração alternativa e consideradas renováveis, além da injeção do autoprodutor e a geração distribuída, ou se esta será a nova configuração da matriz nacional, o que acarretaria em mais gastos, já que estudos realizados pelo EPE apontam tendência de crescimento consideráveis no consumo de energia elétrica, conforme se pode observar na Figura 4. ∆% 2013-2050 → 3,2% a.a.

2.000 Autoprodução

1.500

1.624

Consumo Rede

1.285 965

1.000

500

513

685

463

604

2013

2020

860

2030

1.165

2040

1.495

2050

Figura 4 – Consumo total de eletricidade, 2013-2050 (TWh) Fonte: EPE, 2014. Vale destacar que essa projeção considera ganhos de eficiência energética, aumento da participação do aquecimento solar de água, introdução de equipamentos eletroeletrônicos com capacidade de autoatendimento energético (principalmente de fonte solar), resfriamento solar, introdução e expansão do “smart grid” e o expressivo crescimento da autoprodução. Mesmo que o setor industrial seja o maior consumidor energético, o setor residencial apresentará uma significativa expansão no consumo de energia, onde este apresentou crescimento de 6,2%, contra os 0,2% do setor industrial, e 4,8% dos demais setores somados (público, agropecuária, comercial e transporte) (BEN, 2014). Outro setor que talvez possa surpreender e ainda não visto como um potencial de consumo será o de transporte. Essa alteração será mais perceptível assim que a participação dos veículos elétricos e híbridos ingressar de maneira significativa na frota veicular, visto a projeção na Figura 5 (na página seguinte). A partir dessa oportunidade do aproveitamento energético dos resíduos sólidos urbano, com as tecnologias disponíveis no mercado e a Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), o presente trabalho entra nesta discussão e a junção destas ideias para serem aplicadas, principalmente, em municípios de pequeno porte, uma vez que são os mais afetados pela falta de gestão, gerenciamento dos resíduos e corpo técnico especializado. Com a PNRS e o histórico problemático da gestão e gerenciamento dos resíduos na região litorânea do Estado de São Paulo (com diversas notificações, multas do poder público e a interdição de diversos lixões e aterros controlados nestas regiões, obrigando-os a destinar seus resíduos a quilômetros de distância da sua origem), objetivou-se este trabalho para a elaboração de um estudo de destinação com o aproveitamento energético em um desses municípios localizados no litoral de São Paulo, em específico o município de Itanhaém.

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100%

90%

12%

80%

32%

85%

70%

52%

60% 50% 40% 30%

7% 66%

20%

32%

Frota Leves*

10% 0%

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050 Flex Fuel

Gasolina

Etanol

Híbrido

Elétrico

* Exclui comerciais leves a diesel

Figura 5 – Perfil da frota de veículos leves por combustível. Fonte: EPE, 2014.

OBJETIVO OBJETIVO GERAL O objetivo desta monografia é analisar a viabilidade da implantação de um sistema de aproveitamento energético de resíduos sólidos urbanos no município de Itanhaém-SP, discutir as dificuldades existentes e realizar propostas. OBJETIVOS ESPECÍFICOS • Analisar o cenário de geração de resíduos urbanos no Estado de São Paulo e no município de escolha. • Identificar as alternativas tecnológicas relacionadas ao tratamento e geração dos resíduos sólidos. • Analisar o estágio de maturação das tecnologias de escolha • Verificar a viabilidade da tecnologia de escolha com o cenário de geração do município. • Identificar os potenciais municípios para a replicação do estudo de caso. • Apresentar propostas de políticas.

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ESTUDO DE CASO DO APROVEITAMENTO ENERGÉTICO DOS RSU NO MUNICÍPIO DE ITANHAÉM/SP DESENVOLVIMENTO METODOLÓGICO. O presente trabalho baseou-se em pesquisa exploratória complementada pela técnica de estudo de caso, no município de Itanhaém - SP, com o intuito de abordar questões sobre o reaproveitamento energético dos RSU e sua disposição correta. Para tanto, utilizou-se o seguinte desenvolvimento metodológico, sendo elaborado por etapas. 1. Análise do cenário de geração e destinação dos resíduos sólidos urbanos no Estado de São Paulo. A análise do cenário de geração e destinação foi possível pela pesquisa exploratória realizada em documentos governamentais, artigos, teses, livros, sites especializados e, eventualmente, outras fontes disponíveis na internet. 2. Escolha de um município para a elaboração do estudo. A partir da análise do cenário no Estado de São Paulo, optou-se na escolha de um município, em específico Itanhaém, para a realização do estudo de caso sobre o aproveitamento energético do RSU. 3. Análise da geração de resíduos sólidos urbanos do município de escolha. Com a escolha do município para o estudo de caso, diagnosticou-se a gestão e gerenciamento dos RSU quanto a sua geração, classificação, quantificação, destinação e disposição final, para identificar o potencial aproveitamento destes resíduos e a melhor tecnologia a ser aplicada. 4. Identificar as alternativas tecnológicas para o aproveitamento energético dos resíduos sólidos urbanos. Identificaram-se as possíveis tecnologias existentes para o aproveitamento energético dos resíduos sólidos. 5. Escolha de uma tecnologia de referência para o estudo de caso. Com a compilação dos itens 3 e 4, escolheu-se a tecnologia que melhor se enquadra no cenário do município em estudo. 6. Verificação da viabilidade na implantação da tecnologia no município de escolha. Com o cenário da geração do município de escolha e a tecnologia mais cabível para o mesmo, fora elaborado um estudo de viabilidade técnica para a disposição final dos RSU, com o intuito do aproveitamento energético. Este estudo tem a principal intenção de servir como exemplo para sua replicação em diversos outros municípios. RESULTADOS Os resultados foram alcançados a partir do desenvolvimento metodológico proposto neste trabalho.

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A escolha do município de Itanhaém - SP para a realização do estudo de caso foi decorrente de dois motivos que impulsionaram esta pesquisa. O primeiro foi ao observar a grande problematização na gestão e gerenciamento dos resíduos sólidos, principalmente nos municípios de pequeno e médio porte, uma vez que a PNRS estabeleceu prazos e exigências para a elaboração de um plano de gestão integrada, e estes municípios precisaram recorrer para consultorias externas, já que não possuem corpo técnico especializado para fazê-lo. Ainda que o município de Itanhaém se classifique, segundo classificação sugerida pelo Ministério do Desenvolvimento Social e Combate à Fome (2004) e o Centro de Referência da Assistência Social (CRAS), conforme Tabela 1 abaixo, em médio porte, com aproximadamente 87.000 habitantes (IBGE, 2010), este estudo poderia ser replicado para diversos outros municípios ou até servir de base para a elaboração do plano de gestão, já que, seguindo esta classificação, dos 5.561 municípios existentes no Brasil, 5.037 são considerados como pequeno porte, ver Tabela 2. O que representa mais de 90% do total de municípios com menos de 50.000 habitantes. Mais da metade destes municípios estão concentrados nas regiões Sul e Sudeste (IBGE, 2000), consideradas as regiões com o maior desenvolvimento econômico e poder aquisitivo, proporcionando possíveis recursos e incentivos para iniciativas no gerenciamento dos resíduos. Tabela 1 – Classificação do porte do município de acordo com a população residente. Pequeno Porte I

Municípios de até 20.000 habitantes

Pequeno Porte II

Municípios de 20.001 a 50.000 habitantes

Médio Porte

Municípios de 50.001 a 100.000 habitantes

Grande Porte

Municípios com mais de 100.001 habitantes

Fonte: Elaborado pelo autor com base na classificação do MDS (2004) Tabela 2 - Classificação quanto ao porte do município em relação ao número da população residente - Brasil, 2000. Classificação de acordo com o tamanho da população Pequeno Porte I

até 20 000

Pequeno Porte II

De 20 001 até 50 000

Médio Porte

De 50 001 até 100 000

Grande Porte

Mais de 100 001 Total

Número de municípios

Relação ao Total

4.074

73,26%

963 299 225 5.561

17,32% 5,38% 4,05% 100,00%

Fonte: Elaborado pelo autor com base no IBGE, 2000.

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Já a segunda motivação foi com relação à destinação dos resíduos gerados no município de Itanhaém, podendo ser observado em quase que na totalidade dos municípios litorâneos de São Paulo, na qual percorrem centenas de quilômetros para a sua disposição final, gerando grandes gastos para o município e sem o seu aproveitamento energético. Todo o resíduo gerado neste município é transferido para uma área de transbordo, construído em 2012 pela empresa privada LARA, localizado na Estrada Gentil Perez. Desta estação os resíduos são destinados para o aterro sanitário LARA Ambiental, localizado na Av. Guaraciaba, 430, no município de Mauá. Ou seja, pela falta de opção e desenvolvimento de alternativas, os resíduos precisam percorrer, aproximadamente, 110 km até a sua disposição final adequada. Geração e Análise gravimétrica dos resíduos do município de estudo Dados apresentados pela prefeitura municipal de Itanhaém apontam que o município coletou e encaminhou para a destinação final adequada em 2013, aproximadamente, 31 mil toneladas de lixo, conforme se pode observar na Tabela 3. Ressalte-se que o município atualmente coleta 97% de todo os resíduos gerados. Tabela 3 – Resíduos gerados nos anos de 2009, 2010, 2011, 2012 e 2013. Totalização dos resíduos domiciliares coletado, transbordado e encaminhado à disposição final Mês/Ano

2009

2010

2011

2012

2013

Jan.

1,584.86

2,159.63

2,692.01

3,422.64

4,294.02

Fev.

2,696.23

4,313.91

4,009.38

3,647.25

2,691.85

Mar.

1,955.50

2,694.06

3,389.81

3,104.95

2,468.27

Abr.

1,882.44

1,891.64

2,990.66

1,997.09

2,366.13

Mai.

1,667.65

1,861.74

2,121.11

1,909.40

1,949.82

Jun.

1,601.94

1,893.80

2,287.98

1,602.93

2,061.09

Jul.

1,765.26

2,044.63

2,512.52

2,905.98

2,605.08

Ago.

1,602.90

1,766.73

2,422.07

2,232.30

1,943.79

Set.

1,944.51

1,572.85

2,079.10

2,383.51

1,884.40

Out.

1,969.43

2,108.06

2,240.38

2,527.15

2,657.53

Nov.

2,087.64

2,223.55

1,958.46

2,629.63

2,661.94

Dez.

2,377.92

1,681.59

2,439.85

3,081.70

3,485.32

Total anual

23,136.28

26,212.19

31,143.33

31,444.53

31,069.24

Fonte: PGIRS, 2014

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A composição gravimétrica dos resíduos gerados é composta, segundo o Plano de Gerenciamento Integrado de Resíduos Sólidos do Município de Itanhaém (2005), na sua maior fração de, aproximadamente, 75% de matéria orgânica, conforme Tabela 4. Tabela 4 – Composição física do lixo do município de Itanhaém. Componentes

Matéria Orgânica

74,80%

Plásticos

9,90%

Papel

5,40%

Couro/Tecido/Borracha

2,60%

Vidro

2,30%

Entulho

1,90%

Metais

1,80%

Madeira

1,10%

Outros

0,20% Fonte: PGIRS, 2005.

Escolha da alternativa para o aproveitamento energético. A escolha da melhor alternativa para o aproveitamento energético dos RSU gerados no município deve compreender prioritariamente o tipo de resíduo (composição gravimétrica) e a quantidade diária gerada. Sendo estes dois parâmetros delimitadores e excludentes para o tipo de tecnologia a ser utilizada. Estas tecnologias de aproveitamento energético para a geração de energia, direta ou indireta, foram mencionadas anteriormente e analisadas, com o objetivo de verificar qual melhor se enquadra no cenário do município em estudo. Partindo, então, das premissas como a composição gravimétrica dos RSU gerado, geração, captação e destinação diária de RSU do município, projeção da geração para os próximos 20 anos, restrições municipais e restrições de viabilidade técnica, obteve-se a análise das tecnologias para a melhor aplicabilidade. A projeção foi obtida a partir de uma linha de tendência logarítmica (R² = 0.90), com relação aos cinco anos apresentados na Tabela 3 e considerando 20 anos de vida útil da planta de escolha (Figura 6).

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Massa de RS ton (ton)

Total anual Logaritmo (Total anual)

Ano Figura 6 – Proyección de la cantidad de RSU generados, captados y destinados. Fuente: Elaborada por el autor con base de dados en el PGIRS, 2014.

Por esta Figura 6, a geração, coleta e destinação projetada para os anos de 2024 e 2034 serão de, aproximadamente, 38.700 e 41.300 toneladas de resíduo, respectivamente. Pela Tabela 3, onde apresenta a geração mensal dos anos de 2012 e 2013 (sendo considerados os mais representativos para o estudo) com dados obtidos na PGIRS (2014), obtiveram-se as porcentagens médias da geração para cada mês e a média mensal destes dois anos representativos (Tabela 5). Por esta média mensal obtida, utilizou-se para os demais anos de projeção (sendo representado pelos anos de 2024 e 2034), e para as médias diárias (Tabela 6). A Tabela 7 resume a geração média diária total e a geração gravimétrica diária correlacionando com a Tabela 4 (para os anos de 2013, 2024 e 2034). Acredita-se que não seria representativa a obtenção da geração e coleta diária aplicando a média para os 12 meses, uma vez que se observa uma variação de geração elevada nos meses de janeiro, fevereiro e dezembro, temporada de verão, que não condiz com o restante do ano.

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Tabela 5 – Porcentagem mensal de geração para os anos de 2012 e 2013.

Mês/Ano

Geração, Captação e Destinação dos RSU (ton)

Porcentagem com relação ao total anual

Média entre os dois anos

2012

2013

2012

2013

Jan.

3.422,64

4.294,02

10,9%

13,8%

12,4%

Fev.

3.647,25

2.691,85

11,6%

8,7%

10,1%

Mar.

3.104,95

2.468,27

9,9%

7,9%

8,9%

Abr.

1.997,09

2.366,13

6,4%

7,6%

7,0%

Mai.

1.909,40

1.949,82

6,1%

6,3%

6,2%

Jun.

1.602,93

2.061,09

5,1%

6,6%

5,9%

Jul.

2.905,98

2.605,08

9,2%

8,4%

8,8%

Ago.

2.232,30

1.943,79

7,1%

6,3%

6,7%

Set.

2.383,51

1.884,40

7,6%

6,1%

6,8%

Out.

2.527,15

2.657,53

8,0%

8,6%

8,3%

Nov.

2.629,63

2.661,94

8,4%

8,6%

8,5%

Dez.

3.081,70

3.485,32

9,8%

11,2%

10,5%

Total anual

31.444,53

31.069,24

100,0%

Fonte: Elaborado pelo autor com base de dados PGIRS, 2014. Tabela 6 – Geração, coleta e destinação de RSU média diário.

Mês/Ano

Distribuição Percentual

Geração, Captação e Destinação

2024/2034

2024

Média Diária

2034

2013

2024

2034

Jan.

12,4%

4.780,51

5.101,69

143,13

159,35

170,06

Fev.

10,1%

3.920,90

4.184,32

89,73

130,70

139,48

Mar.

8,9%

3.447,94

3.679,58

82,28

114,93

122,65

Abr.

7,0%

2.702,58

2.884,15

78,87

90,09

96,14

Mai.

6,2%

2.389,34

2.549,86

64,99

79,64

85,00

Jun.

5,9%

2.270,05

2.422,56

68,70

75,67

80,75

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Jul.

8,8%

3.410,70

3.639,84

86,84

113,69

121,33

Ago.

6,7%

2.584,29

2.757,91

64,79

86,14

91,93

Set.

6,8%

2.640,35

2.817,74

62,81

88,01

93,92

Out.

8,3%

3.210,25

3.425,92

88,58

107,01

114,20

Nov.

8,5%

3.276,06

3.496,15

88,73

109,20

116,54

Dez.

10,5%

4.067,05

4.340,29

116,18

135,57

144,68

Total anual

100,0%

38.700,0

41.300,0

Fonte: Elaborado pelo autor com base de dados PGIRS, 2014. Tabela 7 – Composição física dos resíduos gerados para o ano de 2013, 2024 e 2034. Composição dos resíduos gerados (ton) 2013

2024

2034

Geração média diária

76.3*

96*

102.5*

Matéria Orgânica

57.1

71.8

76.7

Plásticos

7.6

9.5

10.1

Papel

4.1

5.2

5.5

Couro/Tecido/ Borracha

2.0

2.5

2.7

Vidro

1.8

2.2

2.4

Entulho

1.4

1.8

1.9

Metais

1.4

1.7

1.8

Madeira

0.8

1.1

Outros

0.2

* Média diária dos respectivos anos desconsiderando os meses de janeiro, fevereiro e dezembro. Fonte: Elaborado pelo autor com base de dados PGIRS, 2005. Com a análise do cenário da geração, captação e destinação dos RSU no município de Itanhaém, é possível refinar o tipo de tecnologia a ser escolhida para o estudo, analisando as possibilidades de viabilidade técnica da implantação de aproveitamento energético.

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Desta forma, como primeira análise, exclui-se a tecnologia arco de Plasma, por se tratar de uma tecnologia muito recente e pouco utilizável para o aproveitamento energético dos RSU, não existindo qualquer tipo de especulação da implantação de um sistema deste no Brasil, sendo necessário alto investimento, além do treinamento da mão de obra, pois exige especialização. No caso do aterro sanitário, com a utilização do biogás para o aproveitamento energético, existem as questões geológicas desfavoráveis nas regiões litorâneas (região plana com lençol freático próximo da superfície). Outra questão, que também se aplica para os incineradores, está relacionada com a quantidade de resíduos gerados diariamente pelo município, não satisfazendo a necessidade mínima de viabilidade econômica, nem ao se projetar a geração para os próximos 20 anos, conforme comparação com as Tabelas 7 e 8. Tabela 8 - Estimativas da quantidade mínima de RSU e geração de energia elétrica para as tecnologias citadas. Tecnologia

t RSU/dia

MWh/t RSU

Incineração

500 250 (com combustível auxiliar)

0,4 a 0,6

Biogás de aterro sanitário

300

0,1 a 0,2

Fonte: Tolmasquim (2003) e Oliveira (2009 e 2011) apud FEAM (2012). Para os aterros sanitários ainda existe outra restrição pela Lei Federal nº 12.725/12 que dispõem sobre o controle da fauna nas imediações de aeródromos. Mesmo que o controle do aterro seja monitorado constantemente, caso ocorra alguma falha, poderá atrair diversas espécies de aves, comprometendo a integridade da vida dos passageiros. IV - Área de Segurança Aeroportuária – ASA: área circular do território de um ou mais municípios, definida a partir do centro geométrico da maior pista do aeródromo ou do aeródromo militar, com 20 km (vinte quilômetros) de raio, cujos usos e ocupação estão sujeitos a restrições especiais em função da natureza atrativa de fauna; Ao traçar este raio de 20km a partir da linha da pista, a única região possível de implantação do aterro está em área protegida pelo Parque Estadual da Serra do Mar e por tribos indígenas, ver Figura 7. As tecnologias que mais satisfazem a necessidade de pequenos municípios são: pirólise, gaseificação e biodigestores. Ainda que o biodigestor faça parte dessa subclassificação, sua aplicabilidade é apenas para a fração biodegradável dos resíduos, quaisquer outros tipos de resíduos inseridos no biodigestor pode prejudicar e até mesmo acabar com a reação microbiana, necessitando de uma rigorosa segregação dos resíduos, iniciando, a princípio, na fonte e por método de triagem mecanizada. E ainda implicaria em uma boa gestão dos materiais recicláveis para evitar ao máximo a disposição dos resíduos em aterros sanitários, não eliminando os gastos da prefeitura para este fim.

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Figura 7 – Foto com delimitação da circunferência de 20km. Fonte: PGIRS, 2014. Já no caso da pirólise, além do gás de síntese produzido pelo processo, há também a produção do líquido pirolenhoso. Mesmo existindo a possibilidade da gaseificação e refino deste líquido pirolenhoso para o seu uso energético, requer certa atenção, pois ele é corrosivo, nocivo e altamente poluente. Com isso, a tecnologia de escolha que mais satisfaz a necessidade para o aproveitamento energético do município é a tecnologia de gaseificação. Assim, pode ser contemplado também em diversos outros municípios de pequeno e médio porte, necessitando sempre dos estudos de viabilidade. A Tabela 9 apresenta resumidamente os motivos de exclusão das tecnologias citadas. Tabela 9 – Tecnologias de escolha. Tecnologia

Motivo excludente

Arco de Plasma

- Tecnologia Recente - Alto investimento

Aterro Sanitário

- Geologia Desfavorável - Grandes área de implantação - Quantidade de resíduos gerados insuficiente para viabilidade

Incineração

- Quantidade de resíduos gerados insuficiente para viabilidade

Biodigestor

- Aplicável apenas para a fração biodegradável dos resíduos

Pirólise

- Produção de líquido pirolenhoso Fonte: Elaborado pelo autor.

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Vale ressaltar que outros programas de tratamento dos RSU devem ser implementados e complementares, principalmente devido ao período de veraneio (janeiro e dezembro) onde há crescimento médio de 50% na geração de resíduos. Estas alternativas devem abordar principalmente a reciclagem, dos resíduos secos, e a compostagem para os resíduos úmidos, que é a maior geração do município, para o aproveitamento como adubo em jardinagem e paisagismo de praças e áreas de lazer. Escolha da área de implantação Segundo orientações do FEAM (2012) à escolha do local de qualquer empreendimento devem ser observados os aspectos técnicos relativos à infraestrutura, logística de transporte dos RSU e respeito às áreas com impedimentos ambientais. Por estas especificações e questões econômicas, optando na escolha de uma região onde exista certa infraestrutura, fácil acesso, área industrial e distante de centros urbanos, escolheu-se os terrenos localizados na face norte da Rodovia Padre Manoel da Nóbrega, lado Serra, onde encontram-se com menor densidade populacional (excluindo os bairros de Oasis, Umuarama e Jardim Coronel) (Figura 8). Acredita-se que a melhor localização seria o bairro Cibratel Chácaras, São Francisco Chácaras e Jamaica Interior, pelas questões comentadas e localizados a 15km (média) da estação de transbordo.

Número de habitantes acima de 5.000

entre 1.000 e 3.000

entre 3.000 e 5.000

menos de 1.000

Figura 8 – Número de habitantes por bairro. Fonte: Plano de Drenagem de Itanhaém, 2010.

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Planta de Gaseificação Segundo informações da CarboGas Energia, empresa especializada em plantas de Gaseificação, para uma planta completa de gaseificação são necessários cerca de 3.000 m² de área. Nesta planta estão contemplados três blocos distintos, sendo eles: • Unidade de recepção do RSU e produção do CDR: Unidade composta por equipamentos que atuam no material recebido promovendo sua seleção mecânica, com ou sem auxílio de pessoal catador e de onde são segregados elementos metálicos (ferrosos e não ferrosos), materiais inertes tais como: vidros, pedras e argilosos, produzindo o CDR (Combustível Derivado do Resíduo). É responsável por ocupar a maior área do empreendimento. • Unidade de Gaseificação: Trata-se da unidade onde estará instalado o gaseificador e seus diversos equipamentos integrados. • Unidade de geração de energia: Unidade onde se encontram os motogeradores ou caldeiras aquatubular e turbogeradores e todos os seus equipamentos associados. A primeira unidade da planta (recepção, triagem e produção de CDR) está de acordo com o estabelecido no CONAMA 316/2002 art. 24, que estabelece a obrigatoriedade de um programa de separação para reciclagem e reaproveito. Assim como, toma-se a iniciativa da inclusão social com a participação de cooperativas com a separação, conjunto ao sistema de triagem, dos materiais recicláveis com valor de mercado, conforme destacado na Lei 12.305/2010, incluindo a cooperativa CoopersolReciclando, já inserida no município para a coleta dos resíduos recicláveis. Um estudo realizado pelo CENBIO (2013) analisou o máximo de resíduos, com valor de mercado, que as cooperativas conseguiriam retirar pelo sistema manual e pela triagem mecanizada. Aplicando esses resultados no cenário do município em estudo, têm-se conforme Tabela 10: Tabela 10 – Resíduos retirados pelas cooperativas, com valor de mercado, pelo sistema de triagem manual e mecanizado. Composição gravimétrica

Geração e coleta diária

Componentes

Ton./dia

Porcentagem de redução para reciclagem e/ou reaproveito %

Matéria Orgânica

74,80%

57,07

Plásticos

9,90%

Papel

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Pós Triagem

Resíduos Reciclados

Ton./dia

10,0%

51,37

5,71

7,55

9,1%

6,87

0,69

5,40%

4,12

14,0%

3,54

0,58

Couro/Tecido/ Borracha

2,60%

1,98

0,0%

1,98

0,00

Vidro

2,30%

1,75

30,4%

1,22

0,53

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Entulho

1,90%

1,45

0,0%

1,45

0,00

Metais

1,80%

1,37

89,9%

0,14

1,23

Madeira

1,10%

0,84

24,8%

0,63

0,21

Outros

0,20%

0,15

0,0%

0,15

0,00

Total

100,0%

76,3

67,4

8,9

Fonte: Elaborado pelo autor com base de dado no CENBIO (2013) e PGIRS (2005). Embora a matéria orgânica e a madeira não possuam valor de mercado, considerou remoção de 10% e 25% pela triagem, respectivamente, sendo destinados para compostagem com o intuito do desenvolvimento e conserva dos microrganismos nas leiras de compostagem, para acelerar a degradação dos resíduos úmidos em período de veraneio, onde a geração neste período é elevada, e reaproveitar esse resíduo degradado na forma de adubo. O componente genericamente denominado de plástico pode ser composto por diversos subprodutos como Poliestireno, Polipropileno, Polietileno de alta e baixa densidade, PVC, entre outros. Assim como os Metais que pode ser constituídos de ferrosos e não ferrosos. Aproveitamento energético do sistema A partir da análise realizada com a geração, destinação, reciclagem e compostagem que serão implantados conjuntamente ao sistema, pode-se saber, então, qual será o aproveitamento energético dos resíduos que farão parte do processo de gaseificação. Como não foi possível obter a umidade representativa para o RSU do município de Itanhaém, optou-se por utilizar o valor do mesmo estudo realizado pelo CENBIO, escolha essa por se tratar de RSU dos municípios do litoral de São Paulo (Ubatuba, Santos, São Vicente, Praia Grande, Guarujá e Cubatão), podendo ter tal representatividade para o trabalho em questão. Sendo assim, a umidade considerada foi de 52% do RSU. Todavia as exigências para uma eficiência aceitável nos gaseificadores é teor de umidade entre 10 e 30%. Essa redução pode ser obtida pela utilização de prensas no processo pós-triagem e produção do CDR, reduzindo o teor de umidade para até 15%. Utilizando, então, a fórmula para o cálculo do PCI (poder calorífico inferior) e considerando umidade do CDR pós-prensa de 25%, valor este muito utilizado para redução da umidade em plantas de gaseificação de biomassa, têm-se para este resíduo em questão: PCI = 4500 * (1 - U) – 600 * U Onde: PCI = poder calorífico inferior (kcal/kg) U = fração de umidade presente no resíduo.

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PCI = 4500 * (1 - 0,25) – 600 * 0,25 PCI = 3.225 kcal/kg Com uma geração diária de 67,4 toneladas (massa de RS pós-triagem a ser tratado), considerando a implantação do sistema no ano vigente, a remoção dos materiais mencionados acima e o funcionamento da planta 24 horas por dia, a energia de entrada no sistema será: 67.400 kg/dia = 2.808,33 kg/hora x 3.225 kcal/kg = 9.056.875 kcal/hora = 9,05 Gcal/hora Estudos práticos apontam, segundo REED e DAS (1988) apud RIBEIRO, LIMA e VERAS (2006), que a gaseificação consegue converter de 60% a 90% da energia de biomassa em energia no gás de síntese. Moura (2012) e projetos pilotos da empresa CarboGas Energia utilizando CDR como combustível, apontam rendimentos de conversão na ordem de 70%. Sendo assim, calcula-se a energia convertida do combustível para o gás de síntese. 9,05 Gcal/hora x 0,70 = 6,335 Gcal/hora, de energia aproveitável. Por se tratar de uma matéria-prima de resíduo sólido urbano, tal apresenta grande heterogeneidade na sua composição, e ar como agente gaseificante, o gás de síntese é considerado de baixo poder calorífico (até 1.194 kcal/Nm³ = 5MJ/Nm³). O valor adotado para este estudo será de PCI = 1.160 kcal/Nm³ (CarboGas). Com isso, a vazão volumétrica do gás de síntese será: 6,33 x106 kcal/h / 1.160 kcal/Nm³ = 5.461,20 Nm³/h O gás de síntese produzido será direcionado para um motogerador. O tipo de motor que melhor se adapta para a utilização do gás de síntese na queima é o de ciclo Diesel Dual-Fuel, não sendo necessária qualquer adaptação para o funcionamento adequado do motor. Esta é uma vantagem com relação aos motores de ciclo otto, onde é necessário adaptações para o funcionamento com o gás de síntese. O motor do tipo Dual-Fuel consegue operar simultaneamente com dois tipos de combustíveis, óleo diesel e gás. Para o estudo em questão, seria adotado o óleo diesel para o auxílio da partida, sua substituição gradativa pelo gás de síntese e o inverso ocorreria quando o motor fosse desacelerando até sua parada. A substituição não pode ser completa, existe a necessidade de operar com uma pequena fração de diesel, sendo possível substitui-lo em até 80%. Nesta substituição do óleo diesel pelo gás de síntese ocorre um ganho na eficiência térmica, mas em contrapartida perda na eficiência elétrica, passando dos possíveis 34% (utilização total de óleo diesel) para 28%. Vale destacar que esse ganho térmico pode ser reaproveitado no sistema para aquecer o agente gaseificante (ar), ou auxiliar na redução de umidade do CDR, ou até utiliza-lo em chiller de absorção. Com esses dados, pela equação abaixo se pode determinar a potência elétrica do gás de síntese no motogerador. Q x PCIgás x η Pot = 860.000

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Onde: Pot = potência disponível (MW); Q = vazão do gás (m³/h); PCIgás = Poder Calorífico Inferior do gás de síntese = 1.160 kcal/Nm³; η = eficiência de motores ciclo Diesel = 28% = 0,28; 860.000 = fator de conversão de kcal/h para MW. 5.461,20 x 1.160 x 0,28

Pot =

860.000

= 2,06 MW

Considerando Fator de Capacidade de 95%: Pot = 2,06 x 0,95 = 1,95 MW Dá-se para estimar a energia disponível diária pela equação abaixo. E = P x FC x Tempo de Operação. Onde: E = energia disponível (MWh/dia) P = potência disponível (MW) FC = fator de carga – motores operando a plena carga = 87% = 0,87 Tempo de operação do motor = h/dia E = 1,95 x 0,87 x 24 = 40,71 MWh/dia A Tabela 11, a seguir, apresenta-se resumidamente as premissas consideradas e os resultados obtidos. Tabela 11 – Resumo das premissas e resultados Geração diária

kg/dia

67.400,0

Energia convertida do CDR para Gás de Síntese

kcal/hora

6,33 x106

Fluxo de entrada no gaseificador

kg/hora

2.803,3

PCI do gás de síntese

kcal/Nm³

1.160

Umidade Natural

Vazão volumétrica de gás de Síntese

Nm³/hora

5.461,20

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Umidade PósTratamento

Rendimento do Motogerador

PCI do CDR

kcal/kg

3.225,0

Fator de Capacidade

Potência Elétrica Disponível

1,95

Funcionamento da horas/dia Planta de Gaseificação Energia do CDR

kcal/hora

9,05 x106

Fator de Carga

Rendimento do Gaseificador

Energia Disponível

MWh/dia

40,71

Energia Disponível

MWh/ mês

1.221,30

Fonte: Elaborado pelo autor

CONSIDERAÇÕES FINAIS Como apresentado, o trabalho objetivou-se na analise da viabilidade na implantação de um sistema de aproveitamento energético de RSU no município de Itanhaém-SP, além de discutir as dificuldades existentes e realizar propostas. Desta forma, com a análise da geração de RSU do município, premissas e considerações adotadas, a melhor tecnologia a ser aplicada, com o aproveitamento energético para a geração de energia elétrica, é a gaseificação, principalmente pela baixa geração de resíduos sólidos gerados pelo município, inviabilizando a implantação de algumas tecnologias, além de questões de legislação, mão-de-obra qualificada e disponibilidade de verba do município. Com a crise energética atual e as projeções apresentando um aumento no consumo de energia elétrica, as duas questões de grande preocupação devem fazer parte de uma conversa interligada, utilizando os resíduos sólidos, com a implantação de uma gestão qualificada, para o aproveitamento energético através da geração de energia elétrica e/ou térmica, tornando não apenas uma iniciativa com quesitos ambientalmente legais, mas também como uma solução futura de geração descentralizada. O município de Itanhaém apresentou um Plano de Gestão Integrada de Resíduos Sólidos em agosto de 2014, ainda na versão preliminar, informando que existe a possibilidade de consórcio entre municípios do litoral para uma possível planta de tratamento térmico, com tecnologia de incineração, localizado no município de Cubatão. Neste mesmo documento existe certo repúdio por essa iniciativa, mencionando questões de saúde pública e poluição atmosférica, e que a melhor solução para a destinação dos resíduos seria a reciclagem e a compostagem, além de continuar com a destinação de determinada fração do resíduo para o aterro sanitário. O que ainda não solucionaria os grandes gastos pelo transporte sem seu real aproveitamento. A tecnologia de aproveitamento dos resíduos sólidos por gaseificação se comportaria como uma boa solução para o município, já que pode ser implantado em município com baixa geração de resíduos e as emissões são de menores proporções e mais controladas.

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Isso proporcionaria o aproveitamento dos resíduos gerados no próprio município, reduzindo gastos e as emissões de GEEs por evitar o transporte em caminhões por longos percursos para a sua disposição. Não se esquecendo do trabalho conjunto às cooperativas com a coleta dos materiais recicláveis e a implantação da composteira. Cabe ressaltar que a iniciativa da implantação da educação ambiental é de vital importância para a conscientização socioambiental de todos os munícipes. A implantação desta tecnologia de gaseificação com o aproveitamento energético na conversão em energia elétrica produziria, conforme apresentado pelo estudo para o ano de 2014, 40,70 MWh/dia. Sendo o consumo de uma residência no município de Itanhaém, segundo dados da Fundação SEADE (2012), de 0,258 MWh/mês, a energia gerada por este sistema poderia sanar a necessidade de 4.733 residências. Se considerar quatro pessoas por residência, atenderia 18.935 moradores do município, para o ano de 2014. Esse valor representa 22% da população do município. Valor este que pode ser melhorado com a adoção de diferentes medidas, como a implantação de um motor dual-fuel mais eficiente, a introdução de resíduos com PCI maiores e até mesmo trocar o agente gaseificante para oxigênio puro, entre outros. Estas iniciativas poderiam melhorar a eficiência do sistema e, consequentemente, a geração final de energia. Pelo sistema ser modular, ainda existe a possibilidade da instalação de outras torres de gaseificação, prevendo o aumento da geração e até um acordo para o tratamento dos resíduos de municípios vizinhos. Por diversas vezes o plano menciona que o município não dispõe de verba suficiente para diversas implantações, inclusive a iniciativa do biodigestor mencionado no Plano de Gestão, muito menos de corpo técnico e pessoas qualificadas. Desta forma, cabe ao município realizar uma Parceria Público-Privado (PPP). Essa parceria corresponde ao investimento com a tecnologia da parte privada em contrapartida o município poderia ceder o terreno para tal empresa, além de garantir a compra da energia gerada pelo sistema. Com esta parceira a empresa privada ganharia com o preço da tonelada de resíduo tratado e pela energia gerada. Já o município ganharia com um menor preço de destinação dos resíduos e de energia comprada como consumo público. Para este trabalho ainda havia o interesse da verificação da viabilidade econômica com a implantação desta tecnologia no município de Itanhaém-SP, mas por questões de falta de dados, principalmente monetário, não foi possível finaliza-lo, sendo assim, recomenda-se o estudo da viabilidade econômica, o refinamento prático dos valores mencionados neste trabalho, adotado como premissas de cálculos e novos estudos de casos em municípios de pequeno/médio porte, visando o auxilio no planejamento do plano de gestão integrado de resíduos sólidos.

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BRASIL GERENCIAMENTO PELO LADO DA DEMANDA E SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE COMO RECURSOS ENERGÉTICOS: UM ESTUDO DE CASO PARA O SETOR ELÉTRICO NICARAGUENSE CARLOS GERMÁN MEZA GONZÁLEZ Orientação: Professora Doutora Sonia Seger Mercedes

RESUMO O Ministério de Energia e Minas (MEM) foi criado em 2007 e pela primeira vez, na história do setor elétrico da Nicarágua, programas de eficiência energética com ênfase na iluminação residencial, iluminação pública e iluminação do setor público, estão sendo implementados. Os objetivos deste trabalho são: (i) caracterizar o setor elétrico da Nicarágua; (ii) avaliar dois programas de eficiência energética (substituição de 37.557 lâmpadas de vapor de mercúrio por lâmpadas de vapor de sódio na iluminação pública e 20.000 lâmpadas T-12 por lâmpadas T-8 no setor público) comparando com outras opções tecnológicas; (iii) avaliar as condições financeiras para a conexão de sistemas fotovoltaicos conectados à rede no setor residencial; (iv) estabelecer a base técnica para a inclusão das opções de eficiência energética como recursos. Os resultados mostram que: (i) o crescimento da demanda de eletricidade (2004-2014) é explicado principalmente pela expansão do acesso à eletricidade; (ii) da perspectiva da sociedade, lâmpada compacta fluorescente (LFC), lâmpada de vapor de sódio e a lâmpada T-5 são as opções com melhor rendimento financeiro; (iii) sistemas fotovoltaicos conectados à rede poderiam ser lucrativos hoje para clientes >1000 kWh/mês e serão lucrativos para a maioria dos clientes que consumirem >150 kWh/mês antes de 2030; (iv) Fatores de Carga da Conservação (CLF) estimados indicam que as tecnologias de LFC e de vapor de sódio poderiam reduzir demanda no horário de pico e programas de eficiência em iluminação em prédios públicos a demanda fora da ponta. Este trabalho mostra o potencial e justifica a inclusão de alternativas de gerenciamento pelo lado da demanda e de geração distribuída numa abordagem de Planejamento Integrado de Recursos (IRP) em contraposição à abordagem de planejamento tradicional. PALAVRAS CHAVE: Nicarágua, setor elétrico, gestão pelo lado da demanda.

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INTRODUÇÃO A Nicarágua é um país da América Central de 130.373 km2, com uma população de 6,1 milhões de habitantes [1]. A densidade populacional é de aproximadamente 47 pessoas por km2, sendo 58% de população urbana [2]. Em 2013, o PIB per capita (em dólares correntes) foi de US$ 1.800, com um índice de desenvolvimento humano de 0,62. A temperatura média varia de 24o C a 26,5o C e o maior índice de precipitação de chuvas ocorre de maio a outubro de cada ano (de 230 mm a 330 mm) [3]. Em 2012, o fornecimento bruto de energia (2.947,7 ktep) foi baseado principalmente na lenha (34,1%), petróleo (25,9%) e derivados de petróleo de (31%) [4]. A matriz elétrica operou baseada predominantemente em petróleo (aproximadamente 55%), mas com a incorporação significativa de fontes de energia renováveis nos últimos sete anos. O Ministério de Energia e Minas (MEM) foi criado em 2007 e pela primeira vez na história do setor elétrico programas de eficiência energética, com ênfase em iluminação residencial, iluminação pública e iluminação no setor público, estão sendo implementados. Além disso, as elevadas tarifas de energia elétrica nicaraguenses e a redução do preço de sistemas fotovoltaicos em todo o mundo [5] justificam a análise de sistemas fotovoltaicos conectados à rede através de uma análise preliminar de paridade com a rede (são exemplos deste tipo de análise para Colônia, na Alemanha [6]; para o Brasil [7- 9]; para o Chipre [10]). Este trabalho tem como objetivo estudar os potenciais impactos destes programas de eficiência energética1 e avaliar as condições financeiras atuais e futuras para a penetração de sistemas fotovoltaicos conectados à rede no setor residencial. Na primeira seção, uma caracterização do setor elétrico foi desenvolvida. Depois, foram avaliados os potenciais impactos de 2 programas de eficiência para iluminação e de sistemas fotovoltaicos conectados à rede no setor residencial. Após isso, os resultados do programa de iluminação residencial da Nicarágua previamente avaliados [22] foram incluídos com os resultados dos 2 programas de eficiência analisados aqui e inclusos como recursos energéticos. A última seção corresponde a conclusões, implicações políticas e recomendações adicionais de pesquisa. VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO De 1991 a 2005, a capacidade instalada efetiva aumentou em 76,5% (de 356 MW para 628 MW), enquanto a demanda de pico cresceu 78,2% (de 271 MW para 483 MW) (Fig. 1). Este período foi caracterizado por uma pressão constante da demanda pico e apagões eram frequentes. Em 2006, a crise tornou-se crítica e ocorreram apagões diários de até 10-12 horas. Entre 2007 e 2012 o déficit foi resolvido com a entrada em operação de aproximadamente 200 MW de usinas termelétricas e de fontes renováveis. Em 2013, havia 2226,4 km de linhas de transmissão de energia (93% públicas e 7% particulares) sendo que 84% do total de linhas de transmissão são de 138 kV (1066 km) e 69 kV (817,8 km). As linhas de transmissão de 230 kV estão localizadas na região do Pacífico e são usadas para interconexão com a América Central (Honduras ao Norte e Costa Rica ao Sul) (Tabela 1).

1 Há um número significativo de pesquisas aplicando os conceitos de gerenciamento pelo lado da demanda para outros países latino-americanos [11-21].

234

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1100 1000 900 800

700 600 500 400 300 200

19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13

Eólica

Geotérmica

Biomassa (bagaço de cana)

Hidroelétrica

Termoeléctrica (Diesel)

Demanda máxima

Termoeléctrica (óleo combustível) Fig. 1. Evolução da capacidade instalada efetiva por tipo de geração e demanda máxima. Período 1991-2013 [23]. Tabela 1. Linhas de transmissão elétrica e caraterísticas [25]. Propriedade

Voltagem

Distancia (km)

Percentagem

Linhas públicas

230 kV 138 kV 69 kV

339,6 956,8 767

15% 43% 34%

2063,4

93%

2,2 110 50,8

0% 5% 2%

Total linhas particulares

162,9

Total (públicas + particulares)

2226,4

100%

Total linhas públicas Linhas particulares

230 kV 138 kV 69 kV

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235

Em 2012, o índice estimado interrupções por quilômetro foi de 4,04%. Este índice explica-se principalmente por falhas nas linhas de 69 kV, que são as mais antigas instaladas [24]. Além disso, o Sistema de Transmissão Nacional tem 86 subestações elétricas (incluindo transmissão, subtransmissão e distribuição), das quais 65 são públicas e 21 particulares, com uma capacidade instalada total de 3.063,2 MVA (Tabela 2). Tabela 2. Total de subestações elétricas públicas e particulares [26]. Subestações elétricas

Públicas

Particulares

Total

Percentagem

230 kV

12%

138 kV

52%

69 kV

33%

24,9 kV

Total

100%

O total de eletricidade entregue à rede cresceu cerca de 4% ao ano no período 2004-2014, enquanto as vendas no varejo de eletricidade cresceram 5% ao ano aproximadamente. Este período foi caracterizado por relativa estabilidade econômica e crescimento do PIB (≈ 4% ao ano), interrompido pela crise econômica internacional de 2008. As perdas técnicas e não técnicas foram reduzidas de ≈ 30% em 2004 para ≈ 22% em 20092, mas desde 2010 não houve reduções adicionais significativas. As perdas têm oscilado em torno de 20% da eletricidade total entregue (Fig. 2). 350000

35%

300000

30%

250000

25%

Eletricidade injetada na rede (MWh)

20%

Eletricidade vendida (MWh)

15%

Pérdas técnicas e não técnicas %

200000 150000 100000 50000 Jan-14

Jan-13

Jan-12

Jan-11

Jan-10

Jan-09

Jan-08

Jan-07

Jan-06

Jan-05

Jan-04

10%

Fig. 2. Eletricidade injetada na rede (MWh), eletricidade faturada (MWh) e perdas totais (2004-outubro 2014). Fonte: Elaboração própria baseada no banco de dados do MEM, 2014 [27]. 2 Para diminuir as perdas técnicas e não-técnicas, a Lei Nº 661 (Lei para a distribuição e uso responsável do serviço energético elétrico público) foi aprovada em 2008. 236

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As vendas de eletricidade dividem-se principalmente entre os setores residencial (34%), industrial (26%) e comercial (23%), que representam mais de 80% das vendas totais. As vendas de energia para bombeamento de água, irrigação e iluminação pública são responsáveis por 7%, 5% e 3%, respectivamente. (Fig. 3). 100%

25%

24%

23%

25%

33%

31%

33%

32%

33%

34%

21%

20%

24%

23%

25%

26%

25%

26%

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

27%

28%

31%

32%

22%

90% 80% 70%

4% 8%

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Riego Industrial Residencial Bombeo Comunidades empobrecidas

Comercial Iluminación pública

Fig. 3. Percentual de energia elétrica faturada por setores, 2004-2014. Fonte: elaboração própria baseada em [27]. A Tabela 3 registra o aumento global do número de clientes em todos os setores entre 2004 e 2013. Por outro lado, as vendas médias de energia por cliente (MWh / cliente) estagnaram ou diminuíram entre 2004 e 2013, com exceção no setor industrial (de 6,52 MWh/mês em 2004 para 8,83 MWh/mês em 2013) (Tabela 4). Este cenário sugere um aumento na demanda nacional de energia estimulado principalmente por um crescimento vegetativo. Tabela 3. Número de clientes por setor, 2004-2013 [28]. Tipo Residencial

2004

2005

2006

2007

455394 534842 555045 587996

2008

2009

2010

2011

2012

2013

623753

647881

733527 775806 803493 835637

Comercial

30105

32706

35957

38614

39023

45503

46736

48495

50087

51434

Industrial

4936

5293

5270

5532

5884

6482

6795

7065

7180

7326

Irrigação

770

821

814

847

901

924

984

1032

1070

1100

Bombeamento

665

709

730

769

831

893

937

1007

1102

1140

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237

Tabela 4. Vendas médias por cliente (MWh/cliente) por setores, 2004-2013 (usando o mês de dezembro como referência de cada ano). Tipo

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Residencial

0,10

0,09

0,10

0,09

0,10

Comercial

1,40

1,32

1,31

1,10

1,21

1,10

1,07

1,08

1,13

1,12

Industrial

6,52

6,31

6,15

7,81

7,34

7,55

7,87

8,37

8,69

8,83

Irrigação

9,37

7,44

7,50

6,98

6,54

7,45

6,99

7,26

10,57

7,08

Bombeamento

19,35

17,59

18,04

18,42

16,76

16,39

17,44

16,39

15,77

14,66

Fonte: elaboração própria baseada em [27-28]. SETOR RESIDENCIAL A média de crescimento nas vendas de energia elétrica residencial foi de 6% ao ano de 2004 a 2014 (Fig. 4). Em torno de 85% do total de clientes da Nicarágua está abaixo de 151 kWh / mês (aproximadamente 710.000) e recebem subsídios [29]. Refrigeração (52%) e iluminação (22%) são as principais atividades de uso final de energia [30]. O componente principal para explicar esse crescimento é o aumento no número de clientes (aumento de ≈ 6% ao ano no período de 2004-2013), que se deve ao programa massivo de eletrificação nacional em curso, com a cobertura crescendo de 54% em 2006 para 76,2% em 2013 [31]. Por outro lado, a eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente) manteve-se quase constante durante este período, ou mesmo diminuiu em alguns anos (Fig. 5). 100000 90000

MWh

80000 70000 60000 50000 40000 30000

n/ 14 Ja

Ja n/ 13

/1 2 Ja n

Ja n/ 11

n/ 10 Ja

/0 9 Ja n

/0 8 Ja n

Ja n/ 07

/0 6 Ja n

/0 5 Ja n

Ja n

/0 4

20000

Fig.4. Evolução da eletricidade faturada mensalmente (MWh) ao setor residencial e série suavizada usando média móvel de 12 meses, janeiro 2004 – outubro 2014 [27].

238

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3% 4% 7%

-1%

2007-2008

4% 5% 7%

0% 2006-2007

-11%

-4%

-2%

12%

15% 2004-2005

2005-2006

2008-2009

2009-2010

2010-2011

2011-2012

2012-2013

Variação na eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente)

Variação número de clientes Variação na eletricidade faturada no setor (MWh)

Fig. 5. Variação no número de clientes, na eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente) e na eletricidade faturada total (MWh) para o setor residencial, 2004-2013. Fonte: Elaboração própria baseada em [27-28]. Esta situação possivelmente indica que: (a) a posse de certos aparelhos como microondas, sistemas de ar condicionado e máquinas de lavar ainda é fraca para a maioria da população; (b) a substituição de utilidades domésticas antigas por utilidades domésticas mais modernas pode implicar em considerável economia de energia; (c) o aumento considerável na tarifa residencial causa a contenção do consumo das famílias (Fig. 6). Além disso, a partir de uma perspectiva de gestão pelo lado da demanda demonstra-se que a substituição de 2 milhões de lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes compactas tem um impacto, reduzindo a tendência de crescimento do consumo de energia residencial [22].

céntimos US$/kWh

25 20 15 10 5

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

Fig. 6. Evolução da tarifa média de energia elétrica para o setor residencial [32].

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239

SETOR COMERCIAL O setor comercial inclui principalmente as seguintes atividades econômicas: finanças e seguros, comércio atacadista e varejista, governo, hospitais, hotéis e instituições de ensino. De acordo com CH, 2010 [30], o governo central (28%), comércio varejista e atacadista (16,7%) e instituições financeiras (10,3%) representam 55% da demanda de eletricidade comercial. Iluminação (36%) e ar-condicionado (35%) respondem por 70% da demanda de eletricidade [30]. O crescimento médio nas vendas totais de energia elétrica do setor comercial foi de ~4% ao ano no período 2004-2014 (Fig.7). 70000

MWh

60000 50000 40000 30000

n/ 14 Ja

Ja n/ 13

12 n/ Ja

Ja n/ 11

n/ 10

09 n/ Ja

08 n/ Ja

Ja n/ 07

06 Ja

05 n/ Ja

20000

Fig. 7. Evolução da eletricidade faturada mensalmente (MWh) ao setor comercial e série suavizada usando média móvel de 12 meses, 2004-outubro 2014 [27].

-3%

-20%

-10%

-6%

2011-2012

-1%

3% 5% 5%

2% 1%

1% 9%

2010-2011

14%

O aumento do número de clientes é um dos principais fatores que explicam este crescimento, uma vez que foram registradas taxas de crescimento negativas em vendas de energia elétrica por cliente (kWh/cliente) no período de análise (Fig.8). A redução nas vendas médias por cliente pode ser uma consequência da penetração de aparelhos mais eficientes e do aumento das tarifas de eletricidade (Fig.9).

2004-2005

2005-2006

2006-2007

2007-2008

Variação número de clientes Variação na eletricidade faturada no setor (MWh)

2008-2009

2009-2010

2012-2013

Variação na eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente)

Fig. 8. Variação no número de clientes, na eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente) e eletricidade faturada total (MWh) para o setor comercial, 2004-2013. Fonte: Elaboração própria baseada em [27-28].

240

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céntimos US$/kWh

30 25 20 15 10

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

Fig.9. Evolução da tarifa média de energia elétrica para o setor comercial [32]. SETOR INDUSTRIAL A Nicarágua não é uma sociedade industrial, de modo que processos industriais e de manufatura ainda não dominam a direção da atividade econômica nacional. Fabricação de alimentos e bebidas demanda cerca de 50% da eletricidade faturada na indústria [30], mostrando que a produção industrial é composta principalmente por produtos de baixa ou média complexidade tecnológica. Entretanto, desde 2011 a eletricidade total vendida no setor industrial superou a eletricidade total vendida no setor comercial, exibindo uma taxa média anual crescimento de 7%, e atingindo crescimento de dois dígitos em 20062007, 2007-2008 e 2009-2010 (Fig. 10). Ao contrário dos setores residencial e comercial, o crescimento das vendas de eletricidade no setor industrial tem sido consequência tanto do aumento nas vendas médias por cliente (kWh/cliente) quanto do aumento no número de clientes (Fig.11). 80000 70000

MWh

60000 50000 40000 30000

Ja n/ 14

Ja n/ 13

n/ 12 Ja

Ja n/ 11

n/ 10 Ja

n/ 09 Ja

n/ 08 Ja

Ja n/ 07

n/ 06 Ja

n/ 05 Ja

n/ 04

20000

Fig. 10. Evolução da eletricidade faturada mensalmente (MWh) ao setor industrial e série suavizada usando média móvel de 12 meses, 2004-outubro 2014 [27].

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241

2% 4% 8% 2011-2012

2% 2% 2%

4% 6% 9%

11% 5% 4%

12% 6%

2010-2011

-6%

9% 3% 4%

21% 14% 5%

0% -3%

7% -3%

2005-2006

2004-2005

2006-2007

2007-2008

Variação número de clientes Variação na eletricidade faturada no setor (MWh)

2008-2009

2009-2010

2012-2013

Variação na eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente)

Fig.11. Variação no número de clientes, na eletricidade faturada média por cliente (kWh/cliente) e eletricidade faturada total (MWh) para o setor industrial, 2004-2013. Fonte: Elaboração própria baseada em [27-28]. Desde 2002, tem havido um aumento significativo no índice de volume de produção industrial de alimentos para aves, bife (carne desossada) e bolachas finas (além da demanda normal de eletricidade de outras atividades industrias) que, presumivelmente, provocou uma tendência crescente na demanda industrial de eletricidade (Fig.12). Além disso, o número de indústrias no regime de “zonas francas” dobrou no país no período 2004-2014 (de 76 unidades industrias em janeiro de 2004 para 149 em outubro 2014). Sistemas motores (55%) e ar condicionado e sistemas de refrigeração (11%) são as principais cargas de usos finais [30]. Os preços de varejo médios de eletricidade para o setor industrial são apresentados na Figura 13. 2450 2250 2050

Carne de frango

1850 1650

Carne desossada

1450

Leite

1250

Alimentos para aves

1050 850

Bolachas finas

650

Bebidas alcoólicas

450 250

Bebidas não alcoólicas

/0 Ja 4 n/ 0 Ja 5 n/ 0 Ja 6 n/ 0 Ja 7 n/ 0 Ja 8 n/ 09 Ja n/ 1 Ja 0 n/ 1 Ja 1 n/ 1 Ja 2 n/ 1 Ja 3 n/ 14

Ja n

/0 3

Ja n

/0 2

Fig. 12. Evolução dos índices de volume de produção industrial 2002- novembro 2014 (Ano base = 1994) [33-34].

242

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céntimos US$/kWh

25 20

15 10

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

Fig. 13. Evolução da tarifa média de energia elétrica para o setor industrial [32]. ILUMINAÇÃO PÚBLICA

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1994

GWh

O consumo nacional de energia elétrica para iluminação pública aumentou de 70 GWh em 2009 para 85 GWh em 2014 (Fig. 14), representando cerca de 3% das vendas anuais totais de eletricidade no ano de 2014.

Fig. 14. Consumo anual de energia elétrica para iluminação pública (1994-2014) [35]. Isto é em grande parte explicado pelo aumento do número de pontos de iluminação operacionais. Em 2008, 82.949 pontos de iluminação estavam operando, representando 18.010 kW de capacidade instalada (0,22 kW/ponto) [36]. Em 2012, 97.545 pontos de iluminação estavam operando, representando 20.262 kW de capacidade instalada (0,21 kW/ponto) (Tabela 5). Isso significa um aumento de 17,6% no número de pontos de iluminação (4%/ano) e uma pequena melhoria na eficiência energética, explicada pela substituição gradual das lâmpadas de mercúrio por lâmpadas a vapor de sódio.

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243

Tabela 5. Tipos de tecnologias, quantidades e potência instalada (kW) no sistema de iluminação pública da Nicarágua por cidades (2012) [37].

Cidades

Tipos de tecnologias Capacidade instalada (kW)

Mercúrio

Vapor de sódio Total

0,100

0,125

0,175

0,250

0,400

0,070

0,100

0,150

0,250

0,400

Managua

9118

1736

7061

1867

673

1805

118

17460

11801

43046

Chinandega

1360

543

2326

669

305

1873

846

6603

León

1530

641

2372

791

291

2399

1014

7559

Estelí

764

262

1510

290

902

890

3915

Jinotega

375

576

155

630

184

1666

Madriz

369

145

558

159

447

353

1746

Matagalpa

988

575

1366

325

241

1002

1024

4590

Nueva Segovia

541

272

984

235

180

425

331

2443

RAAN

Carazo

614

305

970

292

1226

442

3320

Granada

955

385

1250

370

120

243

1476

603

4479

Masaya

1350

436

1659

302

223

2467

1488

6736

Rivas

685

502

1031

156

209

889

479

3284

Boaco

395

189

438

100

911

369

2079

Chontales

715

104

1245

271

1307

795

3756

RAAS

238

495

568

1326

Rio San Juan

259

380

158

251

107

973

20262

6230

24238

6040

1047

4070

239

109

97545

Total

34235 20813

Ainda assim, em todo o país, 39% do total de pontos de iluminação são tecnologia de vapor de mercúrio e os 61% restantes são tecnologia de vapor de sódio. Apenas 1% são lâmpadas de indução ou de iodetos metálicos. A maioria das lâmpadas de mercúrio instaladas são de 125 W e 75 W (6.230 e 24.238, respectivamente) e a localização dos pontos de iluminação está difundida em todo o território. Assim, a substituição de 39% das lâmpadas de mercúrio (37.557) por uma tecnologia mais econômica e eficiente deveria ser uma prioridade (Tabela 6).

244

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Tabela 6. Pontos de iluminação pública por tecnologia e cidade (2012) [37]. Cidades

Mercúrio

Vapor de sódio

Mercúrio

Vapor de sódio

Managua

11337

31281

26%

73%

Chinandega

3564

3039

54%

46%

León

3853

3706

51%

49%

Estelí

2063

1852

53%

47%

Jinotega

696

970

42%

58%

Madriz

866

880

50%

Matagalpa

2319

2271

51%

49%

Nueva Segovia

1500

943

61%

39%

RAAN

75%

25%

Carazo

1606

1714

48%

52%

Granada

2125

2354

47%

53%

Masaya

2432

4210

36%

63%

Rivas

1695

1589

52%

48%

Boaco

756

1323

36%

64%

Chontales

1624

2132

43%

57%

RAAS

649

677

49%

51%

Rio San Juan

454

519

47%

53%

37557

59466

39%

61%

Total

Há dois sistemas tarifários para iluminação pública na Nicarágua: (a) para a capital, um montante fixo de acordo com o consumo mensal (kWh) e o tipo de consumidor, (b) para o restante do país, uma taxa variável em função do consumo mensal, oscilando de US$/kWh 0,014 a US$/kWh 0,026 dependendo de cada cidade. O preço médio nacional em 2013 foi US$/kWh 0,32 incluindo custos fixos e variáveis [32]. BOMBEAMENTO E IRRIGAÇÃO Água e energia estão ligados, cruzando-se tanto do lado da oferta (geração energia elétrica e serviços de água e tratamento de esgoto) quanto do lado do uso final (setores residenciais, comerciais, agrícolas e industriais) [38]. Em 2013, 367,6 milhões de m3 de água foram produzidos na Nicarágua, mas apenas 161,1 milhões de m3 foram faturados, por isso as perdas de água, técnicas e não técnicas, atingiram 56% [39]. No mesmo ano, 205,015 MWh foram adquiridos para operar o setor público de água. Assim, um kWh foi necessário para produzir cada 1,8 m3 de água. A relação entre energia elétrica comprada para bombeamento e produção de água é mostrado na Fig.15.

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245

Consumo de eletricidade para bombeamento (kWh)

20000000 19000000 18000000 17000000 16000000 15000000 14000000 13000000 12000000 11000000 10000000 180000002000000022000000240000002600000028000000300000003200000034000000 Produção de água (m3) Fig. 15. Relação entre compras de energia elétrica para bombeamento (kWh) e produção de agua (m3), 2006-2014. Fonte: elaboração própria baseada em [27 e 39]. Em 2009, existiam 475.089 ligações de água oficialmente registadas [40] com uma demanda média de 363 kWh/ano por conexão. Além do fato de que o número de consumidores de água esteja provavelmente aumentando, a relação entre produção de água e energia consumida manteve-se constante de 2006 a 2014. No entanto, os preços da eletricidade aumentaram significativamente neste período, assim como também os gastos com eletricidade da concessionaria de água (Tabela 7). Consequentemente, em 2013 os gastos com eletricidade corresponderam a quase 80% da receita total das vendas de água empresa. Esta situação reflete a importância da eficiência no nexo água-energia para o equilíbrio financeiro da concessionaria de água, mas também no equilíbrio financeiro das concessionárias de energia. Tabela 7. Indicadores de uso de energia eléctrica da empresa pública nacional de agua (2004-2013) Ano

Consumo de eletricidade (MWh)

Tarifa média de compra (US$/kWh)

Despesas em compra de eletricidade (milhões US$)

Consumo de energia especifico (kWh para produzir um m3)

Produção de agua (m3) por kWh

2006

149.737

0,126

18,9

0,55

1,8

2007

156.139

0,135

0,57

1,8

2008

163.330

0,169

27,5

0,57

1,8

2009

172.523

0,140

24,1

0,58

1,7

2010

180.875

0,162

29,2

0,57

1,7

2011

193.093

0,201

38,9

0,57

1,8

2012

196.351

0,203

39,9

0,55

1,8

2013

205.015

0,200

41,01

0,56

1,8

Fonte: Elaboração própria baseado em [27 e 39].

246

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Finalmente, as vendas de energia elétrica para irrigação têm um peso de 5% nas vendas totais. Atividade de irrigação é fundamental para a expansão e a produtividade das atividades agrícolas. Os dados mensais agregados apresentam uma leve tendência crescente, com ciclos bem definidos (Fig. 16) relacionados com a intensificação do regime nacional chuvas de maio a outubro (redução do volume de água irrigado) e o período de baixa precipitação de novembro a abril de cada ano (aumento do volume de água irrigado) (Fig. 17). 16000 14000 12000 MWh

10000 8000 6000 4000 2000

n/ 14 Ja

Ja n/ 13

12 n/ Ja

Ja n/ 11

n/ 10 Ja

09 n/ Ja

08 n/ Ja

Ja n/ 07

06 n/ Ja

05 n/ Ja

Fig. 16. Evolução da eletricidade faturada mensalmente (MWh) para irrigação e série suavizada usando média móvel de 4 meses, 2004-2014 [27].

14000

350

12000

300

10000

250

8000

200

6000

150

4000

100

2000

2005

lh ag o os to se te m ou bro tu no bro ve m de br ze o m br o

o ai

ril

ne fe iro ve re i m ro ar ço

2004 Precipitação (mm)

400

MWh

16000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Precipitação (mm)

Fig. 17. Eletricidade faturada mensalmente (MWh) para irrigação (2004-2013) e precipitação média mensal (mm) registrada entre 1900 e 2009. Fonte: elaboração própria baseada em [27 e 41].

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247

MATERIAIS E MÉTODO METODOLOGIA Após a breve caracterização desenvolvida acima, a próxima parte do trabalho foi realizada em 3 etapas. Etapa um: foi feita análise econômica e financeira dos dois programas de gerenciamento pelo lado da demanda (um para iluminação pública e outro para iluminação de prédios no setor público) e da potencial utilização de tecnologias LED em vez de tecnologias de iluminação tradicionais. A análise investiga os critérios econômicos não apenas da perspectiva dos clientes, mas também da Concessionária e da Sociedade. Etapa dois: foram avaliadas as condições financeiras para a conexão à rede de sistemas fotovoltaicos para o setor residencial. Etapa 3: foi aplicada a base técnica para que os programas de eficiência energética avaliados sejam integrados no portfólio de recursos energéticos nacionais. Considerações sobre as políticas públicas e implicações para pesquisas futuras são desenvolvidas na seção final do artigo. PROGRAMA DE ILUMINAÇÃO PÚBLICA: OPÇÕES DE SUBSTITUIÇÃO Duas estratégias foram avaliadas: (a) a substituição total das lâmpadas de mercúrio por lâmpadas de vapor de sódio, (b) a substituição total de lâmpadas de mercúrio por tecnologia LED 12. O caso (a) envolveu os seguintes pressupostos: (i) substituição total das 37.557 lâmpadas de vapor de mercúrio existentes em 2012; (ii) 50% das lâmpadas serão instaladas no primeiro ano e os 50% restantes serão instalados no segundo ano do programa; (iii) a análise foi feita considerando-se que o investimento inicial foi financiado pelo governo e assumindo-se que a substituição ao final do primeiro ciclo de vida das lâmpadas de vapor de sódio (anos 5-6 do programa) será financiado e executado pela concessionária. No caso (b) o investimento inicial também é financiado pelo governo, mas devido ao fato de o tempo de vida da tecnologia LED ser de aproximadamente 50.000 horas, nenhuma substituição é necessária e um valor residual foi adicionado aos 10 anos da análise. Os parâmetros básicos e os pressupostos são mostrados na Tabela 8. Tabela 8. Parâmetros e pressupostos usados na avaliação econômico-financeira Parâmetros Taxa de desconto da concessionaria Taxa de desconto social oficial [42] Preço médio de compra da concessionaria (US$/kWh) [43] Preço médio de venta da energia para iluminação pública (US$/kWh) [32] Uso diário (h) Heat rate oficial da usina termelétrica de referência (óleo combustível) (kWh/Gln) [44] Eficiência estimada da usina termelétrica de referência (%) Preço de referência do óleo combustível (US$/bbl) Custo de transmissão (US$/MWh) [45] Fator de emissão (tCO2/MWh) [46]

248

12%/ano 8%/ano 0,16 0,32 11,5 15,7 33 80 7,91 0,7

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A Tabela 9 mostra os parâmetros econômicos e técnicos adicionais utilizados para as substituições propostas. Por exemplo, na primeira coluna, a lâmpada de mercúrio de 125 W é substituída por a lâmpada de vapor de sódio de 100 W ou por a LED 12. A fim de obter parâmetros de iluminação semelhantes, 2 luminárias LED 12 (incluindo os postes de iluminação) foram consideradas para substituir 1 lâmpada de vapor de sódio de 250 W e 1 lâmpada de mercúrio de 400 W. Tabela 9 – Parâmetros e pressupostos técnicos e econômicos Mercúrio [36 e 47] Parâmetros

125W

175W

250W

400W

Fluxo luminoso (lm)

6000

8000

12500

22000

Potência da lâmpada (W)

125

175

250

400

Potência do reator (W)

Potência total (W)

157

197

277

432

15000

Preço referência (lâmpada + acessórios) (US$)

Mão de obra (US$)

Custo total de instalação (US$)

100W

150W

250W

Fluxo luminoso (lm)

5753

9027

15560

Potencia testada da lâmpada (W)

112,7

175,5

256,4

123

190

297

24000

Preço referência (lâmpada + acessórios) (US$)

175

200

225

Mão de obra (US$)

Custo total de instalação (US$)

225

250

275

LED 12

7108

14216

Potência testada da lâmpada (W)

179

Potência do reator (W)

Vida útil (h)

Vapor de sódio [47] Parâmetros

Potência do reator (W) Potência total (W) Vida útil (h)

LED [47] Parâmetros Fluxo luminoso (lm)

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249

Potência total (W)

179

50000

Preço referência (lâmpada + acessórios) (US$)

750

1500

Preço do poste (US$)

450

900

Mão de obra (US$)

100

200

1300

2600

Vida útil (h)

Custo total de instalação (US$)

PROGRAMA DE ILUMINAÇÃO EM PRÉDIOS DO SETOR PÚBLICO: OPÇÕES DE SUBSTITUIÇÃO 3 4 Os resultados de auditorias energéticas feitas em 20 instituições governamentais: 13 instituições do governo central (por exemplo, Ministérios), 3 universidades públicas, uma escola secundária e 3 hospitais, indicam que os sistemas de ar condicionado utilizam entre 60% e 70% do consumo total enquanto a iluminação usa de 12% a 16% [48]. O programa oficial de iluminação eficiente nos prédios do setor público espera substituir 20.000 lâmpadas T-12 de 40 W por lâmpadas T-8 de 32 W. No entanto, neste trabalho dois outras opções foram avaliadas: substituição de lâmpadas T-12 por T-5 (25 W) e substituição de lâmpadas T-12 por LED (22 W). Os parâmetros e os pressupostos são apresentados na Tabela 10. Tabela 10. Parâmetros e pressupostos usados na avaliação econômico-financeira Parâmetros Taxa de desconto da concessionaria Taxa de desconto social oficial [42] Preço médio de compra da concessionaria (US$/kWh) [43] Tarifa de energia para instituições de governo (US$/kWh) [49] Preço médio da potência para instituições de governo (US$/kW) [49] Preços médios de lâmpadas T-12, T-8, T-5, LED 22W (US$)3 Uso diário (h)4 Heat rate oficial da usina termelétrica de referência (óleo combustível) (kWh/Gln) [44] Eficiência estimada da usina termelétrica de referência (%) Preço de referência do óleo combustível (US$/bbl) Custos de transmissão (US$/MWh) [45] Fator de emissão (tCO2/MWh) [46]

12%/ano 8%/ano 0,16 0,20 30 10,9 - 26,8 - 45 - 86 7,2 15,7 33% 80 7,91 0,75

3 Os preços incluem lâmpada e reator (para as opções T-8 e T-5) e um custo de instalação de referência de US$ 10 por lâmpada aplicado as três tecnologias eficientes consideradas. 4 O horário de expediente para o governo é tipicamente entre 8:00 h e 17:00 h, de segunda feira a sexta feira. Porém, para os cálculos foi aplicada uma redução de 10% nas horas diárias de uso para assumir um pressuposto conservador nas horas de operação.

250

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SISTEMAS FOTOVOLTAICOS RESIDENCIAIS CONECTADOS À REDE: PARÂMETROS E PRESSUPOSTOS Sistemas fotovoltaicos têm sido usados em áreas rurais isoladas da Nicarágua, especialmente nas regiões autônomas do Atlântico [50]. A Nicarágua tem uma radiação solar média de ≈ 1900 kWh/m2/ ano. Assumindo uma taxa de desempenho (Performance Ratio em inglês - PR) de 0,75, os fatores de capacidade nacionais (Capacity Factors em inglês - CF) situam-se entre 15% -18% (Tabela 11). Tabela 11. Irradiação solar aproximada e fatores de capacidade (FC) por departamentos Irradiação solar (kWh/m2/dia) 5,8

Irradiação solar (kWh/m2/ano) 2117

FC (%)

0,75

18,1

Chinandega

5,8

2098,8

0,75

León

5,8

2098,8

0,75

Managua

5,5

2007,5

0,75

17,2

Granada

5,5

2007,5

0,75

17,2

Rivas

5,5

2007,5

0,75

17,2

Estelí

5,3

1934,5

0,75

16,6

Madriz

5,3

1934,5

0,75

16,6

Nueva Segovia

5,3

1934,5

0,75

16,6

Masaya

5,3

1916,3

0,75

16,4

Chontales

1825

0,75

15,6

Boaco

1825

0,75

15,6

Matagalpa

1825

0,75

15,6

Jinotega

4,7

1715,5

0,75

14,7

RAAN

4,7

1715,5

0,75

14,7

RAAS

4,7

1715,5

0,75

14,7

Río San Juan

4,5

1642,5

0,75

14,1

Média

5,2

1901,2

0,75

16,3

Desvio padrão

0,4

147,9

1,3

Departamentos Carazo

Fonte: estimativas baseadas no mapa solar da Nicarágua [51].

Os parâmetros e pressupostos usados para os cálculos dos custos nivelados da eletricidade gerada pelos sistemas fotovoltaicos (Levelized Cost of Electricity em inglês - LCOE) são apresentados na Tabela 12.

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251

Tabela 12. Parâmetros e pressupostos Parâmetros Vida útil (anos) Investimento inicial total (US$/Wp) Custos anuais de operação e manutenção (% do investimento inicial) Redução anual no preço dos sistemas fotovoltaicos (% do investimento inicial) Taxa de desconto anual dos consumidores (%) Perdida anual de produtividade do sistema (%)

25 3,5 1 3 15 1

É importante mencionar que nenhum aumento da tarifa residencial foi considerado durante o tempo de análise (2015-2032). Assumiu-se uma redução de 3% por ano no preço do sistema fotovoltaico e uma taxa de desconto para o consumidor de 15% ao ano. Assim, estes parâmetros e pressupostos podem ser entendidos como um cenário realista-conservador. Análises posteriores deveriam incluir a possibilidade de despesas com juros (para financiamento) e medidas precisas de irradiação. Estas questões não foram consideradas neste estudo exploratório.

RESULTADOS E DISCUSSÕES PROGRAMA DE ILUMINAÇÃO PÚBLICA Perspectiva dos Consumidores Programas de eficiência energética em iluminação pública não transferem benefícios econômicos diretos para os consumidores, uma vez que o regime tarifário não prevê qualquer compensação em termos de redução da fatura mensal. Perspectiva da Concessionária Para o programa de iluminação pública os benefícios ocorrem de duas maneiras (a) redução na compra de eletricidade e (b) a eletricidade economizada será cobrada dos clientes independentemente da aplicação ou não da tecnologia eficiente. No caso da lâmpada de mercúrio/sódio o aumento da receita acumulada em valor presente foi estimado em US$ 24,2 milhões (Tabela 13). Tabela 13. Impactos financeiros na concessionaria de distribuição (Mercúrio por Vapor de sódio) Ano

MWh (economizados, porém cobrados)

Custo estimado de substituição (milhões US$)

Redução na compra de eletricidade (milhões US$)

Faturamento Aumento (milhões US$) na receita (milhões US$)

Aumento na receita a valor presente (milhões US$)

Potencia média evitada (MW)

5633

0,9

1,8

2,7

2,4

0,6

11266

1,8

3,6

5,4

4,3

1,3

11266

1,8

3,6

5,4

3,8

1,3

252

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11266

1,8

3,6

5,4

3,4

1,3

11266

1,8

3,6

5,4

3,1

1,3

11266

1,8

3,6

-2,4

-1,2

1,3

11266

1,8

3,6

5,4

2,4

1,3

11266

1,8

3,6

5,4

2,2

1,3

11266

1,8

3,6

5,4

1,3

11266

1,8

3,6

5,4

1,7

1,3

17,1

34,2

43,6

24,2

12,2

TOTAL

107.028

-8

No caso da substituição mercúrio/LED 12 as economias na compra de eletricidade foram estimadas em US$ 28,3 milhões e o total de energia elétrica faturado em US$ 56,5 milhões. Não há custo de substituição (vida útil do LED 12 de 50.000 h), portanto o aumento da receita acumulada em valor presente é estimado em US$ 46,5 milhões; quase o dobro de benefícios financeiros que a opção vapor de sódio de mercúrio (Tabela 14). Tabela 14. Impactos financeiros na concessionaria de distribuição (mercúrio por LED 12) Ano

MWh (economizados, porém cobrados)

Redução na compra de eletricidade (milhões US$)

Faturamento (milhões US$)

Aumento na receita (milhões US$)

9300

1,5

4,5

1,1

18600

8,9

7,1

2,1

18600

8,9

6,4

2,1

18600

8,9

5,7

2,1

18600

8,9

5,1

2,1

18600

8,9

4,5

2,1

18600

8,9

2,1

18600

8,9

3,6

2,1

18600

8,9

3,2

2,1

18600

8,9

2,9

2,1

176.700

28,3

56,5

84,8

46,5

20,2

TOTAL

Aumento Potência na receita a média evitada valor presente (MW) (milhões US$)

Perspectiva da Sociedade Os benefícios financeiros são estimados incluindo: (a) o investimento inicial do governo (b) aumento da receita da concessionária (c) custos evitados de óleo combustível (d) custos evitados de transmissão. A

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253

Tabela 15 mostra que da perspectiva da sociedade a melhor estratégia é substituir a tecnologia de vapor de mercúrio pela tecnologia de vapor de sódio e esperar por uma redução dos custos da tecnologia LED. Mesmo quando a tecnologia LED 12 é preferível do ponto de vista ambiental e também do ponto de vista financeiro da concessionária, o investimento inicial elevado (cerca de US$ 50 milhões) diminui a atratividade do ponto de vista da sociedade. Tabela 15. Perspectiva da sociedade: indicadores financeiros Indicadores

Mercúrio/Sódio

Mercúrio/LED 12

VPL social (milhões US$)

27,3

22,4

TIR social

61%

17%

Índice de rentabilidade social

3,4

0,6

5-6

Custo da energia economizada (US$/kWh)

0,08

0,25

Emissões de tCO2 evitadas (milhares)

74,9

186

Tempo de retorno (anos)

PROGRAMA DE ILUMINAÇÃO NOS PRÉDIOS DO SETOR PÚBLICO Perspectiva do Governo A Tabela 16 mostra que a opção T-12/T-5 é a mais lucrativa do ponto de vista do governo. No caso da tecnologia LED, é importante mencionar que o valor residual no ano 10 é cerca de 27% do investimento inicial (US $ 0,47 milhões em valor presente), pois o uso diário das lâmpadas assumido (7,2 h) e os dias úteis (de segunda a sexta-feira) aumentam o tempo de vida total de operação dos LED para quase 25 anos. Ainda assim, os resultados indicam que a melhor estratégia é substituir lâmpadas tecnologia T-12 por lâmpadas tecnologia T-5 e esperar por uma redução de 20% -30% dos custos da tecnologia LED. Tabela 16. Perspectiva do governo: indicadores financeiros Indicadores

T-12/T-8

T-12/T-5

T-12/LED

4679

8733

10602

Pico de potência total evitado (MW)

VPL (milhões US$)

0,7

1,5

1,9

TIR

32%

37%

26%

Índice de rentabilidade

1,5

1,8

1,2

Tempo de retorno (anos)

3-4

Custo da energia economizada (US$/kWh)

0,07

0,08

0,93

Custo do pico de potência evitado (US$/kW)

9,3

9,9

11,4

Eletricidade total economizada (MWh)

254

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Perspectiva da Concessionária A concessionária enfrentará até US$ 0,7 milhões em perdas acumuladas de receita em caso de substituição T-12/T-8 e entre US$ 1,3 - US$ 1,7 milhões em caso de substituição T-12/T-5 e T-12/LED, respectivamente (Fig. 18). 0

Redução no faturamento (milhões US$)

-0.2 -0.4 -0.6

T-12/T-8

-0.8

T-12/T-5

-1

T-12/LED

-1.2 -1.4 -1.6 -1.8 -2

Fig. 18. Redução acumulada no faturamento da concessionária devido as substituições T-12/T-8, T-12/T-5 eT-12/LED. Perspectiva da Sociedade O saldo líquido para a sociedade e os resultados foram estimados incluindo (a) o valor presente líquido para o governo (b) as perdas de receita da concessionária, (c) custos evitados de óleo combustível, (d) custos evitados de transmissão. A Tabela 17 mostra que também do ponto de vista da sociedade a melhor estratégia é substituir lâmpadas T-12 por tecnologia T-5. Assim, o programa oficial em curso T-12/T-8 deve ser descontinuado e substituído por um programa de substituição T-12/T-5. Tabela 17. Perspectiva da sociedade: indicadores financeiros Indicadores

T-12/T-8

T-12/T-5

T-12/LED

VPL social (milhões US$)

0,35

0,63

0,76

TIR social

21%

24%

16%

Índice de rentabilidade social

0,7

0,9

0,5

Tempo de retorno (anos)

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE RESIDENCIAL (ANÁLISE DE PARIDADE COM A REDE). Os custos nivelados da eletricidade (Levelized Costs Of Electricity em inglês - LCOEs) para fatores de capacidade (CF) entre 15% e 18% foram calculados e plotados com as tarifas residenciais (Fig. 19, 20, 21 e 22). Atualmente, para clientes residenciais com consumo mensal superior a 1.000 kWh/mês, a instalação de um sistema fotovoltaico poderia gerar energia menos dispendiosa que a energia entregue

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255

pela Concessionária em todas as regiões interconectadas do país. Com base nas suposições feitas neste estudo, o ano de equilíbrio para os clientes com consumo mensal entre 501 e 1000 kWh será antes de 2020 em todas as regiões do país e para os clientes entre 151 e 500 kWh no final da década de 2020 e no início da década de 2030. Na medida em que o subsídio para os clientes com consumo abaixo de 151 kWh/mês continue e suas tarifas permaneçam próximas de US$/kWh 0,10 a paridade com a rede não será alcançada no período de análise. 0.55

Tarifa residencial (US$/kWh)

0.50 0.45

LCOE (US$/kWh com CF=15%)

0.40

Rango 0-50 kWh (subsidiado)

0.35

Rango 26-50 kWh (subsidiado)

0.30

Rango 51-100 kWh (subsidiado) Rango 101-150 kWh (subsidiado)

0.25

Rango 151-500 kWh

0.20

Rango 501-1000 kWh

0.15

Rango > 1001 kWh

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.05

2015

0.10

Fig. 19. Faixa temporal para atingir a paridade com a rede para clientes residenciais de todos os rangos de consumo com um fator de capacidade (CF) = 15%. 0.60 0.55 Tarifa residencial (US$/kWh)

0.50 0.45

LCOE (US$/kWh com CF=16%)

0.40

Rango 0-50 kWh (subsidiado)

0.35

Rango 26-50 kWh (subsidiado)

0.30

Rango 51-100 kWh (subsidiado) Rango 101-150 kWh (subsidiado)

0.25

Rango 151-500 kWh

0.20

Rango 501-1000 kWh

0.15

Rango > 1001 kWh

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.05

2015

0.10

Fig. 20. Faixa temporal para atingir a paridade com a rede para clientes residenciais de todos os rangos de consumo com um fator de capacidade (CF) = 16%.

256

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0.55

Tarifa residencial (US$/kWh)

0.50 0.45

LCOE (US$/kWh com CF=17%)

0.40

Rango 0-50 kWh (subsidiado)

0.35

Rango 26-50 kWh (subsidiado)

0.30

Rango 51-100 kWh (subsidiado) Rango 101-150 kWh (subsidiado)

0.25

Rango 151-500 kWh

0.20

Rango 501-1000 kWh

0.15

Rango > 1001 kWh

2032

2031

2030

2029

2027

2028

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.05

2015

0.10

Fig. 21. Faixa temporal para atingir a paridade com a rede para clientes residenciais de todos os rangos de consumo com um fator de capacidade (CF) = 17%. 0.55

Tarifa residencial (US$/kWh)

0.50 0.45

LCOE (US$/kWh com CF=18%)

0.40

Rango 0-50 kWh (subsidiado)

0.35

Rango 26-50 kWh (subsidiado) Rango 51-100 kWh (subsidiado)

0.30

Rango 101-150 kWh (subsidiado)

0.25

Rango 151-500 kWh

0.20

Rango 501-1000 kWh

0.15

Rango > 1001 kWh

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

0.05

2015

0.10

Fig. 22. Faixa temporal para atingir a paridade com a rede para clientes residenciais de todos os rangos de consumo com um fator de capacidade (CF) = 18%. Sistemas fotovoltaicos conectados à rede são uma opção potencialmente viável para os clientes residenciais de alta renda e será para todos os clientes residenciais de renda média nos 10 anos seguintes. Porém, para permitir a penetração de sistemas fotovoltaicos, questões técnicas fundamentais (como a implementação de medidores elétricos bidirecionais) e regulatórias devem ser uma das prioridades na agenda das políticas energéticas. No entanto, da perspectiva da Concessionária de distribuição, os clientes acima de 150 kWh/

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257

mês respondem apenas por 14% do total de clientes residenciais, mas representam 40% das vendas totais de eletricidade residencial e, mais importante, representam 64% da receita total residencial da Concessionária (Tabela 18). Por isso, deve ser dada especial atenção ao potencial declínio do faturamento da Concessionária, pois os impactos podem ser transferidos para os clientes não participantes (clientes de baixa renda) por meio de tarifas reajustadas para cima. Tabela 18. Clientes residenciais acima de 150 kWh/mês, faturamento (kWh) e receita bruta extraída desses estratos (US$) usando dados do mês de dezembro de 2013. Rango

151-500 kWh 104.896

501-1000 kWh 7.153

> 1000 kWh 1.561

113.610

Percentual do total de clientes

13%

0,2%

14,2%

Faturamento (milhões de kWh)

23,4

4,6

2,2

30,2

Percentual do total faturado

31%

40%

Receita total (milhões US$)

6,3

1,6

8,9

Percentual da receita residencial da concessionaria

45%

11%

64%

Número de clientes

Total

Fonte: elaboração própria baseada em [29]. PROGRAMAS DE EFICIÊNCIA INTEGRADOS COMO RECURSOS ENERGÉTICOS

Custos anualizado da energia economizada (US$/kWh); 8% de taxa de desconto social e 12% para clientes

Como o uso eficiente de energia e o gerenciamento pelo lado da demanda reduzem a capacidade requerida é possível reduzir os investimentos necessários para a construção de novas usinas e para a expansão dos sistemas de transmissão e distribuição [52]. Nesta seção, os resultados do programa de iluminação residencial foram incluídos [22]. A Figura 23 mostra a curva de energia economizada dos programas de iluminação residencial (Incandescente/LFC), substituição de lâmpadas T-12/T-5 em prédios do setor público e substituição de lâmpadas de vapor de mercúrio/sódio com seus custos correspondentes. Se aplicados simultaneamente, quase 145 GWh/ano poderiam ser economizados. Mercúrio/vapor de sódio

0.12 0.10

T-12/T-5

0.08 0.06 0.04

Incandescente/LFC

0.02 0.00

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 GWh (economizados)

Fig. 23. Curva de energia economizada dos programas de eficiência residencial (Incandescente/LFC), iluminação nos prédios do setor público (T-12/T-5) e iluminação pública (Mercúrio/Vapor de sódio).

258

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A fim de caracterizar o impacto dos programas de gerenciamento pelo lado da demanda como recursos que podem ser “removidos” da curva de carga, o Fator de Conservação de Carga (Conservation Load Factor em inglês - CLF) foi calculado. O CLF é definido como o quociente entre a potência anual média economizada por uma medida de conservação e a potência economizada no período de pico. Consequentemente, é análogo ao fator de capacidade das usinas de geração e/ou ao fator de carga da Concessionaria de distribuição (carga média do sistema/carga pico do sistema). A Tabela 19 mostra que os CLFs do programa de iluminação residencial e do programa de iluminação pública são 0,25 e 0,49, respectivamente. Portanto, tanto o programa de iluminação residencial quanto o de iluminação pública devem reduzir a demanda de pico (das 18:00 h até 23:00 h) e o programa de iluminação pública também tem impacto fora do período de pico (das 12:00 h até 05:30 h aproximadamente). Como o horário de expediente de instituições públicas (8:00 h a 17:00 h) não é coincidente com a demanda pico nacional (18:00 h - 22:00 h), os programas de iluminação em prédios públicos têm CLFs maiores do que 1. Isto é, o impacto sobre a redução da demanda de pico é praticamente inexistente. A Tabela 19 resume as tecnologias numa base comparável. Tabela 19. Parâmetros para integrar programas de eficiência energética como recursos 5 Parâmetros

Incandescente / LFC

Mercúrio/ LED 12

T-12/ T-8

T-12/T-5

T-12/LED

122

Mercúrio/ Vapor de sódio 2,6

Redução de potência diária (MW) Tempo de operação anual (h) Fator de coincidência de pico5 Redução na demanda de pico (MW) Energia anual economizada (MWh) Fator de carga da conservação (CLF)

4,4

0,3

0,6

0,68

1106

4198

1728

0,5

0,97

0,05

61,6

2,5

4,3

0,02

0,028

0,034

134.926

10.914

18.469

518

968

1.175

0,25

0,49

3,9

CONCLUSÕES, RECOMENDAÇÕES E ORIENTAÇÕES FUTURAS A Nicarágua é um pequeno país subdesenvolvido da América Latina com predominância das estruturas econômicas agrícolas e uma indústria de média-baixa tecnologia. Além disso, até 2005 apenas metade da população tinha acesso à eletricidade. Atualmente, aproximadamente 79% da população tem acesso à eletricidade. Esta situação explica a dinâmica histórica e recente do uso da eletricidade na sociedade e é, em parte, responsável pela baixa produtividade do trabalho. Se a economia nacional não sofrer recessões ou crises, a demanda de energia e potência vai continuar a crescer nos próximos anos em todos os setores. 5 Definido pelo NREL, 2013 [53] como “... a fração da demanda máxima da população está em funcionamento no momento pico do sistema. Por exemplo, se no momento pico do sistema, somente 3 das 7 lâmpadas fluorecentes compactas estão acesas, então o fator de coincidência é 7.3...”

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259

Previsivelmente, a eficiência energética como recurso energético e económico, é ainda pouco usada, quase não explorada e parcialmente compreendida no setor elétrico da Nicarágua. À guisa de exemplificação, pode-se apontar que em outubro de 2014 o governo central e a concessionária nacional de água tinham uma dívida acumulada com a Concessionária de energia de US$ 4,1 milhões e US$ 22,8 milhões, respectivamente. Sendo assim, os programas de gerenciamento pelo lado da demanda no setor público são importantes não são em matéria de planejamento energético per se, mas também para melhorar os saldos financeiros (governo e concessionárias). As análises mostradas neste trabalho indicam a viabilidade da implementação dos programas avaliados. No caso das opções de iluminação em edifícios públicos, em vez de substituição T-12/T-8 a substituição T-12/T-5 deve ser implementada. Ainda que haja indicativos de que maior parte das tecnologias para iluminação em 2035 serão tecnologias LED [54], para o mercado da Nicarágua a melhor estratégia é esperar por uma redução de custos da tecnologia LED. Recomenda-se a avaliar as características técnicas de todas as tecnologias de iluminação disponíveis no mercado, a fim de comparar com os padrões nacionais e internacionais. Além disso, a iluminação de tarefas “task lighting” não deve ser desconsiderada. A penetração significativa de sistemas fotovoltaicos poderia reduzir a demanda fora de pico, durante o dia. A avaliação financeira dos sistemas fotovoltaicos para os consumidores residenciais mostrou que os custos nivelados da eletricidade (LCOEs) gerada por sistemas fotovoltaicos em regiões com fator de capacidade entre 17% e 18% é menos dispendiosa do que, respectivamente, as tarifas vigentes para clientes residenciais com consumo acima de 500 kWh. Estima-se que antes de 2032 estes resultados financeiros positivos poderiam ser extensivos para clientes ˃ 150 kWh/mês. Isto levanta a necessidade de avaliar a geração distribuída em termos de regulação, tarifas, etc.; com especial atenção ao potencial declínio de receita da Concessionária, pois os impactos poderiam ser transferidos para os clientes não participantes (clientes de baixa renda) por meio de tarifas reajustadas para cima. Embora a análise tenha sido desenvolvida apenas para clientes residenciais, ampliá-la e aprofundá-la para os setores público, industrial e comercial é recomendado. É essencial continuar a expandir o acesso à energia elétrica a 100% da população, especialmente nas áreas rurais (~1,4 milhões de pessoas ainda permanecem sem serviço de energia elétrica, principalmente no Norte e no Atlântico sul do país [31]). Em conjunto com sistemas fotovoltaicos para regiões isoladas, sistemas monofilares com retorno por terra (MRT) e sistemas monofásicos fase-neutro multiaterrado (MRN) também poderiam ser avaliados e implementados. Mais pesquisas devem ser desenvolvidas nos seguintes tópicos: (a) pesquisa de atualização e melhora no uso final de energia para todos os setores. Isto irá melhorar a informação, previsão e processo de tomada de decisão, (b) avaliação e implementação de um número maior de programas de eficiência energética (c) monitoramento da implementação e operação dos programas é importante para uma avaliação expost, (d) medição e incorporação do efeito bumerangue (ver Geller e Atalli [55]) (e) impactos econômicos e sociais das economias de energia no consumo privado e público e no investimento, (g) implicações potenciais da implementação de um Planejamento Integrado de Recursos (PIR) para setor elétrico da Nicarágua. Por fim, a construção de um canal interoceânico no sul da Nicarágua está em estudo [56] e as potenciais implicações energéticas resultantes da intensificação da atividade econômica não devem ser negligenciadas.

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APÊNDICES A. Programa de Iluminação Pública Perspectiva da concessionária CEM(x) por E(j) = (Nmx • px • h) - (Nej • pj • h)

Eq. (A.1)

Em que é a energia economizada anualmente (MWh) devido à substituição da tecnologia de vapor mercúrio M(x) pela tecnologia eficiente E(j), Nmx a quantidade de lâmpadas de mercúrio, px é a potência de cada tipo de lâmpada de mercúrio, h é o número anual de horas em operação, Nej é o número de lâmpadas de tecnologia eficiente, pj é a potência de cada tipo de lâmpada de tecnologia eficiente. Epr (US$) = CEM(x) with E(j) • Epp

Eq. (A.2)

Sendo Epr (US$) a economia de energia anual (US$) em compra de energia devido à substituição da tecnologia de mercúrio pela tecnologia eficiente, CEM(x) with E(j) a energia economizada anualmente na Eq. (A.1) e Epp o preço médio de compra de eletricidade (US$/ MWh). URI (US$) = ∑ n=10 i=1

Epr (US$) + Es (US$) - Rc (US$) + Rv (US$) (1 + r)i

Eq. (A. 3)

Onde URI (US$) é o aumento acumulado da receita da Concessionária a valor presente, Epr (US$) as reduções na compra de energia (Eq. (A.2)), Es (US$) são as vendas regulares de eletricidade que permanecem inalteradas a despeito da implementação do programa de eficiência, Rc (US$) os custos de substituição para o caso da lâmpada de vapor de sódio, Rv (US$) é o valor residual no ano 10 para o caso da LED 12 e r é a taxa de desconto da Concessionária. Perspectiva da Sociedade

SNPV = -Io + URI (US$) + ∑ n=10 i=1 (

Fa (1 + r)i

+ Tca

(1 + r)i

)

Eq. (A. 4)

Em que SNPV é o valor presente líquido social de um programa de eficiência, Io é o investimento inicial do governo em tecnologia eficiente, URI (US$) é o aumento acumulado da receita da concessionaria a valor presente (Eq.A.3), Fa é o custo do óleo combustível evitado (US$), Tca são os custos de transmissão evitados (US$) e r é a taxa oficial de desconto social. B. Programa de iluminação de prédios públicos Perspectiva do governo CET-12 with E(j) = (NmT-12 • pT-12 • h) - (Nej • pj • h)

Eq. (B.1)

Em que CET-12 with E(j) é a energia anual economizada (MWh) devido à substituição da tecnologia T-12 pela tecnologia eficiente E(j), NmT-12 é a quantidade de lâmpadas T-12 (20.000 no presente caso), pT-12 é a potência de lâmpadas T-12 (incluindo reator), h é o número anual de horas em operação, Nej é o número de lâmpadas de tecnologia eficiente, pj é a potência de cada tipo de lâmpada de tecnologia eficiente

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261

(incluindo reator, exceto no caso do LED). Uma noção semelhante foi aplicada para o cálculo da potência conservada. Epr (US$) = CET-12 with E(j) • Epp

Eq. (B.2)

Sendo Epr (US$) a economia anual por redução nas despesas em energia (MWh) na fatura devido à substituição da tecnologia de mercúrio pela tecnologia eficiente E(j), CET-12 with E(j) é a energia economizada (MWh) (Eq. (B.1)) e Epp é a tarifa da energia (US$/MWh). Uma noção similar foi aplicada para a redução na compra de potência de pico utilizando a tarifa de potência pico (US$/MW). NPV (US$) = -Io + ∑ n=10 i=1

Es (US$) + Ps (US$) - Rc (US$) + Rv (US$) (1 + r)i

Eq. (B.3)

Em que NPV (US$) é o valor presente líquido do governo, -Io é o investimento inicial em tecnologia eficiente, Epr (US$) é a economia anual por redução nas despesas em energia (MWh) na fatura devido à substituição de T-12 por tecnologia eficiente (Eq. B.2), Ps (US$) é a economia anual por redução nas despesas em potência (MW) na fatura devido à substituição de T-12 por tecnologia eficiente, Rc (US$) é o custo de substituição das lâmpadas T-8 e T-5 ao final do primeiro ciclo de vida, Rv (US$) é o valor residual no ano 10 para a tecnologia LED e r é a taxa oficial de desconto social. Perspectiva da Concessionária RI (US$) = ∑ n=10 i=1

-Eps (US$) + Esr (US$) + Elsr (US$) (1 + r)i

Eq. (B.4)

Sendo Rl (US$) a perda de receita acumulada em valor presente, devido à substituição de T-12 por tecnologia eficiente, Eps (US$) é a redução na compra de eletricidade, Esr (US$) é a redução nas vendas de eletricidade ao governo (US$), Elsr (US$) é a redução na venda de potência ao governo e r é a taxa de desconto da Concessionária. Perspectiva da Sociedade SNPV = NVP (US$) - RI (US$) + ∑ n=10 i=1

Fa (1 + r)i

+ Tca

(1 + r)i

Eq. (B.5)

Onde SNPV é o valor presente líquido social, NPV (US$) é o valor presente líquido do governo (Eq. (B.3)), RI são as perdas de receita da Concessionária a valor presente Eq. (B.4), Fa são os custos de óleo combustível evitados, Tca são os custos de transmissão evitados e r é a taxa oficial de desconto social. C. Fórmulas Gerais Custo Anualizado da Energia Economizada (CSE) CSE anualizado (

US$ MWh

) = Tnecj • CRF(r,n) - (Tnecx • CRF(r,n)) anual CEMWh

Eq. (C.1)

Onde CSE é o custo anualizado da energia economizada, Tnecj são os custos totais não-energéticos da opção tecnológica eficiente (inclui custos de investimento inicial e substituição), Tnecx são os custos totais não-energéticos da tecnologia convencional (investimento inicial e custos de substituição), CRF(r,n) é o fator

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de recuperação de capital para uma taxa de desconto social r num período n de análise e CEMWh é a energia economizada anualmente pelo programa de eficiência energética. Índice de Rentabilidade Social (SPI)

SPI = Valor presente dos fluxos de caixa futuros / Io

Eq. (C.2)

Quociente entre o valor presente líquido dos investimentos em eficiência energética e Io é o investimento inicial. D. Análise de Paridade com a Rede Custos nivelados da eletricidade (LCOE) para sistemas fotovoltaicos T

t LCOE = ∑ t=0 (It + Ot + Mt) / (1+r) T ∑ t=0 (St)(1-d)t / (1+r)t

Eq. (D.1)

Sendo It o investimento inicial no sistema (US$), Ot os custos de operação (US$), Mt os custos de manutenção (US$), St é a energia produzida no período t, d é a taxa de degradação dos módulos (%) e r é a taxa de desconto para t (%). A Eq. (D.1) é uma pequena modificação de Branker et al [57] pois as despesas de juros não foram consideradas neste estudo exploratório.

REFERÊNCIAS [1] NATIONAL INSTITUTE OF INFORMATION DEVELOPMENT (INIDE) Población total estimada, 2012 [Internet]. 2013 [cited 17 January 2014]. Available from: http://www.inide.gob.ni/estadisticas/Cifras%20 municipales%20a%C3%B1o%202012%20INIDE.pdf [2] WORLD BANK. Urban population (% of total) | Data | Table [Internet]. 2015 [cited 26 June 2015]. Available from: http://data.worldbank.org/indicator/SP.URB.TOTL.IN.ZS [3] WORLD BANK GROUP. Climate Change Knowledge Portal 2.0 [Internet]. 2015 [cited 26 June 2015]. Available from: http://sdwebx.worldbank.org/climateportal/index.cfm?page=country_historical_climate&ThisRegion =Latin%20America&ThisCCode=NIC [4] MINISTRY OF ENERGY AND MINES (MEM). Balance energético nacional, 2012 [Internet]. Dirección de Políticas y Planificación Energética; 2014. Available from:http://www.mem.gob.ni/media/file/ POLITICAS%20Y%20PLANIFICACION/BALANCES/Informe%20Balance%20Energ%C3%A9tico%20Nacional %202012_%20Versi%C3%B3n%20Final.pdf [5] Grau T, Huo M, Neuhoff K. Survey of photovoltaic industry and policy in Germany and China. Energy Policy. 2012;51:20-37. [6] Bhandari R, Stadler I. Grid parity analysis of solar photovoltaic systems in Germany using experience curves. Solar Energy. 2009;83(9):1634-1644.

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