Atualmente, nas comunidades isoladas no Brasil o fornecimento de energia elétrica é realizado por centrais térmicas convencionais, representadas principalmente por grupos geradores diesel, os quais possuem uma série de dificuldades inerentes ligadas as questões econômicas e de logística, relacionadas à aquisição do combustível. Com o objetivo de se reduzir a dependência dos combustíveis fósseis, o presente trabalho enfocou a hibridização do sistema de geração de energia elétrica, por meio do estudo do sistema composto por um arranjo fotovoltaico, um gaseificador de biomassa acoplado a um moto-gerador, com foco na análise de diferentes tipos de armazenamento de energia em baterias. Este estudo teve como objetivo analisar a dinâmica dos diferentes tipos de tecnologia de armazenamento de energia, como as baterias de Li-íon, Ni-Cd e Pb, utilizando um estudo de caso na comunidade de Santo Antônio no Estado do Pará.
O sistema é dimensionado considerando a opção ótima de armazenamento de energia aproveitando os recursos energéticos disponíveis na comunidade, com um determinado nível de confiabilidade. Para a realização desse objetivo foi implementado um modelo desenvolvido em Simulink/MatLab, o qual calcula as tensões e correntes do sistema, estados de carga das baterias, potências e eficiências.
Foram considerados modelos que caracterizam individualmente o sistema como um todo, para o painel fotovoltaico foi utilizado o modelo de circuito elétrico equivalente, baseado nos modelos comerciais da NREL. Para o gaseificador utilizou-se o modelo desenvolvido no NEST/UNIFEI, o qual desenvolveu uma modelagem em CFD com a finalidade de se obter a composição do gás de síntese. A modelagem das baterias é baseada no modelo de circuito elétrico equivalente, o qual representa uma tensão não linear que muda com a amplitude da corrente elétrica e com a carga real da bateria. Finalmente, para a integração dos sistemas de geração de energia foram utilizados os conversores DC-DC Buck e Buck-Boost bidirecional. Ao se comparar as diferentes tecnologias de baterias para armazenamento de energia é possível concluir que o comportamento de SOC em zonas de descarregamento como, por exemplo, no intervalo entre 0 s e 25000 s, a bateria de Ni-Cd apresenta um nível de descarga 5,4% menor do que a bateria de Li-íon, mostrando uma maior retenção de SOC. Por outro lado, em um ciclo de recarga, a bateria de Li-íon é capaz de se recarregar entre 6,5% e 7% a mais do que as baterias de Pb e Ni-Cd, respectivamente, no mesmo período de tempo considerado (39000 s e 43000 s). Tendo em vista que a bateria que mais se descarregou na zona mais prolongada de descarga (53000 s e 86400 s) foi a de Li-íon, portanto os resultados do SOC das baterias de Pb e de Ni-Cd foram comparados com as dessa bateria. A bateria que apresenta a segunda maior porcentagem de descarga é a de Ni-Cd com 11%, seguida da bateria de Pb com 2,2%. No ciclo completo, a bateria de Pb apresentou a maior porcentagem de descarga, com aproximadamente 14,5%, se comparada com as demais baterias.
Comparando-se a tensão para as baterias, percebe-se uma grande variação entre as mesmas. Apesar de todas possuírem o valor nominal de 500 V, nem sempre se consegue manter essa tensão. Nos diferentes regimes (carga/descarga), por exemplo, em zonas de descarregamento, ao se considerar um estado inicial de SOC comum aos três tipos de baterias igual a 43%, a bateria de Pb (491 V) apresenta menores valores de tensão, se comparada a de Li-íon (535 V) e com a bateria de Ni-Cd (528,9 V). Estas tensões menores são associadas ao tipo de tecnologia. Em uma zona de carregamento (39000 s a 43000 s), a bateria de Ni-Cd apresenta maior variação de tensão, se comparada com a de Li-íon, que apresenta um comportamento mais linear, fazendo com que o sistema sofra maiores distorções. A tecnologia que apresentou maiores picos de tensão exponenciais foi a de Ni-Cd, enquanto que a bateria de Pb apresentou os menores valores em todo ciclo. Deve-se enfatizar que a bateria de Li-íon apresentou um comportamento mais uniforme durante todo o ciclo em relação as variações de pico de tensão. Por outro lado, a bateria Li-íon poderia operar em toda as faixas de profundidade de descarga sem acelerar o seu envelhecimento. Por outro lado, conforme recomendado na literatura, a bateria de Ni-Cd tem uma profundidade de descarga recomendada de 80%, sem que a mesma sofra algum dano, o que restringiu o uso desta tecnologia nesse trabalho.
Com base nos resultados, percebe-se que a bateria de Ni-Cd apresentou o melhor desempenho para os sistemas híbridos isolados, visto que a mesma possui as melhores características de operação , tais como, maior taxa de retenção da corrente e maior estado de SOC ao final do ciclo, que proporciona maior repetição do ciclo e garantia da estabilidade do sistema.
Neste trabalho avaliou-se a viabilidade econômica da implementação do sistema híbrido de geração de energia elétrica, em três diferentes cenários de subsídio de fornecimento de óleo diesel à comunidade isolada (200 l, 100 l e 50 l). Para tal, analisaram-se algumas condições, como desempenho do sistema e condições monetárias vigentes do fornecimento de energia para as condições brasileiras.
Observou-se que para todos os cenários propostos obteve-se viabilidade econômica dos indicadores empregados, de tal forma que todos os valores presentes líquidos calculados foram positivos e todas as taxas internas de retorno foram maiores do que 14,5%. Estes resultados favoráveis foram obtidos devido ao fato do elevado consumo de óleo diesel na comunidade atualmente, que varia em torno de 400 l/dia, o que representa um subsídio substancial ao governo de R$ 1220/dia (R$ 36600/mês). Uma menor atratividade foi observada nos cenários com subsídio de 50 l de diesel para armazenamento de energia com a utilização das baterias de Li-íon e Ni-Cd, uma vez que estes cenários possuem fluxo de caixa negativos.
Os cenários com subsídio de 200 l tornaram-se majoritariamente atrativos devido ao elevado valor que é pago como subsídio, os quais apresentaram TIR’s superiores a 30% em alguns casos. Conforme os cálculos realizados, o cenário que apresentou maior atratividade econômica foi o cenário de armazenamento de energia em baterias de Pb juntamente com um subsídio de 200 l, que apresentou o menor tempo de retorno (5,16 anos), a maior TIR (31,6%) e o menor LCOE R$ 0,27/kWh, os quais são compatíveis com os valores de mercado. O cenário que apresentou a segunda maior atratividade econômica foi o caso de armazenamento
de energia em baterias de Ni-Cd com subsídio de 200 l de diesel, (tempo de retorno igual a 5,55 anos, TIR de 30,05% e LCOE de 0,29 R$/kWh), seguido em terceiro lugar do armazenamento de energia em baterias de Li-íon com subsidio de 200 l, de diesel (tempo de retorno igual a 6,54 anos, TIR de 26,78% e LCOE de 0,35 R$/kWh).
Para que haja uma expansão dos sistemas híbridos de geração de energia elétrica no Brasil ainda são necessárias políticas de incentivos, tais como, reduções fiscais, facilitação de importação de equipamentos ligados à fontes de energia renováveis e políticas de financiamentos com baixas taxas de juros.
O sistema projetado é autossuficiente para fornecer eletricidade sem depender dos combustíveis convencionais. No Brasil existem muitas comunidades isoladas com características similares, para as quais um sistema de geração de energia híbrido poderia ser projetado de forma semelhante.