Popular - seeds usp

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Popular - seeds usp

ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas
ESCOLA POLITÉCNICA
DA
UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE ENERGIA E
AUTOMAÇÃO ÉLÉTRICAS
Produção Local de Energia através da Gaseificação
da Biomassa para Geração de EE no MPP
OSCAR TADASHI KINTO
MIGUEL EDGAR MORALES UDAETA
PROJETO DE FORMATURA 2001
Produção Local de Energia através da Gaseificação da Biomassa para Geração de EE no MPP
1
ESCOLA POLITÉCNICA
DA
UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE ENERGIA E
AUTOMAÇÃO ÉLÉTRICAS
PROJETO DE FORMATURA 2001
Produção Local de Energia através da Gaseificação
da Biomassa para Geração de EE no MPP
Aluno: Oscar Tadashi Kinto
Orientador: Miguel Edgar Morales Udaeta
Coordenador: Luiz Cláudio Ribeiro Galvão
Marcos Antônio Saidel
2
AGRADECIMENTOS
Aos amigos que diretamente ou indiretamente colaboraram para o sucesso deste
projeto.
À meus pais, que sempre me apoiaram, o mais profundo agradecimento.
O Autor
Dezembro de 2001.
3
Grossário
Bar
Unidade para representar a pressão atmosférica (1 at = 1 kgf/cm 2 ~ 0,981 bar)
BIGCC
Sigla em inglês de “gaseificação de biomassa integrada a ciclos combinados“
BIG-GT
Sigla em inglês para Turbina à gás (Biomass Integrated Gasifier/Gas Turbine)
CBH-MPP
Comite de Bacias Hirográficas do Médio Paranapanema
CIERGA
Consórcio Intermunicipal do Escritório da Região de Governo de Assis
CTC
Centro de Tecnologia e Ciência
DOE
Sigla em inglês do Departamento de Energia dos EUA (Department of Energy)
EEPV
Empresa de Eletricidade Valeparanapanema S/A
EPA
Sigla do Grupo A Engenharia Protegendo o Ambiente
FAO
Organização das Nações Unidas para Alimentação e Agricultura
HGCU
Sigla em inglês de “unidade de limpeza de gás quente”
IGCC
Sigla em inglês de “gaseificação integrada a ciclos combinados“
IGT
Sigla em inglês de “Instituto de tecnologia de gás”
3
MJ/Nm
Unidade para expressar o poder calorífico
MPP
Médio Paranapanema
NREL
Sigla em inglês do Laboratório Nacional de Energia renovável dos EUA
O&M
Operação e Mannutenção
PIR
Planejamento Integrado de Recursos
SEADE
Sistema Estadual de Análise de Dados
TPS
Termiska Processer AB, da Suécia
WBP/SIGAME Brazilian Wood BIG-GT Demostration project / Sistema integrado de Gaseificação de
Madeira para produção de eletricidade
WHO
Sigla em inglês de Organização Mundial de Saúde
4
Resumo
O objetivo deste trabalho é mostrar um estudo para produção de energia através
da biomassa para a região do Médio Paranapanema (MPP), uma das regiões menos
desenvolvidas do estado de São Paulo, segundo a filosofia do PIR, mostrando também
nesse trabalho o estado da arte das tecnologias de gaseificação existentes no mundo.
Para isso a metodologia usada foi a análise e caracterização da região, dos recursos de
biomassa e tecnologias de gaseificação, tudo focando a ACC (análise dos custos
completos) e dentro de um período de planejamento de 10 anos. Obtendo como
resultado de 4x103 GWh utilizando os seguintes resíduos de biomassa: cana de açúcar,
milho, milho safrinha, algodão e mandioca como combustível e utilizando a tecnologia
de gaseificação de leito fluidizado. De posse de tais resultados podemos estabelecer um
plano preferencial para a região e mostrar a viabilidade e sustentabilidade dessa
tecnologia para produção de energia elétrica.
5
SUMÁRIO
Capítulo 1 - Introdução ...................................................................................................... 9
Capítulo 2 - A região do Médio Paranapanema.............................................................. 10
2.1
Introdução............................................................................................................ 10
2.2.1
Aspectos Geográficos....................................................................................... 10
Principais Rios do MPP. ............................................................................................... 12
2.3
Aspectos Demográficos e Socio-culturais. .......................................................... 12
2.3.1
Características da população do MPP.............................................................. 13
2.3.2
Situação sociocultural do MPP. ........................................................................ 14
2.3.3
Distribuição da população do MPP nos municípios. ......................................... 15
2.4
Agricultura ........................................................................................................... 17
2.5
Considerações dos potenciais energéticos ......................................................... 22
2.5.1
Hábito de consumo de energia elétrica no MPP............................................... 23
2.5.1.1 O consumo de energia elétrica na Região e no Estado.................................... 23
2.5.1.2 Consumo de energia elétrica residencial.......................................................... 25
2.5.1.3 Consumo industrial de energia elétrica no MPP. .............................................. 27
2.5.1.4 Consumo de energia elétrica na área rural do MPP. ........................................ 29
2.5.1.5 Consumo de energia elétrica pelo setor terciário no MPP................................ 30
2.5.2.1 Parque de Geração Elétrica do MPP................................................................ 33
2.5.2.2 Geração Hidrelétrica do MPP. .......................................................................... 34
2.5.2.3 Geração Termelétrica do MPP. ........................................................................ 34
2.5.2.4 Outras Energias................................................................................................ 35
2.6
Características sócio-econômicas e culturais ...................................................... 36
Capítulo 3 - Gaseificação ................................................................................................ 39
6
3.1
Introdução............................................................................................................ 39
3.2
Histórico............................................................................................................... 40
3.3
Aspectos termodinâmicos e químicos da Gaseificação....................................... 42
3.4
Classificação ....................................................................................................... 44
3.4.1
Gaseificação em leito fixo................................................................................. 44
3.4.1.1 Fluxo Ascendente ............................................................................................. 44
3.4.1.2 Fluxo Descendente........................................................................................... 45
3.4.2
Gaseificação de leito Fluidizado ....................................................................... 46
3.5
Limpeza do gás ................................................................................................... 48
3.6
Estado da Arte das tecnologias de gaseificação ................................................. 54
Capítulo 4 – Demanda Energética no MPP ..................................................................... 65
4.1
Introdução............................................................................................................ 65
4.2
Histórico e previsão da demanda energética....................................................... 65
4.3
Sazonalidade do Consumo – Anual .................................................................... 66
Capítulo 5 – Plano Preferencial baseado no PIR ............................................................ 68
5.1
Introdução............................................................................................................ 68
5.2
Recursos Bioenergéticos..................................................................................... 68
5.3
Potencial de eletricidade a ser gerada................................................................. 73
5.4
Análise de resultados .......................................................................................... 73
5.5
Proposta Preferencial para Gaseificação no MPP............................................... 74
Capítulo 6 – Produção de Energia e seus Impactos........................................................ 75
6.1
Introdução............................................................................................................ 75
6.2. Processo de Produção de Eletricidade................................................................ 75
6.3. Integração do sistema BIG/GT com uma usina típica.......................................... 77
6.4. Turbina ................................................................................................................ 78
7
6.5
Efeitos da Utilização da Energia de Biomassa sobre o Meio-Ambiente .............. 83
6.6
Sócio Econômicos ............................................................................................... 85
6.7
Custos Ambientais............................................................................................... 86
Custos .......................................................................................................................... 87
Capítulo 7 – Avaliação Econômica .................................................................................. 88
7.1
Introdução............................................................................................................ 88
7.2
Bagaço de cana................................................................................................... 88
7.3. Projeto WBP-SIGAME ......................................................................................... 94
Capítulo 8 – Conclusão ................................................................................................... 97
Bibliografia....................................................................................................................... 98
Anexos .......................................................................................................................... 102
8
Capítulo 1 - Introdução
Atualmente os combustíveis fósseis ainda são a base da economia mundial. Em
um mundo onde a globalização é crescente isso pode ser visto como uma certa
preocupação, tendo em vista que esses recursos estão concentrados numa região
altamente instável, o Oriente Médio. Caso ocorra um incidente mais grave que leve a
resultados extremos como uma guerra isso poderia atingir gravemente vários países.
Outra preocupação ao uso de combustíveis fósseis é a poluição gerada por ela,
principalmente o Efeito Estufa, que está causando um aquecimento global a níveis
preocupantes.
Dentro deste contexto, a utilização de recursos renováveis tem sido alvo de
estudos de vários estudiosos, resultando numa redução de custos de operação e
manutenção dessas tecnologias (solar, eólica, biomassa, entre outras.)
Uma delas, a gaseificação de biomassa, será estudo deste trabalho. Sua
aplicação na Região do Médio Paranapanema, visa principalmente a geração de energia
elétrica atendendo a uma demanda cada vez mais crescente, num cenário onde a oferta
de energia se encontra bastante debilitada, com racionamentos e “apagões” ocorrendo
em todo o pais.
A seguir serão focados aspectos técnicos e econômicos que fazem parte do
planejamento energético tradicional, os aspectos ambientais, sociais , com a introdução
do Planejamento Integrado de Recursos, onde todos estes fatores possuem a mesma
importância na escolha da unidade geradora de eletricidade, buscando a melhor decisão
e visando no Desenvolvimento Sustentável, a busca da manutenção do futuro da
humanidade.
9
Capítulo 2 - A região do Médio Paranapanema
2.1
Introdução
Neste capitulo será apresentada a região do Médio Paranapanema (MPP), região
para a qual o trabalho está dirigido. Aqui serão mostradas as características sócioeconômicas, ambientais, culturais e energéticas da região. Serão relatadas neste
capítulo, as informações fornecidas pelas prefeituras, CIERGA, CBH-MPP, EEPV e
outras para a caracterização dos aspectos mencionados a seguir. Apesar da região em
questão ser predominantemente agrícola e a mais subdesenvolvida do Estado de São
Paulo, ela tem um potencial econômico grande.
Sendo por isso foco de estudo de
pesquisadores da USP para estudar com mais profundidade os potenciais energéticos
da região para permitir um planejamento adequado para a sua exploração de modo a
orientar os órgãos públicos, as empresas que atuam na região para um desenvolvimento
sustentável.
2.2.1 Aspectos Geográficos
A região em estudo possui uma área de 6.237 km2 com a população de 218.582
habitantes, dividida em 83% (rural/urbana) e 17% (rural/rural). A população rural é
expressiva, tendo na agricultura a base da atividade econômica na região. A densidade
populacional é de 35,046 Hab./km2. É situada dentro das bacias dos rios Paranapanema
e do Peixe. Na figura 2.1.1 são apresentados o MPP, o Estado de São Paulo e o mapa
do Brasil com as suas divisões políticas.
10
FONTE [1]
Figura 2.1- Região do Médio Paranapanema
O MPP é formado pela região de Governo de Assis mais dois municípios
associados ao CIERGA(Consórcio Intermunicipal do Escritório da Região de Governo de
Assis) formando um total de 17 municípios que são : Assis, Borá, Campos Novos
Paulista, Cândido Mota, Cruzália, Echaporã, Florínea, Ibirarema, Lutécia, Maracaí,
Palmital, Paraguaçu Paulista, Pedrinhas Paulista, Platina, Quatá, Tarumã e Oscar
Bressane.
O Gráfico (fig. 2.2) à seguir mostra a distribuição da área dos respectivos
municípios que compões o MPP.
11
Assis
Gráfico 2.1
Borá
Campos Novos Paulista
Cândido Mota
Cruzália
9%
7%
3%
7%
Florínea
2% 7%
9%
4%
2%
5%
2%
3%
14%
8%
8%
3%
7%
Ibirarema
Lutécia
Maracaí
Palmital
Paraguaçu Paulista
Pedrinhas Paulista
Platina
Tarumã
Echaporã
Quatá
FONTE SEADE2001
Figura 2.2 – Distribuição da área no MPP
2.2.2 Principais Rios do MPP.
Durante a etapa de levantamento de dados verificou-se um boa rede fluvial e com
vazões suficientes para alguns aproveitamentos hidrelétricos como mostra a tabela em
seguida.
Tabela 2.1: Principais rios do MPP.
FONTE [8]
2.3
Nome do Rio
Paranapanema
Novo
Capivara
Peixe
Pari
Vazão Média, m3/s
1.109,45
5,64
18,58
5,69
12,75
Aspectos Demográficos e Socio-culturais.
Nestes aspectos foram levantadas as informações sobre as características da
população a sua distribuição nos municípios, as taxas de crescimento tanto rural,
urbana, evasão ao ensino, participação na política, acesso à saúde, natalidade e
12
mortalidade. Resumidamente essas informações estão mostradas na tabela abaixo e
figura 4.
2.3.1 Características da população do MPP.
Na tabela (2.2) abaixo são dadas de forma resumida as características da
população da região do Médio de Paranapanema.
Tabela 2.2: Dados característicos da população do MPP
Variável
Região do MPP
Taxa anual de crescimento da 1,85
população, %
Percentual em relação ao estado, % 100
237.452
População total
Taxa de crescimento da população -3,09
rural, %
12,42
Percentual da população rural, %
29.498
Valor absoluto da população rural
Percentual dos eleitores em relação 100
ao Estado, %
Taxa anual de crescimento de 3,95
eleitores, %
Valor absoluto dos eleitores da 145.840
região
Valor absoluto da participação dos 63,29
eleitores na população dos municípios
Taxa de evasão ao ensino público 0,86
de 10 grau
na região por mil
habitantes, %
Taxa de evasão do ensino público -0,35
de 20 na região por mil habitantes,
%
19,40
Taxa de natalidade
6,87
Taxa de mortalidade, %
Coeficiente de leitos gerais por 1,25
1000 habitantes
Coeficiente de leitos SUS por mil nd.
habitantes
Saneamento - nível de atendimento 45,97
de água
Saneamentonível
de 34,31
atendimento/esgoto sanitário
Saneamento
nível
de 43,81
atendimento/coleta de lixo
Estado de São Paulo
1,97
0,70
34.119.110
-1,16
6,89
2.351.492
0,70
4,51
19.812.703
60,65
2,08
1,47
20,61
6,60
-
FONTE [8]
13
2.3.2 Situação sociocultural do MPP.
Em termos socio-culturais procurou-se levantar os dados sobre o desenvolvimento
cultural da região citando os elementos como turismo, esporte e cultura em geral
(cinemas, bibliotecas, sistema de comunicação, etc.), (tabela 2.3).
Tabela 2.3: Aspectos socio-culturais no MPP
Atividade cultural
Cine-clubes-salas disponíveis
teatros-salas disponíveis
Arte
Emissoras de TV**
Jornais
Espaços para exposições
Espaços para apresentações teatrais
Espaços para baile público de carnaval
Espaço para desfile de escolas de samba
Espaço para festa de aniversário do
município
Espaço para shows artísticos
Terminais telefonicas1
Emissoras de radio AM&FM**
Assis
1
2
9
-
Avaré
1
2
15
-
10,29
-
9,78
-
Ano
1997
1997
1998
Ano
1997
FONTE [8]
14
2.3.3 Distribuição da população do MPP nos municípios.
Tabela 2.4 – Informações populacionais sobre as cidades do Médio Paranapanema
462,8
119,0
População
1999
85.798
793
População
2000
87.029
795
485,8
4.166
4.177
597,5
149,5
227,9
229,0
475,8
534,3
550,3
1.003,6
152,6
328,6
304,2
515,9
654,4
222,0
7.013,2
28.851
2.619
3.112
5.682
2.867
12.945
20.439
38.846
2.832
2.859
10.605
6.747
11.614
2.550
243.325
29.243
2.612
3.128
5.691
2.894
12.968
20.677
39.553
2.858
2.867
10.735
6.805
11.652
2.552
246.236
Cidade
Área [Km2]
Assis
Borá
Campos
Novos
Paulista
Cândido Mota
Cruzália
Florínea
Ibirarema
Lutécia
Maracaí
Palmital
Paraguaçu Paulista
Pedrinhas Paulista
Platina
Tarumã
Echaporã
Quatá
Oscar Bressane
TOTAL
FONTE SEADE 2001
15
90.000
80.000
70.000
60.000
1995
1996
50.000
1997
1998
40.000
1999
2000
30.000
20.000
10.000
Q
ua
tá
ar
Br
es
sa
ne
O
sc
ã
Ec
ha
po
rã
Ta
ru
m
Pa
ul
is
ân
ta
di
do
M
ot
a
C
ru
zá
lia
Fl
or
ín
ea
Ib
ira
re
m
a
Lu
té
ci
a
M
ar
ac
aí
P
Pa
al
m
ra
ita
gu
l
aç
u
Pe
Pa
dr
ul
is
in
ta
ha
s
Pa
ul
is
ta
Pl
at
in
a
C
C
am
po
s
N
ov
os
As
si
s
Bo
rá
0
Figura 2.3 – Crescimento populacional do município do MPP de 97 a 00
O gráfico acima mostra o crescimento populacional dos municípios da região do
MPP durante os anos de 1997 à 2000.
Como podemos observar através da tabela 2.4,o MPP apresenta cidades como
Paraguaçu Paulista que possui uma grande área e a segunda maior população da
região, mas também apresenta municípios como Borá que foi incorporado recentemente
e possui menos de 1000 habitantes. (O município de Borá é o que apresenta o menor
número de habitantes de todo o Estado de São Paulo).
16
2.4
Agricultura
O levantamento sobre a tipologia da produção agrícola da região, a estrutura
fundiária regional, atividade agropecuária, piscicultura e seus aspectos tecnológicos,
produção e comercialização dos produtos, caracterização do sistema de cultivo e de
criação, a viabilidade econômica das unidades tipificadas na região, alternativas
agrícolas, formação vegetal, solos, aptidão agrícola e uso atual das terras, uso do
sistema de irrigação, estruturas de apoio à produção na região, avaliação do mercado
local, mineração,
caracterização detalhada dos produtos (pelos dados da IBGE foi
quantificada a produção por espécie de cultura na região); levantados os dados sobre a
piscicultura, dos alguns projetos de recreação em andamento na região, projetos de
irrigação e reflorestamento na base do trabalho “Agricultura Limpa”. Tudo visando a
exploração do recurso de biomassa. A tabela abaixo mostra alguns dos elementos
relacionados a produção da região.
Tabela 2.5: Produção agrícola do MPP, (IBGE/1999)
Produtos
Cana-de-Açúcar
Feijão
Milho
Soja
Milho Safrinha
Mandioca
Café
Amendoim
Algodão
Arroz
Produção total,
(ton.)x103/ano
8.758,386
3,305
81,597
420,534
483,488
204,919
4,332
5,338
4.800 (arroba)x15kg= 72,00
2,895
17
Na região sul do Médio Paranapanema que faz divisa com o Rio Paranapanema
são plantadas culturas anuais: soja, milho, trigo, mandioca e cana-de-açúcar e somente
3% da vegetação nativa (floresta tropical) está preservada. Na figura 2.2 é apresentada a
cultura de trigo e na figura 2.3 a cultura de milho do MPP.
Figura 2.4 – Plantação de Trigo na Região do Médio Paranapanema
FONTE [1]
18
Figura 2.5 – Plantação de Milho na Região do Médio Paranapanema
FONTE [1]
No Centro predominam a plantação de cana-de-açúcar (figura 2.6) e pastagens
(figura 2.7) restando 6% de vegetação nativa (cerrado).
19
Figura 2.6 – Lado Esquerdo (Plantação de Cana de Açúcar na Região do Médio Paranapanema)
Lado Direito Superior (Caminhão Recolhendo Cana)
Lado Direito Inferior (Terreno Após a Colheita da Cana)
FONTE [1]
20
Na região Norte, localizada na bacia do Rio do Peixe, apresenta areia branca e
ocupa cerca de 60% da área total. Neste local a terra não é tão boa para o cultivo de
culturas, predominam as pastagens e ainda há 8% da vegetação nativa (floresta
tropical). Há um grande interesse em se realizar estudos para a melhoria da terra para o
cultivo de culturas mais rentáveis como a menta, mas isto exigiria um grande
investimento na irrigação e introdução de sais minerais e outros compostos que
possibilitassem tal utilização.
Figura 2.7 – Pastagem na Região do Médio Paranapanema
FONTE [1]
21
2.5
Considerações dos potenciais energéticos
Os rios Paranapanema, do Peixe e outros menores são as fontes de energia
elétrica mais importante da região através de suas hidrelétricas. Elas geram energia
suficiente para suprir as necessidades locais, mas a sua principal função é a de levar
energia para os grandes centros consumidores. Como pode ser observada na figura 2.6,
as usinas hidrelétricas estão instaladas na bacia hidrográfica do Paranapanema.
As principais usinas da região são Canoas I e II.
Figura 2.8– Bacias Hidrográficas e Usinas Hidrelétricas do Estado de São Paulo
FONTE [1]
22
2.5.1 Hábito de consumo de energia elétrica no MPP.
2.5.1.1
O consumo de energia elétrica na Região e no Estado
Tomando por base o consumo de energia elétrica pode-se caracterizar a região
como predominantemente agrícola. A tabela 2.6 mostra a importância relativa do
consumo de energia regional para os diversos usos: residencial, industrial, rural e para o
comércio, serviços e outros, no período 1990-97.
Tabela 2.6 : Importância Relativa
e Estado , 1997.
SETOR
1990
44,55
Residencial
19,30
Rural
20,07
Industrial
Com.Serv.Outros 16,08
100,00
Total da Região
do Consumo de Energia Elétrica na Região do MPP , 1990-97
1993
46,65
19,44
17,16
16,75
100,00
1995
50,22
17,02
18,29
14,47
100,00
1996
50,90
16,49
16,31
14,70
100,00
1997
50,82
15,82
18,43
14,93
100,00
Estado 97
30,83
2,74
50,20
16,23
100,00
Fonte : SEADE 2001
Constata-se que o uso industrial e o voltado para o comércio, serviço e outros
vem perdendo importância relativa principalmente para o uso residencial, mas também
para o rural. De fato, o uso industrial vem declinando em termos absolutos, desde 1990.
De uma forma geral, o PROALCOOL trouxe a diversificação da produção das
açucareiras , transformando profundamente a demanda de energia industrial na região.
A introdução da produção de álcool, levou ao aumento na demanda de energia
estimulando a geração própria levando muitas usinas a buscarem a auto-sustentação e
transformando-se inclusive em co-geradoras, como é o caso da Usina Maracaí. Dado o
baixo número de industrias na região e a importância relativa das usinas, o
comportamento observado na região e também nos municípios, nos anos 80, foi
fortemente influenciado por este processo.
23
Em 1997, o consumo residencial representou 50,82% do total da energia
consumida enquanto a energia elétrica de uso rural, que em 1980 se constituía no uso
setorial menos importante, passou a ser o mais significativo, aproximando-se de 16%. O
industrial responde por 18,43% e comércio e outros por 14,93%.
Quando comparamos este comportamento com o resto do Estado tem se um
quadro ainda mais claro da importância do setor agrícola para a economia da região.
No Estado, em 1997, prevalecia o uso industrial (50,20%), o comércio e outros utilizava
16,23% enquanto o uso rural restringia-se a 2,74%. Dado o alto valor absoluto do usos
da energia para fins econômicos, o peso da utilização nas residências é de cerca de
31%.
Estes dados evidenciam
o forte processo de urbanização da região e a
dependência da economia regional do dinamismo econômico da agricultura, com
reflexos de ambos sobre a expansão do setor terciário e sua demanda por energia. A
tabela 2.7 apresenta as taxas de crescimento setorial de consumo de energia e
evidencia não só o crescimento negativo do setor industrial como o crescimento mais
acentuado no consumo rural e residencial, nesta ordem.
Tabela2.7: Taxa de Crescimento do Consumo de Energia Elétrica na Região do CIERGA , 1980-97
SETOR
Residencial
Industrial
Rural
Com.Serv.Outros
Total da Região
Total do Estado
19801985
9,40
13,50
18,65
7,24
11,71
7,07
19851990
8,83
-4,95
3,50
4,07
3,43
2,38
19901995
5,47
-1,40
4,11
5,28
3,79
2,77
19951997
13,50
12,96
4,25
12,96
15,70
8,92
Fonte : SEADE 2001
A tabela 2.8 traz os valores absolutos de consumo de energia elétrica na região
do CIERGA, por setor, de 1995 até 1997.
24
Tabela 2.8: Consumo Setorial de Energia Elétrica na Região do MPP(MWh) , 1995-1997
SETOR
Residencial
Rural
Industrial
Com.Serv.Outros
Total da Região
Total do Estado
Fonte : SEADE 2001.
2.5.1.2
1995
1996
1997
134639
45626
49046
38802
270108
74.665.023
141828
45953
45432
40953
276162
76.227.247
152815
47564
55400
44894
302670
81.331.577
Consumo de energia elétrica residencial.
O consumo de energia elétrica residencial por município sugere a importância de
quatro concentrações urbanas: Assis que consome cerca de 37% do total regional de um
lado e, de outro Paraguaçú Paulista, Cândido Mota e Palmital, que juntas somam não
mais que 30,5%. A diferença entre os dois grupos tendeu a reduzir-se ao longo do
período, mesmo desconsiderando o desmembramento de Tarumã. Palmital, entre os
últimos, foi o único a não mostrar claramente uma tendência à expansão.
As figuras 2.9 e 2.10 ilustram bem como é repartido o consumo residencial
de energia elétrica na região de 1980 à 1997.
25
Figura 2.9 : Consum o de Energia Elétrica Residencial da Região do CIERGA - 1980
CAMPOS NOVOS PAULISTA
0,85
CÂNDIDO MOTA
1,76
0,72
FLORÍNEA
IBIRAREMA
0,63
4,01
0,66
0,09
9,32
LUTÉCIA
2,65
MARACAÍ
8,66
PALMITAL
PARAGUAÇU PAULISTA
PLATINA
13,10
53,42
ECHAPORÃ
0,27
PEDRINHAS PAULISTA+CRUZÁLIA
TARUMÃ+ASSIS
1,83
BORA
2,03
QUATÁ
OSCAR BRESSANE
Figura 2.9 – Consumo Residencial no MPP em 1980
FONTE SEADE 2001
Figura 2.10- Consumo de Energia Elétrica Residencial na Região do CIERGA - 1997
Assis
Borá
3,1%
Cândido Mota
1,2%
Cruzália
3,8%
Echaporã
13,2%
37,1%
Florínea
Ibirarema
Lutécia
Maracaí
13,2%
Oscar Bressane
7,5%
9,8%
3,8%
0,7%
0,7%
0,6%
1,6%
1,9%
0,9%
Fonte SEADE 2001
0,2%
Palmital
0,9%
Paraguaçu Paulista
Platina
Quatá
Pedrinhas Paulista
Tarumã
Figura 2.10 - Consumo Residencial no MPP em 1997
26
Tem observado o aumento do consumo de energia residencial em todos os
municípios, durante todo o período analisado. A única taxa negativa observada foi em
Cruzália, devido ao desmembramento de Pedrinhas Paulista.
2.5.1.3
Consumo industrial de energia elétrica no MPP.
Considerando o consumo industrial de energia constata-se que dois municípios:
Assis e Paraguaçú são responsáveis por cerca de 73% do total regional em 1980. Este
percentual caiu para 46,27% em 1997, desconsiderando Tarumã, mas 59,41% incluindoo. Isto ocorreu em função da redução do consumo para este fim nestes municípios, mas
também, em função do aumento do consumo em Cândido Mota e Palmital que juntos
passaram a utilizar cerca de 28,44%, em 1997. Isto reflete não só a tendência das
usinas a reduzir o consumo de energia, pelo aumento de eficiência e produção própria,
como também o surgimento/fortalecimento de pequenas unidades industriais como
farinheiras,
mini-usinas ou mesmo unidades não diretamente ligadas à atividade
agrícola.
Os demais municípios podem ser agrupados em dois grupos: os que consomem
até 3% do utilizado na região, que constitui a maioria,: Campos Novos, Cruzália (mesmo
incluindo Pedrinhas), Florínea, Lutécia, Platina, Echaporã, Borá, Ibirarema, e Oscar
Bressane; e os que consomem de 3 a 10%: Quatá e Maracaí, figuras 2.11 e 2.12.
27
CAMPOS NOVOS PAULISTA
Figura 5 : Consumo de Energia Elétrica Industria da Região do CIERGA - 1980
CÂNDIDO MOTA
FLORÍNEA
1,31
0,21
0,92
0,00
IBIRAREMA
4,59
0,27
7,37
0,56
LUTÉCIA
7,63
42,32
MARACAÍ
3,10
PALMITAL
PARAGUAÇU PAULISTA
0,32
30,78
PLATINA
0,40
0,23
ECHAPORÃ
PEDRINHAS
PAULISTA+CRUZÁLIA
TARUMÃ ASSIS
Fonte SEADE 2001
Figura 2.11 - Consumo Industrial no MPP em 1980
Figura 2.12 - Consumo de Energia Elétrica Industrial da Região do CIERGA
Assis
Borá
Cândido Mota
0,76%
Cruzália
13,14%
19,11%
5,11%
0,09%
0,05%
Echaporã
0,05%
Florínea
11,47%
Ibirarema
Lutécia
0,03%
0,07%
27,16%
Maracaí
Oscar Bressane
Palmital
Paraguaçu Paulista
16,97%
1,60%
0,03%
Platina
Quatá
0,55%
Pedrinhas Paulista
3,42%
Fonte SEADE 2001
0,39%
Tarumã
Figura 2.12 - Consumo Industrial no MPP em 1997
Foi notado também grande freqüência de taxas negativas, e grandes saltos em
função do baixo valor absoluto observado em vários municípios
28
2.5.1.4
Consumo de energia elétrica na área rural do MPP.
O consumo de energia elétrica na área rural apresenta uma melhor distribuição
entre os municípios. Os que consumiam entre 10 e 20% do total regional, em 1980
eram: Assis (19,34%), Cândido Mota (13,97%), Palmital (15,80%), Paraguaçú (12,63%) e
Echaporã (10,34%). Cândido Mota e Palmital, podem ser explicados em função do
predomínio das pequenas explorações. Já no caso de Paraguaçú e Assis a razão parece
estar associado a maior ocorrência de bairros rurais, local de residência de trabalhadores
vinculados forma ou informalmente ao setor sucroalcooleiro. Echaporã é o maior
produtor de aves da região e as granjas são grandes consumidoras de energia. Em
1997, a
Assis, Echaporã e Cândido Mota (10%), Tarumã (9%), Paraguaçu Paulista
(20%) .
Um segundo grupo de municípios Cruzália (incluindo Pedrinhas), Quatá e
Maracaí consumiam cerca de 5%, em 1997.
Nos municípios com baixo consumo de energia, as taxas de crescimento muitas
vezes atingem valores excessivamente altos porque são muito sensíveis a qualquer
variação. Neste caso, entretanto, as altas taxas do período 1980-85 marcaram
efetivamente um salto no padrão de consumo de energia elétrica no meio rural sugerindo
a implantação eficaz de um programa governamental na região, neste período. Com
exceção de Oscar Bressane e Ibirarema todos os demais apresentaram taxas de
crescimento anual, neste período, acima de 10%, alguns acima de 20%. No período
seguinte, foi a vez de Oscar Bressane dar o salto, apresentando a mais alta taxa do
período. Dois municípios reverteram a posição anterior apresentando taxas negativas:
Florínea (-6,14%) que apresentou a maior taxa de êxodo rural da região no período
(5,31% a.a.) e Borá (-2,85%).
29
O período 1990-93 marcou uma maior retração de demanda, principalmente em
Platina, que na década de 80 se caracterizou por ser o município da região com maior
percentual da população vivendo na área rural mas, apresentando também forte
tendência à urbanização. Quatá e Oscar Bressane foram outros dois municípios que
apresentaram significante redução do consumo de energia rural, no período citado.
No período de 1995-97 podemos observar uma flutuação da população rural de
todos os municípios, ora crescendo ora decrescendo.
Abaixo podemos observar que municípios como Campos Novos Paulista,
Cruzália, Echaporã, Florínea possuem população predominantemente rural.
Figura 2.13 - Percentagem da população rural em relação à pupulação total
A ssis
B o rá
Campo s No vo s P aulista
20,1
28,2
2,6
24,7
4,9
22,9
Cândido M o ta
39,4
19,1
15,2
39,4
Cruzália
Echapo rã
Flo rínea
Ibirarema
Lutécia
M aracaí
24,8
Oscar B ressane
27,8
19,9
24,0
59,7
8,0
40,1
P almital
P araguaçu P aulista
P latina
Quatá
P edrinhas P aulista
Tarumã
Fonte SEADE 2001
2.5.1.5
Figura 2.13 - Consumo Rural no MPP
Consumo de energia elétrica pelo setor terciário no MPP.
30
O consumo de energia elétrica pelo setor terciário acompanha o comportamento
do consumo de energia residencial demonstrando
a possibilidade de utilizá-los
alternativamente, como indicador do grau de urbanização do município.
O município de Assis utiliza cerca de 40,2% do consumo regional (incluindo
Tarumã, em 1997). A partir de 1985 mostra uma concentração ligeiramente superior a
identificada pelo uso residencial de energia. Palmital, Paraguaçú e Cândido Mota
representam juntos cerca de 30% do consumo regional, um pouco abaixo da
concentração discutida em termos do uso residencial. A principal diferença, entretanto,
está associada a importância relativa destes três municípios. Com base nas cifras de
1997, pode-se salientar de forma geral, as características de todo período analisado.
Paraguaçú (13,12%) e Cândido Mota (9,8%) consomem mais do que Palmital (7,5%) . O
consumo do setor terciário,
no mesmo ano,
foi de 13,1%, 9,8% e 8,8%,
respectivamente. Grosso modo, o maior consumo de Assis é compensado pelo menor
uso dos outros três deixando a importância relativa do conjunto dos demais municípios,
sem alteração.
O crescimento do consumo de energia pelo setor terciário foi muito menos
significativo do que a ampliação associada ao uso residencial. As maiores taxas foram
encontradas em Florínea (12,92%) e Borá ( 10,89%) e foram os únicos municípios que
apresentaram taxas de crescimento maior do que a definida para o uso residencial, no
período 1980-93. Mas isto se dá, em função dos baixos valores absolutos de consumo
nos dois municípios o que os torna muito sensíveis a qualquer transformação. Os
municípios que mostraram maior crescimento foram os de Maracaí (7,36%) e CruzáliaPedrinhas (8,64%), mas sem se diferenciar muito dos demais. O pior desempenho foi o
de Campos Novos que foi o único a apresentar uma taxa negativa para o conjunto do
período. (0,83%). Dois outros, Ibirarema e Platina apresentaram taxas negativas no
31
último período analisado. Destes Ibirarema é o que demanda mais atenção uma vez que
a taxa foi alta (5,61%) e já apresentava taxa baixa nos cinco anos anteriores.
Para o melhor entendimento do problema apresenta o resumo da situação nas
figuras 2.15 e 2.14 mostrando a evolução do processo de 1980 à 1997.
A tabela 2.9 os valores absolutos do consumo de energia elétrica por setor no
MPP com projeções para o ano 2000, utilizando as taxas de crescimento atuais.
Figura 2.15 : Consumo Setorial de Energia Elétrica na Região do CIERGA - 1980
19,14
38,35
RESIDENCIAL
INDUSTRIAL
RURAL
COM.SERV.OUTROS
14,23
28,29
F ig u r a 2 . 1 4 - C o n s u m o S e t o r ia l d e E n e r g ia E l é t r ic a n a R e g iã o d o C IE R G A 1997
15%
18%
51%
re s id e n c ia l
ru ra l
in d u s tria l
o u tro s
16%
Fonte SEADE 2001
Figura 2.15/2.14 – Consumo Setorial no MPP em 87 e 97
32
Tabela 2.9: Consumo de energia elétrica (MWh/ano) no MPP por setor-projeções para ano 2000.
Setor
Ano base, 1997
Taxas
de 2000
crescimento
Residencial
95.336
4,43
108.575,72
Industrial
41.391
14,11
61.500,27
Comercial
32.964
6,86
40.224,02
Rural
33.929
-0,76
33.161,28
Poder Público
8.950
4,22
10.131,56
Serviço Público
12.705
-2,76
11.683,00
Iluminação Pública
21.978
2,07
23.533,85
Consumo próprio
248,00
0,00
248,00
Médio Total
247.501
4,87
289.057,77
FONTE[8]
Outros parâmetros importantes para avaliação de demanda no MPP é o número
de consumidores por setor como mostra a tabela em abaixo.
Tabela 2.10: Números de consumidores por setor no MPP.
Setor
Número de consumidores
Residencial
(urbano/rural)
60.970
Industrial
1.046
Comercial
5.673
Serviços
777
Iluminação Pública
45.795 (focos de iluminação).
FONTE [8]
2.5.2.1
Parque de Geração Elétrica do MPP.
33
A parque de geração elétrica do MPP é caracterizada pela duas formas de
geração: hidreletricidade e termeletricidade (através da co-geração).
2.5.2.2
Geração Hidrelétrica do MPP.
Tabela 2.11: dados da companhia energética de são Paulo – CESP
MUNICÍPIO
NOME USINA
POTÊNCIA INSTALADA
Palmital/Andirá
72.000 KW (em construção)
Usina Canoas II
Cândido mota
84.000 KW
Usina Canoas I
Iepê/Porecatu
640.000 KW
Usina Capivara
Candido Mota
1.344 kW
Usina Pari-Veado
100.380 kW
Usina L. N. Garcez
Fonte: CESP/Usina Salto Grande [8]
2.5.2.3
Geração Termelétrica do MPP.
A produção de energia elétrica a partir da queima do bagaço de cana teve seu
impulso fundamental nesta região na crise do petróleo dos anos 70, resultando em uma
potência instalada atual próxima de 850 MW, a maior parte em sistemas de co-geração
através do acoplamento de turbinas à contrapressão no circuito de vapor das indústrias
do setor sucro-alcoeiro. As usinas co-geradoras de energia atualmente estão localizadas
junto ao sistema da extração do caldo da cana. Quanto a geração térmica à base de óleo
diesel não têm informações disponíveis. Portanto fica difícil avaliar a potência gerada
através deste combustível. Mas pelas características da região dá para supor que esse
tipo de geração não existe. As usinas termelétricas existentes na região do Médio
Paranapanema estão listados na tabela abaixo:
Tabela 2.12: Relação das usinas de cana-de –açúcar existentes no MPP
Razão Social
Município
Combustível
Demanda
Energia
Demanda
Energia
34
gerada
(kW)
4.600
gerada
(kWh)
18.354.000
utilizada
(kW)
1141,40
utilizada
(kWh)
125.425,00
Quatá
bagaço de cana
Ibirarema
130.000
213,33
57041,00
Ibirarema
Vapor
vivo 180,89
saturado
bagaço de cana
-
23.000
149,00
15238,00
Tarumã
bagaço de cana
11.500
50.000
2000
-
Maracaí
bagaço decana
8.000
6.500
-
Tarumã
Distalaria
Água Bonita
Fonte: [8]
bagaço de cana
5.000
Açucareira
Quata S/A
Usina
Santa
Herminia
Distalaria Pau
D’Alho S/A
Usina
Nova
América
Usina Maracaí
2.5.2.4
Outras Energias.
Neste item procurou-se levantar toda disponibilidade de outros energéticos
a serem utilizados na região. Pois, o resultado obtido é que o consumo de lenha na
região tem um papel muito importante, cuja relação está apresentada abaixo. Os dados
apresentados abaixo são os declarados, mas sendo assim não tem como mensurar os
valores sonegados.
Tabela 2.13: Relação de consumo de lenha na região de Assis de 1993/1998.
Referente ao ano
Quantidade em árvores
Quantidade em m3.
60.570
12.114
1993
292.330
58.466
1994
270.750
54.150
1995
380.440
76.088
1996
377.420
75.484
1997
350.860
70.172
1998
TOTAL
1.732.370
346.474
Fonte: Associação de Recuperação Florestal do MPP- Flora Vale (criada em 1993).[8]
35
2.6
Características sócio-econômicas e culturais
As necessidades básicas da região podem ser bem caracterizadas através
de uma visão global da situação atual do MPP como a seguir:
Nenhum município oferece ensino de 1º grau, este é de responsabilidade do
estado;
Todos os municípios oferecem programa de educação infantil de 0 a 6 anos;
Todos investem em programação de ensino supletivo oferecendo classes de 1ª à
4ª séries em período noturno;
ensino técnico é oferecido em Assis;
Algumas escolas agrícolas regionais têm dificuldades;
No ensino superior o MPP conta com: Campus UNESP (formação para atuar em
1º, 2º e 3º graus), FEMA (IMESA - matemática e computação), IEDA (educação física,
pedagogia e administração), todos em Assis; e a Faculdade de Agronomia de Paraguaçu
Paulista;
Apenas três municípios têm políticas de atividade cultural;
Nenhum tem apoio da iniciativa privada na cultura;
Não há políticas econômicas para redução do processo migratório em direção aos
centros urbanos maiores;
Mínimo desenvolvimento tecnológico da agropecuária;
Há reflorestamento em 20% das propriedades;
Verifica-se a existência do Projeto Agricultura Limpa (porém depende de
continuidade de Canoas I e II);
Falta direcionamento pensado estrategicamente para o MPP, em função de seus
potenciais;
36
MPP é aculturado no setor agrícola e a cultura industrial é ineficiente;
A região fornece matérias primas e alimentos básicos;
Há prédios abandonados;
Desconhecimento do espanhol (Mercosul);
Há pouquíssima informação sobre os mecanismos e práticas financeiras
(exportação, importações);
Há poucas e dispersas informações sobre o Mercosul;
Comércio local e regional perde credibilidade, e os consumidores se deslocam a
centros maiores;
Falta complementação de estradas (SP-280 e 333);
Má manutenção da FEPASA (corta o MPP ao meio);
Não há navegabilidade no rio Paranapanema;
Não há regionalização das tarifas (desagregação dos custos de geração e T&D de
energia elétrica);
Complexo de Canoas não prioriza o consumo do MPP;
Não se adotam alternativas mais econômicas na implantação de redes de energia
elétrica;
Não há incentivo à conservação e uso eficiente da EE;
Não há política energética para as formas alternativas de obtenção de energia,
por exemplo, energia solar;
Nenhuma cidade conta com ETE (Estação de Tratamento de Esgoto) adequada,
sendo os esgotos despejados in-natura nos cursos d'água;
Monitoramento e o tratamento d'água atendem a padrões aceitáveis de qualidade
(quando é relativo a SABESP);
Não há obrigatoriedade nas Prefeituras Municipais na fiscalização do ICMS.
37
Em termos de valores regionais, pode-se observar através da tabela 7,
certos indicadores que argumentam melhor as considerações acima.
Tabela 2.14 - Alguns Números Característicos do Vale do Médio Paranapanema
ITENS Ð | ANO Î
1989
1990
1991
1992
1995
População
199.467
202.340
207.045
210.893
226.450
Água Encanada (Usuários)
25.245
33.777
35.365
46.393
49.402
Rede de Esgoto (Usuários)
18.152
25.732
29.059
35.438
44.984
177.494
187.063
193.673
198.871
49.814
53.043
55.694
58.342
22.444
25.250
27.350
Consumo de Energia Elétrica
170.340
[MWh]
Consumidores
de
Energia
48.270
Elétrica
Pessoal Ocupado (In. / Co. / Se)
23.551
23.267
Crédito Rural [US$ (1994)]
126.279.446
95.029.222 81.498.842 82.694.542 87.375.090
Receita Municipal [US$ (1994)]
48.381.457
53.131.097 48.122.149 44.113.339 49.235.782
Investimento per Capita [US$ /
40,64
56,27
53,6
37,4
29,57
Hab.]
1.550
2.100
1.890
1.880
1.790
PIB per Capita [US$ / Hab.]
Valor determinado através do indicador de intensidade de energia elétrica (relativo a São Paulo) e
relacionado ao investimento per Capita da região.
FONTE [8]
Os consumidores são parte inerente ao processo de estudo e devem ser
considerados em todas as etapas de determinação e planejamento.
38
Capítulo 3 - Gaseificação
3.1
Introdução
Podemos gerar eletricidade através da biomassa através de três formas básicas,
combustão direta, gaseificação e pirólise. Destas, as duas últimas são mais complexas e
possuem maior rendimento e poluem menos.
A gaseificação é a combustão parcial de resíduos sólidos para gerar um gás
combustível que contêm monóxido de carbono, hidrogênio e hidrocarbonetos gasosos. O
processo para produzir energia através da biomassa pode ser resumido da seguinte
forma:
A biomassa após sofrer os tratamentos necessários entra no gaseificador;
No gaseificador a biomassa sofre reações químicas resultando num gás
energético;
O gás
aciona uma turbina à gás ou um motor a combustão interna gerando
energia ;
É uma
conhecida a mais de um século utilizada principalmente durante a 2º
Guerra Mundial, mas que caiu no esquecimento logo após o término pelo baixo preço do
petróleo. Só depois da crise do petróleo seu interesse foi renovado.
Existem diferentes tipos de gaseificadores baseados em seu formato e tipo de
combustível. Gaseificadores portáteis são os mais indicados para veículos automotivos
enquanto que os estacionários são amplamente utilizados na área rural de países
desenvolvidos. Ela é uma tecnologia mais limpa pois traz impactos positivos ao meio
ambiente, onde podemos destacar a absorção do carbono da atmosfera, trazendo um
balanço neutro do carbono durante o processo de produção de energia elétrica,
39
contribuindo para redução do efeito estufa. O Brasil esta inserido neste processo de
desenvolvimento internacional, estando na liderança no processo de gaseificação de
biomassa de cana de açúcar, folhas e resíduos de madeira.
3.2
Histórico
A história da gaseificação data por volta do século 17. Desde a concepção da
idéia, a gaseificação tem passado por vária fases de desenvolvimento. O cronograma do
desenvolvimento da tecnologia segue abaixo:
FONTE [22]
1669 Thomas Shirley conduziu experiências rudimentares com hidrogênio carborado
1788 Robert Garder obteve a primeira patente com relação à gaseificação.
Primeiro uso confirmado do gás, Mordoc usou o gás gerado do carvão para
1792 iluminar os quartos de sua casa. Desde então, por vários anos o gás de carvão
tem sido usado para cozinhar e aquecer.
1812 Desenvolvido o primeiro gaseificador usando óleo como combustível.
1840 Primeiro gaseificador comercial usado foi produzido na França.
1861
Grande salto tecnológico com a introdução do Gaseificador da Siemens. Este
gaseificador foi considerado a primeira unidade a funcionar com êxito.
1900
Primeiro gaseificador de 600 hp exibido em Paris. Depois, motores acima de
5400 foram postos em serviço.
A Alemanha nazista acelerou os esforços para converte os veículos existentes
para veículos movidos à gás como parte do plano nacional de segurança e
independência dos óleos importados.
1930
40
Começa o desenvolvimento de pequenos carros e gaseificadores portáteis. Grã
Bretanha e o Governo francês sentiram que carros movidos a gás de carvão são
1930
mais vantajosos em suas colônias onde o suprimento de gasolina era escasso e
a madeira prontamente disponível poderia ser convertido em carvão.
Figura 3.1 – Trator movido a motor à gás
fonte[22]
1939
Mais de 250000 veículos foram registrados na Suécia, 90% deles foram
convertidos em veículos movidos à gás. Quase todos os tratores eram operados
à gás. 40% do combustível utilizado era madeira e restos de carvão.
Depois do fim da Segunda guerra mundial, com abundância de gasolina e diesel
Pós
disponível à custos baratos, a tecnologia de gaseificação perdeu sua glória e
1945
importância.
Durante estas décadas, a gaseificação se tornou “uma tecnologia esquecida” .
1950Muitos governos na Europa sentindo que o consumo da madeira nas taxas
1970
atuais iriam reduzir as florestas, criando severos problemas ambientais.
O ano de 1070 trouxe novos interesses na tecnologia para gerar energia em
Pós
pequena escala. Desde então os trabalhos também se concentram no uso de
1970
outros combustíveis além da madeira e carvão.
41
3.3
Aspectos termodinâmicos e químicos da Gaseificação
A gaseificação é um processo complexo, durante o qual o combustível passa
pelas seguintes etapas.
-Oxidação parcial da biomassa por um agente gaseificador, normalmente oxigênio
ou ar;
C
+
O2
→
CO2
endotérmica
-Aquecimento da biomassa e evaporação da umidade;
-Pirólise(*) através do aumento da temperatura, neste processo resulta da
transformação do alcatrão e produtos gasosos;
-Redução dos componentes gasosos produzidos durante as etapas anteriores, as
principais reações seguem abaixo.
C
+
H 2O →
C
+
CO2
→
2CO
endotérmica
C
+
H2
→
CH4
exotérmica
CO
+
H2O
→
CO2
CO
+
+
H2
H2
endotérmica
exotérmica
(*) Vale ressaltar que a pirólise embora nesse trabalho faça parte do processo de gaseificação alguns autores
sustentam que a Pirólise e Gaseificação são processos distintos de produção de energia através da biomassa. De
acordo com a definição desses autores Pirólise é um processo térmico na ausência total de oxigênio, e que ele utiliza
uma fonte de combustível externa para realizar suas reações endotérmicas, enquanto que a Gaseificação se utilizam do
oxigênio do ar para a combustão parcial sem aportes externos. Mas essa discussão não vem ao caso pois não é escopo
desse trabalho.
As reações exotérmicas fornecem energia para as reações endotérmicas na forma
de calor.
42
Quando um gaseificador está funcionando à pressão atmosférica com ar como
oxidante, os produtos finais do processo de gaseificação são gases de baixo poder
calorífico (fig.2.3) que normalmente contêm 10% de CO2, 20% de CO, 15% H2 e 2% de
CH4 sendo o resto N2, coque e componentes inertes, ácidos piro-lenhosos(essa
composição pode variar de acordo com o tipo de combustível e condições de operação).
Figura 3.2 – Principais gases resultantes da gaseificação
Devido ao nitrogênio do ar de entrada, esse gás de baixo poder calórico tem um
conteúdo
energético
de
aproximadamente
5600
kj/m3.
O
funcionamento
dos
gaseificadores refinados à ar é bastante estável, barato e seguro, produzindo uma
quantidade de gás constante em uma ampla gama de taxas de ar de entrada. Quando
se vai usar oxigênio puro como oxidante em vez do ar, pode-se produzir um gás com
poder calorífico médio com conteúdo energético de aproximadamente 11200 kj/m3.
A maneira usual de classificação dos diversos tipos disponíveis de gaseificadores
é feita em função do comportamento do leito da matéria a ser gaseificada. Uma
subdivisão pode ser feita em função do movimento relativo do insumo, do agente
43
oxidante e dos gases produzidos. Os tipos principais de gaseificadores são os de leito
fixo, os de leito fluidizado e os de leito móvel.
3.4
Classificação
3.4.1 Gaseificação em leito fixo
A gaseificação em leito fixo - a matéria a ser gaseificada só se move por ação da
gravidade - é uma técnica adequada para a conversão de quantidades relativamente
pequenas de biomassa. Gaseificadores de leito fixo, de fluxo ascendente, poderiam em
princípio ser desenvolvidos para maiores capacidades, mas essa não têm sido a
tendência. É importante notar que a facilidade com que uma tecnologia pode ser
desenvolvida em sua escala ("scaling-up"), é uma das questões de maior importância em
todos processos de conversão energética da biomassa. Na geração de energia elétrica,
gaseificadores de leito fixo têm sido empregados na alimentação de motores de
combustão interna, em sistemas de capacidade entre 100 kW e 10 MW.
3.4.1.1
Fluxo Ascendente
Gaseificadores de fluxo ascendente( figura 3.3) produzem gases com pouco
particulado, mas com altos teores de alcatrão. Não é indicado para veículos motorizados.
Rajadas de ar e vapor são injetados para manter as cinzas abaixo da temperatura de
fusão e para facilitar a conversão de carvão. O gás produzido neste processo tem baixa
velocidade e baixa temperatura. A baixa temperatura de operação cria uma quantidade
44
considerável
de
óleo
condensado
e
alcatrão no gás produzido. Entretanto o
efeito filtrante do leito e baixa velocidade
de vapor produzem um gás com baixa
concentração
de
partículas
sólidas.
Requere uma grande, densa e quantidade
uniforme de combustível.
Figura 3.3 – Gaseificador fluxo ascendente
3.4.1.2
FONTE [25]
Fluxo Descendente
Gaseificadores
de
fluxo
descendente (figura 3.4) produzem gases
com baixos teores de alcatrão e de material
particulado. Todos os produtos iniciais da
gaseificação são forçados a passar através
da zona quente e abaixo da zona da região
de combustão, onde quase todo alcatrão
produzido é quebrado em gases leves sem
sacrificar seu conteúdo energético. Os gases
Figura 3.4 – Gaseificador Fluxo descendente
Fonte [22]
saem do reator numa temperatura superior
ao do fluxo ascendente. O baixo rendimento
45
e dificuldade de manuseio de alta quantidade de umidade e cinzas são problemas
comuns em pequenos gaseificadores descendentes. Ele é mais indicado para motores à
combustão interna do que gaseificadores ascendentes que produzem grandes
quantidades de vapor de alcatrão que podem interferir seriamente nos motores de
combustão.
3.4.2 Gaseificação de leito Fluidizado
Gaseificadores de leito fluidizado (fig3.5) têm sido utilizados na conversão
termoquímica da turfa já há muitos
anos, mas ainda não existe muita
experiência
na
conversão
da
biomassa, pelo menos em grande
escala. Nos equipamentos desse
tipo, emprega-se um material como
meio
fluidizante,
que
arrasta
consigo a biomassa, aumentando o
contato desta com o elemento
oxidante
e,
consequentemente,
aumentando as taxas de reação.
Figura 3.5 – Gaseificador Leito Fluidizado
FONTE [25]
Gaseificadores
de
leito
fluidizado são mais adequados à conversão de uma maior quantidade de biomassa sistemas com capacidade entre 10 e 20 t de biomassa por hora já são operacionais.
São, também, mais flexíveis quanto às características do insumo, podendo ser
empregados na conversão de biomassa com mínimas necessidades de processamento
anterior à alimentação. Em função dessas vantagens (além do controle mais fácil), é o
46
princípio que tem sido empregado em quase todos os projetos de desenvolvimento de
sistemas IGCC(sigla em inglês de “gaseificação integrada a ciclos combinados“). Por
outro lado, além dos maiores custos operacionais, os problemas de adequação dos
gases quanto à sua qualidade tendem a ser maiores. Em função da própria natureza do
processo, a quantidade de material particulado arrastada tende a ser maior; um segundo
aspecto é que a maior temperatura de saída dos gases permite que os álcalis saiam
ainda na fase gasosa, impondo dificuldades adicionais à limpeza ).
Há dois modos de fornecer calor, direto e indireto.
No fornecimento de calor direto a calor requerido para a gaseificação vem da
combustão do carvão no reator.
No modo indireto o carvão removido do gaseificador é queimado num recipiente
separado. A vantagem é que os subprodutos da queima do carvão não se misturam com
os produtos da gaseificação.
Entre os gaseificadores que operam em leito fluidizado, existe uma subclassificação desses em leito simples, leito circulante, leito borbulhante e com leitos
gêmeos.
Outra forma muito usual de classificação dos gaseificadores, em função de sua
pressão operacional, é entre pressurizados e atmosféricos. Em linhas gerais, a
gaseificação pressurizada é mais complexa e mais cara. O maior custo de capital, por
sua vez, pode ser compensado, ao menos parcialmente, pela maior eficiência de todo o
sistema IGCC. Este último ponto pode ser explicado por um conjunto de fatores,
destacando-se os que se seguem:
(i) com a gaseificação pressurizada, o gás não precisará ser comprimido antes de
ser injetado na turbina a gás, reduzindo a potência dos equipamentos auxiliares;
47
(ii) a limpeza dos gases a quente reduzirá perdas de pressão e perdas térmicas
nessa parte do sistema. Nos sistemas atmosféricos, como os gases devem ser
resfriados antes de serem comprimidos, justifica-se a limpeza a frio. Mesmo com o
emprego de trocadores (ou ainda, por causa do emprego desses) para a recuperação de
calor, essas perdas deverão ser maiores nos sistemas atmosféricos;
(iii) a limpeza dos gases a frio pode impor a condensação dos alcatrões, fazendo
com que o gás tenha menor poder calorífico na alimentação da turbina.
3.5
Limpeza do gás
Nos sistemas que envolvem a gaseificação da biomassa e o uso de turbinas a
gás, a limpeza do gás combustível é uma das partes críticas do sistema. BRIDGWATER
(1995)[26], considera que essa é a parte menos desenvolvida e a mais crítica em todos
os projetos de demonstração ora em curso, com possíveis implicações tanto em termos
de eficiência quanto de confiabilidade.
A limpeza dos gases a baixa temperatura é uma tecnologia relativamente
dominada, o mesmo não ocorrendo quanto à limpeza a quente. Os sistemas,
principalmente aqueles com gaseificação pressurizada, terão uma baixa eficiência de
conversão se os gases tiverem de ser resfriados a baixas temperaturas para que se
promova sua limpeza. Por essa razão, segundo OVEREND et al. (1996)[26], os
programas de gaseificação conduzidos nos Estados Unidos e nos países Escandinavos
enfatizam o desenvolvimento da limpeza pressurizada dos gases a quente.
O nível de contaminação dos gases produzidos no processo de gaseificação
depende do processo utilizado e de qual biomassa é empregada na alimentação do
sistema. A limpeza do gás é necessária para que se evite - ou se minimize - efeitos de
48
erosão e corrosão nos equipamentos à jusante, especialmente a turbina a gás, bem
como impactos ambientais.
Do ponto de vista da limpeza do gás, é importante o controle dos teores de
material particulado, de álcalis e de alcatrão. Os particulados dos gases de gaseificação
incluem cinzas, resíduos do material de constituição do leito de gaseificação, coque e
aerosóis de álcalis. Os álcalis, por sua vez, são basicamente óxidos de sódio e potássio.
Uma caracterização dos níveis de tolerância dos principais equipamentos de conversão
de potência quanto à esses três contaminantes é feita na Tabela 3. Essas informações
foram extraídas de BABU (1995)[26].
Tabela 3.1 Níveis de tolerância de contaminantes de gases para processos de conversão
Equipamento
de Particulados
[mg/Nm³]
conversão
Motores
de
Álcalis [mg/Nm³]
Alcatrão
[g/Nm³]
<50
----
<0,6
----
----
<0,1
<50 (<10µm)
<0,24 (<0.1ppm)
<0,008
<40 (<5µm)
----
----
Turbinas a gás axiais
<13 (<6µm)
<0,24 (<0.1ppm)
----
Gases de síntese
<0,020
----
<0,1
combustão interna
Motores
turboalimentados
TG aeroderivativas
Turbinas
a
gás
radiais
Fonte [22]
Particulados - Os gases provenientes da gaseificação da biomassa têm partículas
de carbono de dimensão muito pequena, o que torna muito difícil sua remoção por
ciclones. Dispositivos de filtragem, com uso de metais sinterizados ou materiais
cerâmicos, têm sido preferidos. A lavagem dos gases ("scrubbing"), também é possível,
49
embora a indesejável remoção do alcatrão torne o processo menos interessante. Da
mesma forma que para quase todos dispositivos de limpeza dos gases aqui
considerados,
filtros
cerâmicos
("ceramic
candle
filters")
foram
inicialmente
desenvolvidos nos programas de conversão do carvão mineral, nos quais foram testados
com sucesso. Também em plantas piloto de gaseificação de biomassa os filtros
cerâmicos têm sido empregados com relativo sucesso, com eficiências de remoção
chegando a 99,8% nos melhores casos. No entanto, filtros cerâmicos para operação a
altas temperaturas ainda estão em desenvolvimento, sendo que o carbonato de silício
parece ser o material mais adequado. Um dos problemas encontrados é seu
entupimento por fuligem derivada do craqueamento de alcatrão. Filtros com sistemas
automáticos de pulsagem têm sido desenvolvidos.
No início dos anos 90 a Westinghouse avaliou vários elementos comerciais de
filtragem, tendo como objetivo melhorar a durabilidade e o desempenho dos filtros;
àquela época, os testes foram feitos por 4.500 horas, a pressões máximas de 24 bar e
temperaturas de 500ºC. Para as plantas de demonstração de gaseificação de carvão
mineral, grandes conjuntos de filtragem foram construídos nos EUA e na Europa, para
operação a 25 bar e 265ºC. No sistema da Bioflow, as condições projetadas de operação
dos filtros são 64 bar e 200ºC, enquanto no sistema da Enviropower, a pressão é menor
- 25 bar - e a temperatura um pouco superior - 265ºC (BABU, 1995)[26].
No caso do projeto desenvolvido no Hawaii, envolvendo a gaseificação de bagaço
de cana, cerca de 100 horas de testes foram realizados na unidade piloto do IGT, em
Chicago, para definição da velocidade dos gases nas superfícies de filtragem e do
número de elementos de filtragem requerido. O sistema de filtragem está, agora, sendo
testado por pelo menos 1.000 horas, no Hawaii, para que se tenha confiança quanto ao
seu desempenho quando submetido a altos teores de cinzas resultantes da gaseificação.
50
Os gaseificadores de leito fluidizado, principalmente os de leito fluidizado
circulante, são os mais susceptíveis à produção de gases com alta concentração de
material particulado.
Alcatrão - A concentração de alcatrão nos gases é função da temperatura de
gaseificação, enquanto a composição dos óleos e do alcatrão formado é função do tipo
de reator e de suas condições de operação. Em geral, os gaseificadores com
aquecimento indireto e os gaseificadores de leito fixo ascendente produzem mais óleos
leves e algum alcatrão, enquanto os gaseificadores com aquecimento direto, de leito
fluidizado e leito fluidizado circulante, produzem mais alcatrão e menos óleo (BABU,
1995)[26]. A matéria que alimenta o gaseificador também afeta a concentração de
alcatrão, sabendo-se que a gaseificação de madeira produz mais alcatrão do que o
carvão mineral, e que esse alcatrão é, inclusive, formado por aromáticos mais pesados,
mais estáveis e mais propícios a reagir formando fuligem, que entopem os filtros
(BRIDGWATER, 1995)[26].
Duas das três maneiras possíveis de se eliminar o alcatrão são por craqueamento
catalítico, utilizando-se dolomita ou níquel, ou ainda, por craqueamento térmico, via
oxidação parcial ou contato térmico direto. O projeto de alguns dos sistemas em fase de
demonstração prevê o craqueamento do alcatrão no início do processo de limpeza do
gás, como forma de se reduzir o teor de hidrocarbonetos de maior cadeia molecular,
permitindo com isso um enriquecimento do gás. Entretanto, resultados de testes
conduzidos pelo IGT, tanto no craqueamento de alcatrão quanto na remoção de
particulados e álcalis, indicam que o craquemento do alcatrão talvez não seja necessário
em sistemas comerciais, já que a pequena quantidade que é produzida tende a ser
craqueada antes mesmo de chegar ao craqueador (CRAIG & MANN, 1996)[26].
51
Testes realizados em plantas em escala piloto mostraram o sucesso da opção
pelo craqueamento catalítico, já que eficiências de conversão superiores a 99% foram
obtidas tanto com dolomita quanto com níquel. A temperatura de operação é da ordem
de 800 a 900ºC. É possível o uso do catalisador tanto no reator primário, quanto em um
reator secundário, opção que, acredita-se, é a mais adequada. Catalisadores metálicos
tendem a ser mais suceptíveis à contaminação.
O craqueamento térmico, por sua vez, foi testado com sucesso em processos de
gaseificação de turfa, mas no caso da biomassa, em que os alcatrões são mais
refratários, sua eficiência deve ser menor. O craquemento térmico pode ser feito no
próprio gaseificador, aumentando-se o tempo de residência (com resultados não muito
efetivos), ou por oxidação parcial, adicionando-se ar ou oxigênio ao processo. Essa
última alternativa é efetiva em gaseificadores que operam com injeção de oxigênio (e
não de ar) e à altas temperaturas. A tendência, no entanto, é aumentar o teor de dióxido
de carbono nos gases, reduzir a eficiência global e aumentar os custos operacionais.
Outra alternativa é realizar o craqueamento térmico em uma superfície externa aquecida,
o que aumenta o consumo de energia do sistema. Os resultados também são limitados
pelo fato de que a eficiência do processo depende muito do grau de agitação dos gases
(BRIDGWATER, 1995)[26].
Outra maneira de se eliminar o alcatrão do gás é por lavagem deste, em
"scrubbers", o que também permite a remoção de partículas e álcalis. Pode-se combinar
o uso do craqueamento catalítico com "scrubbers", para aumentar a eficiência de
remoção do alcatrão. No caso da biomassa, entretanto, o uso isolado de "scrubbers"
tende a ser pouco eficiente e mais complicado, já que um sistema de pré-tratamento do
gás é requerido para que eficiências de remoção da ordem de 90% possam ser
alcançadas. O problema é que o alcatrão da biomassa é de difícil coalescência, o que
52
requer o prévio resfriamento e saturação do gás. O processo em si é caro, além de
produzir um grande volume de água residual contaminada. O resfriamento do gás
prejudica a eficiência dos sistemas em que o gás é usado na alimentação de turbinas a
gás.
Álcalis - A experiência dos projetos com carvão mineral indica que os álcalis
formados na gaseificação tendem a permanecer na fase gasosa enquanto a temperatura
do gás for superior a 600ºC. Abaixo dessa temperatura, na medida em que se
condensam, podem ser removidos como partículas, em sistemas de filtragem, por
exemplo (WILLIAMS & LARSON, 1996)[26]. Além da necessidade de condensação, o
resfriamento do gás anterior à filtragem é necessário pois os álcalis danificam os
materiais cerâmicos a altas temperaturas. O uso dos "scrubbers" no processo de limpeza
dos gases também é uma opção, alternativa ou complementar, de remoção dos álcalis.
53
3.6
Estado da Arte das tecnologias de gaseificação
Tabela 3.2 - Situação em 1995 dos principais projetos de desenvolvimento de gaseificadores
Tipo de gaseificador
Leito
borbulhante
Organização
País
Status ou aplicação Propósito
em 1995
projeto
EUA
Vapor para potência
Desconhecido
do
fluidizado
Atmosférico
Pressurizado
JWP
Energy
Products (EPI)
Southern Electric
Inc.
Univ. Sherbrooke
VUB
EUA
Calor de processo
Desconhecido
Canadá
Bélgica
Em desenvolvimento
Em projeto
IGT
EUA
Demonstração
Tampella
Alemanha
Finlândia
Finlândia
Cofiring eletricidade e
amônia
Testes
Eletricidade
Desconhecido
Eletricidade
e
metanol
Eletricidade
e
gás de síntese
Eletricidade
Ahlström
Batelle Columbus
Gotaverken
Lurgi
TPS
Bioflow
Finlândia
EUA
Suécia
Alemanha
Suécia
Finlândia
Calor de processo
Em desenvolvimento
Calor de processo
Calor de processo
Cogeração
Demonstração
Desenvolvim.
Licenciamento
Desconhecido
Cogeração
Eletricidade
Eletricidade
MTCI
EUA
Em projeto
Vapor
para
eletricidade
Bioneer
Sofresid
Volund
Calor
Calor
Em desenvolvimento
Desconhecido
Desconhecido
Eletricidade
Calor de processo
Eletricidade
General Electric
Finlândia
França
Dinamarca
Reino
Unido
EUA
Em desenvolvimento
Eletricidade
Veba
Texaco
Alemanha
EUA
Em desenvolvimento
Cofiring p/ potência
Desconhecido
Eletricidade
Thermoselect
Suiça
Demonstração
Tratamento
resíduos
HTW
Leito fluidizado circulante
Atmosférico
Pressurizado
Leito
Fluidizado
Aquecimento Indireto
Atmosférico
-
Leito fixo
Atmosférico
Wellman
Pressurizado
"Entrained flow"
Pressurizado
Outros tipos
Atmosférico
de
Fonte: [26]
54
Tabela 3.3- Projetos piloto de gaseificação da biomassa e geração de energia elétrica
Identificação
e localização
Burlington,
VT, EUA (a)
Hawai, EUA
(a)
Bahia,
Brasil (a)
ARBRE,
Yorkshire,
GB (a)
Energy Farm,
Itália (a)
Biocycle,
Dinamarca (a)
Aerimpianti
(b)
Värnamo,
Suécia (c)
Processo
de
gaseificação
aquec. indireto
baixa pressão,
vapor injetado
injeção de ar ou
oxigênio, Leito
fluidizado
pressurizado
Tecnologia
Ciclo
de
potência
Turbina a
gás
Potência
[MWe]
Eficiên
cia [%]
Remoção
do alcatrão
Batelle
Ciclo
combinado
ND
12-15
30-35
Dolomita
IGT/Renugas
Ciclo
combinado
ND
3-5
30-35
ND
Filtros
cerâmico
s
Comissio
n. / Teste
LF
circulante
atmosférico
TPS
Ciclo
combinado
GE
30
37
ND
ND
Pré
construçã
o
LF Circulante
atmosférico
TPS
Ciclo
combinado
EGT/
Typhoon
8
31
Catalítica
Dolomita
Scrubber
Projeto
Ciclo
combinado
Calor
distrital
EGT/
Typhoon
EGT/
Typhoon
12
33
ND
ND
Projeto
7,2
ND
Dolomita
Scrubber
Projeto
Ciclo vapor
______
6,7
ND
ND
ND
Operação
EGT
6
ND
Craqueam.
térmico
Filtros
cerâmico
s
Comissio
n./Operaç
ão
ND
7
ND
ND
ND
Projeto
ND
ND
ND
ND
Projeto
_______
9
ND
ND
ND
Não
conhecid
o
ND
4
ND
ND
ND
Projeto
ND
60
ND
ND
ND
Adiado
ND
0,60
ND
ND
ND
Projeto
Caterpilla
r
0,15
ND
Craqueam.
térmico
ND
Operação
Solar
0,20
ND
Craqueam.
térmico
ND
Operação
LF
circulante
Atmosférico
Leito fluidizado
pressurizado
LF
circulante
atmosférico
LF
circulante
pressurizado
Leito fluidizado
pressurizado
Leito fixo, fluxo
ascendente
atmosférico
Elsam (b)
General
Electric (b)
Lurgi
U-GAS
Renugas
TPS
Bioflow
Tampella
GE
Não
conhecido
Ciclo
vapor
North Powder
(b)
Leito fluidizado
JWP (EPI)
MTCI (b)
Leito fluidizado
MTCI
Vattenfall (b)
VUB, Bélgica
(b)
Welman, GB
(a)
Batelle, EUA,
(a)
Leito fluidizado
pressurizado
Leito fluidizado
borbulhante
Leito fixo, fluxo
ascendente,
atmosférico
leito fluidizado
Ciclo
combinado/
Calor
distrital
Ciclo
combinado
Tampella
VUB
Welmann
Batelle
a
Turbina a
gás
Turbina a
gás
Turbina a
gás fechada
Motor de
combustão
interna
Turbina a
gás
Limpeza
do gás
ciclone e
quench
com água
Status
Teste
Fontes: [26]
ND: informação não disponível; LF: leito fluidizado
Dos projetos de desenvolvimento de sistemas de gaseificação de biomassa para a
produção de energia elétrica listados na Tabela 2, tem-se informações mais detalhadas
de alguns. Essas informações são apresentadas a seguir.
55
Hawaii Biomass Gasification Demonstration Project –
O
objetivo
deste
projeto
(FIG3.6) é a elevação da escala do
gaseificador desenvolvido pelo IGT (IGT
RENUGAS), de 2 MW de potência térmica
para
20
MW.
Essa
unidade
de
demonstração com tal capacidade deve
operar sendo alimentada com bagaço de
Figura 3.6
FONTE[21]
cana
e
madeira.
O
gaseificador
foi
projetado para operar tanto com injeção de
ar quanto oxigênio, a pressões até 2,07 MPa e com temperaturas dos gases à saída na
faixa de 850 a 900ºC. O projeto está divido em três fases. Na primeira, já cumprida, o
gaseificador foi posto em operação, mas com queima do gás produzido diretamente na
atmosfera. Na fase 2, que está sendo conduzida, o gaseificador deve começar operando
com uma potência de 10 MW, à pressão de 1,04 MPa e terminar com potência de 20
MW, à 2,07 MPa. O objetivo principal, na verdade, é se testar o sistema de limpeza de
gás a quente (HGCU - hot-gas cleanup unit, com uso de tecnologia da Westinghouse
Electric Co.), anteriormente testado em escala de laboratório pelo IGT, em Chicago,
permitindo o acoplamento da turbina a gás. Combustível suplementar pode ser
queimado para que a instalação possa operar comercialmente. Na terceira fase, o
gaseificador deve operar com injeção de oxigênio, produzindo um gás de maior poder
56
calorífico que será utilizado tanto na produção de eletricidade quanto na produção de
metanol a partir de gás de síntese (BABU, 1995)[26].
Esse projeto é o único entre os projetos de desenvolvimento de maior porte que
contempla a gaseificação do bagaço de cana. A unidade está construída em Paia, na
ilha de Maui, no Hawai, em uma fábrica de açúcar da Hawaiian Commercial and Sugar
Company. O projeto é financiado em parte pelo DOE, contanto com a participação da
University of Hawaii, do NREL e de empresas de consultoria em engenharia (OVEREND
et al., 1996)[26].
O projeto teve início em Setembro de 1991 e deve estar finalizado em Setembro
do ano 2000. O orçamento global é estimado em 82,1 milhões de dólares, sendo que
35% do montante cabe ao governo federal e os 65% restantes à empresas privadas. No
início de 1997 estimou-se que 56% do projeto já havia sido realizado.
Este projeto é resumido em 3 fase:
1º fase: Construção e testes preliminares da gaseificação de biomassa.
2º fase: Geração de energia elétrica via turbina de combustão
3º fase: Síntese de Metanol
FONTE[21]
Figura 3.7 -- Esquema da gaseificação de biomassa em Maui.
57
Esquema da gaseificação em escala de bancada e teste da reforma catalítica.
FONTE[21]
Figura 3.8-- Tar and Gas Sampling System
58
FONTE[21]
Figura 3.9- Alkali Sampling System
Vermont Biomass Gasification Project –
Figura 3.10
FONTE[25]
O objetivo geral do projeto é demonstrar a
integração de um gaseificador de aquecimento indireto
com uma turbina a gás de alta eficiência. A tecnologia de
gaseificação escolhida é a aquela desenvolvida pelo
Batelle Columbus Laboratory, com injeção de vapor (para
produção de um gás com maior densidade energética - PC de aproximadamente 17
MJ/Nm³). Como não há combustão direta, o calor necessário às reações endotérmicas
de gaseificação é suprido por areia que circula entre o combustor de coque e o próprio
gaseificador (0,5% da areia precisa ser purgada para evitar a incorporação de cinzas ao
sistema) (CRAIG & MANN, 1996)
Uma unidade piloto de gaseificação, de 2 MW de potência térmica, deverá dar
origem a uma unidade de demonstração de 40 MW de potência térmica, que por sua vez
59
permitiria a alimentação de uma turbina a gás de 15 MW. A instalação está construída na
cidade de Burlington, no Estado de Vermont, em uma área ocupada por uma
termoelétrica convencional a vapor, alimentada por madeira, com capacidade de 50 MW.
A unidade de demonstração também deve utilizar madeira como insumo (BABU,
1995)[26].
Além do DOE e do NREL, fazem parte do projeto a concessionária local de
energia elétrica, uma empresa de engenharia com experiência na construção de
unidades termoelétricas a biomassa e gás natural (Zurn/NEPCO), e o próprio Batelle
Columbus Laboratory. O projeto teve início em Outubro de 1994 e o cronograma original
prevê seu término em Outubro de 1998. O orçamento global é de 35,1 milhões de
dólares, 50% cobertos
pelo Governo Federal,
50%
por
privadas.
empresas
49%
cronograma
do
estava
cumprido no início de
1997;
no
primeiro
semestre de 1998 o
gaseificador
FONTE[25]
Figura 3.11 – Esquema do Gaseificador de Vermont
foi
colocado
em
operação
pela
primeira vez.
Esse gaseificador opera à baixa pressão, tem alta produtividade e produz gás de
médio poder calorífero que pode abastecer diretamente uma turbina à gás não
modificada.
60
O processo utiliza dois reatores onde duas reações químicas ocorrem
separadamente. No primeiro reator a biomassa é envolvido por areia quente onde ocorre
a pirólise e os componentes químicos voláteis da biomassa são separados dos sólidos
remanescentes constituídos por carvão, cinzas e areia. Os gases são separados dos
sólidos por um separador ciclônico, e a areia e movida para o reator secundário. Lá o
carvão é queimado para prover calor para a pirólise e gaseificação no primeiro reator.
Os gases atravessam um esfregão para retirar matérias particuladas para
atender as especificações da turbina à gás. O gás resultante possui médio poder calórico
(aproximadamente 500 Btu /m^3) e é capaz de alimentar uma turbina à gás padrão.
Brazilian Demonstration Project - O projeto é uma iniciativa internacional, com a
participação de empresas brasileiras (Companhia Hidroelétrica do São Francisco CHESF, Companhia Vale do Rio Doce - CVRD, ELETROBRAS, CIENTEC-RS e
empresas de consultoria, além do próprio Governo Federal) e européias (Shell
International, TPS e Bioflow). O projeto está dividido em cinco fases e no início de cada
uma delas seu financiamento é negociado, o que já permitiu a participação de entidades
tais como a Rockfeller Foundation, a Winrock International, a Environment Protection
Agency, dos EUA, e o Global Environement Fund - GEF, nas fases I e II. O objetivo final
do projeto é a operação comercial de uma unidade de gaseificação de biomassa e
alimentação de um ciclo combinado, alimentada com madeira e produzindo cerca de 30
MW. A unidade de demonstração será construída no interior da Bahia.
A primeira fase, realizada entre 1991 e 1992, visou o estudo de pré-viabilidade e a
definição do orçamento para o subsequente desenvolvimento de equipamentos e
processos. Na fase II, encerrada em 1996, em função das incertezas existentes quanto à
61
tecnologia, duas equipes independentes trabalharam no desenvolvimento de sistemas
de gaseificação e do sistema de limpeza do gás, gerando dados que foram repassados
ao futuro fornecedor da turbina a gás (uma LM 2500, da General Electric). Cada um dos
times era liderado para uma empresa com experiência em opções alternativas de
gaseificação da biomassa - a TPS, Termiska Processer AB, da Suécia, que propunha um
sistema de gaseificação em leito fluidizado circulante, à pressão atmosférica, e a Bioflow,
que propunha um sistema de gaseificação em leito fluidizado, mas pressurizado. A fase
II terminou quando uma das tecnologias de gaseificação - a proposta pela TPS - foi
escolhida para a construção da unidade piloto.
A TPS fez seus testes de gaseificação em uma instalação piloto em Studsvik, na
Suécia, onde um gaseificador com 2 MW térmicos de capacidade foi acoplado a um
sistema de limpeza dos gases constituído de craqueador de alcatrão, resfriador de gás,
filtros e scrubber. Foram realizados nove testes, cada um durando uma semana, com
produção de gás em condições adequadas (em termos de densidade energética e
pureza) para alimentar uma turbina a gás. A Bioflow, por sua vez, trabalhou em sua
planta de demonstração localizada em Värnamo (ver texto abaixo), também na Suécia.
Em um dado instante do processo de desenvolvimento, a empresa julgou necessária a
realização de testes mais demorados de limpeza do gás com uso de filtros cerâmicos, o
que atrasou seu cronograma.
A escolha entre os dois processos foi feita com a aplicação de um sistema de
organização e julgamento das informações consideradas relevantes. Foi dado um peso
bastante grande (90%) à avaliação do sucesso da primeira planta de demonstração, em
função do risco do projeto e das incertezas quanto ao comportamento dos vários
parâmetros de desempenho a longo prazo. Para a planta comercial foram considerados
aspectos relativos (por ordem de importância na avaliação) aos dados econômicos, à
62
disponibilidade de curto prazo, ao desenvolvimento de engenharia, ao risco, às emissões
e à praticabilidade. Para o desenvolvimento de longo prazo (10% do peso na decisão
final), foram considerados os dados econômicos, os subsídios necessários à
comercialização e a flexiblidade para uso de diferentes biomassas. Em função das várias
incertezas relativas à complexidade técnica da limpeza dos gases a quente e da
alimentação da biomassa à alta pressão, a decisão final foi pelo sistema de gaseificação
atmosférica.
A fase III do projeto - construção da unidade de demonstração - deveria começar
ainda em 1997, mas foi postergada por dificuldades na negociação do financiamento. A
fase IV é o comissionamento da planta, e a fase V é a operação comercial. Pelo
cronograma original, a operação comercial estava prevista para o ano 2001.
Planta de Demonstração em Värnamo - A planta de demonstração de Värnamo,
na Suécia, foi construída pela Bioflow, seguindo uma decisão tomada em 1991. Os
testes começaram na primavera de 1993. Trata-se de uma instalação com um
gaseificador de leito fluidizado circulante, pressurizado, acoplado a um ciclo combinado.
Figura 3.12- Planta pilloto para gaseificação de madeira em Värnamo, Suécia
FONTE [26]
63
A planta foi projetada para operar em sistema de calor distrital, produzindo 6 MW de
potência elétrica e 9 MW de potência térmica. O projeto inicial prevê o uso de resíduos
florestais e serragem como combustível, embora exista a possibilidade de que outras
biomassas sejam também testadas. A limpeza dos gases é feita com filtros cerâmicos,
após seu resfriamento a aproximadamente 350ºC (LUNDQVIST, 1993)[26]. Todo o
trabalho de desenvolvimento e testes deveria ter sido feito de sorte que a planta pudesse
atingir sua fase comercial no fim de 1995. No entanto, uma série de problemas
mecânicos e de processo, em geral associados aos sistema de limpeza do gás,
resultaram em sucessivos atrasos no cronograma (ELLIOT & BOOTH, 1996)[26]. A
planta foi finalmente comissionada em 1996.
64
Capítulo 4 – Demanda Energética no MPP
4.1
Introdução
Neste capítulo é feito um estudo da demanda energética da região num contexto
de dez anos (2010), como base referencial do planejamento a partir de dados obtido
junto ao SEADE e fazer uma regressão linear.
Também mostraremos a sazonalidade anual do consumo energético, onde seus
efeitos serão discutidos mais adiante .
4.2
Histórico e previsão da demanda energética
Com base em dados obtidos junto ao SEADE foi montado o seguinte gráfico.
Crescimento da Demanda Energética
500.000
y = 14329x - 28330094
450.000
Consumo (MWh)
400.000
350.000
Residencial
300.000
Rural
Industrial
Outros
y = 9287x - 18402030
250.000
Total
Linear (Residencial)
Linear (Rural)
200.000
Linear (Industrial)
Linear (Outros)
Linear (Total)
150.000
100.000
y = 1879x - 3702976
y = 1836x - 3624100
y = 1326x - 2600987
50.000
0
1988
1993
1998
2003
2008
Ano
Figura 4.1 – Crescimento da Demanda Energética
65
Tabela 4.1 - Demanda de Energia - Histórico e Previsão
Demanda
de 1990
Energia (MWh)
82.165
Residencial
35.592
Rural
37.006
Industrial
29.660
Outros
184.423
Total
FONTE SEADE [13]
1992
1995
1998
2000
2003
2006
2010
91.146
38.515
39.739
31.560
200.960
134.639
45.626
49.046
38.802
268.113
153.396
48.361
51.266
44.228
297.251
171.970
51.013
55.024
47.900
325.907
199.831
54.991
60.661
53.408
368.891
227.692
58.969
66.298
58.916
411.875
264.840
64.273
73.814
66.260
471.196
Capítulo 5 – Plano Preferencial baseado no PIR
5.1
Introdução
Neste capítulo mostraremos um plano preferencial para a região do MPP para a
demanda prevista no capítulo anterior.
5.2
Recursos Bioenergéticos
Como fonte de biomassa para gaseificação temos principalmente: resíduos
agrícolas, resíduos de madeira, florestas energéticas. Os resíduos agrícolas foi escolhido
como a fonte mais viável, pois a região tem grande oferta dessa fonte, e que parte dela
(bagaço de cana) já vem sendo utilizada pelas usinas para geração de energia e vapor
através da simples combustão. Além disso a região do MPP não possui grandes
indústrias de papel e celulose para fornecer resíduos de madeira, os investimentos para
produzir energia através de florestas energéticas são relativamente altas além de serem
um investimento à longo prazo. Dentre as culturas de agricultura na região do MPP, as
que apresentam maior volume são as de cana de açúcar, milho, milho safrinha
,mandioca e algodão, como podemos observar na tabela abaixo (tabela 5.1).
Produtos
Cana-de-Açúcar
Feijão
Milho
Soja
Milho Safrinha
Mandioca
Café
Amendoim
Algodão
Arroz
Produção total,
(ton.)x103/ano
8.758,386
3,305
81,597
420,534
483,488
204,919
4,332
5,338
4.800 (arroba)x15kg= 72,00
2,895
68
Capítulo 5 – Plano Preferencial baseado no PIR
5.1
Introdução
Neste capítulo mostraremos um plano preferencial para a região do MPP para a
demanda prevista no capítulo anterior.
5.2
Recursos Bioenergéticos
Como fonte de biomassa para gaseificação temos principalmente: resíduos
agrícolas, resíduos de madeira, florestas energéticas. Os resíduos agrícolas foi escolhido
como a fonte mais viável, pois a região tem grande oferta dessa fonte, e que parte dela
(bagaço de cana) já vem sendo utilizada pelas usinas para geração de energia e vapor
através da simples combustão. Além disso a região do MPP não possui grandes
indústrias de papel e celulose para fornecer resíduos de madeira, os investimentos para
produzir energia através de florestas energéticas são relativamente altas além de serem
um investimento à longo prazo. Dentre as culturas de agricultura na região do MPP, as
que apresentam maior volume são as de cana de açúcar, milho, milho safrinha
,mandioca e algodão, como podemos observar na tabela abaixo (tabela 5.1).
Produtos
Cana-de-Açúcar
Feijão
Milho
Soja
Milho Safrinha
Mandioca
Café
Amendoim
Algodão
Arroz
Produção total,
(ton.)x103/ano
8.758,386
3,305
81,597
420,534
483,488
204,919
4,332
5,338
4.800 (arroba)x15kg= 72,00
2,895
68
Nas tabelas(5.2 e 5.3) a seguir podemos observar o calendário agrícola das
culturas citadas acima bem como a taxas residuais, energia produzida e os usos típicos
dos resíduos agrícolas.
Tabela 5.2 – Calendário agrícola do Paraná, distribuição % mensal das operações
CULTURA
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
CANA
PLANTIO
20
DE
COLHEITA
AÇÚCAR
COMERCIALIZAÇÃO
10
17
5
10
10
5
10
10
4
10
10
16
16
4
14
14
7
13
13
4
24
24
20
17
17
5
16
16
32
11
11
5
14
14
22
13
13
6
2
2
16
8
8
3
5
5
8
4
25
12
33
21
30
23
2
14
19
1
8
63
7
18
PLANTIO
MANDIOCA COLHEITA
COMERCIALIZAÇÃO
MILHO
PLANTIO
SAFRINHA
COLHEITA
COMERCIALIZAÇÃO
3
3
47
7
7
32
4
4
3
1
1
1
8
2
2
10
7
4
18
1
5
31
5
65
5
3
5
2
1
1
7
7
25
21
33
22
15
8
20
15
7
34
13
24
14
17
26
9
13
9
6
5
5
9
2
70
21
15
7
51
33
31
16
3
29
PLANTIO
SOJA
COLHEITA
COMERCIALIZAÇÃO
MILHO
PLANTIO
NORMAL
COLHEITA
COMERCIALIZAÇÃO
1
PLANTIO
ALGODÀO
COLHEITA
COMERCIALIZAÇÃO
15
10
5
FONTE: SEAB/ DERAL 99/00 [24]
Embora o calendário agrícola da tabela 5.2 seja do Estado do Paraná, podemos
considerar para estabelecer um plano preferencial que ela não será muito diferente da
região do MPP.
Observando a tabela acima podemos notar que as culturas de cana de açúcar,
mandioca e milho safrinha possuem um calendário de colheitas concentradas nos meses
de Abril a Outubro enquanto que as culturas de soja, milho normal e algodão possuem
colheitas concentradas nos meses de Fevereiro a Maio.
69
Tabela 5.3 – Recursos Bioenergéticos
Resíduo Proporção de Conteúdo
Uso típico dos resíduos
resíduos*
energético
(MJ/Kg seco)
Hastes 1,5
15,91
Soja
17,33
Combustível para usinas açucareira ,estoque para
Cana de Bagaço 0,30
produção de papel
Açúcar
Palha
0,15
Ração para gado, queimada
Caroço 0,3
18,77
Ração para gado
Milho
Hastes 1,5
17,65
Ração para gado, combustível domiciliar
14,24
Mandioca Hastes 0,5
18.26
Combustível domiciliar
Algodão Hastes 3,0
Cultura
Fonte: UNPD
[17]
* A Proporção de resíduos é expressada em kg de resíduo seco por kg de colheita produzida.
A tabela 5.3 mostra a proporção de resíduos oriundos de cada cultura bem como
o conteúdo energético desses resíduos. Podemos notar que o conteúdo energético
dessas culturas são aproximadamente iguais, esse detalhe será importante quando for
calcular o potencial energético da região.
Com base nas tabelas acima (5.2 e 5.3 )podemos montar outra tabela, agora com
a quantidade de resíduos que poderão ser utilizados para a gaseificação.
70
Tabela 5.4 – Distribuição dos resíduos agrícolas.
CULTURA
ton x10^3
JAN FEV
MAR ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV DEZ
10
10
14
24
16
14
2
CANA
COLHEITA(%)
10
DE
COLHEITA(Ton)
875.84 875.84
875.84 1226.17 2102.01 1401.34
1226.17
175.18
AÇÚCAR
RESÍDUOS(Ton)
262.75 262.75
262.75 367.85
630.60
420.40
367.85
52.55
7
16
17
11
13
8
COLHEITA(%)
1
2
3
4
13
5
MANDIOCA COLHEITA(Ton)
2.05 4.10
6.15
14.34
8.20
32.79
26.64
34.84
22.54
26.64
16.39
10.25
RESÍDUOS(Ton)
1.03 2.05
3.08
7.17
4.1
16.40
13.32
17.42
11.27
13.32
8.2
5.13
MILHO
COLHEITA(%)
1
8
25
33
30
2
1
SAFRINHA
COLHEITA(Ton)
4.83
38.68
120.88
159.55
145.05
24.17
4.84
RESÍDUOS(Ton)
8.69
58.02
217.58
287.19
261.09
43.51
8.1
356.86 598.75
935.21
440.67
424.68
68.85
COLHEITA(%)
1
31
SOJA
COLHEITA(Ton)
4.21
130.37 273.35 12.62
MILHO
COLHEITA(%)
1
NORMAL
COLHEITA(Ton)
RESÍDUOS(Ton)
RESÍDUOS(Ton)
65
3
6.32
195.56 410.03 18.93
15
34
24
17
9
0.82 12.24
27.74
19.58
13.87
7.34
1.48 22.03
49.93
35.24
24.97
13.21
COLHEITA(%)
15
51
31
3
ALGODÃO
COLHEITA(Ton)
10.8
36.72
22.32
2.16
32.4
110.16 66.96
TOTAL
RESÍDUOS(Ton)
RESÍDUOS(Ton)
2.51 30.4
280.97
386.4
6.48
5.13
825.35
FONTE: SEAB/ DERAL
[24]
Média março/outubro = 568.61x10^3ton/res
Total por ano = 4655.78 ton x10^3ton (sem palhas da cana)
Essa quantidade de resíduos foi obtida sem considerar as palhas da cana de
açúcar. Vamos a seguir montar a tabela 5.5, agora considerando as palhas de cana de
açúcar.
71
Tabela 5.5 – Distribuição dos resíduos agrícolas com palha de cana de açúcar.
DISTRIBUIÇÃO DOS RESÍDUOS AGRÍCOLAS- COM PALHA
CULTURA
ton x10^3
JAN FEV
MAR ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV DEZ
10
14
24
16
14
2
CANA
COLHEITA(%)
10
10
DE
COLHEITA(Ton)
875.84
875.84 875.84 1226.17 2102.01 1401.34
1226.17
175.18
AÇÚCAR
RESÍDUOS(Ton)
262.75
262.75 262.75 367.85
630.60
420.40
367.85
52.55
26.28
PALHAS(Ton)
COLHEITA(%)
1
2
131.38
131.38 131.38 183.93
315.30
210.20
183.93
3
7
4
16
13
17
11
13
8
5
8.20
32.79
26.64
34.84
22.54
26.64
16.39
10.25
5.13
MANDIOCA COLHEITA(Ton)
2.05 4.10
6.15
14.34
RESÍDUOS(Ton)
1.03 2.05
3.08
7.17
4.1
16.40
13.32
17.42
11.27
13.32
8.2
MILHO
COLHEITA(%)
1
8
25
33
30
2
1
SAFRINHA
COLHEITA(Ton)
4.83
38.68
120.88
159.55
145.05
24.17
4.84
RESÍDUOS(Ton)
8.69
58.02
217.58
287.19
261.09
43.51
8.1
608.61
95.13
SOJA
COLHEITA(%)
1
31
65
3
COLHEITA(Ton)
4.21
130.37 273.35
12.62
RESÍDUOS(Ton)
6.32
195.56 410.03
18.93
15
MILHO
COLHEITA(%)
1
34
24
17
9
NORMAL
COLHEITA(Ton)
0.82 12.24
27.74
19.58
13.87
7.34
RESÍDUOS(Ton)
1.48 22.03
49.93
35.24
24.97
13.21
COLHEITA(%)
15
51
31
3
COLHEITA(Ton)
10.8
36.72
22.32
2.16
RESÍDUOS(Ton)
32.4
110.16
66.96
6.48
ALGODÃO
TOTAL
RESÍDUOS(Ton)
2.51 30.4
280.97
956.73 517.78 488.24 782.68
1250.51 650.87
5.13
FONTE: SEAB/ DERAL
Média março/outubro = 692.05 ton x10^3ton/res
Total por ano = 5669.56 ton x10^3ton
Como podemos notar, há um acréscimo substancial com a inclusão da palha da
cana de açúcar, um crescimento de por volta de 21,8% da quantidade de resíduos. Isso
mostra a importância desse resíduos que muitas vezes é queimado para facilitar a
colheita.
É importante ressaltar (uma vez que os resíduos da cana tem grande peso no
total de resíduos produzidos) que essa taxa de 15% de palha disponível por ton. de cana
colhida pode variar de acordo com a variedade de cana produzida e também se a
separação da palha ocorre no campo com posterior recolhimento com enfardadora
72
(apresenta maior disponibilidade de palha) ou separação da palha na indústria através
da estação de limpeza a seco.
5.3
Potencial de eletricidade a ser gerada.
A partir dos dados obtidos das tabelas 5.1 à 5.5 vamos calcular o potencial de
eletricidade que pode se gerada a partir de resíduos de biomassa. Para isso vamos
admitir algumas hipóteses:
1 ton de bagaço -----> 1,8 Gcal (PCI) x 4,18 J/cal -----> 7,52 GJ x 0,35 (eficiência de
conversão térmica/elétrica) -----> 2,63 GJe / 3600 -----> 7,31 x 10^-4 GWh/ton
Fonte [18]
Logo teremos:
5669,56 ton x10^3 ton X 7,31 x 10^-4 GWh/ton
= 4,14 ton x10^3GWh
Considerando uma fator de utilização de 90% (7889,4 h/ano), resulta num
potencial de 525 MW.
5.4
Análise de resultados
A partir dos resultados obtidos acima podemos estabelecer um plano preferencial
para a região do MPP.
Como os resíduos da cana de açúcar correspondem por aproximadamente 75%
da biomassa total disponível, num primeiro momento é interessante colocar o
gaseificador na própria usina de cana. Além disso poderíamos aproveitar toda infraestrutura disponível na usina, sem falar nos equipamentos que poderiam ser
aproveitados uma vez que uma usina de cana já utiliza o bagaço de cana (através de
simples combustão) para produção de vapor para o processo.
73
Depois que o gaseificador estivesse totalmente operacional nas usinas
poderíamos utilizar os resíduos de soja e milho safrinha pois correspondem juntos
aproximadamente 24 % da biomassa. E depois num último momento poderíamos utilizar
os resíduos das outras culturas restantes. Mesmo numa primeira fase em que
utilizássemos todos os resíduos de biomassa já poderíamos atender toda demanda da
região, mas na prática isso não acontece, só iríamos aproveitar essa oferta multiplicada
por um fator k (valor relativamente baixo).
Além disso para um plano à longo prazo poderíamos pensar em florestas
energéticas como forma de aumentar o produção de energia disponível.
5.5
Proposta Preferencial para Gaseificação no MPP
Tabela 5.6 – Cronograma
Fase 0
Fase 1
Fase 2
Fase 3
Construção/Adaptação do gaseificador
Cana de açúcar
Soja/Milho Safrinha
Milho Normal/Mandioca/Algodão
Observando a tabela 5.6 podemos notar que após a instalação do gaseificador a
biomassa que primeiramente seria usada é a cana de açúcar, ela corresponderia por
76% da capacidade da energia total prevista, isso significa que ela poderia logo de início
ela forneceria uma quantidade (utilizando fator k = 5%) que atenderia uns 35% da
demanda (2006) prevista para a região(fig. e tabela 4.1). Esse valor poderia ser
aumentando à medida que aumentássemos a quantidade de resíduos de cana utilizado
e resíduos de outras culturas.
74
Capítulo 6 – Produção de Energia e seus Impactos
6.1
Introdução
Neste capítulo mostraremos como é feita a produção de eletricidade através da
gaseificação. Também iremos destacar os impactos sócios econômicos e ambientais que
ela traz.
6.2. Processo de Produção de Eletricidade
A geração de energia elétrica através da biomassa pode ser observada na
figura 6.1 a seguir.
FONTE[9]
Figura 6.1 – Diagrama do processo de produção de eletricidade.
No esquema da figura 6.1 o gás combustível gerado pelo gaseificador é resfriado,
purificado e enviado a turbina a gás onde é queimado na câmara de combustão e
75
posteriormente expandido, gerando assim a energia mecânica necessária ao
acionamento do compressor e do gerador elétrico acoplados a turbina. Os gases da
exaustão da turbina passam através da caldeira de recuperação de calor onde geram o
vapor que alimenta o turbogerador a vapor.
FONTE[3]
Figura 6.2 – Diagrama de produção de eletricidade em uma usina de cana
A figura acima mostra outro diagrama que é semelhante à figura 6.1 mas neste
caso parte do vapor é utilizado no processo, no caso o da usina de cana ( moagem,
picagem,etc.).
76
6.3. Integração do sistema BIG/GT com uma usina típica
Como vimos no capítulo 5, numa primeira fase a produção de eletricidade seria
feita numa usina elétrica, para isso teríamos que integrar uma turbina a gás a uma usina.
No caso de uma integração com uma usina típica, o CTC iniciou a análise de
alternativas para a integração do sistema BIG/GT(Biomass lntegrated Gaseification/Gas
Turbine) com a usina típica baseada nas informações técnicas preliminares que a TPS
forneceu para o pacote BIG/GT; estes dados foram produzidos levando-se em conta os
parâmetros de desempenho estimados para o projeto WBP, que usará cavacos de
madeira como combustível, e os testes de gaseificação de laboratório realizados com
bagaço e palha de cana de açúcar.
Dois modos de operação estão sendo considerados:
- Termoelétrica independente;
- Cogeração, plena ou parcial.
O modo de operação como termoelétrica independente será essencialmente uma
adaptação do conceito de ciclo combinado utilizado no projeto WBP para operar com
bagaço e palha.
O modo de cogeração, plena ou parcial, vai exigir uma avaliação cuidadosa das
alternativas para se chegar à melhor opção do ponto de vista técnico/econômico.
Esta avaliação foi direcionada a partir de algumas hipóteses básicas assumidas:
- Planta BIG/GT: baseada na turbina GE LM-2500 (fig. 6.4).
- Temperatura e pressão do vapor da caldeira de recuperação (bar/°C):
82/480,22/300 e 2,5/saturado.
77
- Consumo de vapor de processo na usina (kg vapor/t cana): 500, 340 e 280.
A TPS fez uma avaliação preliminar para a opção de termoelétrica independente
operando com a caldeira de recuperação a 60 bar/500°C e a potência estimada para um
módulo com uma LM-2500 (fig. 6.4) foi de 33 MW, operando em ciclo combinado.
Das várias opções, somente cinco foram escolhidas baseado em balanços de
energia preliminares e considerações práticas de engenharia, uma das opção é
apresentado abaixo:
- 20M340 - 22 bar/300°C, 280 kg vapor/t cana e substituição das turbinas a vapor
dos acionamentos dos equipamentos auxiliares, picador e desfibrador por motores
elétricos.
6.4. Turbina
Como seria de se esperar, a eficiência e, consequentemente, a economicidade
dos sistemas de potência operando integrados a gaseificadores de biomassa vai
depender em grande medida do desempenho das turbinas a gás. Nos últimos anos,
ganhos de desempenho e reduções de custos nas avaliações de sistemas IGCC( sigla
em inglês de “gaseificação integrada a ciclos combinados“) devem em grande parte ser
atribuídos aos avançados alcançados nas turbinas a gás. Por razões econômicas,
turbinas a gás não deverão ser desenvolvidas especialmente para essa finalidade, ou
seja, as turbinas dos sistemas IGCC serão basicamente máquinas adaptadas do projeto
original voltado a combustíveis de maior densidade energética (COOK et al., 1995).
Os novos avanços tecnológicos das turbinas a gás tendem a ser significativos nos
próximos anos. Nos EUA, por exemplo, existe um programa coordenado pelo DOE - o
78
Advanced Turbine Systems (ATS) - do qual fazem parte indústrias de turbinas a gás e
centros de pesquisa, com metas bastante ambiciosas para os próximos anos em termos
de aumento de eficiência das turbinas e desenvolvimento de ciclos de potência. Todos
os avanços nessa indústria, que visam inicialmente o uso mais eficiente de combustíveis
tradicionais, poderiam ser repassados às turbinas que serão adaptadas ao uso de
combustíveis de baixa densidade energética.
Alguns objetivos do programa ATS são comentados por WILLIAMS & LARSON
(1996), que destacam, por exemplo, os ganhos possíveis do uso de vapor como fluido de
resfriamento das palhetas, ao invés de ar. Turbinas a gás com palhetas resfriadas com
vapor poderão ser comercializadas. O aumento de eficiência das turbinas a gás tem sido
continuo, em parte porque as temperaturas máximas operacionais têm crescido ano
após ano. Os autores comentam que a taxa média anual têm sido de 20°C para a
temperatura de entrada dos gases na turbina, tendência que deve continuar sendo
seguida. Muitos dos avanços obtidos pela indústria em turbinas aeronáuticas têm sido
repassados às turbinas aeroderivativas, trazendo reduções de custo à operação dessas
turbinas estacionárias.
Os investimentos feitos em P&D para adaptação das turbinas a gás à operação
com gás proveniente da gaseificação de carvão mineral foram bastante significativos nos
últimos anos. Esses avanços, no entanto, não podem ser repassados integralmente ao
desenvolvimento dos sistemas com biomassa porque o gás produzido na gaseificação
do carvão tem maior densidade energética. Em função da escala dos sistemas IGCC
com carvão, a gaseificação pode ser feita, com vantagens econômicas, com injeção de
oxigênio, o que não pode ser feito no caso da biomassa uma vez que esses últimos
serão necessariamente menores. Por outro lado, boa parte dos mais importantes
fabricantes de turbinas a gás têm uma certa experiência com o desenvolvimento de seus
79
projetos para uso de gás de baixa densidade energética, tanto nas indústrias químicas
quanto siderúrgicas.
Em um trabalho publicado em 1993, BECKER & SCHETTER relatam
detalhadamente a experiência da Simens/KWU na adaptação de alguns modelos de
turbinas a gás à queima de gás proveniente da gaseificação de carvão mineral. Em
particular, o caso de uma instalação IGCC na Finlândia é descrito. Segundo os autores,
as modificações necessárias são mínimas, embora sempre exista o problema da limpeza
do gás e de atendimento das concentrações mínimas exigidas, que é um problema mais
grave no caso da biomassa porque com a baixa densidade energética mais combustível
precisa ser queimado.
Os autores comentam que a temperatura de chama, no caso da gaseificação com
injeção de oxigênio, pode ser maior do que quando da queima de gás natural, em função
da quantidade de ar necessária ser relativamente pequena, dada a composição dos
gases. Alguma preocupação deveria existir, nesse caso, para se controlar a formação de
óxidos de nitrogênio pela via térmica. O teor de hidrogênio dos gases aparentemente
facilita a combustão como um todo, minimizando a formação de CO.
No caso daquela experiência, a câmara de combustão para queima de gás de
baixo poder calorífico foi adaptada tendo como preocupação central as emissões,
principalmente em função dos diferentes regimes de operação possíveis, com uso ou
não de combustíveis secundários, como gás natural ou óleos leves. No caso da queima
de um combustível secundário, para se controlar as emissões de óxidos de nitrogênio,
água teria que ser injetada na câmara de combustão.
CONSONNI (1997) chama a atenção para as dificuldades operacionais de um
sistema IGCC, uma vez que a manutenção da estabilidade de queima na turbina a gás
não pode ser afetada pelo tempo de resposta (inércia) do gaseificador e do sistema de
80
limpeza dos gases. A respeito deste ponto, BECKER & SCHETTER (1993) comentam
que o fluxo volumétrico do gás combustível derivado da gaseificação pode ser até 20
vezes maior do que o fluxo requerido de gás natural, num dado regime de operação.
Consideradas variações da temperatura e da pressão do gás combustível em regimes de
partida e carga variável, o fluxo volumétrico de gás combustível pode variar numa
relação de 1 para 100. Portanto, o controle de alimentação precisa operar
satisfatoriamente numa faixa muita ampla de fluxos, impondo um mínimo de perda de
carga.
Comentando sobre as modificações necessárias às turbinas a gás para a
operação dessas com gás de gaseificação de biomassa, BABU (1995) afirma que no
caso da gaseificação indireta, que produz um combustível mais rico, as adaptações são
muito pequenas em relação ao projeto das turbinas comerciais. Para gás combustível
com poder calorífico da ordem de 6 MJ/Nm³, modificações nos queimadores são
necessárias, mas reduções das temperaturas máximas podem ainda ser evitadas, o que
certamente não ocorrerá quando o poder calorífico do gás for inferior a 5 MJ/Nm³. A
estabilidade e eficiência da combustão também dependem da temperatura do gás na
entrada do combustor.
O mesmo autor também comenta que a Westinghouse, que trabalhou na
adaptação de algumas turbinas para a queima de gás de baixo poder calorífico, afirma
que são necessárias as seguintes modificações: alteração dos dutos, aumento dos
bocais na câmara de combustão, aumento do volume da câmara e alterações nas partes
estacionárias à entrada da turbina a gás (aumento da área de escoamento, em função
do aumento do fluxo volumétrico). O compressor, em princípio, permanece o mesmo,
mas a turbina passa a operar com uma nova relação de pressão. Para o atual estado-da-
81
arte, é certo que a turbina precisa operar com uma TIT - turbine inlet temperature - mais
baixa do que quando da queima de combustíveis convencionais.
Uma discussão interessante é quanto ao tipo de turbina a gás mais adequado
para os sistemas IGCC. A visão apresentada por WILLIAMS & LARSON (1996), de que
as turbinas aeroderivativas seriam mais adequadas, foi até há pouco aceita sem maiores
contestações. Dizia-se que essas máquinas, por apresentarem alto desempenho e
custos unitários reduzidos, mesmo na faixa de baixa capacidade, eram adequadas para
os sistemas com biomassa. Adicionalmente, apontavam-se as potenciais vantagens de
custos de manutenção mais baixos.
O trabalho apresentado por CRAIG & MANN (1996), entretanto, lança dúvidas
quanto à essas conclusões iniciais. Os autores consideram que turbinas industriais, por
trabalham com menores relações de pressão, são mais compatíveis com a tecnologia de
gaseificação de biomassa que está mais próxima de efetiva demonstração (a
gaseificação atmosférica). Além disso, a opção de uso das turbinas industriais se tornou
mais atrativa do ponto de vista econômico com o recente advento de turbinas a gás
industriais de alto desempenho e aptas para acomodar fluxos mássicos mais variáveis.
Como as turbinas industriais permitem que se tire melhor proveito dos ciclos a vapor
"bottoming", é possível aumentar a geração de potência a custos moderados. Portanto,
os autores consideram que o uso de turbinas industriais de alto desempenho é a
tendência mais promissora. Cabe a consideração de que nesse caso toda a instalação
BIGCC seria de maior porte, da ordem de 100 MW, ou ainda maiores, o que talvez não
seja viável em muitas instalações industriais que pretendem fazer uso de resíduos do
processo, como é o caso das indústrias de açúcar e álcool. No caso do projeto WBPSIGAME a turbina a gás a ser utilizada é do tipo aeroderivada, de fabricação GE, modelo
LM 2500 (figura 6.4), modificada para a queima de gás com baixo poder calorífico (cerca
82
de 1.400 kcal/Nm³). As principais alterações devem ser efetuadas na câmara de
combustão, no sistema de controle e no sistema de extração de ar para alimentação da
planta de gaseificação. Além disso, devido a menor relação ar/combustível nesse caso,
comparativamente à de um combustível fóssil, impõe maior área de passagem dos
gases na expansão, para uma mesma potência, devendo assim ser utilizada uma turbina
prevista para operação com injeção de vapor, porém sem que haja tal injeção. A
FONTE[23]
Figura 6.4 – Turbina a gás.
descarga do turbogerador a vapor ocorre em um condensador arrefecido com água
proveniente da torre de resfriamento. O condensado produzido volta ao sistema de água
de alimentação da caldeira, onde também ocorrem as reposições de perdas com água
desmineralizada.
6.5 Efeitos da Utilização da Energia de Biomassa sobre o Meio-Ambiente
O uso de biomassa com finalidade industrial e combustível domestico tem
aumentado sensivelmente o desmatamento de matas do planeta, seu efeito também tem
causado o incremento do CO2 atmosférico e por conseqüência o efeito estufa. A queima
83
da
biomassa
(principalmente
cana
de
açúcar
no
Brasil)
tem
fortes
efeitos
ambientais.(veja tabela abaixo)
Tabela 6.1 – Relação de poluentes gerados pelas biomassas
Poluente
Particulados
Faixa
Média
CO
Faixa
Média
Hidrocarbonetos
Faixa
Média
Nox
Faixa
Média
FONTE[12]
Cana
de
Açúcar
(1975)
3 - 4,2
3,6
Palha
(1975)
Shearer
(1971)
EPA
(1977)
WHO
(1977)
2,1 - 3,2
2,7
Asocana
Colombia
(1992)
0,5 - 5,1
2,8
1,26
2,5 - 3,5
-
8
30 - 40,6
35,3
23,9 - 35,6
29,7
-
8,4
25 - 33
-
42
5,2
2,35 - 8
4,2
1,2 - 7,2
-
1,68
2,0 - 6,6
-
15
-
-
-
0,168
-
3
As caldeiras de Biomassa (bagaço de cana, lenha e casca de arroz) tem como
poluente principal as cinzas voláteis e partículas de combustível não queimadas
completamente. A emissão de Nox é pequena devido as temperaturas relativamente
baixas da caldeira, e a de óxidos de enxofre é pequena devido ao baixo teor de enxofre
nessas biomassas (menor no combustíveis fósseis).
Assim no uso da biomassa o controle mais importante deve ser feito sobre a
emissão de particulados. Para que isso seja possível utiliza-se os seguintes
equipamentos:
- Separadores ciclônicos,
- Lavadores de gás
- Separadores eletrostáticos, e
- Filtros de manga.
Veremos os separadores ciclônicos, que são os mais utilizados.
84
Separadores ciclônicos
Os separadores podem ser classificados em 3 tipos: entrada tangencial e fluxo de
retorno; fluxo axial; fluxo axial e fluxo em retorno.
A eficiência do ciclone de tipo tangencial é maior que do tipo axial devido a força
centrifuga, causando a separação dos particulados mais eficientes devido sua rotação
ser no mesmo sentido do gás de entrada.
6.6 Sócio Econômicos
Socialmente pode gerar novos postos de trabalho, e aumentar o nível tecnológico.
Localmente, a criação de novos empregos resultará num maior fluxo de recursos, que se
bem aproveitado, certamente trará benefícios à comunidade. Em termos regionais e
dentro de uma perspectiva de longo prazo, a utilização desta tecnologia poderá resultar,
numa sensível redução dos investimentos requeridos para suprir as suas necessidades
de energia elétrica, em um elevado número de novos empregos, principalmente na
produção florestal e na intensificação do fluxo econômico nas regiões do interior.
Comercialmente, além de abrir um novo e amplo mercado de serviços e bens
duráveis, tanto a nível nacional como internacional, no caso da gaseificação da madeira
poderia aplicar o conceito de uso múltiplo da floresta, otimizando os custos de geração
de energia. A conjugação com projetos agro-industriais, como por exemplo na área de
papel e celulose e a indústria sucroalcoleira, poderá vir a permitir potencializar a
utilização de florestas energéticas já existentes e reorientar e revitalizar o Programa
Nacional do Álcool - Proálcool.
Empresarialmente, destaca-se a participação da iniciativa privada associada a
empresas públicas em projeto de geração de energia, e o trabalho em conjunto com
empresas e entidades internacionais. Como resultado, há um intercâmbio positivo em
85
termos de critérios e métodos de gestão e planejamento de projetos, como o PIR, cuja
base metodológica é filosofia deste trabalho, trazendo novas oportunidades para as
empresas do Setor Elétrico dentro do novo cenário institucional
6.7 Custos Ambientais
Como, em geral, os custos ambientais (e/ou sociais), também chamados “custos
externos” ou “externalidades’, não são incluídos nos custos de geração de eletricidade,
os resultados obtidos para os processos convencionais(como hidroeletricas) são
inferiores aos custos de geração a partir de biomassa que, desta forma, não parece ser
viável em termos econômicos .
São, como se sabe, significativos os impactos sociais e ambientais, bem como
seus custos, referentes às hidrelétricas de grande porte, que correspondem à forma mais
tradicional de geração elétrica no país , inclusive em termos de emissão de gases de
efeito estufa, em conseqüência da decomposição de matéria orgânica submersa .
Evidentemente, também são significativos os custos ambientais referentes às emissões
poluentes em sistemas termelétricos .
Estes custos são extremamente elevados quando comparados aos custos de
geração a partir de bagaço de cana , demonstrando as vantagens ambientais da
biomassa. Mesmo incluindo as emissões de poluentes na fase agrícola (produção da
cana), provenientes dos combustíveis fósseis usados, obteve-se um valor (preliminar) de
externalidades inferior a 0,4 US$/MWh [3].
Por outro lado, a literatura existente indica custos ambientais de até 11 US$/MWh
para ciclos combinados a gás natural, de até 79 US$/MWh para ciclos a vapor com óleo
combustível , de 28,7 a 78,4 US$/MWh para termelétricas a carvão .
86
A tabela 6.1 apresenta os resultados obtidos para o caso brasileiro, avaliando as
externalidades pelo método do custo do dano e comparando os resultados com os
custos ambientais oficiais, obtidos pelo método do custo de controle.
Tabela 6.2 - -Comparação dos custos ambientais de formas convencionais de
geração de eletricidade no Brasil: (US$/MWh, 1994)
Custos
Custos de Geração
Custo de Contrôle
Total
Custo do dano
Total
FONTE[3]
Belo Monte (UHE)
35
0,8
35,8
3,7 - 7,9
38,7 - 42,9
Candiota III (UTE)
52
6,2 - 13,6
58,2 - 65,6
13,0 - 27,3
65,0 - 79,3
Angra II (UN)
70
21,0 - 28,0
91-98
28,9 - 57,9
98,9 - 127,9
Notas (a) custos oficiais de controle
Observe-se que nas termelétricas com combustíveis fósseis não estão
consideradas as taxas de carbono correspondentes às emissões de CO2. No caso das
emissões de carbono responsáveis pelo efeito estufa, o balanço no caso da biomassa,
como se sabe, é praticamente nulo. Apenas quando se considera o ciclo completo da
biomassa, incluindo o consumo direto e indireto de fósseis verifica-se a emissão de CO2,
mas mesmo neste caso extremamente inferior ao caso das termelétricas a combustíveis
fósseis como mostra a tabela 6.3.
Tabela 6.3 - Comparação das emissões de CO2 na geração de eletricidade a partir de biomassa,
com as emissões a partir de combustíveis fósseis.
Referências
Combustível
-
Cana de açúcar
NREL (EUA)
Madeira
UTE
Óleo Combustível
UTE
Gás Natural
Emissões - kg CO2/kWh
0,057 - 0,11
0,046
0,87 7 (somente da queima do combustível)
0,38 7 (somente da queima do combustível)
FONTE [3]
87
Capítulo 7 – Avaliação Econômica
7.1
Introdução
Neste capítulo apresenta-se mostrar a avaliação econômica de alguns casos de
gaseificação de biomassa.
7.2
Bagaço de cana
Para avaliar o grau de competitividade econômica do processo de utilização do
gás de bagaço de cana, partimos das premissas abaixo descritas:
- Custos de investimento :
990 US$/KW (BIG/STIG-LM-5000, 53 MW (FULMER,l990);
1230 US$/KWh (BIG/STIG-LM-1600, 20 Mw) (FULMER,l990);
1500 US$/KWh (NSC/KAMAISHI, 16 MW) (HUKAI,l990) e
1650 US$/KWh (BIG/STIG-GE-38, 5,4 MW ) (FULMER,l990).
- Taxas de desconto : 10%, 15% e 20%
- Vida do investimento : 10 anos, 15 anos e 20 anos
- Fator de Utilização :
50% (apenas bagaço, na safra)
90% (bagaço na safra, palhas e pontas na entressafra)
90% (complementação com gás natural)
- Custo do combustível :
Bagaço : US$ 10/ton
Gás natural : US$ 100/1000m3
88
- Custo de 0&M : US$ 7/ MWh
A partir destes parâmetros, a formula utilizada foi:
Custo Total = Custo de Capital + Custo de Combustível + Custo de O&M
onde:
Custo de Capital = Investimento*FRC/(8766h/ano*FU)
FRC = Fator de Recuperação de Capital, dado pela fórmula FRC =
i(1+i)**n/((1+i)**n-1)
FU = Fator de Utilização
A análise das figuras 4 a 12 leva-nos às seguintes considerações: se tomamos
como referência uma termoelétrica a carvão, cujo custo de geração pode ser estimado,
conservadoramente, entre 38 e 42 US$/MWh, independentemente de questões
ambientais, a geração a partir do bagaço de cana demonstra ser competitiva para taxas
de desconto de 15%.
No caso da hidroeletricidade, ao compararmos os custos de geração acima
obtidos com o custo marginal de expansão da geração para a região sul-sudeste,
estimado oficialmente em 55,0 US$/MWh[3], temos uma faixa de competitividade
situada, para faixa de taxas de desconto de até 15%, para retorno esperado de 15 e 20
anos. Para um custo de instalação de até 1230 US$/Kw, poder-se-ia inclusive prever
uma participação da concessionária de eletricidade interessada, devido à diferença entre
o MWh gerado a partir do bagaço (49 a 51 US$/MWh) e o já citado custo marginal de
expansão do sistema via hidroeletricidade.
89
Figura 7.1 - Cogeração a partir de cana-de-açúcar, em turbina a gás, na safra, usando bagaço
FONTE[3]
FONTE[3]
90
FONTE[3]
Figura 7.4 - Cogeração a partir de cana-de-açúcar, em turbina a gás, na safra (com bagaço), e na entressafra
(com palhas e pontas)
FONTE[3]
91
Figura 7.5 - Cogeração a partir de cana-de-açúcar, em turbina a gás, na safra (com
FONTE[3]
bagaço), e na entressafra (com palhas e pontas)
Figura 7.6 - Cogeração a partir de cana-de-açúcar, em turbina a gás, na safra (com
FONTE[3]
bagaço), e na entressafra (com palhas e pontas)
92
Figura 7.7 - Cogeração em turbina a gás, usando bagaço de cana na safra e na entressafra.
FONTE[3]
Figura 7.8 - Cogeração em turbina a gás, usando bagaço de cana na safra e na entressafra.
FONTE[3]
93
FONTE[3]
Figura 7.9 - Cogeração em turbina a gás, usando bagaço de cana na safra e na
entressafra.
7.3.
Projeto WBP-SIGAME
O Projeto WBP/SIGAME compreende a implantação de uma planta de
demonstração com capacidade de cerca de 30 MW. Para sua viabilização e exploração
comercial prevê-se a constituição de uma entidade jurídica, de preferência de caráter
privado, consorciando os atuais participantes e futuros sócios que porventura venham a
participar do empreendimento. A planta de demonstração está sendo concebida para ser
usada como módulo de futuras unidades comerciais, cuja potência deverá situar-se entre
60 MW e 100 MW [27].
94
Tabela 7.1 – Performance projetada e Consumo de Combustível e Energia Auxiliar
Unidade
Quantidade
%
Capacidade total
Energia Auxiliar
Capacidade Líquida
Fator de Capacidade Anual
MW
MW
MW
%
40.40
8.14
32.26
100.0%
20.1%
79.9%
85%
Geração Anual
MWh/ano
240,208
Performance da Planta
Base LHV
Base HHV
Eficiência Termal Líquida
Taxa de Calor Líquida
%
kJ/kWh
Btu/kWh
40.7%
8,848
8,389
38.0%
9,473
8,982
Conteúdo Calórico da Biomassa
GJ/seco m ton
MBtu/dmt
18.4
17.4
19.7
18.7
Por hora
Anual
Consumo de Combustível
Combustível biomassa
LPG
Oleo Diesel
Consumo Energia Auxiliar
seco m ton
kg
m ton
15.52
6.0
0.10
115,562
44,700
72
Compressão do Gás
BOP
MWh
MWh
4.90
3.24
36.5
24.1
FONTE[19]
Tabela 7.2 – Custo estimado do corte, da colheita, do transporte, e lasqueamento e manuseio na planta
Item
US $/m ton (0% m) US $/GJ
US $/MBtu % doTotal
Preço da Madeira no Campo
$13.75
$0.70
$0.74
35.6%
Preço do Corte
6.19
0.31
0.33
16.0%
Preço do Transporte
5.57
0.28
0.30
14.4%
Preço da Madeira Cortada no Campo
$25.51
$1.29
$1.37
66.0%
Preço do Carregamento
4.02
0.20
0.22
10.4%
Preço do Frete
4.33
0.22
0.23
11.2%
Preço da madeira antes ST
$33.86
$1.72
$1.81
21.6%
Taxa Social
0.21
0.01
0.01
0.5%
Taxa Social
0.69
0.03
0.04
1.8%
Preço de manuseio da madeira na planta $34.75
$1.76
$1.86
2.3%
Preço de manuseio da madeira na planta 0.89
0.05
0.05
2.3%
Preço do lasqueamento da madeira
0.15
0.16
7.7%
$1.96
$2.07
100.0%
2.96
Preço Total da Madeira Entregue ao $38.60
Secador
FONTE[19]
95
Tabela 7.3 – Custo do Combustível e Custo de O&M Fixos e Variáveis (Fator de capacidade 85%)
Custo Anual
$/kW-ano
$/MWh
% do Total
$3,936,981
$122.0
$16.39
52.3%
LPG
$15,960
$0.49
$0.07
0.2%
Óleo Diesel
$338,037
$10.48
$1.41
4.5%
$353,997
$10.97
$1.48
4.7%
Dolomita/Areia
$250,383
$7.76
$1.04
3.3%
Produtos Químicos
89,643.44
2.78
0.37
1.2%
Lubrificantes
28,597.93
0.89
0.12
0.4%
Manuseio do combustível
250,915.90
7.78
1.04
3.3%
Depósito de Cinzas
43,169.39
1.34
0.18
0.6%
Total
$662,709
$20.54
$2.76
8.8%
Custos O&M Fixas
$2,567,162
$79.6
$10.69
34.1%
Total O&M e Combustível
$7,166,853
$233.1
$31.31
100.0%
Madeira Combustível
Combustível Auxiliar
Total
Custo O&M Variáveis
FONTE[19]
A tabela 7.1 mostra a performance estimada desta planta bem como consumo de
combustível biomassa e de outros combustíveis auxiliares.
A tabela 7.2 mostra o custo estimado da combustível biomassa (madeira) em seus
vários estágios até ser entregue ao secador.
A tabela 7.3 mostra os custos de operação e manutenção fixas e variáveis.
96
Capítulo 8 – Conclusão
Embora as plantas comerciais em operação sejam poucas devido a dificuldades
técnicas, a produção de energia a partir da gaseificação pode ser vista como uma forma
promissora num pais abundante em biomassa como o Brasil.
Os estudos realizados sobre essa tecnologia ao redor do mundo são numerosos
,principalmente pela preocupação ambiental crescente( pois a gaseificação de biomassa
minimiza os efeitos
de aquecimento global causado pelo Efeito Estufa) e com a
preocupação do futuro dos combustíveis fósseis, uma vez que ele não são renováveis.
Neste contexto o Brasil se encontra em níveis tecnológicos compatíveis aos países
desenvolvidos, possuindo uma planta comercial operacional à base de resíduos da
plantação de arroz.
Além do uso dessa tecnologia para produção de eletricidade há estudos para
produção de motores automotivos movidos à gás gerados por gaseificação.
Dentro do escopo do PIR a gaseificação da biomassa, num horizonte de logo
prazo,o metanol que poderia ser produzido por ela poderia ser utilizado pelas células de
combustível. Também o gás proveniente do gasoduto da Bolívia poderia ser utilizado
para aumentar o poder calórico do combustível que seria utilizado pela Turbina á gás.
No contexto de um Desenvolvimento sustentável, ela traz várias vantagem, pois
além dos impactos positivos à natureza,
gera mais empregos aumentando o nível
sócioeconômico da região.
97
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Organização das Nações Unidas para Alimentação e Agricultura http://www.fao.org/docrep
100
ANEXOS
101
Anexos
Figura A2 - Usina de Açúcar e Tubulações de Vapor de Alta Pressão
Figura A2 - Bagaço de Cana
102
Figura A3 - Caldeira de Vapor Superaquecido
Figura A4 - Turbina e Gerador
103
Figura A5 – Enfardamento das Pontas/Folhas de Cana de Acúcar
Figura A6 – Enfardamento das Pontas/Folhas de Cana de Acúcar 2
Figura A7 – Carregamento das Pontas/Folhas de Cana de Acúcar 3
104
Figura A8 – Denmark – Wood Fired DHP plant Harboore
Figura A9 – TERI 50 Kwe Gasifier
Figura A10 – Unuversity of HawaiiBench-scale biomass gasification test
105

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