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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
GERAÇÃO HELIOTÉRMICA:
AVALIAÇÃO DO IMPACTO DA UTILIZAÇÃO DE NOVOS
FLUIDOS NO CUSTO DA ENERGIA GERADA
Rodrigo Fonseca Araujo Milani Tavares
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Mecânica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientadores: Profs. Alexandre Salem Szklo,
D.Sc e Silvio Carlos Anibal de Almeida,
D.Sc
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
FEVEREIRO DE 2014
i
Milani, Rodrigo Fonseca Araujo Tavares.
Geração Heliotérmica: Avaliação do impacto da utilização de novos
fluidos no custo da energia gerada/Rodrigo Fonseca Araujo Milani Tavares. –
Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2013.
X, 93p.:il; 29,7 cm
Orientadores: Alexandre Salem Szklo e Silvio Carlos Aníbal de
Almeida
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso de Engenharia
Mecânica, 2014.
Referência Bibliográficas: p. 90-93
1.Energia Solar. 2. CSP 3. Nanopartículas 4. Sal Fundido 5. Custo
nivelado da energia.
I. Szklo, Alexandre Salem. De Almeida, Silvio Carlos Aníbal.
II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Curso de Engenharia
Mecânica. III. Geração Heliotérmica: Avaliação do impacto da utilizadação de
novos fluidos no custo da energia gerada
ii
“…a vida é assim: esquenta e esfria, aperta e daí afrouxa, sossega e depois desinquieta.
O que ela quer da gente é coragem.”
João Guimarães Rosa
iii
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer aos meus orientadores, ao Prof. Alexandre Szklo não
somente pela atenção, bom humor e empenho com qual me orientou neste trabalho, mas
tambem por ter me apresentado o caminho das fontes alternativas de energia, tendo me
ajudado a trilhá-lo desde então, e ao Prof. Silvio Carlos de Almeida, por toda a
disposição, companherismo e confiança com o qual me conduziu durante a confecção
deste trabalho.
Tenho muita sorte de ter os amigos que tenho, gostaria de agradecer à todos eles:
W’s, Amigos do Colégio São Vicente de Paulo e CRJ, Plein!, pessoal de Vancouver,
Metalmat e todos os outros que não pertencem a nehum grupo específico, mas têm igual
importância em minha vida. Dentre todos os amigos, porém, gostaria de agradecer
especialmente a todos os amigos da Engenharia Mecânica pelos anos de empreitada e
ajuda mútua, e aos amigos Rafael Komatsu, Pedro Lund, Nícolas Martíns, Diego
Malagueta e Rafael Sória, pela ajuda neste trabalho.
Agradecimentos não faltam à Christina, Léo e Gustavo, por todos esses anos.
Não poderia esquecer de todos os funcionários, pesquisadores e professores com
quem trabalhei e trabalho no PPE – COPPE/UFRJ, tanto no projeto de búzios quanto no
projeto de inovação, pelo aprendizado diário ou a cada reunião.
E por ultimo, porém mais importante, a minha mãe, pai, irmão, vó Nair (in
memorian) e Lu. Por todo amor e carinho.
Obrigado!
iv
AGRADECIMENTOS ...................................................................................................................... iii
Índice das Figuras .........................................................................................................................vi
Índice das Tabelas ....................................................................................................................... viii
RESUMO ........................................................................................................................................ ix
ABSTRACT ..................................................................................................................................... x
Capítulo 1- Introdução. ................................................................................................................. 1
Figura 3 – Geração elétrica nacional por fonte em 2012 ............................................................. 3
1.1- Objetivos, metodologia e organização dos capítulos. ..................................... 11
Capítulo 2 – Tecnologia Heliotérmica. ....................................................................................... 13
2.1 - Introdução ........................................................................................................ 13
2.2 - Coletores Solares ............................................................................................. 13
2.3 - Diferentes tecnologias CSP. ............................................................................. 14
2.3.1 - Torre de concentração. .......................................................................................... 15
2.3.2 - Cilindro Parbólico .................................................................................................. 18
2.3.3 - Refletor Linear Fresnel. ........................................................................................ 20
2.3.4 - Disco Stirling .......................................................................................................... 22
2.4 - Sistema de armazenamento térmico e múltiplo solar em plantas
heliotérmicas. ............................................................................................................ 24
2.4.1 - Arranjos para sistemas de armazenamento em plantas heliotérmicas. ............ 25
2.5 - Custos de uma planta heliotérmica ................................................................ 27
Capítulo 3 - Sistemas de Armazenamento para Geração de Energia Elétrica. ......................... 30
3.1 - Introdução ......................................................................................................... 30
3.2 - Armazenamento Mecânico de Energia .......................................................... 31
3.2.1 - Energia Potencial (Hidroacumulação) ................................................................ 31
3.2.2 - Energia Cinética (Volantes de inércia) ................................................................. 33
3.2.3 - Trabalho (Compressão de gases) .......................................................................... 35
3.3 - Armazenamento Químico de Energia ............................................................ 36
3.3.1 - Baterias eletroquímicas ......................................................................................... 37
3.3.2 - Armazenamento Fotoquímico ............................................................................... 39
3.4 - Armazenamento Magnético ............................................................................ 40
3.5 - Armazenamento Térmico (Termoacumulação). ........................................... 41
v
3.5.1 - Calor Sensível. ........................................................................................................ 43
3.5.2 - Calor Latente .......................................................................................................... 45
3.5.3 - Reações termoquímicas ......................................................................................... 48
3.5.4 - Fluido de Trabalho. ............................................................................................... 49
3.5.5 - Desafio para o desenvolvimento do HTF/SM. ..................................................... 51
Capítulo 4 - Ganho Potencial de competitividade para CSP a partir do desenvolvimento do
dos fluidos de trabalho. .............................................................................................................. 55
4.1 – System Advisor Model ...................................................................................... 56
4.1.1 - Localidade ............................................................................................................... 60
4.1.2 - Torre e Receptor .................................................................................................... 63
4.1.3 - Coletores (Heliostatos) ........................................................................................... 69
4.1.4 - Ciclo de potência: ................................................................................................... 73
4.1.5 - Armazenamento Térmico. ..................................................................................... 73
4.1.6 - Custos do Sistema da Torre. ................................................................................. 76
4.1.7 - Parâmetros de financiamento. .............................................................................. 77
4.2 - Resultados. ........................................................................................................ 78
4.3 - Análise de sensibilidade com uso de Cilindro Parabólico. ........................... 80
4.3.1 - Otimização do múltiplo solar. ............................................................................... 83
4.3.2 - Resultados ............................................................................................................... 85
Capítulo 5 - Conclusões. ............................................................................................................. 87
Referencias bibliográficas: ......................................................................................................... 90
vi
Índice das Figuras
Figura 1 - Emissões de CO2 por fonte. .......................................................................................... 1
Figura 2 – Geração mundial de eletricidade por fonte. ................................................................ 2
Figura 3 – Geração elétrica nacional por fonte em 2012 ............................................................. 3
Figura 4 – Previsão da penetração de fontes renováveis por fonte. ............................................ 4
Figura 5 – Exemplo de uma planta CSP com termoacumulação ................................................... 6
Figura 6 – Tipos de radiação solar ................................................................................................. 7
Figura 7 – Mapa Mundi para radiação direta normal ................................................................... 7
Figura 8 – Previsão do aumento de geração de energia através de CSP ...................................... 8
Figura 9 – Classificação dos tipos de tecnologia CSP .................................................................. 15
Figura 10 – Ilustração de exemplo de torre solar ....................................................................... 16
Figura 11 – Torre GemaSolar....................................................................................................... 17
Figura 12 – Ilustração da planta de cilindro parabólico .............................................................. 19
Figura 13 – Exemplo de planta de cilindro parabólico ................................................................ 20
Figura 14 – Planta que opera com a tecnologia de refletor Linear Fresnel ................................ 21
Figura 15 – Ilustração do Refletor Linear Fresnel Compacto ...................................................... 22
Figura 16 – Ilustração de um Disco Stirling ................................................................................. 23
Figura 17 – Ilustração de uma planta CSP com arranjo de dois tanques .................................... 26
Figura 18 – Ilustração do armazenamento em um tanque ......................................................... 27
Figura 19 – Quadro esquemático com diversos tipos de armazenamento. ............................... 31
Figura 20 – Ilustração de um sistema de hidroacumulação alimentando geradores eólicos ..... 32
Figura 21 – Exemplo de um volante de inércia ........................................................................... 34
Figura 22 – Configuração de um sistema de armazenamento de ar comprimido ...................... 36
Figura 23 – Comparação entre os diferentes tipos de bateria.................................................... 39
Figura 24 – Melhora na capacidade de troca térmica ................................................................ 53
Figura 25 – Relação entre a capacidade térmica, diâmetro e espessura da camada. ............... 54
Figura 26 – Tela inicial do SAM ................................................................................................... 57
Figura 27 – Opções de tecnologia do SAM .................................................................................. 58
Figura 28 – Opções de simulação de CSP no SAM ...................................................................... 59
Figura 29 – Tela de simulação do SAM ....................................................................................... 60
Figura 30 – Otimização do múltiplo solar da planta 1 ................................................................ 70
vii
Figura 31 – Otimização do múltiplo solar da planta 2 ................................................................ 71
Figura 32 – Otimização do múltiplo solar da planta 3 ................................................................ 72
Figura 33 – Otimização do múltiplo solar da planta 4 ................................................................ 84
Figura 34 – Otimização do múltiplo solar da planta 5 ................................................................ 85
viii
Índice das Tabelas
Tabela 1 – Quadro comparativo das políticas de incentivo ........................................................ 10
Tabela 2 – Parâmetros técnicos, comerciais e econômicos das tecnologias CSP ....................... 24
Tabela 3 – Custo típico das plantas de torre e cilindro parabólico ............................................. 28
Tabela 4 – Características da principais baterias ........................................................................ 37
Tabela 5 – Materiais sólidos que utilizam calor sensível e suas características ......................... 44
Tabela 6 – Materiais liquídos que utilizam calor sensível e suas características ........................ 45
Tabela 7 – Materiais liquídos que utilizam calor sensível e suas características ........................ 46
Tabela 9 – PCMs em estágio comercial ....................................................................................... 48
Tabela 10 – Compostos e reações de armazenamento termoquímico ...................................... 49
Tabela 11 – Principais HTFs e suas plantas ................................................................................. 51
Tabela 12 – Dados climatologicos das localidades com dados georreferenciados .................... 62
Tabela 13 – Dados climatológicos de Bom Jesus da Lapa ........................................................... 63
Tabela 14 – Fórmulas e propriedades do 60% NaNO3 40%KNO3. ............................................... 66
Tabela 15 – Formular e valores simulados para o NaK ............................................................... 68
Tabela 16– LCOE em função do MS da planta 1 ......................................................................... 70
Tabela 17 – LCOE em função do MS da planta 2 ......................................................................... 71
Tabela 18 – LCOE em função do MS da planta 3 ......................................................................... 72
Tabela 19 – Parâmetros técnicos das simulações ....................................................................... 74
Tabela 20 – Parâmetros de custo das simulações ...................................................................... 77
Tabela 20 – Parâmetros financeiros das plantas simuladas. ...................................................... 78
Tabela 21 – Resultado das simulações ........................................................................................ 79
Tabela 22 – Parâmetros de custo das plantas com cilindro parabólico. ..................................... 81
Tabela 23 – Parâmetros de financiamento das plancar com cilindro parabólico. ...................... 81
Tabela 24 – Parâmetros técnicos das plantas com cilindro parabólico ...................................... 82
Tabela 25 – LCOE em função do MS da planta 4 ......................................................................... 83
Tabela 26 –LCOE em função do MS para planta 5 ...................................................................... 84
Tabela 27 – Variação do LCOE das 5 simulações. ........................................................................ 86
ix
RESUMO
O setor de geração de energia elétrica desempenha um papel importante na
transição para uma economia com menos emissões de gases de efeito estufa, uma vez
que eletricidade pode ser gerada através de fontes renováveis de energia não carbono-
intensivas. Entre as alternativas, a tecnologia heliotérmica ou Concentrated Solar
Power(CSP) demostra grande potencial; portanto, é necessário que se avaliem as
possibilidades de desenvolvimento desta tecnologia, a fim de que tal potencial seja
alcançado.
O presente trabalho visa avaliar o impacto de melhorias dos fluidos de trabalho e
de termoacumulação no custo nivelado da energia gerada. Para fazer tal avaliação,
primeiro foram selecionadas, com base na literatura cientifica, duas melhorias vistas
como promissoras: a melhora do ciclo termodinâmico da planta, através da utilização de
fluidos que operam em maiores faixas de temperaturas (NaK), e a melhoria das
propriedades dos fluidos, como a condutividade térmica e capacidade térmica.
Depois, foram feitas simulações no programa System Advisor Model (SAM),
cuja ferramenta simula parâmetros econômicos e técnicos de fontes alternativas de
energia, a fim de se quantificar tais melhoras em termos do custo nivelado da energia
em duas tecnologias: torres solares e cilindros parabólicos.
x
ABSTRACT
The electric power sector plays a major hole in the transition for an economy with
less carbon emissions, through the electricity generated by renewable energy sources.
Concentrated Solar Power (CSP) is an interesting alternative, which shows large
potencial. Thus, it is worth evaluating the possibilities for the deployment of this
thecnology in order to achieve such potencial.
This work aims to evaluate the impact of improvements in the heat transfer fluid
and storage medium on the levelized cost of energy. The first step was to select, based
on the scientific literature, two improvements that are seen as promising: the
improvement of the thermodynamical cycle through the usage of a fluid which operates
in a wider range of temperature (NaK), and also a improvement in the fluid’s properties,
such as thermal conductivity and thermal capacity.
Then, the software System Advisor Model (SAM) was run aiming at quantifying
the improvements in terms of the levelized cost of energy in two types of CSP plants:
solar towers and parabolic cylinder throughs.
1
Capítulo 1- Introdução.
Os níveis de CO2 na atmosfera apresentam constante crescimento. Em
2011 foram emitidos um total de 31,3 Gt de CO2 (IEA, 2013), sendo a grande
maioria das emissões provenientes de fontes fósseis, como mostra a figura 1 .
Esta marca mostra uma necessidade de transição para uma economia menos
carbono-intensiva.
Figura 1 - Emissões de CO2 por fonte.
Fonte: IEA, 2013a
O setor elétrico tem grande potencial de contribuição nessa transição
uma vez que, em 2011, a maior parcela da energia elétrica gerada no mundo era
proveniente de fontes fósseis, como apontado na figura 2.
2
Figura 2 – Geração mundial de eletricidade por fonte.
Fonte: IEA, 2013a
O Brasil já possui uma geração de energia elétrica altamente renovável.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em seu relatório anual intitulado
Balanço Energético Nacional (BEN) de 2013, apontou que a geração brasiliera
em 2012, teve participação de 76,9% de hidroeletricidade, como mostra a figura
3. A hidroeletricidade, porém, é uma das formas de geração de energia elétrica
mais afetadas por mudanças climáticas. Previsões nesta área apontam grandes
mudanças no clima da Amazônia, local onde se localiza a maior parte do
potencial brasiliero de hidroeletricidade, o mesmo tende sofrer consideráveis
reduções caso estas previsões se concretizem (SCHAEFFER et al., 2013), logo é
necessário que o Brasil se torne menos dependente desta fonte.
Não obstante, é válido atentar também para o crescimento da participação
das usinas termelétricas no país, tais usinas vem sendo a principal opção a
3
hidroeletricidade. Entre o ano de 2011 e 2012, ainda segundo o BEN houve um
aumento de 2,3% da participação de termelétricas a partir de gás natural, carvão
e derivados de petróleo, logo é necessária uma expansão de outras renováveis.
Figura 3 – Geração elétrica nacional por fonte em 2012
Fonte: EPE, 2013
Apesar de ter participação pouco expressiva na geração elétrica mundial,
as fontes renováveis de energia têm boas perspectivas de crescimento. A
Agência Internacional de Energia, em inglês International Energy Agency (IEA),
prevê um crescimento de 658 GW de capacidade instalada no período de 2013
até 2018, gerando neste ano um total de 7400 TWh/ano em seu cenário mais
otimista (Energy Technology Perspective, ETP), como mostra a figura 4 (IEA,
2013).
4
Figura 4 – Previsão da penetração de fontes renováveis por fonte.
Fonte: IEA (2013b)
A figura 4 apresenta diversas fontes renováveis de energia, todas com
perspectiva de crescimento no médio prazo. Dentre estes fontes, a radiação solar
é a que se mostra mais abundante: chegam à superfície da terra, em média, 63
MW/m2 (KUSHNIR, 2000). Caso fosse possível converter toda esta quantidade
de energia primária em energia final, apenas uma hora de aproveitamento da
mesma seria suficiente para abastecer a demanda mundial de energia final
durante um ano inteiro (BARLEV; VIDU; STROEVE, 2011).
São utilizadas, majoritariamente, duas formas de aproveitamento da
energia solar para geração de eletricidade. A primeira e mais difundida é a placa
5
fotovoltaica (FV). Em 2012 a capacidade instalada chegou a 100 GWp1
,
atingindo 0,1% da geração de eletricidade mundial (EPIA, 2013) esta tecnologia
converte energia solar diretamente em eletricidade através do efeito fotovoltaico.
Resumidamente, tal efeito ocorre quando um semicondutor adequadamente
dopado com impurezas do tipo N e P é atingido pela radiação proveniente do
Sol, os elétrons da camada de valência saltam para camada de condução, assim
se tornando livres e gerando corrente elétrica. A segunda é a energia solar
heliotérmica, ou como é conhecida no mundo Concentrated Solar Power (CSP).
Nesse caso a energia proveniente do Sol é primeiro convertida em energia
térmica por meio de coletores e receptor(es), para que, através de um ciclo
termodinâmico seja convertida energia em trabalho, este trabalho por fim é
convertido elétrica. A figura 5 ilustra simplificamente uma planta do Tipo CSP.
1 Wp = watt pico. Watt pico é uma unidade que indica a pontência gerada em condições
climáticas padrão: 1kW/m2
6
Figura 5 – Exemplo de uma planta CSP com termoacumulação
Fonte: Soria, 2011
Quando se comparam as duas tecnologias, CSP e FV, a geração
heliotérmica tem como vantagem o fato de conseguir armazenar energia na
forma de calor, o que é considerado uma vantagem do ponto de vista de custo,
quando comparado ao armazenamento elétrico (DINCER; ROSEN, 2011). Em
contrapartida, a tecnologia FV apresenta como vantagem o fato de poder utilizar
como recurso a radiação difusa, além da radiação direta normal, do inglês Direct
Normal Irradiation (DNI), o que no caso da CSP não é possivel. A figura 6
ilustra os tipos de radiação solar que atingem a superfície da terra. O Brasil se
encontra em um local muito favorável do ponto de vista de recurso para geração
de energia elétrica a partir de CSP, tendo sua radiação direta normal na faixa de
1200 até 2400 kWh/m2/ ano, como mostra a figura 7.
7
Figura 6 – Tipos de radiação solar
Fonte: Bianchini, 2013
Figura 7 – Mapa Mundi para radiação direta normal
Fonte: Trieb, 2009
8
Em termos da penetração de CSP na geração mundial de energia elétrica,
a mesma ainda tem uma das menores capacidades instaladas dentre as fontes
renováveis de energia. Entre as alternativas com plantas instaladas no mundo e
operando comercialmente, a CSP possui a segunda menor capacidade instalada,
em 2013, a mesma possuía apenas 4 GW (IEA, 2013), ficando à frente apenas da
energia proveniente dos oceanos.
Para o caso particular da tecnologia CSP, a IEA (2010) prevê o
crescimento da capacidade instalada, chegando a 2018 em 12GW. Enquanto em
2050 serão gerados pouco mais de 2000 TWh/ano no cenário mais conservador,
como mostra a figura 8.
Figura 8 – Previsão do aumento de geração de energia através de CSP
Fonte: IEA, 2010
Para que se consiga alcançar as metas da Agência Internacional de
Energia, porém, é necessário que o custo da energia gerada através de CSP seja
reduzido. O custo atual da energia varia de 0,14 USD2/kWh até 0,22 USD/kWh
2 USD = dólar estadunidense
9
(SULYOK, 2013), dependendo do sítio e do tipo de tecnologia (os tipos de
tecnologia CSP serão aprofundados no capítulo 2). Para que se reduza o custo,
existem basicamente três possibilidades: a primeira é a produção em série dos
componentes, o que causa uma queda no custo de fabricação dos mesmos, a
segunda é o desenvolvimento tecnológico, o que melhora o desempenho dos
componente e, consequentemente, dinimui do custo da planta. Por fim, têm-se a
terceira possibilidade que é o ganho de escala. Neste caso a redução no custo é
decorrente de um aumento no tamanho da planta térmica que proporciona uma
queda nos custos unitários.
Esforços de P&D vêm sendo feitos para o desenvolvimento desta
tecnologia: por exemplo, em 2011 o departamento de energia dos EUA, em
inglês Departament of Energy (DOE), investiu 60 milhões de USD (DOE,
2011). Neste ponto é valido ressaltar a importância de incentivos para o
desenvolvimento da CSP. Tais incentivos fazem com que o risco do
investimento seja reduzido, o que promove maior expansão e competitividade
destas tecnologias. Na área das fontes renováveis podem ser adotados diferentes
tipos de incentivos. A tabela 1 apresenta os mesmos, suas vantagens e
desvantagens, dentre os incentivos apresentados vale ressaltar que o Brasil adota
o sistema de leilão.
10
Tabela 1 – Quadro comparativo das políticas de incentivo
Incentivo Vantagens Desvantagens
Subsídios diretos para
Investimento
Reduz o montante de
capital inicial próprio
necessário para iniciar o
projeto. Garante o aumento
da capacidade em um curto
prazo.
Os critérios para escolha do
nível de subsídio e das
tecnologias a serem
beneficiadas podem
dificultar a evolução de um
mercado mais competitivo
em curto prazo e também a
adoção gradual de avanços
tecnológicos. Em princípio,
o subsidio é arcado por
todos os contribuintes
(consumidores e não
consumidores)
Medidas fiscais Cria uma fonte de renda
(custo evitado) para o
projeto ao longo do período
do benefício fiscal.
Em se tratando de um
subsidio indireto, valem as
mesmas desvantagens
apontadas no item anterior.
Sistema Feed-in O mecanismo de Feed-In
cria uma estabilidade
financeira para o investidor
ao garantir a compra da
energia por um período
pré- determinado. Os riscos
financeiros são
minimizados uma vez que
são protegidos através dos
contratos de compra e
venda de energia a um
prêmio ou preço pré-
determinados. Garante um
aumento de capacidade no
curto prazo. Em princípio,
os consumidores da energia
são aqueles que arcam com
o ônus.
É um mecanismo caro que,
dado o exemplo dos
grandes mercados eólicos
(que o mantêm por um
período muito longo), tem
se mostrado incapaz de
gerar, por si próprio, um
mercado mais competitivo
entre as FAEs de geração
renovável. Não
necessariamente estimula
os empreendimentos
eólicos mais eficientes.
Pode acarretar em uma
sobre capacidade instalada
e um sobre custo
indesejado aos
consumidores.
Certificados
Verdes/Sistema de Quotas
Possibilidade de formação
de um mercado paralelo na
comercialização dos
certificados verdes. Permite
a formação de um mercado
competitivo que leva, em
princípio, ao custo mínimo.
O valor da tarifa é
determinado pelo mercado
e não de forma
administrativa
Em geral, o sistema de
cotas necessita uma
infraestrutura regulatória e
administrativa mais
sofisticada (elevados custos
de transação). Não estimula
pesquisa e
desenvolvimento além de
não estimular a
aprendizagem tecnológica.
Não induz mercado para
fontes com elevado
11
potencial tecnológico,
porém pouco competitivas
Sistema de Leilão Este sistema tende a
favorecer os projetos mais
eficientes uma vez que os
projetos de custos mais
reduzidos são escolhidos
pelo processo de leilão.
O sistema de licitação não
foi suficiente para atrair
grandes investimentos. Por
estar sujeita a muitas
incertezas de oferta e
demanda do setor de
energia, o crescimento de
projetos em FAEs de
geração renovável é baixo.
Também apresenta o
problema de não fomentar
fontes com elevado
potencial tecnológico,
porém pouco competitivas.
Harmonização dos sistemas
Feed-In e
Quota/Certificados Verdes
Cria uma estabilidade
financeira para o investidor
ao garantir a compra da
energia por um período
pré- determinado em um
primeiro momento de
aplicação do sistema Feed-
In. Após o amadurecimento
da tecnologia a aplicação
do sistema de
Quota/Certificados Verde
proporciona um cenário
mais competitivo reduzindo
assim os custos de geração
inicialmente aplicados
durante o sistema Feed-In.
O sistema de licitação não
foi suficiente para atrair
grandes investimentos. Por
estar sujeita a muitas
incertezas de oferta e
demanda do setor de
energia, o crescimento de
projetos em FAEs de
geração renovável é baixo.
Também apresenta o
problema de não fomentar
fontes com elevado
potencial tecnológico,
porém pouco competitivas.
Fonte: Malagueta (2013)
1.1- Objetivos, metodologia e organização dos capítulos.
O presente trabalho pretende avaliar os impactos de possíveis desenvolvimentos
tecnológicos associados aos fluidos de trabalho do sistema CSP na energia gerada e seu
custo. Em particular, o desenvolvimento tecnológico em questão foca no sistema de
armazenamento térmico. Dois meios compõem esse sistema, o fluido de trabalho e o
meio de termoacumulação, assim foram simuladas melhorias nesses dois fluidos. Tais
melhorias se baseiam na litertura científica.
12
Para concretizar esta análise foram desenvolvidos cinco capítulos, sendo o
primeiro o presente capítulo introdutório. No segundo capítulo serão abordados os
componentes de uma planta CSP e os custos típicos da planta, além da apresentação das
quatro tecnologias existentes (Cilindro Parabólico, Torre de Concentração, Disco
Stirling e Concentrador Linear Fresnel). No capítulo 3, serão discutidos os sistemas de
armazenamento de energia para obtenção de energia elétrica, ao final do mesmo será
dada ênfase à termoacumulação, apresentando também os desafios para o
desenvolvimento do armazenamento térmico em tecnologias CSP.
O capítulo 4 apresenta uma avaliação do potencial de ganho de competitividade
de plantas CSP, a partir da melhoria dos fluidos de trabalho e termoacumulação; esta
avaliação será feita através da ferramenta System Advisor Model, desenvolvida pelo
National Renewable Energy Laboratory (NREL); no final deste capítulo, há uma seção
para discussão dos resultados. Por fim, o capítulo 5 é um capítulo de conclusão, onde
são feitas as considerações finais e propostas para estudos futuros.
13
Capítulo 2 – Tecnologia Heliotérmica.
2.1 - Introdução
A tecnologia heliotérmica, ou CSP, é uma forma de aproveitamento da energia
solar para geração de energia elétrica. Este tipo de tecnologia utiliza superfícies
refletoras que concentram a radiação solar em um receptor. Neste receptor circula um
fluido de trabalho, geralmente óleo sintético ou sal fundido, que executa um ciclo
termodinâmico, usualmente Rankine ou Brayton (DUNHAM; IVERSON, 2014), cujo
objetivo é ativar de forma mecânica uma turbina, assim gerando energia elétrica.
As primeiras plantas CSP foram as Solar Energy Generating Systems, SEGS, um
conjunto de nove plantas situadas no estado da Califórnia, sudoeste dos EUA. Juntas
essas plantas somavam uma capacidade de 354 MW (PY; AZOUMAH; OLIVES,
2013). Em 2013, dezoito países dos 191 reconhecidos pela ONU possuíam plantas do
tipo CSP, totalizando 112 projetos (NREL, 2013a).
2.2 - Coletores Solares
O coletor solar é definido como um trocador de calor que capta a radiação solar
e a transforma em energia térmica (KALOGIROU, 2009). Esta energia térmica pode ser
utilizada diretamente nesta forma, como no aquecimento de água, ou convertida para
geração de energia elétrica, como ocorre em uma planta CSP.
Os coletores podem ser classificados em concentradores e não-concentradores.
Os não-concentradores possuem a mesma área de interceptação e absorção, sendo assim
sua superfície é plana. Por sua vez, os concentradores possuem uma superfície curva
para que se consiga focar os raios refletidos, afim de que sejam atingidas maiores
temperaturas, e consequentemente gerar energia de melhor qualidade. Os coletores de
14
uma CSP são, em geral, concentradores. Um bom exemplo de coletores não
concentradores são as placas para aquecimento de água (TIAN; ZHAO, 2013).
Os concentradores podem ser classificados de acordo com seu foco como
pontuais ou lineares, e, de acordo com seu rastreamento como móveis ou fixos. Os
concentradores classificados como pontuais focam a energia em um único ponto,
enquanto os concentradores lineares focam a energia em uma superfície. Já os
concentradores móveis rastreiam o sol, sendo que este movimento pode se dar em um
ou mais eixos (MALAGUETA, 2013).
2.3 - Diferentes tecnologias CSP.
Como foi dito anteriormente, existem quatro tipos de tecnologias CSP: Cilindro
Parabólico, Refletor Linear Fresnel, Torre de Concentração e Disco Stirling. Elas
podem ser classificadas de acordo com seu foco e receptor, como mostra a figura 9.
15
Figura 9 – Classificação dos tipos de tecnologia CSP
Fonte: Soria, 2011
2.3.1 - Torre de concentração.
A planta do tipo torre de concentração utiliza grandes espelhos,
aproximadamente 12m x 12m, planos (ou levemente côncavos), também chamados de
heliostatos. Tais espelhos são distribuídos 360º ou 180º em volta da torre, para que a
energia seja concentrada em um receptor no alto da mesma. Estes espelhos rastreiam o
Sol em dois eixos, a fim de refletir sua radiação no receptor central situado no alto da
torre. Uma vantagem desse receptor central decorre do fato de o foco ser pontual, assim
minimizando o transporte de energia térmica (MALAGUETA, 2013).
16
A torre de concentração ainda está longe de ter a mesma capacidade instalada
que o cilindro parabólico: em 2013, eram 64MW instalados com a tecnologia da torre,
contra 2.627MW do cilindro (NREL, 2013a). O interesse nesta tecnologia, porém, tem
crescido ao redor do mundo: em 2014, será inaugurada a torre Ivanpah, que apresentará
a maior capacidade instalada de uma planta CSP, 392MW; esta planta é de propriedade
das empresas BrightSource Energy e NRG energy (NREL, 2013a).
A figura 10 ilustra uma torre solar.
Figura 10 – Ilustração de exemplo de torre solar
Fonte: Bianchini, 2013
São utilizadas três possibilidades de fluidos de trabalho para a torre solar: vapor,
sais fundidos e ar. O vapor é o fluido de trabalho em diversas plantas da Espanha, como
a PS10: ele apresenta como vantagem o fato de não necessitar de trocadores de calor,
uma vez que o vapor gerado no campo solar pode ser diretamente utilizado na turbina a
vapor. Este arranjo, porém, apresenta escoamento multifásico e altas pressões de
trabalho, sendo tais condições ainda consideradas um desafio (BURGI, 2013). O
sistema que opera com sais fundidos necessita de trocadores de calor, e de um sistema
17
de backup devido à alta temperatura de fusão dos mesmos. Contudo, tais sais
apresentam como vantagem a alta temperatura que atingem sem se degradarem,
aproximadamente 600ºC (SKUMANICH, 2010). O arranjo com ar ainda está sendo
estudado: uma referência neste caso é o centro de pesquisa de Julich, na Alemanha. A
torre de concentração deste centro possui um sistema de armazenamento passivo em
meio sólido (HENNECK et al., 2008). Os sistemas de armazenamento passivo e ativo
serão mais detalhados na seção 2.4.
A figura 11 mostra a torre GemaSolar situada em Sevilla, Espanha.
Figura 11 – Torre GemaSolar
Fonte: TORRESOLARENERGY, 2013
18
2.3.2 - Cilindro Parbólico
O Cilindro Parabólico é o tipo de tecnologia CSP mais difundida no mundo. No
inicio de 2013 a mesma era responsável por 2.626 MW dos 2.655 MW instalados
(NREL, 2013a). Este fato pode ser explicado como uma decorrência de esta tecnologia
ser a tecnologia das SEGS, citadas na introdução deste trabalho.
Como mostrado na figura 8, o cilindro possui foco linear e os espelhos são
distribuídos no campo solar de forma paralela; os mesmos rastreiam o sol em apenas um
eixo, podendo ser este o eixo leste-oeste ou norte-sul. Cada um deles traz suas
vantagens e desvantagens. Quando o rastreamento se dá no eixo leste-oeste, a vantagem
decorre do fato de os espelhos se movimentarem pouco durante o dia e ficarem
diretamente voltados para o sol de meio dia. O rastreamento norte-sul não fica voltando
para o sol de meio dia, porém recebe mais radiação no início do dia e no fim de tarde
(MALAGUETA, 2013). A figura 12 ilustra esquematicametne uma planta de cilindro
parabólico com armazenamento térmico.
19
Figura 12 – Ilustração da planta de cilindro parabólico
Fonte: IEA, 2010
O fluido de trabalho mais utilizado neste tipo de tecnologia é um óleo sintético
que trabalha na faixa de 300ºC – 400ºC, apesar de, em alguns casos, ser utilizado vapor
(MILLER; LUMBY, 2012). O custo da energia gerada em um cilindro parabólico varia
entre 200 e 290 USD/MWh (LODI, 2011). A figura 13 mostra uma planta de cilindro
parabólico.
20
Figura 13 – Exemplo de planta de cilindro parabólico
Fonte: SEIA (2012)
2.3.3 - Refletor Linear Fresnel.
O Refletor Linear Fresnel se assemelha ao cilindro parabólico, pois possui foco
linear. Os espelhos deste, porém, são planos ou levemente côncavos. Neste arranjo o
receptor se situa um pouco acima dos espelhos que podem ser organizados em
diferentes arranjos, os mais comuns consistem em alinhá-los em uma parábola ou
posicionar “tiras” de espelho no chão. Para este arranjo, porém, é necessário o terreno
planto. Um cuidado necessário com este tipo de tecnologia é o sombreamento que pode
ocorrer, fazendo com que a luz solar não atinja os espelhos. (MALAGUETA, 2013). A
figura 14 mostra uma planta CSP que opera com Refletor Linear Fresnel.
21
Figura 14 – Planta que opera com a tecnologia de refletor Linear Fresnel
Fonte: Lodi, 2011
O Refletor Linear Fresnel ainda possui variações como o Refletor Linear Fresnel
Compacto, do inglês, Compact Linear Fresnel Reactor (CLFR). Esta variação utiliza
dois receptores em paralelo para cada espelho, o que ajuda a contornar o problema de
sombreamento citado acima (BIANCHINI, 2013), além de diminuir o tamanho e
consequentemente o custo da planta (LODI, 2011).
O fluido de trabalho mais utilizado no refletor linear Fresnel é a água/vapor, que
opera a aproximadamente 380ºC. Existem esforços para que essa temperatura atinja
450ºC (BARBOSE et al., 2012). A figura 15 ilustra a variação CLFR
22
Figura 15 – Ilustração do Refletor Linear Fresnel Compacto
Fonte: NREL, 2013b
2.3.4 - Disco Stirling
O disco stirling, assim como a torre de concentração, é um concentrador de foco
pontual. Outra semelhança é o fato de ambos rastrearem o sol em dois eixos. Graças a
essas características o disco possui a maior taxa de concentração, e a segunda maior
temperatura em seu receptor (somente a torre atinge temperaturas mais altas). O espelho
do disco tem formato semiesférico, podendo ser composto de um único espelho ou
diversos. O raio do disco varia entre 5 e 15m, e sua potência entre 5 e 25 kW
(KALOGIROU, 2009).
Este tipo de tecnologia pode ser utilizado de duas maneiras. A primeira delas
consiste em uma operação autônoma, composta por coletor, receptor e um motor
Stirling, (LODI, 2011): nesse caso, a energia é gerada diretamente no motor, que
geralmente opera com o ciclo Stirling. Esta variação é útil para regiões remotas
23
(MALAGUETA, 2013). A outra possibilidade é o arranjo de uma planta onde o disco
opera em conjunto com outros discos. O primeiro modelo é o mais utilizado por
apresentar menos perdas térmicas, alem de possuir menor custo (BIANCHINI, 2013). A
figura 16 ilustra um disco Stirling.
Figura 16 – Ilustração de um Disco Stirling
Fonte: LODI, 2011
Para facilitar a comparação e visualização entre as tecnologias CSP, Soria (2011)
produziu uma tabela com as principais características de cada um dos tipos de
tecnologia CSP. Esta tabela é apresentada abaixo.
24
Tabela 2 – Parâmetros técnicos, comerciais e econômicos das tecnologias CSP
Fonte: Soria, 2011
2.4 - Sistema de armazenamento térmico e múltiplo solar em plantas heliotérmicas.
Como foi dito no capítulo 1, o sistema de armazenamento térmico é uma
vantagem para CSP, quando comparado à tecnologia fotovoltaica. De fato, quando se
aborda o problema da intermitência destas alternativas de geração de eletricidade, o
armazenamento de energia térmica é uma alternativa mais barata que as baterias
eletroquímicas (DINCER; ROSEN, 2011). Neste subcapítulo, serão abordados os
principais arranjos de armazenamento térmico em CSP, enquanto os princípios físicos
deste armazenamento serão mais detalhandos na seção 3.5.
Antes de abordar tais sistemas, porém, é necessário definir um parâmetro de
extrema importância para o projeto de uma planta CSP: o Múltiplo Solar (MS). O
25
Múltiplo Solar é definido como a razão entre a superfície do campo solar da planta real
e a superfície do campo solar requerida para operar o bloco de potência na sua
capacidade nominal, dada uma radiação de projeto (plena carga) (NREL, 2011), ou seja
o MS será igual a 1 quando a área do campo solar permitir operar a turbina com 100%
de carga, para uma radiação normal direta (DNI) de projeto. Quando a planta não possui
termoacumulação o MS igual a 1 é sempre o desejado, porém quando a mesma possui
armazenamento térmico, o MS ideal é maior que 1 pois se deseja gerar mais energia no
campo solar do que a necessária para operar a turbina em plena carga, afim de se
armazenar este excesso.
2.4.1 - Arranjos para sistemas de armazenamento em plantas heliotérmicas.
Os sistemas de armazenamento de uma planta CSP podem ser organizados de
diversas formas. Tais sistemas são classificados como passivo ou ativo, direto ou
indireto (GIL et al., 2010). O sistema ativo é caracterizado quando a transferência de
calor para o meio de termoacumulação se der através de convecção, ou seja, ambos os
fluidos se encontram em movimento. Enquanto, no sistema de armazenamento passivo,
o fluido de trabalho passa pelo meio de termoacumulação apenas para carga e descarga;
o sistema de armazenamento passivo geralmente utiliza o meio de armazenamento no
estado sólido (GIL et al., 2010).
O sistema ativo apresenta como vantagem ter maiores velocidades nos processos
de carga e descarga, mas apresenta como desvantagem o fato de necessitar de sistema
de bombeamento e de trocador de calor, quando no passivo não há essa necessidade, o
que diminui o custo da planta (BARNES et al., 2011).
26
O sistema de armazenamento direto consiste em utilizar o mesmo fluido como
fluido de trabalho e meio de armazenamento térmico, enquanto o sistema indireto utiliza
fluidos diferentes. Uma vantagem do sistema direto é o menor custo quando comparado
ao sistema indireto (GIL et al., 2010).
Os sistemas de armazenamento mais comuns são arranjos ativos com dois
tanques, diretos ou indiretos (MEDRANO et al., 2010). No arranjo com dois tanques, o
meio que recebe calor do fluido de trabalho, proveniente do campo solar (fluido
quente), é armazenado em um tanque (tanque quente). Após o armazenamento de calor
neste tanque, o fluido de trabalho passa pelo bloco de potência; ao sair do mesmo, ele se
encontra a uma temperatura mais baixa. Assim, o calor deste fluido de trabalho (fluido
frio) é armazenado em outro tanque (tanque frio). (BARNES et al., 2011). A figura 17
mostra o esquema de armazenamento em dois tanques.
Figura 17 – Ilustração de uma planta CSP com arranjo de dois tanques
Fonte: Lodi, 2011
27
No sistema com um tanque tanto o fluido frio quanto o fluido quente são
armazenados em um mesmo tanque. Neste caso os fluidos se mantêm separados: um
ficando em cima e outro embaixo devido ao efeito chamado de “stratification”,
estratificação em português, e a zona que os separa é chamada de “thermocline”, em
português termoclina. O armazenamento em apenas um tanque apresenta como
vantagem o menor custo e tamanho (GIL et al., 2010). A figura 18 ilustra o
armazenamento em um tanque.
Figura 18 – Ilustração do armazenamento em um tanque
Fonte : Pacheco et al (2001)
2.5 - Custos de uma planta heliotérmica
Segundo a Agência Internacional de Energia Renovável, do inglês, International
Renewable Energy Agency (IRENA) o custo de uma planta CSP pode ser dividido em
três diferente grupos: custo de investimento ou custo de capital (CAPEX), custo de
28
operação e manutenção (CO&M) e Custo de Financiamento (CF). Em uma planta CSP,
sem hibridização, é válido ressaltar que o custo com combustíveis é menor que os
custos de capital, mesmo em plantas que operam com sal fundido e necessitam de
combustível de queima auxiliar para que o mesmo não solidifique (BURGI, 2013). Em
plantas CSP o CAPEX é responsável 80% do custo total da planta (SULYOK, 2013),
em grande parte por causa do custo do campo solar, maior responsável pelo alto preço
de uma planta CSP (LODI, 2011).
A tabela 3 resume os custos para tecnologia de cilindro parabólico e torre de
concentração, divididos segundo a IRENA (2012).
Tabela 3 – Custo típico das plantas de torre e cilindro parabólico
CAPEX
(USD/kW)
Fator de
capacidade3 (%)
O&M
(USD/kWh)
Cilindro
parabólico
Sem
armazenamento
4.600 20 – 25
0,02 – 0,035
6h de
armazenamento
7.100-9.800 40 – 53
Torre de
concentração
De 6 a 7 horas
de
armazenamento
6.300-7.800 40 – 45
De 12 a 15
horas de
armazenamento
9.000-10.500 65 - 80
Fonte: IRENA, 2012
Quando se analisa o custo de uma planta geradora de energia elétrica, um
parâmetro importante é o custo nivelado da energia, em inglês Levelized Cost of Energy
(LCOE). O LCOE é o preço da eletricidade requerido por uma unidade geradora, que
anula a diferença entre as receitas e os custos da planta, considerando-se a recuperação
3 Fator de capacidade é a relação entre o que foi gerado e o máximo que poderia ser gerado em uma planta.
29
do capital investido conforme uma determinada taxa de desconto e uma vida útil
(IRENA, 2012). Em uma planta CSP, o LCOE é de suma importância. Por exemplo,
pode-se usar a minimização do LCOE como critério de determinação do múltiplo solar,
como foi feito por Malagueta (2013), Burgi(2013), Lodi (2011) e Soria (2011). Isto será
feito na presente monografia, mais especificamente no capítulo 4, de forma a garantir
que o dimensionamento da planta para uma dada radiação de projeto atinja o menor
custo possível.
O LCOE pode ser calculado a partir da seguinte fórmula:
∑
∑
onde:
LCOE = Custo nivelado da energia
It = gastos com investimentos a.a.
Mt = gastos com O&M a.a.
Ft = Gastos com combustível a.a.
Et = Eletricidade gerada a.a.
r = taxa de desconto
n = vida útil do sistema
30
Capítulo 3 - Sistemas de Armazenamento para Geração de Energia Elétrica.
3.1 - Introdução
O armazenamento de energia é um fator predominante na geração de energia
elétrica: em 2008 12% do total da energia final consumida no planeta era proveniente de
sistemas de armazenamento, enquanto que as previsões apontam que até 2025 esse
número deve atingir 34% (IBRAHIM; ILINCA; PERRON, 2008). As alternativas de
armazenamento têm solucionado problemas como a intermitência das fontes renováveis
de energia (EVANS; STREZOV; EVANS, 2012), uma dificuldade que as mesmas
enfrentam perante as fontes fósseis. A sociedade industrial necessita de uma fonte de
energia confiável e firme e as fontes alternativas de geração de eletricidade estão
normalmente sujeitas a condições climáticas (KOUSKSOU et al., 2014). O
armazenamento de energia também confere à planta maior eficiência, qualidade na
energia, melhorias na transmissão e flexibilidade operacional, aumento no fator de
capacidade, despachabilidade1 e diminuição no custo da energia gerada (BARNES et
al., 2011).
Os sistemas de armazenamento energético são variados; existem diversas formas
de se armazenar energia. Os principais fatores para a escolha da alternativa de
armazenamento são o tempo e capacidade de armazenamento, a velocidade de carga e
descarga e o meio de armazenamento. Independente do método ou princípio físico em
questão todas as alternativas são compostas por três etapas: carga, acumulação e
descarga (GIL et al., 2010). A figura 19 resume os métodos de acumulação de energia.
1 Despachabilidade é a capacidade de gerir a operação de uma planta conforme a necessidade de energia elétrica ou como o ótimo
financeiro da operação.
31
Figura 19 – Quadro esquemático com diversos tipos de armazenamento.
Fonte: (GIL et al., 2010) adaptado pelo autor.
3.2 - Armazenamento Mecânico de Energia
O armazenamento mecânico de energia poder ser obtido, majoritariamente, de
três formas, como mostra a figura 19. Algumas dessas formas usam a energia cinética
como os volantes de inércia, outras utilizam a energia potencial como a
hidroacumulação, cujo principio físico é similar ao das usinas hidrelétricas.
3.2.1 - Energia Potencial (Hidroacumulação)
A hidroacumulação, como já foi dito, utiliza a energia potencial como princípio
físico, neste caso se utiliza uma bomba para que a água alcance um nível superior nos
momentos em que a demanda energética é mais baixa e há disponibilidade de energia
elétrica para que a bomba execute tal função. A água permanece no nível mais alto até
que a demanda por eletricidade ultrapasse a oferta; quando isso ocorre o fluxo de água é
liberado acionando uma turbina que gera energia elétrica, suprindo, assim, a elevada
demanda. Em 2011 a capacidade de armazenamento de energia através desse método
nos EUA era de 10.000 MW (DINCER; ROSEN, 2011).
32
Nesse caso a energia armazenada depende das seguintes variáveis:
Massa específica da água (ρ) [kg/m3]
Diferença entre os níveis (H) [m]
Volume de água movido (V) [m3]
Aceleração da gravidade (g) [m/s2]
E respeita a seguinte equação:
EP = ρgVH
Onde EP é a energia potência em questão. (HALLIDAY; RESNICK; WALKER,
2005)
Figura 20 – Ilustração de um sistema de hidroacumulação alimentando geradores
eólicos
Fonte: (IBRAHIM; ILINCA; PERRON, 2008)
33
3.2.2 - Energia Cinética (Volantes de inércia)
O volante de inércia é o sistema de armazenamento de energia que acumula
energia cinética angular, através de um disco, e libera a mesma através de um eixo,
assim atendendo à demanda. Tal sistema faz uso de rolamentos avançados, com baixo
coeficiente de atrito, para que a energia cinética não seja dissipada na forma de calor
(DINCER; ROSEN, 2011). O volante de inércia pode chegar até a 90% de eficiência em
seu ciclo de armazenamento, porém tem limitações quanto à quantidade de energia
armazenada, e consequentemente do tempo de armazenamento, que geralmente são
pequenos (SØRENSEN, 2007).
Neste ponto é necessário definir o que é um ciclo termodinâmico e sua
eficiência. Um ciclo termodinâmico é quando um sistema, em um dado estado inicial,
passa por um certo número de processos e retorna ao mesmo estado inicial (VAN
WYLEN; SONNTAG; BORGNAKKE, 2009).
Quando se leva a primeira lei da termodinâmica em consideração, um ciclo tem
sua máxima eficiência quando a energia que sai do sistema é igual à energia que entra;
em outras palavras não houve perda de energia. A eficiência de um ciclo é dada pela
seguinte equação:
η = Energia cedida pelo sistema
Energia cedida ao sistema
Obviamente o rendimento depende do tipo de energia de entrada e de saída do
sistema em questão (DINCER; ROSEN, 2011). Em uma máquina de Carnot, por
exemplo, onde se fornece calor para gerar trabalho a eficiência é dada por:
34
η = Trabalho Realizado .
Calor cedido ao sistema
Os fatores que influenciam na acumulação energética através de volantes de
inércia são:
Velocidade angular (ω)
Momento de Inércia do corpo (I).
E seguem a seguinte relação:
EC = ½ I ω2 ;
onde EC é a energia cinética armazenada.
Vale ressaltar que, para um disco, Iz = ½ mr2, Ix = Iy = ¼ mr
2; onde m é a massa
do disco e r é o raio do mesmo.
Figura 21 – Exemplo de um volante de inércia
Fonte: DINCER AND ROSEN, 2011
35
3.2.3 - Trabalho (Compressão de gases)
A energia também pode ser armazenada através da compressão de gases. Na
maioria dos casos, o ar é escolhido devido a sua vasta disponibilidade. Nesse caso o gás
é comprimido para dentro de um reservatório através de um compressor, quando se tem
energia disponível para que se acione o mesmo. Esse método de armazenamento
necessita de grande quantidade de energia, sem contar o combustível necessário. Ele se
diferencia dos demais devido ao grande tempo de armazenamento, podendo chegar a
dezenas de horas de descarga. (BARNES et al., 2011). A figura 22 exemplifica este
sistema de armazenamento.
Esse tipo de armazenamento depende de parâmetros do gás em questão, como:
Pressão (P) [MPa]
Volume (V) [m3]
E a energia é armazenada na forma de trabalho “W” assim obedecendo:
W = -∫PdV
36
Figura 22 – Configuração de um sistema de armazenamento de ar comprimido
Fonte: (SØRENSEN, 2007)
3.3 - Armazenamento Químico de Energia
O armazenamento químico consiste em um ou mais componentes que quando
entram em contato com outro(s) componente(s) reagem assim, absorvendo ou liberando
energia (DINCER; ROSEN, 2011). Caso essa reação libere (ou absorva) energia na
forma de calor, ela pode ser chamada de armazenamento termoquímico; nesse caso,
uma das reações libera calor (exotérmica) e outra absorve calor (endotérmica). O tipo de
armazenamento químico mais comum é a bateria, mas outras formas de armazenamento
eletroquímico também são utilizadas, como o capacitor eletroquímico (BARNES et al.,
2011) ou as células combustíveis que são uma opção para o armazenamento químico de
larga escala (DINCER; ROSEN, 2011).
37
3.3.1 - Baterias eletroquímicas
Existem baterias feitas de diversos tipos de materiais, desde as usuais baterias de
chumbo-ácido, até as baterias de íon-lítio. Independente do elemento que as compõe as
baterias são formadas por dois eletrodos, sendo um positivo (catodo), onde ocorre a
reação de redução, e um negativo (anodo), onde ocorre a reação de oxidação, além do
eletrólito, (SØRENSEN, 2007). As baterias são dispositivos de acumulação elétrica que
trabalham com uma quantidade menor de energia armazenada quando comparadas com
os sistemas mecânicos de armazenamento. Sua eficiência, porém, é maior chegando até
80%, quando nos sistemas mecânicos se alcança no máximo 60% (DINCER; ROSEN,
2011). As principais características de uma bateria são a densidade de potência,
densidade de energia e o número de ciclos (Borba, 2012). A tabela 4 resume as pricipais
características dos tipos de bateria mais utilizados.
Tabela 4 – Características da principais baterias
Eletro-
lito
Eficiên-
cia
Energét
i-ca
(%)
Densi-
dade de
Energia
(Wh/kg
)
Densidade
de
potência –
pico
(W/kg)
Densida-
de de
potência
(W/kg)
Nú-
mero
de
ciclos
Tempera
-tura de
operação
(ºC)
Chumbo
– ácido
H2SO4 75 20 - 35 120 25 200 –
2000
-20 até
60
Níquel -
Cadmo
KOH 60 40 - 60 300 140 500 –
2000
-40 até
60
Íon-Lítio LiPF6 70 100 -
200
720 360 500 -
2000
-20 até
60
Fonte: Elaboração própria a partir de (SØRENSEN, 2007)
Nesse caso a energia armazenada depende das seguinte variáveis:
Força eletromotriz (Eo) [V]
Fator de polarização (η)
Resistência interna da bateria (R) [Ω]
38
Corrente do circuito (I) [A]
E é regida pela seguinte equação:
Vc = Eo – ηIR
Onde Vc é a voltagem da pilha. Neste caso, a energia cedida ou armazenada pela
bateria depende da corrente do circuito no qual a mesma esta conectada;
Vc I = P
P t = E
Onde P é a potência e E é a energia. Um parâmetro muito utilizado, quando se
fala de baterias, é a capacidade da mesma. Esta capacidade é medida em Ampére-hora
(Ah); assim uma bateria de 100Ah dura uma hora conectada a uma corrente de 100
Ampéres ou ½ hora conectada a uma corrente de 200 Ampéres (DINCER; ROSEN,
2011).
39
Figura 23 – Comparação entre os diferentes tipos de bateria
Fonte: IEA, 2011
A figura 23 faz a comparação entre os diferentes tipos de bateria através de um
gráfico de potencia específica vs. energia específica, pode-se perceber que todas as
baterias tem uma queda na sua potencia especifica quando se aumenta a energia
específica, nas baterias de íon-lítio, porém, essa queda ocorre de forma mais branda.
3.3.2 - Armazenamento Fotoquímico
O armazenamento fotoquímico consiste em converter a energia da radiação solar
em energia química, esse processo é comum na natureza e os vegetais dependem dele
para sua sobrevivência. Apesar de a natureza fazer isso há milhares de anos, este
processo não é tão fácil assim de ser reproduzido em laboratório, uma vez que os
40
agentes que reagem se separando e, assim, liberando energia, tenderiam a reagir mais
uma vez, assim voltando para o seu estado inicial e absorvendo a energia liberada
(SØRENSEN, 2007).
Esse tipo de conversão funciona através da seguinte reação regenerativa:
A + hv B
B A + energia útil
Onde A é um elemento do material no qual o fóton (partícula de luz) incide, h é
a constante de Planck (6,626 x 10-34
J.s) e v é freqüência da luz. (DINCER; ROSEN,
2011)
O armazenamento fotoquímico não tem aplicação na geração de energia elétrica
e ainda se encontra em estágio embrionário de desenvolvimento (DINCER; ROSEN,
2011) , sendo assim não será aprofundado nessa monografia.
3.4 - Armazenamento Magnético
Energia também pode ser armazenada em um campo magnético, para tal se
utiliza uma bobina supercondutora, quando uma corrente elétrica passa por essa bobina
se cria o campo em questão. A supercondução é um fenômeno que acontece com certos
metais ou ligas metálicas, como Nióbio-Titânio. Quando se chega perto do zero
absoluto (0 K) eles passam a ter sua resistência elétrica quase nula; sendo assim não há
quase perda de energia nesse tipo de armazenamento. Esse método de armazenamento
tem muitas vantagens, como alta eficiência, aproximadamente 95%, resposta abaixo de
100ms e grande capacidade de armazenamento, nos EUA existem plantas que
armazenam 100GJ (SØRENSEN, 2007). Seus custos, porém, tanto dos elementos,
41
quanto para manter as baixas temperaturas ainda é muito elevado. (IBRAHIM;
ILINCA; PERRON, 2008).
Existe mais de um tipo de material supercondutor, o tipo I e o tipo II. A
diferença entre eles é que o tipo I aumenta a sua temperatura com alto valores de fluxo
de campo magnético (Bc(T)), saindo, assim, do estado de supercondução e se tornando
impróprio para acumulação energética. O tipo II não tem esse problema e pode trabalhar
com altos valor de Bc(T), sendo, portanto, apropriado para o armazenamento
(SØRENSEN, 2007).
No armazenamento através de supercondutores a quantidade de energia
armazenada é função de:
Campo Magnético (B) [T]
Permeabilidade do vácuo (μ0)
Essas variáveis seguem:
W = B2/2 μ0
Vale ressaltar que μ0 = 1,26 x 10-6
[Henry . m
-1]
3.5 - Armazenamento Térmico (Termoacumulação).
Energia também pode ser armazenada na forma de calor, tanto em altas quanto
em baixas temperaturas (KOUSKSOU et al., 2014) este método é chamado de
armazenamento térmico ou termoacumulação. Neste processo a energia é transferida do
fluido de trabalho, do inglês, Heat Transfer Fluid (HTF) para o material de
42
armazenamento (etapa de carga), do inglês, Storage Medium (SM), em seguida o SM
armazena o calor (etapa de armazenamento), por fim o calor é transferido novamente
para o HTF (etapa de descarga), quando há necessidade. Logo, apesar de o HTF não ser
o meio que acumula calor, ele é essencial nas etapas de carga e descarga do processo de
termoacumulação. Portanto, esses dois componentes devem ser analisados quando se
aborda um sistema de termoacumulação para geração de energia elétrica, não fazendo
sentido a abordagem isolada de cada um destes componentes. A seção 3.5.4 se dedica
ao HTF.
A termoacumulação tem como vantagens o baixo custo quando comparado com
os outros tipos de armazenamento (DUNHAM; IVERSON, 2014), além de perdas por
auto-descarga (self-discharge) serem desprezíveis (IBRAHIM; ILINCA; PERRON,
2008). Em uma planta CSP a termoacumulação ainda traz mais algumas vantagens
como a melhora o desempenho da planta, aumentando seu fator de capacidade em até
30%, além de diminuir o custo de manutenção (WAGNER; RUBIN, 2014).
Apesar destes benefícios, o sistema de termoacumulação ainda não é o ideal,
pois tanto o SM quanto o HTF ainda não possuem as características desejadas. Isso fica
evidente quando se analisa a tabela 2, esta mostra que a temperatura de trabalho na torre
solar é de aproximadamente 565ºC, o receptor da mesma, porém atinge temperaturas de
até 1000ºC (TAGGART, 2008). Esta perda exergética2 faz com quem o custo da energia
gerada, 0,22 USD/kWh, ainda seja alto quando comparado com o das fontes
convencionais (SULYOK, 2013). Sendo assim tanto o SM quanto o HTF são
2 exergia é definido como uma medida de utilidade, qualidade ou potencial de se causar mudança (DINCER AND ROSEN, 2011)
43
considerados os componentes que comprometem o desenvolvimento tecnológico desta
tecnologia.
O sistema de armazenamento pode ser classificado de acordo com o principio
físico utilizado, podendo ser calor latente, calor sensível ou até mesmo pares reações
químicas exotérmica e endotérmica, como a reação de síntese da amônia. Para cada um
destes princípios físicos são estudados diferentes SMs.
3.5.1 - Calor Sensível.
Calor sensível é o armazenamento de energia associado à variação de
temperatura do SM, geralmente liquido ou sólido. O SM, por sua vez, é, geralmente,
armazenado em tanques, o que é uma desvantagem do armazenamento via calor
sensível. Tanques de armazenamamento possuem grande volume, altos custos de
construção e perdas de energia devido à sua área de contato (KOUSKSOU et al., 2014).
Neste processo não há mudança de fase e o calor transferido é proporcional à variação
de temperatura (∆T) do SM.
O armazenamento através de calor sensível é função das seguintes variáveis:
c = calor especifico [kg/K]
∆T = variação te temperatura [K]
ρ = massa especifica [kg/m3]
V = volume [m3]
Estas variáveis se relacionam através da seguinte relação:
Q = ρVc∆T
44
Onde Q é o calor armazenado.
O armazenamento por calor sensível é o mais utilizado desde a década de 1970
nas SEGS, conjunto de nove plantas situadas no sudoeste estadunidense (PY;
AZOUMAH; OLIVES, 2013). Existem materiais de termoacumulação através de calor
sensível, as tabelas abaixo destacam as principais características dos mesmos.
Tabela 5 – Materiais sólidos que utilizam calor sensível e suas características
Meterial de
amrazenamento
Temperatura
(ºC)
Densi-
dade
Média
(Kg/m3)
Condutividade
térmica média
(W/m2.K)
Capacidade
térmica
média
(kJ/kgK)
Capacidade
térmica por
volume
(kWh/m3)
Baixa Alta
Óleo mineral
de areia e pedra
200 300 1700 1,0 1,3 60
Concreto
reforçado
200 400 2200 1,5 0,85 100
NaCl(sólido) 200 500 2160 7,0 0,85 150
Ferro fundido 200 400 7200 37,0 0,56 160
Aço 200 700 7800 40,0 0,60 450
Tijolo de Sílica 200 700 1820 1,5 1,00 150
Tijolo de
Magnésia
200 1200 3000 5,0 1,15 600
Fonte: GIL et al., 2010 adaptado pelo autor
45
Tabela 6 – Materiais liquídos que utilizam calor sensível e suas características
Material de
termoacumulação
Temperatura
(ºC)
Densi-
dade
Média
(Kg/m3)
Condutividade
térmica média
(W/m2.K)
Capacidade
térmica
média
(kJ/kgK)
Capacidade
térmica por
volume
(kWh/m3)
Baixa Alta
Hitec Solar Salt
(60% NaNO3-
40%KNO3)
120 133 - - - -
Óleo mineral 200 300 770 0,12 2,6 55
Óleo sintético 250 250 900 0,11 2,3 57
Nitritos 300 400 900 0,10 2,1 52
Nitritos 250 450 1825 0,57 1,5 152
Nitratos 265 565 1870 0,52 1,6 250
Carboneto 450 850 2100 2,0 1,8 430
Sódio liquido 530 530 850 71,0 1,3 80
Fonte: GIL et al.,2010 adaptado pelo autor
3.5.2 - Calor Latente
O armazenamento térmico através de calor latente traz algumas vantagens sobre
o calor sensível, como o tamanho, o baixo ∆T (ou menores perdas de 2ª Lei) entre o SM
e o HTF e alta densidade energética. Suas desvantagens são a baixa condutividade
térmica que acarreta em uma transferência de calor lenta (GIL et al., 2010).
Neste tipo de termoacumulação o SM absorve calor mudando de fase, tais
materiais são conhecidos no mundo como Phase Change Material (PCM) neste
processo a temperatura permanece constante. O armazenamento através de calor latente
depende das seguintes variáveis:
ρ = massa especifica [kg/m3]
V= volume do corpo [m3]
L = Calor latente do corpo [J/kg]
46
Tais variáveis se relacionam através da sequinte equação:
Q = ρVL
Os PCMs podem ser dividos em orgânico, inorgânico e eutéticos, sendo este
último uma mistura dos outros dois. As tabelas abaixo apresentam os principais
canditados orgânicos e inorgânicos para utilização como PCM, alem dos materiais em
estágio comercial.
Tabela 7 – Materiais liquídos que utilizam calor sensível e suas características
Componente Temperatura de
fusão (ºC)
Calor de fusão
(kJ/kg)
Calor de fusão
(kJ/kmol)
Isomalt
[(C12H24O11 +
2H2O) +
C12H24O11)
147 275 -
Ácido adípico 152 247 -
Ácido dimetilol
propionic
153 275 -
Pentaerythritol 187 255 -
AMPL [(NH2)
(CH3)
C(CH2OH)2]
112 28,5 2991,4 (kJ/l)
TRIS [(NH2)
C(CH2OH2)]
172 27,6 3340
NPG [(CH3
C(CH2OH2)]
126 44,3 4602.4
PE(C(CH2OH)4] 260 36,9 5020
Fonte: Gil et al., (2010), adaptado pelo autor
47
Tabela 8 – Materiais inorgânicos com potencial para PCM
Material Temperatura
de fusão (ºC)
Calor de
fusão
(kJ/kg)
Densidade
(kg/m3)
Calor
específico
(kJ/kgK)
Condutividade
térmica
(W/mK)
MgCl2-6H2O 116 167 1450 (l)
1570 (s)
- 0,585 (l)
0,700(s)
Hitec: KNO3-
NaNO2-NaKNO3
120 - - - -
Hitec XL: 48%
Ca(NO3)2-
45%KNO3-
7%NaNO3)
130 - - - -
Mg(NO3)�2H2O 130 - - - -
KNO3–NaNO2–
NaNO3
132 275 - - -
68% KNO3–
32%LiNO3
133 - - - -
KNO3–NaNO2–
NaNO3
141 75 - - -
Isomalt 147 275 - - -
LiNO3–NaNO3 195 252 - - -
40%KNO3–
60%NaNO3
220 - - - -
54% KNO3–
46%NaNO3
220 - - - -
NaNO3 307 172 2260 - 0,5
KNO3/KCl 320 74 2100 1,21 0,5
KNO3 333 266 2110 - 0,5
KNOH 380 149,7 2044 - 0,5
MgCl2/KCl/NaCl 380 400 1800 0,96 -
AlSi12 576 560 2700 1,038 160
AlSi20 585 460 - - -
MgCl2 714 452 2140 - -
80.5% LiF–
19.5% CaF2
eutetico
767 790 2100(s)
2670(l)
1,97 (s)
1,84(l)
1,7 (s)
5,9 (l)
NaCl 800 492 2160 - 5
NaCO3–
BaCO3/MgO
500 – 850 - 2600 - 5
LiF 850 1800
MJ/m3
- - -
Na2CO3 854 275,5 2533 - 2
KF 857 452 2370 - -
K2CO3 897 235,8 2290 - 2
KNO3/NaNO3
eutetic
- 94,25 - - 0,8
Fonte: GIL et al., (2010), adaptado pelo autor
48
Tabela 9 – PCMs em estágio comercial
Nome RT110 E117 A164
Tipo Parafina Inorgânico Orgânico
Fabricante Rubitherm EPS EPS
Temperatura
de fusão (ºC)
112 117 164
Densidade
(kg/m3)
- 1450 1500
Calor Latente
(kJ-kg)
213 169 306
Calor
específico
(kJ/kgK)
- 261 -
Condutividade
térmica
(W/mK)
- 0,7 -
Fonte: GIL et al., 2010 apatado pelo autor.
3.5.3 - Reações termoquímicas
O terceiro tipo de armazenamento pelo qual pode-se obter calor é através de
pares de reações químicas endotérmicas e exotérmicas, como a reação de síntese da
amônia. Este tipo de armazenamento, porém, não é térmico, pois não armazena calor
diretamente. A tabela 10 traz algumas destas reações.
49
Tabela 10 – Compostos e reações de armazenamento termoquímico
Material Reação Densidade
energética do
material
Temperatura da
reação (ºC)
Amônia NH3 + DH
1/2N2 + 3/2H2
67 kJ/mol 400 – 500
Metano/água CH4 + H2O
CO + 3H2
n.a. 500 – 1000
Hhidroxidos, e.g Ca(OH2) $
CaO + H2O
3GJ/m3
500
Carbonato de cálcio CaCO3 CaO +
CO2
4,4 GJ/m3 800 – 900
Carbonato de ferro FeCO3 FeO +
CO2
2,6 GJ/m3 180
Hidróxidos de metal Metal xH2
metal yH2 + (x +
y)H2
4 GJ/m3 200 – 300
Óxidos de metal
(Zn e Fe)
- - 2000 – 2500
Alumínio - Alumina - - 2100 – 2300
Methanolatio -
demathanolation
CH3OH CO +
2H2
- 200 – 250
Oxido de magnesio MgO + H2O
Mg(OH)2
3,3 GJ/m3 250 – 400
Fonte: GIL et al., 2010
3.5.4 - Fluido de Trabalho.
O HTF, mais utilizado é o óleo sintético. Este, porém, apresenta características
indesejáveis como ser tóxico, poluente, explosivo, alto custo de produção e temperatura
de trabalho baixa, 400-450ºC(CIPOLLONE; CINOCCA; GUALTIERI, 2013). Sendo
assim, há um forte movimento dos programas de P&D para desenvolvimento de novos
fluidos. Segundo Py et al. (2013), as principais apostas dos programas de P&D são os
sais fundidos, vapor e ar. Alem dessas três áreas de estudo, o conceito de fluidos com
nano partículas que melhoram as características térmicas do fluido como a
50
condutividade térmica e o calor específico é promissor (PAUL et al.,
2013;TIZNOBAIK; SHIN, 2013).
Os sais fundidos são uma alternativa para se aumentar a temperatura de trabalho,
pois os mesmo conseguem trabalhar em temperaturas até 600ºC, porém apresentam
altos pontos de fusão, 220ºC (PACIO et al., 2013), o que acarreta em uma baixa
eficiência do ciclo termodiâmico, além do risco de solidificação do mesmo. Skumanich
(2010) aponta que, caso se desenvolva um sal que opere a 500ºC e tenha o ponto de
fusão a 80ºC, o custo da energia gerada atingiria 0,05-0,07 USD/kWh.
A geração direta a partir do vapor, do inglês Direct Steam Generation (DSG)
traz como vantagem um arranjo mais simples, não necessitando de trocadores de calor o
que diminui o preço de construção da planta. Este arranjo, porém, traz como desafio o
desenvolvimento de materiais que suportem as altas pressões atingidas pelo vapor, além
dos desafios provenientes do escoamento multifásico (BURGI, 2013). A torre PS10 da
Espanha opera com este arranjo.
A utilização de ar como fluido de trabalho também é uma alternativa para o
aumento da temperatura de trabalho, em Jülich esta temperatura é de 700ºC
(HENNECK et al., 2008). O ar, porém, possui uma desvantagem: a baixa capacidade
térmica. Sendo assim, transporta pouco calor, o que compromete sua performance como
HTF. Isso poderia ser resolvido aumentando-se a pressão do mesmo(CIPOLLONE;
CINOCCA; GUALTIERI, 2013), o que não é simples pois, do mesmo modo que na
utilização de vapor, seria necessário o desenvolvimento de componentes que
suportassem altas pressões.
51
Tabela 11 – Principais HTFs e suas plantas
HTF Plantas Tmax (ºC) Desvantagens Vantagens
Óleo
mineral
SEGS I-
III
<400 Imflamável -
Oleio
sintético
SEGS>
III/
Andasol
<400 Imflamável/
tóxico/custo
-
Água/Vapor Solar one/
PS20/
PS20/ PEI
- Altas
pressões/
Custo/
Baixo
custo/
inerte
Sal fundido
(nitrato)
Thermis/
Solar two
600 temperatura
de fusão/
corrosivo
-
Ar (700ºC) Julich - performance barato
Fonte: PY; AZOUMAH; OLIVES, 2013
3.5.5 - Desafio para o desenvolvimento do HTF/SM.
Segundo SKUMANICH (2010), tanto o fluido de trabalho quanto o material de
termoacumulação necessitam das mesmas características para um bom desempenho da
planta CSP. São elas:
1. Alta capacidade de armazenamento térmico
2. Resistência a altas temperaturas
3. Alta taxa de transferência de calor
4. Baixo custo
Do subitem anterior sabe-se que a massa específica “ρ” é diretamente
proporcional à quantidade de calor armazenada no corpo, independente do tipo de
armazenamento térmico, assim há necessidade de que o mesmo seja elevado para que se
satisfaça a característica 1.
52
A taxa de transferência de calor, porém, é diretamente proporcional a difusidade
térmica “α”, que é definida como:
α = k/(ρc),
onde k é a condutividade térmica do material (INCROPERA et al., 2011). Sendo
assim, a capacidade térmica e a condutividade térmica são diversamente afetadas pela
densidade do fluido. Da mesma forma, quanto maior o calor específico menor a
condutividade térmica. Um corpo que acumula mais energia térmica a transfere sob a
forma de calor a taxas mais lentas.
Estudos como (PAUL; MORSHED; KHAN, 2013 ; (THOMS, 2012 ;
TIZNOBAIK; SHIN, 2013 e DUDDA; SHIN, 2013) mostram que dispersão de
nanopartículas em fluidos como os sais fundidos e fluidos iônicos melhoram ambas as
propriedades, alcançando uma melhora na troca térmica de até 20% (PAUL;
MORSHED; KHAN, 2013). Assim, esta tecnologia é considerada a mais promissora. A
figura 24 apresenta um gráfico da melhora na troca térmica. O eixo das abcissas mostra
a relação x/D pois a simulação de Paul et al (2013) considerou o escoamento do fluido
em um tubo cilíndrico onde “D” é o diâmetro do mesmo e “x” a posição ao longo do
mesmo
53
Figura 24 – Melhora na capacidade de troca térmica
Fonte: Paul et al, 2013
Tal melhora na troca térmica deriva do aumento da capacidade térmica dos sais
ao se dispersarem nanopartículas no mesmo (PAUL; MORSHED; KHAN, 2013). Ainda
não se tem um modelo teórico que explique completamente como a dispersão de
nanoparticulas afeta a capacidade térmica. A principal teoria encontrada na literatura,
porém, é explicada por Thoms (2012).
Em seu estudo, Thoms (2012) explica que, quando nanopartículas sólidas,
geralmente Sílica (SiO2) ou Alumínia (Al2O3), são dispersada (geralmente na proporção
de 1% em base molar) na superfície de um sal fundido é criada uma camada de fluido
que adere a essas partículas. Tal camada passa a ter uma temperatura de fusão maior do
que a do resto do fluido que não está em contato com as nanoparticulas. Assim, o estado
dessa passa a ser um estado comprimido, que apresenta características mais próximas às
54
da fase sólida. Portanto, quando este novo fluido é aquecido, a camada em contato com
as nanopartículas sólidas muda de fase enquanto o resto do HTF permanece líquido,
essa mudança de fase é responsável pelo aumento na capacidade térmica.
Vale ressaltar que o aumento da capacidade térmica depende do raio das
nanopartículas. Quanto menor a nanopartícula, maior será o aumento da capacidade
térmica. Por exemplo, o raio de 1 nm causaria um aumento de 100% na capacidade
térmica do fluido (THOMS, 2012). Porém, a obtenção de partículas estáveis com essa
dimensão ainda é um desafio (THOMS, 2012). A figura 25 mostra a relação entre o
calor específico, diâmetro da partícula e espessura da camada de fluido no estado
comprimido.
Figura 25 – Relação entre a capacidade térmica, diâmetro e espessura da camada.
Fonte: Thoms, 2013
55
Capítulo 4 - Ganho Potencial de competitividade para CSP a partir do
desenvolvimento do dos fluidos de trabalho.
Nos capítulos anteriores foram descritos os tipos de plantas CSP e seus
componentes, além dos sistemas de armazenamento de energia térmica para geração de
energia elétrica. No subcapítulo de termoacumulação foram apresentados os principais
desafios em uma planta CSP e as principais apostas para sua solução.
Neste capítulo serão simulados, a exceção da sessão 4.3, três sistemas de torre de
concentração com auxilio do software System Advisor Model (SAM), a fim de avaliar a
variação de LCOE3, a energia gerada e o fator de capacidade. O motivo pelo qual a torre
foi escolhida decorre da temperatura alcançada em seu receptor, equivalente a cerca de
1000ºC (TAGGART, 2008), temperatura mais elevada que a das outras tecnologias,
havendo, assim, mais perdas exergéticas.
A primeira simulação consiste em uma torre solar padrão do programa. Tal torre
opera com sal fundido, tem potência de 100 MW e 7 horas de armazenamento térmico,
assim como a maioria das plantas em operação com este fluido (NREL, 2013). A
segunda simulação baseia-se em outro sal fundido como fluido de trabalho: o NaK, que
já é utilizado em usinas nucleares (INCROPERA et al., 2011). Este sal pode operar
numa faixa ampla de temperatura, de -12,6ºC até 785ºC (KOTZ, 2012). Esta simulação
tem como objetivo avaliar o impacto da mudança das temperaturas de trabalho do fluido
3 LCOE é o custo nivelado da energia, e foi definido no subcapítulo 2.5.
56
na energia gerada, em seu custo e fator de capacidade. Por fim, a terceira simulação
manterá os parâmetros financeiros e técnicos, porém será alterado a condutividade
térmica do HTF, sua massa específica e capacidade térmica, a fim de simular o efeito da
dispersão de nanopartículas, que foi explicitado no fim do capítulo anterior.
4.1 – System Advisor Model
O System Advisor Model (SAM) é um software desenvolvido pelo National
Renewable Energy Laboratory (NREL), Sandia National Laboratories e pela
Universidade de Wiscosin, além de outros colaboradores (SAM/NREL, 2013). Este
programa simula e modela tanto a parte financeira quanto a parte técnica e o
desempenho de diferentes fontes renováveis de energia, como eólica, solar (FV, CSP e
sistema de aquecimento de água), biomassa, geotérmica e até um sistema genérico. A
versão mais recente do software é a versão 2014.1.14, esta será a versão utilizada nas
simulações desta monografia.
O primeiro passo do SAM é dar um nome para seu projeto e em seguida clicar
no “botão” create a new file, após o clique é aberta automaticamente uma outra janela
com as opções tecnológicas. As figuras 25 e 26 mostram as duas primeiras telas.
58
Figura 27 – Opções de tecnologia do SAM
Fonte: SAM/NREL, 2013
Uma vez escolhida a tecnologia aparecem diversas subopções. No caso do CSP,
o programa tem subopções para as quatro tecnologias, linear Fresnel, cilindro
parabólico, disco Stirling e torre de concentração. Cada uma dessas tecnologias
apresenta ainda variantes. Por exemplo, no caso da torre é possível simular plantas que
operam com sal fundido e com vapor gerado diretamente no campo solar, ou Direct
Steam Generation (DSG). Após a escolha entre essas duas ainda pode-se escolher entre
Unidade Produtora Independente, em inglês, Independent Power Producer (IPP) ou
Unidade Produtora Independente Avançada. Nesta monografia foi utilizado o formato
IPP. Apesar de esta opção ser mais restrita, ou seja, um menor número de parâmetros
59
pode ser mudados pelo analista, ela abrange todos os parâmetros necessários às
simulações desta monografia, cujo objetivo é analisar a energia gerada, o custo nivelado
da mesma e o fator de capacidade. A figura 27 detalha as subopções de CSP e da torre
de concentração.
Figura 28 – Opções de simulação de CSP no SAM
Fonte: SAM/NREL, 2013
Uma vez que se escolhe uma destas duas opções é aberta a área de simulação.
Esta área é diferente para cada tipo de tecnologia, porém segue um padrão similar.À
guisa de exemplo, a janela para o caso da torre de concentração que opera com sal
fundido é mostrada na figura 28.
60
Figura 29 – Tela de simulação do SAM
Fonte: SAM/NREL
4.1.1 - Localidade
A primeira aba é intitulada “Location and Resources”, onde é possível escolher
o sitio onde serão feitas as simulações. Nesta monografia as simulações serão feitas para
Bom Jesus da Lapa – BA, esta localidade foi escolhida com base na tese de mestrado de
Adriano Burgi (2013). Em sua tese, Burgi (2013) avaliou o potencial da tecnologia CSP
no Brasil, segundo a seguinte metodologia: primeiro foi feita uma etapa de
geoprocessamento que utilizou dados georeferenciados, a fim de excluir áreas inaptas à
instalação de plantas CSP; nessa etapa foram adotados diversos critérios de exclusão:
61
Radiação direta normal mínima de 2.000 kWh/m2.ano.
Declividade do terreno máxima de 3%.
Exclusão de áreas pertencentes a unidades de conservação.
Exclusão de áreas de terras indígenas.
Exclusão de áreas de reservatórios de hidrelétricas.
Exclusão de áreas urbanas.
Distância máxima de subestações de 40 km.
Distância máxima das linhas de transmissão de 200 m.
Distância máxima de rodovias de 10 km.
Disponibilidade hídrica.
Após esta estapa o autor identificou uma série de localidades consideradas aptas.
Contudo, destas localidades nem todas podem ser utilizadas no SAM, pois o mesmo
necessita de dados horários de radiação e lê três formatos, TMY2 (.tm2), TMY3 (.csv)
e EPW(.epw) (SAM/NREL, 2013). O Brasil possui apenas 20 localidades com dados
climatológicos nesses três formatos, são eles: Belo Horizonte, Boa Vista, Bom Jesus da
Lapa, Brasília, Campo Grande, Cuiabá, Curitiba, Florianópolis, Fortaleza, Jacareacanga,
Manaus, Petrolina, Porto Nacional, Porto Velho, Recife, Rio de Janeiro, Salvador, Santa
Maria e São Paulo. A tabela 4.1 mostra os dados climatológicos destas 20 localidades.
62
Tabela 12 – Dados climatologicos das localidades com dados georreferenciados
Fonte: Malagueta, 2013
Da tabela 4.1, nota-se que a única localidade que possui dados georreferenciados e
DNI acima dos 2000kWh/m2/ano, primeiro critério de exclusão em diversos estudos
como Clifton & Boruff, 2010; Fluri, 2009; Gastli et al., 2010; Bravo et al., 2007; Anders
et al., 2005; e Burgi, 2013, é Bom Jesus da Lapa (BJL). Sendo assim, será a localidade
utilizada para as simulações dessa monografia.
A tabela 13 mostra os dados climatológicos de Bom Jesus da Lapa:
63
Tabela 13 – Dados climatológicos de Bom Jesus da Lapa
Fonte: MALAGUETA, 2013
4.1.2 - Torre e Receptor
Na aba intutulada “Tower and Receiver” é possível modelar parâmetros destes
dois componentes. Vale ressaltar que esta aba é diretamente influenciada pelo
Optimization Wizard, que será detalhado na próxima seção (SAM/NREL, 2013).
Aqui é selecionado o HTF. No SAM são dadas ao analista duas opções de sal
fundido: (60% NaNO3-40%KNO3) e (46,5%LiF - 11,5%NaF - 42%KF). Para as
simulações desta monográfia, à exceção da simulação com NaK, será utilizado o
primeiro dos sais citados acima, por ser o fluido utilizado na primeira torre, chamada de
CESA-I PSA localizada na Espanha, e ser utilizado até hoje como na Solar TRES-PSA
também na Espanha (MEDRANO et al., 2010). As propriedadaes termodinâmicas são
diretamente influenciadas pelas temperaturas do fluido de trabalho. Neste ponto vale
ressaltar que não é permitido pelo software SAM que o analista tenha acesso e nem que
ele mude tais propriedades, no caso de fluidos da biblioteca do modelo. Sendo assim,
64
afim de evitar erros, todos os fluidos dessa monografia serão modelados pelo autor,
incluindo o 60% NaNO340%KNO3 da simulação padrão, pois assim se saberá as
propriedades do mesmo, melhorando o controle do processo.
Para incluir um novo fluido de trabalho no SAM é necessário fornecer as
seguintes características:
Capacidade térmica [kJ/kg.k]
Massa específica [kg/m3]
Viscosidade [Pa.s]
Viscosidade cinemática [m2.s]
Condutividade térmica [W/m.K]
Entalpia específica [J/kg]
Vale ressaltar que é necessarário fornecer essas propriedades em no mínimo
duas temperaturas, pois o programa faz uma interpolação a partir destes dois (ou mais)
pontos. O SAM disponiblizou em seu manual de 2009 (SAM/NREL, 2009), as fórmulas
que utiliza para calcular essas propriedades, à exceção da viscosidade e da
condutividade térmica.
Para a condutividade térmica foi feita uma busca em diversos estudos que
abordaram o problema, como (WANG et al., 2012 ; JANZ, 1967 ; TUFEU et al., 1985 ;
SOHAL et al., 2010 ; KEARNEY et al., 2002 ;ZHAO et al., 2011 e JANZ et al., 1979).
Devido ao carater não linear da variação desta propriedade com o aumento da
temperatura, não é possível achar uma relação exata para a mesma (SOHAL et al.,
2010). A literatura ainda indica o uso da uma fórmula empírica presente em Janz et al.,
(1979). Ela encontra-se detalhada na tabela 14.
65
A viscosidade também apresenta comportamento não linear com a temperatura.
Assim, para identificação esta relação no caso do sal fundido escolhido, foram
consultadas fontes como (JANZ, 1967 e SOHAL et al., 2010). Dentre essas a que
aponta uma fórmula empírica de variação da viscosidade em função da tempratura
condizente com os valores, para temperaturas específicas, encontrados na literatura é
Janz (1967), a fórmula utilizada tambem se encontra na tabela 14.
Na terceira simulação (planta 3), foram considerados aumentos de 23% na
capacidade térmica e 6% na condutividade, após a adição de nanopartículas ao sal
fundido antes simulado. Estas variações nos dois parâmetros do HTF decorrem dos
resultados empíricos de (PAUL; MORSHED; KHAN, 2013) e (THOMS, 2012), que
constituem alguns dos trabalhos recentemente publicados na fronteira científica que
investiga o impacto de nanopartículas em fluidos de processos termodinâmicos. Tal
aumento na capacidade térmica acarreta em um aumento na entalpia específica, uma vez
que essas propriedades são função uma da outra. Além dessas três propriedades, outro
parâmetro que se altera com a dispersão de tais particulas é a massa especifica: essa
propriedade será calculada como apontado por (IAEA, 2008) 1/ρnanofluido= 0.99/ρsal+
0.01/ρSiO2.
A tabela 14 mostra as fómulas utilizadas, assim como as propriedades para as
plantas 1 e 3, considerando que ambas trabalham com 60% NaNO3-40%KNO3.
66
Tabela 14 – Fórmulas e propriedades do 60% NaNO3 40%KNO3.
Propriedade Fórmula Planta 1 Planta 3
Temperatura
[ºC]
- 275 300 325 275 300 325
Capacidade
térmica (Cp)
[J/kgºC]
1,72×10-1
·
T +
1.443×103
1490,3 1494,6 1498,9 1833,06
9
1838,35
8
1843,64
7
Massa
específica
(ρ) [kg/m3]
-6,36×10-1
·
T +
2,090×103
1915,1
1899,2 1883,3 1933,82 1917,77 1901,72
Viscosidade
(μ) [Pa.s]
[90,8112 -
35,1716 x
10 -2
x (T
+273) +
46,64877 x
10-5
x
(T+273)2 –
20,861 x
10-8
x
(T+273)3] x
10-3
0,0038
3
0,0031
9
0,0026
9
0,00383 0,00319 0,00269
Viscosidade
cinemática
(ν) [m2.s]
μ / ρ
2,000
x 10-6
1,680
x 10-6
1,428x
10-6
1,980 x
10-6
1,663 x
10-6
1,415 x
10-6
Condutivida
de térmica
(k) [W/m.ºC]
4,184 x 102
[9,318 x 10-
4 + 4,6 x
10-7
x (T +
273)]
0,495 0,500 0,505 0,525 0,530 0,535
Entalpia
especifica
(h) [J/kg]
8,6×10-2
·
T2 +
1,443×103×
T
40332
8
44064
0
47805
9
496093,
4
541987,
2
588012,
6
Fonte: elaboração própria a partir de SAM/NREL, 2009; GIL et al., 2010 e KEARNEY
et al., 2002)
Para a planta 2, que utiliza NaK como HTF, as fórmulas utilizadas são apontadas
pela Agência Internacional de Energia Atômica (IAEA) em seu relatório intitulado
“Thermophysical Properties of Materials For Nuclear Engineering: A Tutorial and
Collection of Data” de 2008 (IAEA, 2008). Este relatório, porém, não possui formula
67
para entalpia específica. Assim, para o cálculo da mesma foi utilizada a fórmula: dH =
CpdT. Os limites de integração da mesma serão Ho e H para entalpia, e To e T, onde H é
a entalpia a uma certa tempratura T, Ho é a entalpia de formação do NaK, cujo valor é
7,5meV/atom ou 11,6548J/kg (KLEINMAN; ZHU; BYLANDER, 1996), sendo a
entalpia de formação dada para condições de 25ºC e 1 atm, To é 25ºC. A tabela 15
resume as formulas e valores utilizados nessa simulação.
68
Tabela 15 – Formular e valores simulados para o NaK
Propriedade Fórmula Planta 2
Temperatura
[ºC]
- 20 50 80 110 140 170 200 230 260
Calor
especícico
(Cp)
[J/kgºC]
(0,22/22,99) x (38.12 –
0.069 × 106 x T
–2 –
19.493 × 10–3
x T +
10.24 × 106 x T
2) +
(0.78/39.098) x (39.288
− 0.086 × 106T
–2 −
24.334 × 10–3
T +
15.863 × 10–6
x T2)
955
950
942
934
926
918
911
904
898
Massa
específica
(ρ) [kg/m3]
{0,22 ÷ [0.89660679 +
0.5161343(T × 10–3
)
−1.8297218(T × 10–3
)2+
2.2016247(T × 10–3
)3−
1.3975634(T × 10–3
)4 +
0.44866894(T × 10–3
)5
− −0.057963628(T ×
10–3
)6] + 0,78 ÷
[0.90281376 −
0.16990711(T × 10–3
) −
0.26864769(T × 10–3
)2
− 0.50568188(T × 10–
3)
3 − 0.46537912(T ×
10–3
)4 + +0.20378107(T
× 10–3
)5 –
0.034771308(T × 10–
3)
6]}
-1
857
852
846
839
832
825
818
811
804
Viscosidade
(μ) [Pa.s]
ν x ρ
0,58
x10-3
0,55
x10-3
0,48
x10-3
0,4
3
x10-3
0,3
9
x10-3
0,3
5
x10-3
O,3
2
x10-3
0,2
9
x10-3
0,27
x10-
3
Viscosidade
cinemática
(ν) [m2.s]
– 6.954 – 0.353lnT +
511.3/T
0,70
6
x10-6
0,64
3
x10-6
0,57
1
x10-6
0.5
15
x10-6
0.4
67
x10-6
0.4
26
x10-6
0,3
90
x10-6
0,3
60
x10-6
0,33
5
x10-
6
Condutivida
de térmica
(k)
[W/m.ºC]
8.2 + 27.3×10–3
xT –
41.0 × 10–6
x T2 + 16.1
× 10–9
x T3
22,3
0
22,6
0
23,1
0
23,
60
31,
10
32,
11
33,
10
34,
04
34,9
4
Entalpia
especifica
(h) [J/kg]
∫(Cp x dT) + Ho
-
4475
2375
0
5181
0
801
15
106
490
133
110
159
425
185
320
211
030
Fonte: IAEA (2008)
69
4.1.3 - Coletores (Heliostatos)
A aba “Heliostat Field” é responsável por dimensionar o campo solar. O
software permite que se mude uma série de parâmetros do campo como o raio, além de
parâmetros dos espelho como o grau de reflexão dos mesmos.
Nesta aba vale destacar a presença do “Optimization Wizard” (OW), uma
ferramenta do programa que otimiza o campo solar, além da altura ótima da torre e do
receptor. O programa alerta que o Wizard, é influenciado pelos parâmetros da aba
financeira (mais detalhada na seção 4.1.8).
O Wizard, porém, necessita de um múltiplo solar4 como dado de entrada. Não se
sabe a priori qual é o múltiplo solar mais indicado, pois o mesmo é função de outros
parâmetros da planta, como as horas de armazenamento térmico, e principalmente dos
fluidos de trabalho e termoacumulação. Sendo assim, foram simulados diferentes
múltiplos solares para cada uma das plantas, uma vez que cada uma delas opera com um
fluido diferente, a fim de se escolher o mais indicado. O critério adotado para a escolha
do múltiplo solar foi o menor LCOE, na medida em que este seria a mínima
remuneração requerida por um gerador CSP no Brasil.
O procedimento para a otimização do múltiplo solar foi o mesmo para as três
plantas: primeiro simularam-se múltiplos solares de 1,0 até 3,5 variando os valores em
intervalos de 0,5. Uma vez identificada a faixa em que estaria o múltiplo solar que
confere o menor LCOE para planta, foram feitas simulações mais refinadas nessa faixa,
4 Múltiplo Solar foi definido no subcapítulo 2.4
70
com intervalo de 0,1 afim de se refinar o resultado. Vale ressaltar que, sempre que o
múltiplo solar era modificado, o Optimization Wizard era utilizado.
4.1.3.1 - Planta 1 (padrão)
Tabela 16– LCOE em função do MS da planta 1
MS 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
LCOE (¢/kWh) 41,06 31,04 25,09 24,1 24,98 27,00
Fonte: Elaboração própria
Da tabela 16 pode-se concluir que o LCOE mínimo para planta 1 será dado por
valores de MS entre 2 e 3, sendo assim, a segunda bateria de simulações com intervalos
de 0,1 será feita para este intervalo.
Figura 30 – Otimização do múltiplo solar da planta 1
Fonte: Elaboração própria
23
23,5
24
24,5
25
25,5
26
26,5
27
2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3
LCOE
LCOE
71
Analisando o gráfico acima pode-se concluir que o valor do múltiplo solar que
confere à planta o menor LCOE é 2,5. Logo, este será o valor utilizado na simulação da
palnta 1.
4.1.3.2 - Planta (com NaK como fluido de trabalho)
Tabela 17 – LCOE em função do MS da planta 2
MS 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
LCOE (¢/kWh) 42,31 30,23 24,82 24,78 26,65 29,32
Fonte: Elaboração própria
Da tabela 17 pode-se concluir que o LCOE mínimo para planta 3 será dado por
valores de MS entre 2 e 3, sendo assim, a segunda bateria de simulações com intervalos
de 0,1 será feita para este intervalo.
Figura 31 – Otimização do múltiplo solar da planta 2
Fonte: Elaboração própria
23
23,5
24
24,5
25
25,5
26
26,5
27
2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3
LCOE
LCOE
72
Analisando o gráfico acima pode-se concluir que o valor do múltiplo solar que
confere à planta o menor LCOE é 2,4. Logo, este será o valor utilizado na simulação da
planta 2.
4.1.3.3 - Planta (nano)
Tabela 18 – LCOE em função do MS da planta 3
MS 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
LCOE (¢/kWh) 40,88 30,78 25,8 23,88 24,6 26,55
Fonte: Elaboração própria
Da tabela 18 pode-se concluir que o LCOE mínimo para planta 3 será dado por
valores de MS entre 2 e 3, sendo assim, a segunda bateria de simulações com intervalos
de 0,1 será feita para este intervalo.
Figura 32 – Otimização do múltiplo solar da planta 3
Fonte: Elaboração própria
23
23,5
24
24,5
25
25,5
26
26,5
27
2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3
LCOE
LCOE
73
Analisando o gráfico acima pode-se concluir que o valor do múltiplo solar que
confere à planta o menor LCOE é 2,4. Logo, este será o valor utilizado na simulação da
palnta 3.
4.1.4 - Ciclo de potência:
Esta aba é responsável pelos parâmetros referentes ao ciclo termodinâmico da
planta, como a capacidade da planta, o design do bloco de potência, o controle da planta
e o sistema de resfriamento. Nesta monografia foi utilizado resfriamente seco. Este tipo
de resfriamento utiliza o ar para resfriar a planta. Apesar de ser mais custoso foi
escolhido devido à falta de água na região (BURGI, 2013).
4.1.5 - Armazenamento Térmico.
Nesta aba é possível modelar o sistema de armazenamento térmico. Pode-se
escolher se o armazenamento será em um tanque ou dois tanques, a temperatura dos
mesmos e do HTF, nos momentos de carga e descarga, além do material de que os
tanques são feitos. É permitido ao usuário controlar também o despacho de energia
proveniente do(s) tanque(s) de armazenamento.
Neste ponto é necessário ressaltar uma limitação do SAM: este não tem a opção
de armazenamento via calor latente, motivo pelo qual esta monografia só fará
simulações com armazenamento via calor sensível.
A tabela 19 mostra os parâmetros técnicos utilizados na simulação, incluindo
este subcapitulo e os dois anteriores.
74
Tabela 19 – Parâmetros técnicos das simulações
Características técnicas Planta 1 Planta 2 Planta 3
Campo
solar
Parâmetros do
campo solar
Múltiplo solar 2,5 2,4 2,4
DNI 2198,5kW/m2/ano
Área total de
reflexão
1.317.853m2
1260392m2
1.260.392m2
Número de
coletores
9128 8730 8730
Ângulo de
extensão
360º
Fluido de
trabalho
Tipo Sal
fundido
em estágio
comercial
NaK Sal fundido
com melhora
de 23% na
capacidade
térmica e 6%
na
condutividad
e térmica
Restrições Altura da torre 200m
Relação
máxima de
distância entre
coletor e torre
7,5
Relação
mínima de
distância entre
coletor e torre
0,75
Parâmetros dos
coletores
Largura 12,2m
Altura 12,2m
Área total 0,97
Área de
reflexão
144,375m2
Reflectância 0,9
Disponibilidad
e
0,99
Erro de
imagem
0,00153rad
Orientação do
coletor
Radial 12º
Azimuthal 12º
Recep-
tor
Caracterísitcas
físicas
Tipo de
receptor
Receptor Externo
Altura 20,74m 19,14m 19,14m
Diâmetro 18,67m 17,22m 17,22m
Número de
painéis
20
Emitância do
revestimento
0,88
75
Eficiência de
recirculação do
aquecedor
1
Características
termodinâmica
s
Diâmetros do
tubo
40mm
Espessura da
parede do tubo
1,25mm
Temperatura
de saída do
HTF
574ºC 785ºC 574ºC
Temperatura
máxima de
entrada do
HTF
350ºC 20ºC 350ºC
Absorção do
revestimento
0,94
Fator de perda
de calor
1
Bloco
de
potênci
a
Capacidade da
planta
Potencia de
saída bruta da
turbina
115MWe
Perdas
parasíticas
10% (padrão do SAM)
Potencia de
saída liquida
da turbina
100MWe
Ponto de
design do
bloco de
potencia
Eficiência de
conversão do
ciclo
termodinâmico
41,2%
Pressão de
operação na
caldeira
100 bar
Fração de
reposição de
água no ciclo
0,02
Modo de
despacho fóssil
Operação suplementar
T de entrada no
bloco de
potência
574ºC 785ºC 574ºC
T de saída no
bloco de
potência
290ºC 20ºC 290ºC
Controle da
planta
Máximo de
operação da
turbina acima
do design
1,05
Mínimo de
operação da
0,25
76
turbina
Sistema de
resfriamento
Tipo de
resfriamento
Seco
Temperatura
do ambiente de
design
43ºC
Relação de
pressão do
condensador
1,0028
Temperatura
de Approach
5ºC
TES
Sistema de
armazenament
o de calor
Horas de
armazenament
o
7h
Fluido de
armazenament
o
Sal Fundido - 60% NaNO3 40% KNO3
Sistema de
controle de
despacho
Fração de
potência de
saída da
turbina
1,05
Modo de
despacho
Uniforme
Fonte: Elaboração própria
4.1.6 - Custos do Sistema da Torre.
Nesta aba é possível modificar o custo de cada componente da planta. Neste
ponto vale ressaltar que ainda não há parâmetros de custo de componentes de uma
planta CSP no Brasil, uma vez que ainda não há uma planta piloto no país. Deste modo,
serão utilizados os parâmetros padrões do software. O SAM vem com valores padrões
que constam no relatório “Molten Salt Power Tower Cost Model for the System Advisor
Model (SAM)” (TURCHI; HEATH, 2013). Este relatório foi feito com base em outros
quinze estudos sobre CSP como Roadmap da IEA. A tabela 20 detalha os parâmetros
de custo utilizados nas simulações.
77
Tabela 20 – Parâmetros de custo das simulações
Planta 1 Planta
2
Planta 3
Custos de capital
Obras para melhoria
do sitio
15 USD/m2
Campo solar 180 USD/m2
Fluido de transferência
de calor
O SAM não deixa alterar
nem fornece o valor de custo
do fluido na Torre
TES 27 USD/kWht
Bloco de potência 1.200USD/kWe
Componentes de
balanço da planta e
controle
350USD/kWe
Contingência 10%
Total 675.419.617,33 USD
Custos indiretos
de Capital
EPC e custos do
proprietário
11% dos custos diretos
Terra 1.000 USD/ha
Custos de
operação e
manutenção
Custo fixo por
potência
70 USD/kW-ano
Custo variável por
geração
4 USD/MWh
Fonte: elaboração prórpia a partir de TURCHI; HEATH, 2013
4.1.7 - Parâmetros de financiamento.
A aba Financing é responsável pelos parâmetros de financiamento da simulação,
onde é possível ajustar incentivos, taxação, inflação dentre outros parâmetros. Esta aba
é importante, pois influencia diretamente no Optimization Wizard, além de influenciar
diretamente LCOE.
Como o programa é desenvolvido nos EUA os parâmetros econômicos são
adequados para realidade estadunidense, e não se adequam à realidade brasileira. Nesta
monografia os parâmetros financeiros utilizados são os mesmo utilizados por SORIA
78
(2011), SCHAEFFER et al. (2012) e MALAGUETA (2013). Tais parâmetros serão os
mesmos para as três plantas simuladas e estão resumidos na tabela 20.
O programa possibilita também a simulação de incentivos governamentais para
reduzir o custo da energia gerada, e vem com o padrão do tipo feed-in. Já o Brasil
realiza sua expansão energética através do sistema de leilões. Sendo assim não foi
adotado nenhum tipo de incentivo nas simulações desta monografia
Tabela 20 – Parâmetros financeiros das plantas simuladas.
Parâmetros de análise
Período de análise 30 anos
Inflação 0% a.a.
Taxa real de desconto 10% a.a.
Taxas e garantias
Taxa Federal 34%
Taxa Estadual 0%
Taxa de Venda 5% do custo total
instalado
Seguro 0,5% do custo total
instalado
Valor residual - 0%
Parâmetros de
empréstimo
Fração de Dívida 70%
Prazo de amortização 16 anos
Taxa de juros 7,4% a.a.
TIR - 15% (a.a.)
Depreciação - Linear de 10 anos
Fonte: Elaboração própria a partir de SORIA (2011), SCHAEFFER et al. (2012) e
MALAGUETA (2013)
4.2 - Resultados.
Após a simulação das três plantas descritas nos subcapítulos anteriores, foram
obtidos o LCOE, a energia gerada e o fator de capacidade para cada caso. A tabela 21
resume os resultados obtidos.
79
Tabela 21 – Resultado das simulações
Planta 1 (padrão) Planta 2 (NaK) Planta 3 (nano)
LCOE (¢/kWh) 24,10 24,26 23,75
Energia gerada
(kWh/ano)
421.228.832 405.130.464 413.872.544
Fator de
capacidade (%)
48,1 46,2 47,2
Fonte: Elaboração própria
Antes de se analisar os resultados da tabela acima, é necessário ponderar alguns
pontos. O primeiro deles é o fato de não ser possível modificar o fluido de
armazenamento na torre solar do SAM. O fluido com nanopartículas, por exemplo,
poderia ser utilizado também como meio de termoacumulação, o que causaria uma
diminuição mais significativa no LCOE desta planta.
O segundo é o fato de nenhuma planta ter sido simulada com incentivo
governamental. Tanto os EUA quanto a Espanha, principais países quando se fala de
CSP, têm incentivo governamental. Apenas para ilustrar, a planta 3 foi tambem
simulada com incentivo governamental do tipo feed-in (vide capítulo 2) de 30% do
investimento, nessas condições o LCOE caiu para 14,46 ¢/kWh.
Concluídas as ressalvas, enfim pode-se analisar os resultados. Comparando a
planta que opera com NaK com a padrão percebe-se que esta apresenta maior custo da
energia, menor fator de capacidade e energia gerada. Isso pode ser justificado pelo
baixo calor específico do NaK, quando comparado ao Solar Salt (60% NaNO3 40%
KNO3), cerca de 1/3 menor, como visto nas tabelas das propriedades do fluido nos
subcapítulos anteriores.
Analisando a planta 3 (nano) em relação a planta 1 (padrão) vê-se uma melhora
no custo da energia gerada de 0,45 ¢/kWh. Levando em consideração as análises deste
capítulo e o fato de que a simulação aqui realizada deriva de um estudo científico
80
recente e ainda preliminar, pode-se prever que uma diminuição de até 1,00 ¢/kWh não
estaria longe da realidade. Na planta 3, tanto o fator de capacidade quanto a energia
gerada diminuíram em comparação com a planta 1. Tal resultado pode ser justificado
pelo fato de, apesar do Optimization Wizard ter sido utilizado em todas as simulações,
ele otimiza apenas o campo solar e não parâmetros técnicos como a potência da turbina
da planta, por exemplo, o que pode ter favorecido a planta 1 .
4.3 - Análise de sensibilidade com uso de Cilindro Parabólico.
Como foi explicitado no final do subcapítulo anterior, o SAM não confere ao
analista a liberdade de mudar o fluido de termoacumulação em simulações feitas com a
tecnologia de torre solar, escolhida para simulações dessa monografia por atingir
maiores temperatura em seu receptor e pelo SAM possibilitar a variação das
temperaturas de trabalho neste receptor. Quando se simula a tecnologia de cilindro
parabólico, porém, é permitido que se altere o fluido de armazenamento térmico, apesar
de não ser permitido alterar a temperatura de trabalho do HTF, logo serão feita mais
duas simulações com essa tecnologia, afim de se avaliar não só a influência do fluido de
trabalho como a do meio de armazenamento térmico.
Para estas simulações foram utilizadas os mesmos parâmetros de custo,
financiamento e investimento das simulações anteriores, tais parâmetros estão
explicitados nas tabelas 22 e 23.
81
Tabela 22 – Parâmetros de custo das plantas com cilindro parabólico.
Planta 4 Planta 5
Custos de capital
Obras para melhoria do sitio 15 USD/m2
Campo solar 180 USD/m2
Fluido de transferência de
calor
O SAM não deixa alterar
nem fornece o valor de
custo do fluido na Torre
TES 27 USD/kWht
Bloco de potência 1.200USD/kWe
Componentes de balanço da
planta e controle
350USD/kWe
Contingência 10%
Total 506.769.311,81 USD
Custos indiretos de
Capital
EPC e custos do proprietário 11% dos custos diretos
Terra 1.000 USD/ha
Custos de operação
e manutenção
Custo fixo por potência 70 USD/kW-ano
Custo variável por geração 4 USD/MWh
Fonte: Elaboração própria
Tabela 23 – Parâmetros de financiamento das plancar com cilindro parabólico.
Parâmetros de análise
Período de análise 30 anos
Inflação 0% a.a.
Taxa real de desconto 10% a.a.
Taxas e garantias
Taxa Federal 34%
Taxa Estadual 0%
Taxa de Venda 5% do custo total instalado
Seguro 0,5% do custo total instalado
Valor residual - 0%
Parâmetros de
empréstimo
Fração de Dívida 70%
Prazo de amortização 16 anos
Taxa de juros 7,4% a.a.
TIR - 15% (a.a.)
Depreciação - Linear de 10 anos
Fonte: Elaboração própria
Quanto ao fluidos de trabalho e de armazenamento, a primeira destas simulações
(planta 4) terá o 60% NaNO3 40% KNO3 como HTF e fluido de armazenamento. Já a
segunda simulação (planta 5) terá como fluido de trabalho e de armazenamento térmico
o mesmo fluido da planta 3 – i.e., o fluido da planta 4 com adição de nanopartículas.
82
Trata-se, portanto, de um sistema de termoacumulação direto, em que os fluidos de
trabalho e de acumulação são idênticos (Gil et al., 2010).
Neste ponto é válido explicitar o motivo pelo qual não foi simulada uma planta
com NaK para cilindro parabólico. Esta escolha se deu pelo fato de o software não
permitir alterar as temperaturas de trabalho no modo de simulação do cilindro
parabólico, logo não haveria motivo de fazer uma simulação com NaK, uma vez que a
faixa de temperatura na qual este fluido opera e sua influência no custo da energia
gerada, é o que se deseja avaliar.
Tabela 24 – Parâmetros técnicos das plantas com cilindro parabólico
Características técnicas Planta 4 Planta 5
Campo
solar
Parâmetros do
campo solar
Múltiplo solar 2,8 2,7
DNI 2198,5kW/m2/ano
Fluido de
trabalho
Tipo Sal fundido em
estágio
comercial
Sal fundido com
melhora de 23%
na capacidade
térmica e 6% na
condutividade
térmica
Orientação do
coletor
Tilt 0º
Azimuth 0º
Receptor
-
Tipo de receptor Schott PTR70 2008
Diâmetros do tubo 0,070mm
Espessura da
parede do tubo
0,004mm
Bloco de
potência
Capacidade da
planta
Potencia de saída
bruta da turbina
115MWe
Perdas parasíticas 10% (padrão do SAM)
Potencia de saída
liquida da turbina
100MWe
Ponto de
design do bloco
de potencia
Eficiência de
conversão do ciclo
termodinâmico
41,2%
Pressão de
operação na
caldeira
100 bar
Fração de
reposição de água
no ciclo
0,02
Modo de despacho Operação suplementar
83
fóssil
Controle da
planta
Máximo de
operação da
turbina acima do
design
1,05
Mínimo de
operação da
turbina
0,25
Sistema de
resfriamento
Tipo de
resfriamento
Seco
Temperatura do
ambiente de
design
43ºC
Relação de pressão
do condensador
1,0028
Temperatura de
Approach
5ºC
TES
Sistema de
armazenamento
de calor
Horas de
armazenamento
7h
Fluido de
armazenamento
Sal Fundido - 60% NaNO3 40%
KNO3
Sistema de
controle de
despacho
Fração de potência
de saída da turbina
1,05
Modo de despacho Uniforme
Fonte: Elaboração própria
4.3.1 - Otimização do múltiplo solar.
Nesta seção será feita a otimização do múltiplo solar para as plantas 4 e 5. Para
tal será utilizado o mesmo procedimento das simulações anteriores, que consiste em
fazer duas baterias de simulações. A primeira com intervalos de 0,5 e seus resultados
são ilutrados na tabela 25.
Tabela 25 – LCOE em função do MS da planta 4
MS 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
LCOE
(¢/kWh)
42,46 31,28 25,4 23,16 22,59 23,38
Fonte: Elaboração própria
84
Da tabela 25 pode-se concluir que o LCOE mínimo para planta 4 será dado por
valores de MS entre 2,5 e 3,5, sendo assim, a segunda bateria de simulações com
intervalos de 0,1 será feita para este intervalo.
Figura 33 – Otimização do múltiplo solar da planta 4
Fonte: Elaboração própria
Analisando o gráfico acima pode-se concluir que o valor do múltiplo solar que
confere à planta o menor LCOE é 2,8. Logo, este será o valor utilizado na simulação da
palnta 4.
Para a planta 5 será utilizada a mesma metodologia, o resultado da primeira
bateria de exame é mostrado na tabela 26
Tabela 26 –LCOE em função do MS para planta 5
MS 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
LCOE (¢/kWh) 39,41 29,18 24,39 22,28 22,25 23,11
Fonte: Elaboração própria
20,521
21,522
22,523
23,524
24,525
2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3
LCOE
LCOE
85
O resultado da segunda bateria, com intervalos de 0,1 é mostrada no gráfico
abaixo
Figura 34 – Otimização do múltiplo solar da planta 5
Fonte: Elaboração própria
Analisando o gráfico acima pode-se concluir que o múltiplo solar
correspondente ao LCOE mais baixo é 2,7. Logo, este será o mutiplo solar utilizado
nessa dissertação.
4.3.2 - Resultados
Após as simulações, a planta 4 (cilindo padrão) mostrou LCOE igual a 22,54
¢/kWh enquanto na planta 5 (cilindro nano) foi atingido um LCOE de 22,08 ¢/kWh,
registrando assim uma redução de 0,46 ¢/kWh. Estes resultados indicam aparentemente
que não existiriam ganhos consideráveis em utilizar o sistema de acumulação
modificado. Contudo, eles devem ser vistos com cautela na medida em que se baseiam
nas simulações realizadas no software SAM para um resultado empírico de um fluido
20,521
21,522
22,523
23,524
24,525
2 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3
LCOE
LCOE
86
com nanopartículas. O importante aqui, portanto, é notar a pertinência desta fronteira de
pesquisa científica, que leva à redução no LCOE de plantas CSP e as pode tornar
competitivas. A tabela 27, resume a variação do LCOE de todas as simulações desta
monografia.
Tabela 27 – Variação do LCOE das 5 simulações.
Fonte: Elaboração própria.
87
Capítulo 5 - Conclusões.
O presente trabalho procurou quantificar em termos da energia gerada e seu
custo, além do fator de capacidade, o impacto das inovações tecnológicas mais
estudadas na área de CSP, a fim de que a mesma se torne uma fonte competitiva com as
vigentes. Com base na literatura científica (WANG et al., 2012 ; SOHAL et al., 2010 ;
KEARNEY et al., 2002 ;ZHAO et al., 2011 SULYOK, 2013,SKUMANICH, 2010 ;
PACIO et al., 2013 ; LENERT; WANG, 2012)(TIZNOBAIK; SHIN, 2013 ; PAUL;
MORSHED; KHAN, 2013 ; FLAMANT et al., 2013 e LÓPEZ-GONZÁLEZ et al.,
2013), foram identificadas duas prospostas vistas como as mais promissoras para
melhoria de uma planta CSP.
Tais propostas são baseadas em duas abordagens diferentes do problema. A
primeira delas é uma abordagem termodinâmica, e visa diminuir o custo da energia
gerada através de uma melhora na eficiência do ciclo termodinâmico executado na
planta CSP. A segunda é uma solução física, onde se procura melhorar as propriedades
dos fluidos da planta, como explicitado no capítulo 3. Após as simulações pôde-se
indicar que, em princípio, a proposta mais promissora entre essas duas abordagens é a
88
abordagem física, pois apresentou uma redução no custo da energia, fato que não
ocorreu para a abordagem termodinâmica. Lembrando que os LCOEs obtidos foram:
24,10 (planta 1 - padrão), 24,26 (planta 2 - NaK) e 23,75 (planta 3 - nano), todos os
valores em ¢/kWh.
Vale lembrar o nível de inovação e atualidade das propostas analisadas (tanto o
uso do NaK em CSP quanto a dispersão de nano partículas). Atualmente tais
possibilidades estão sendo estudadas por centros de pesquisa, como o MIT e a
COPPE/UFRJ. Esta última conduz atualmente um projeto em parceria com a FINEP e
Embaixada do Reino Unido, cujo foco é o avaliação de tecnologias CSP através de
nanopartículas. Lembra-se também que muitos estudos principalmente em nanofluidos
avaliam apenas o potencial técnico do mesmo e não a sua viabilidade econômica, como
foi feito nessa monografia.
Por fim é válido destacar algumas propostar para estudos futuros. A primeira
delas consiste em um estudo da melhoria no sistema de perdas parasíticas e outros
parâmetros da planta, como espelho e receptor. Tal melhoria pode fazer com que o
resultado dos estudos com fluidos seja mais expressivo. A segunda proposta envolve um
estudo sobre a melhoria de outras propriedades dos sais fundidos e não só a capacidade
e a condutividade térmicas, tendo em vista os resultados obtidos nas simulações do
capítulo 4.
Outra frente de estudo pertinente seria o estudo da dispersão de nanoparticulas
em outros sais e não somente os à base de nitrato. Neste ponto é válido lembrar que o
NaK não obteve o resultado esperado devido a sua baixa capacidade térmica, o que
poderia ser solucionado com a dispersão de nanopartículas no mesmo. Ao se falar do
89
uso deste sal, porém, é necessário sempre se atentar à questões de segurança, uma vez
que o mesmo é altamente reativo com a água (IAEA, 2008).
Da mesma forma, poder-se-ia estudar o efeito de diferentes nanopartículas (em
qualidade e tamanho, e mesmo em teor de adsorção) sobre diferentes fluidos. Vale
notar, neste sentido, que esta é uma fronteira científica (a nanotecnologia) cujo
desenvolvimento pode levar a rupturas tecnológicas não apenas na área de CSP. Este
estudo é um primeiro ensaio preliminar para este tema, portanto.
Finalmente, novos estudos que desenvolvam empiricamente as propriedades
termodinâmicas relevantes dos fluidos de trabalho e termoacumulação também são
relevantes. Nesta monografia as propriedades termodinâmicas dos fluidos se basearam
em equações derivadas de, sobretudo, de manuais de sais fundidos. A literatura recente
indica, porém, a dificuldade ainda existente na caracterização de propriedades como
condutividade térmica de diferentes sais fundidos (WANG et al., 2012).
Nesta monografia, assumiu-se que a adição de nanopartículas aos sais fundidos
não afetaria significativamente seus custos. Isto pode não ser verdade e mereceria
investigaões futuras também. Da mesma forma, seria relevante dimensionar fora do
software SAM a torre solar, a fim de permitir alterar o fluido de termoacumulação e ter
maior controle sobre os balanços energético e de massa da planta.
Não obstante, é valido ressaltar a necessidade de P&D nesse tipo de tecnologia
no Brasil, uma vez que o país tem excelente índices de DNI, como mostrado no capítulo
1.
90
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