Energia Solar Térmica para a produção de electricidade

8/16/2019 Energia Solar Térmica para a produção de electricidade

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Energia Solar Térmica para aprodução de electricidade

Tecnologias Energéticas – 2009/2010


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Energia Solar Térmica para a produção deEnergia Solar Térmica para a produção deEnergia Solar Térmica para a produção deEnergia Solar Térmica para a produção deelectricidadeelectricidadeelectricidadeelectricidade

ÍndiceÍndiceÍndiceÍndice1.1 - ENERGIASOLARTÉRMICA E PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE ............................................ 2 1.2 – PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DECSP ........................................................................... 2 1.3.1 - CENTRAL SOLAR DO TIPOPARABOLIC TROUGH ............................................................. 5 1.3.2 - CENTRAL SOLAR DO TIPO TORRE SOLAR ................................................................. 6

2 – DIMENSIONAMENTO DE UMA CENTRAL DE50MW EMÉVORA ............................................ 7 2.1.1 - RENDIMENTO DOS COLECTORES ................................................................... 8 2.1.2 - RENDIMENTO DOS ELEMENTOS COLECTORES DE CALOR ........................................ 9 2.1.3 - PERDAS DE CALOR NOSHCES ....................................................................... 9 2.1.4 – RENDIMENTO DO SISTEMA DE GERAÇÃO ........................................................ 10

2.2 - DNI MÉDIO ANUAL PARAÉVORA ....................................................................... 10 2.3 – POTÊNCIA TÉRMICA DO SISTEMA ....................................................................... 11 2.4 – POTÊNCIA ELÉCTRICA DO SISTEMA..................................................................... 11 2.5 – NÚMERO DESCAS E CORRECÇÃO DA ÁREA TOTAL DO CAMPO .................................... 12

3 – COMPARAÇÃOCSP VSCPV ................................................................................. 14 4 – O PNAER E ASCSP ........................................................................................... 17

4.1 – CONTRIBUIÇÕES DE1000MW EMCSP COM ARMAZENAMENTO .................................. 18 5 – REFERÊNCIAS EBIBLIOGRAFIA ................................................................................ 20 ANEXO – DNI PARAÉVORA, GRÁFICOS MÉDIOS MENSAIS ...................................................... 0


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1111.1.1.1.1 ---- EnergiaEnergiaEnergiaEnergia Solar Térmica e produçãoSolar Térmica e produçãoSolar Térmica e produçãoSolar Térmica e produção de electricidadede electricidadede electricidadede electricidadeQuando se fala em energia solar, a generalidade das pessoas lembra-se imediatamente dos painéis solaresdomésticos para aquecimento de água. Com efeito, esses são sistemas solares térmicos, que utilizam os raios solarespara aquecer a água que passa em tubos pelos painéis. Outro sistema também conhecido é o fotovoltaico, em que,utilizando painéis com células fotovoltaicas, converte-se directamente a radiação solar em corrente eléctrica,gerando electricidade. Neste trabalho pretende-se estudar apenas a produção de electricidade através da energiasolar térmica, não fotovoltaica.A produção de electricidade através da energia solar térmica baseia-se na utilização de colectores solares paraconcentrar a radiação solar directa e fornecer calor aosmedia utilizados nos ciclos de potência das centraisconvencionais, nomeadamente através de turbinas ou de motores de Stirling. Para isso é necessário atingirem-se

temperaturas de aquecimento bastante mais elevadas do que água para consumo doméstico, nomeadamente de400ºC ou mais. Desta maneira, é impossível usarem-se as mesmas tecnologias do solar para aquecimento de água,sendo necessário usar montagens concentradoras da radiação solar de forma a aumentar bastante a energiafornecida pelo sistema solar. Assim, denomina-se este conjunto de tecnologias porConcentrating Solar Power (CSP).

1.21.21.21.2 –––– Principais tecnologias dePrincipais t ecnologias dePrincipais t ecnologias dePrincipais t ecnologias de CSP CSP CSP CSP

O funcionamento básico doCSP é então o de utilizar montagens de colectores solares que concentrem a radiaçãosolar directa em zonas específicas (receptores) mais reduzidas por onde passa o fluído absorvedor de calor. Asmontagens seguem o sol no seu trajecto diário de maneira a concentrar o máximo de radiação directa possível. Ofluído absorvedor é geralmente um óleo sintético ou uma mistura de sais derretidos (Nitrato de Sódio e/ou Nitratode Potássio). A luz aquece, assim, esse fluído (HTF – heat transfer fluid ), que é canalizado para a turbina do sistema,produzindo vapor que acciona um ciclo semelhante ao das centrais convencionais (termoeléctricas), produzindoelectricidade A diferença entre as várias tecnologias prende-se apenas com as diferentes montagens tanto ao nível


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seguindo-se a localização do sol. É dereferir que é necessário haver no localuma irrradiância directa normal (DNI )de pelo menos cerca de 1800 kWh/m2 por ano para garantir o correctofuncionamento das centrais, bem comoa sua rentabilidade. É esse o caso dospaíses do Sul da Europa comoPortugal, Espanha, Itália e Grécia, bemcomo a maior parte da África,Califórnia, entre outros.

Estas tecnologias têm diferentes vantagens e desvantagens e encontram-se em diferentes estados de estudo e avançotécnico, bem como de implementação no terreno, disponibilidade comercial e custos (quer de montagem quer deprodução de energia). Adicionalmente, há sistemas que permitem não só a produção directa de electricidade comotambém o armazenamento de energia sob a forma de calor em unidades para o efeito, de maneira a que esse calor

possa ser fornecido às turbinas fora das horas de sol. Para além disso, em algumas tecnologias é possível tambémintegrar a central solar com um sistema de queima de combustível tradicional, garantindo assim um sistema de“backup” caso não haja radiação solar suficiente ou a central solar tenha que parar por qualquer motivo. A estacaracterística chama-se de hibridação.

A tecnologia com mais abundância é a cilindro-parabólica, com diversos campos de colectores em funcionamento,nomeadamente os popularesSEGS (Solar Energy Generating Systems) no deserto de Mojave, nos EUA, implementadosnos anos 1984-1990 e com uma potência total instalada de 354 MW; estes usam óleo sintético comoHTF paraaquecer directamente o vapor de água nas turbinas. Na capa do trabalho podemos ver um colector daSEGS. O

d b d ã d á l l ã d ã d l d d

FIG. 1 - QUATRO PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DECSP


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A tecnologia mais próxima da maturidade e do nível de custos da parabolic trough é a de receptores centrais, outorres solares. Na figura 7 podemos uma central típica desta tecnologia (página 6). Uma vez que concentram a luznum único foco, no topo da torre, permitem atingir temperaturas mais elevadas. Exemplos desta tecnologia são oscampos PS10, instalados em 2007 em Solúcar la Mayor, Espanha com 11 MWe e 1h de armazenamento em vaporde água a 50 bar e 285ºC, bem como o “Solar Tres Power”, ainda em construção perto de Sevilha, de 17 MW, cominovações no sistema de armazenamento a sais derretidos, permitindo 15h de funcionamento sem Sol.

A tecnologiaLFR (figura 2) procura aproximar o funcionamento do parabolic trough substituindo os colectores parabólicos por um conjunto decolectores planos, mais baratos e fáceis de construir. Adicionalmente, otracking não necessita de ser tão preciso, contribuindo para o baixo custo.

No entanto, os rendimentos globais de geração de electricidade obtidospor esta tecnologia ainda estão bastante abaixo das supracitadastecnologias, tendo que ser aumentados em cerca de 20 a 30% para setornarem equiparáveis (referência 1). Há inclusive uma patenteportuguesa que se baseia na colocação dos colectores planos em curvas

conservadores do étendue (propriedade óptica que muito basicamente tem a ver com o grau de “dispersão” da luzem área e ângulo em relação à fonte – veja-se na referência 1). A primeira estação comercial deste tipo é aKimberlina Solar Thermal Energy Plant, de 5MW, perto de Bakersfield, na Califórnia.

Finalmente, a tecnologiaStirling Dish (figura 3) baseia-se em sistemas

comparativamente mais pequenos de reflectores em forma de discoparabólico (semelhantes às antenas parabólicas de televisão) que fazemconvergir a luz solar para o seu foco, onde se encontra um motor deStirling que gera electricidade utilizando esse calor recebido. A tecnologia

f ê ( á lé d l

FIG. 2 – COLECTORESLFR DA MARCAAUSRA


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1111.3.1.3.1.3.1.3.1 ---- Central soCentral soCentral soCentral solar do tipolar do tipolar do tipolar do tipo parabolic troughparabolic troughparabolic troughparabolic trough Vamos procurar descrever com mais detalhe uma central deste tipo. Na figura 4 podemos ver o funcionamento anível de seguimento do sol e de concentração da luz. Na capa do trabalho podemos ver colectores desta tecnologia.

O eixo dos colectores é colocadona direcção Norte-Sul, de maneiraa que otracking uniaxial permitaque, em todas as horas de radiaçãodirecta, a luz seja concentradapara o foco através do carácterparabólico dos colectores. Desta

maneira, em termos da óptica, este sistema permite apenas colectar a radiação solar directa. A componente directada radiação é, no entanto, a mais intensa. No foco dos colectores colocam-se os elementos de recolha de calor(HCE – heat collecting element), que são construídos normalmente como se vê na figura 5, em que o tubo doHTF encontra-se sob vácuo dentro de um tubo de vidro envolvente. Com este sistema deHCE procura-se minimizar as

perdas térmicas na absorção de calor peloHTF; lembra-se quenuma central típica, para dezenas de MW de potência existemtambém dezenas de quilómetros deHCEs. Por esses elementospassa o líquido de recolha de calor, um óleo sintético ou umamistura de sais, como referido. Esta montagem permite atingir

temperaturas da ordem dos 400ºC no fluído.

De seguida, o fluido é canalizado pelas tubagens doHCEe outras até a uma turbina semelhante a uma convencional,utilizando normalmente um ciclo de Rankine, aquecendo o seu vapor e gerando energia eléctrica. Na figura 6

FIG. 4 – “TRACKING” E CONCENTRAÇÃO NA TECNOLOGIA CILINDRO-PARABÓLICA

FIG. 5 – ESQUEMA TÍPICO DE UMHCE


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conservação do calor noHTF desais derretidos permitiriaaumentar a eficiência anual dacentral SEGS VI de 12.4% para13.2%, para além do facto de seter um número de horas dearmazenamento que podeaumentar o número de horasequivalentes anual dofuncionamento da central paraquase o dobro. Centrais mais

recentes provavelmente melhoram este aumento da eficiência, bem como nos outros sistemas da central. Comefeito, na referência 2 (tabela final) podemos encontrar um valor de 21% na eficiência global do sistema(electricidade / solar) para uma central parabolic trough em 2008. É de referir ainda que a eficiência de um ciclo deRankine típico nestas centrais é de 38%.Para mais detalhes sobre uma central deste tipo pode-se consultar a secção sobre o dimensionamento de uma

central de 50 MW, em que se optou por projectar uma central idêntica àSEGS VI.

1.3.21.3.21.3.21.3.2 ---- CCCCentral solar do tipo torre solarentral solar do tipo torre solarentral solar do tipo torre solarentral solar do tipo torre solar

No ponto anterior, viu-se que a tecnologia parabolic trough concentra a luz solar ao longo de um absorvedor

essencialmente linear. Devido à elevada extensão do absorvedor (quilómetros), essa montagem pode contribuirsignificativamente para perdas energéticas. Assim, a tecnologia do tipo receptor central (vulgo torres solares)

propõe concentrar a luz num único foco.Para tal, utilizam-se vários espelhos (planos

FIG. 6 – ESQUEMA OPERACIONAL TÍPICO DE UMAPARABOLIC TROUGH COM ARMAZENAMENTO


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Na figura 7 podemos ver as centrais PS10 e PS20. Na figura 8observa-se claramente a convergência da luz para o foco na torresolar. Do ponto de vista da óptica, otracking é mais complexo erequer maior controlo e é, por isso, mais caro; contudo, oshelióstatos (figura 9), que podem ser planos, são de produção maisbarata. De resto, o sistema de geração é em tudo idêntico ao caso

anterior. Na figura 10 apresenta-se o esquema operacional duma central deste tipo, sem armazenamento, incluindoo subsistema solar e o subsistema de geração. Consultando a tabela final da referência 2 pode ver-se que a eficiênciaglobal destes sistemas é da ordem dos 23%, um pouco acima dos parabolictrough. O custo em investimento destas centrais é equiparável às parabolictroughs, mas informação sobre o LCOE (levelized cost of energy ) ainda não se

encontrava disponível para se poder comparar com as outras centrais, maspensa-se que será equiparável.

2222 –––– DimensionamentoDimensionamentoDimensionamentoDimensionamento de uma central de 50Mde uma central de 50Mde uma central de 50Mde uma central de 50MWWWW em Évoraem Évoraem Évoraem Évora

Para esta secção do trabalho optou-se por procurar dimensionar um campo de colectores para 50MW semelhante àSEGS VI. Esta escolha prende-se com o facto de se ter encontrado literatura bastante boa (referências 4 e 5) para a

FIG. 8 – CONVERGÊNCIA DALUZ NAPS10

FIG. 9 – HELIÓSTATO TÍPICO NUMACENTRAL DE TORRE SOLAR

FIG. 10 – ESQUEMA OPERACIONAL TÍPICO DE UMACENTRAL DE TORRE SOLAR



vários subsistemas contemplados e, assim obter um valor global para a eficiência da central. Uma vez que aSEGS VIfoi projectada para um local com maiorDNI do que em Évora, e também porque essa central foi dimensionada para30 MW, procura-se determinar qual o aumento necessário em termos de área de colectores para ter os 50MWdesejados. Admitindo o mesmo rácio área total / área de colectores, estima-se a área total da central, semarmazenamento. Observando-se que as centrais Andasol 1 e 2, mais recentes mas de tecnologia parabolic trough têmum rácio área do campo / potencia instalada superior (provavelmente devido à maior complexidade da interligaçãocom o sistema de armazenamento), corrige-se a área da central utilizando este último rácio.O campo solarSEGS VI é do tipo parabolic trough com colectores LS-2 de concentração 71:1, óleo sintético“Therminol VP-1” (uma mistura de bifenil e difenil) comoHTF , HCEs de modelo Solel UVAC (70mm de diâmetro) euma caldeira de ciclo de Rankine de rendimento 37.5%. OHTF é aquecido a cerca de 395ºC e sai da turbina acerca de 300ºC. Seguidamente tenta-se perceber macroscopicamente os factores a ter em conta o melhor possível.

2.1.12.1.12.1.12.1.1 ---- Rendimento dos colectoresRendimento dos colectoresRendimento dos colectoresRendimento dos colectores

Em relação ao campo solar, o sistema pode ser visto numa perspectiva de caixa negra de maneira apresentada nafigura 11. Como se pode ver, há que ter

em conta oDNI , o fluxo doHTF , avelocidade do vento e as temperaturas deentrada e saída. A equação que rege ocalor absorvido é a equação 2.1 dareferência 4:

Enumeram-se resumidamente, os efeitos a considerar: a DNI, o efeito de sombra (figura 12), as perdas no fim doscolectores (figura 13), a eficiência quer do campo (óptica) quer doHCE (parte da radiação concentrada é reflectida

FIG. 11 – ESQUEMA“CAIXA NEGRA” PARA O CAMPO DE COLECTORES



Uma vez que os cálculos concretos seriam bastante complexos, em função do ângulo de incidência, utiliza-se

somente o rendimento do campoηfield . Este envolve vários factores multiplicativos, nomeadamente: errosassociados a dobragens e erros de tracking dos colectores, precisão geométrica dos espelhos dos colectores,reflectividade dos espelhos e grau de limpeza dos espelhos. Utilizando valores típicos (na tabela 2.1 da referência

4), é possível calcular este rendimento, obtendo-se:ηfield = 0.857

2.1.22.1.22.1.22.1.2 ---- Rendimento dos elementos colectores de calorRendimento dos elementos colectores de calorRendimento dos elementos colectores de calorRendimento dos elementos colectores de calor

Depois da luz ser concentrada pelo campo solar nosHCEs, com um certo rendimentoηfield , parte é canalizada para

o HTF , segundo o rendimento dosHCEs, ηHCE , que não é 1. Este tem em conta perdas devido à sombra causada

por poeira no envolvente de vidro, perdas nos finais dosHCEs, absorção de energia na camada de cobertura doHCE, etc.

Fazendo os cálculos (novamente tabela 2.1):ηHCE= 0.832

O rendimento global de ambos os componentes é, então:ηfield+HCE = 0.7133

2.1.32.1.32.1.32.1.3 ---- Perdas de calor nosPerdas de calor nosPerdas de calor nosPerdas de calor nos HCEsHCEsHCEsHCEs

Nem toda a energia concentrada nos receptores é utilizada para aquecer o fluido absorvedor. Para além dorendimento dosHCEs, determinados acima, há ainda perdas de calor no sistema deHCEs. Estas encontram-seresumidas na figura 14. Ao invés de as calcular especificamente, optou-se por extrair um valor mais“macroscópico”, consubstanciado na figura 2.19 da referência 4, que se pode ver na figura 15 deste trabalho; nelacontempla-se o caso de haver um bom vácuo nos HCEs (a não ser assim, as perdas são muito maiores).



À temperatura de funcionamento doHTF , cerca de 395ºC, as perdas são em média de cerca de 400 W/m (pormetro de colector, segundo o seu comprimento). O seu contributo será calculado mais à frente. Adicionalmente, areferência 4 refere que as perdas nas canalizações auxiliares (que não sãoHCEs) são menores do que 10 W/m2 detubagens. Uma vez que a área destas é reduzida, assume-se que o seu efeito é negligenciável quando comparadocom as outras perdas já mencionadas, em particular as doHCE.

2.1.42.1.42.1.42.1.4 –––– Rendimento do sistema de geraçãoRendimento do sistema de geraçãoRendimento do sistema de geraçãoRendimento do sistema de geração

Para finalizar, há que ter em conta as perdas/rendimentos nosistema de geração. Para além do rendimento do ciclo de Rankineutilizado, que já se referiu ser de 37.5%, há que ver que esterendimento depende da carga no gerador. O gerador foi projectadopara um certo fluxo de calor, ou seja, fluxo deHTF , e variaçõesnesse fluxo provocam uma ligeira alteração no rendimento domesmo, conforme se pode ver na figura 16. Desta maneira, assume-se a existência de um factor de correcção médio de cerca de 0.96.

2.22.22.22.2 ---- DNIDNIDNIDNI médio anual para Évoramédio anual para Évoramédio anual para Évoramédio anual para Évora

No site da PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System), existe uma aplicação interactiva que permite, entreoutras coisas, obter o valor doDNI , ao longo das horas do dia, para cada mês do ano, em função da latitude elongitude do local. Pode consultar-se no link:http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radday.php?lang=en&map=europe . Introduzindo ascoordenadas de Évora (38 56º N -7 91º E) retiraram-se as tabelas (em intervalos de 15 minutos) e os gráficos

FIG. 16– RENDIMENTO DO GERADOR EM FUNÇÃO DACARGA



2.32.32.32.3 –––– Potência térmica do sistemaPotência térmica do sistemaPotência térmica do sistemaPotência térmica do sistema

Relembrando o ponto 2.1.3, estimou-se que as perdas térmicas na “transmissão” de calor dosHCEs para oHTF sãoda ordem de 400 W/m, (por metro de comprimento deHCE). Desta maneira, a potência térmica fornecida peloHTF ao gerador (que é igual à potência térmica total fornecida pelo sistema campo solar + HCE) pode ser dadapela expressão (por cada metro de comprimento deHCE do sistema de colectores):

No Apêndice B da referência 4 pode ver-se que um SCA (solar collector assembly , unidade básica de montagem dosistema de colectores solares eHCE) tem um comprimento de 50m e uma largura de 4.83m. Assim a área de um

SCA é de 241.5 m2

. Substituindo os valores determinados anteriormente obtém-se uma potência térmica de:

2.42.42.42.4 –––– PotênciaPotênciaPotênciaPotência eléctricaeléctricaeléctricaeléctrica do sistemado sistemado sistemado sistema

Atendendo ao ponto 2.1.4, a essa potência é necessário multiplicar o factor de rendimento do gerador, de0.96×0.375, para determinar finalmente a potência eléctrica do sistema. Obteve-se finalmente:

O layout da centralSEGS VI pode ver-se na figura 17 (página seguinte). Observa-se que a central é composta por 50

“loops” de colectores (com 16SCAs cada), em que por cada um passam duas voltas do sistema deHCE, com cercade 397.12m de comprimento por cada volta. Assim, há um total de 39712 m deHCE, aproximadamente. Se seutilizasse essa central em Évora, multiplicandoPe pelo comprimento total deHCE obtém-se uma potência eléctricamédia (num ano) do sistema de23.26 MW . É de notar que este valor é menor do que os 30 MW instalados na

É



Uma vez que se pretende uma potência eléctrica de 50 MW em Évora, é necessário utilizar um número maior dedeSCAsdo que o utilizado na Califórnia. No ponto seguinte calcula-se o número deSCAs necessário, a área total docampo (sem armazenamento) e procura-se estimar a área dum campo equivalente com armazenamento.

2.52.52.52.5 –––– Número deNúmero deNúmero deNúmero de SCAsSCAsSCAsSCAs e correcção da área total do campoe correcção da área total do campoe correcção da área total do campoe correcção da área total do campo

O cálculo da potência eléctrica no ponto anterior foi feito para 50 “loops” deSCAs. Deixando o número de “loops”livre, pode determinar-se quantos são necessários para atingir-se 50 MW. Dividindo 50 MW pela potência

FIG. 17– L AY OU T DA CENTRALSEGS VI



armazenamento, mantém olayout daSEGS VI, ela terá uma área total de cerca 1,166,666 m2, cerca de 160campos de futebol .

Consultando dados sobre os campos de colectores Andasol 1 e 2 (na referência 8), de 50MW cada, que têmsistemas de armazenamento de energia verifica-se que têm cerca de 1.95 km2 de área total e 510,120 m2 de área decolectores. A isso corresponde um rácio de 39,000 m2/MW por potência instalada, quase o dobro do casoanterior, e uma “taxa de ocupação” de cerca de 26.2 %, semelhante àSEGS VI. Como as Andasol 1 e 2 têm umapotência de 50 MW, assumindo que se pode usar olayout delas com os sistemasSEGS VI que se projectaram paraÉvora, e daí obter a mesma potência, a área da central de Évora seria aproximadamente a mesma das Andasol:cerca de267 campos de futebol .

Apesar de provavelmente não se pode comparar directamente ambos os campos, devido às diferençasnomeadamente a nível dos colectores utilizados, observa-se que a “taxa de ocupação” é semelhante em ambos oscasos. No entanto, o rácio de área do campo é bastante maior nas Andasol. Isto talvez se possa dever à maiorcomplexidade do sistema de armazenamento, que exige um maior número deSCAs para manter a potênciainstalada.

Para finalizar, veja-se como referência para comparação a central fotovoltaica da Amareleja, que tem uma potênciainstalada de 46 MW em 250ha, cerca de350 campos de futebol . Isso equivale, assim, a um rácio de cerca de54,350 m2/MW, ainda maior do que as Andasol.



3333 –––– Comparação CSP vs CPVComparação CSP vs CPVComparação CSP vs CPVComparação CSP vs CPV

No final da referência 2 podemos encontrar o seguinte quadro comparativo, que resume muito bem ascaracterísticas e vantagens e desvantagens de 3 tipos de tecnologiaCSP (parabolic troughs, central tower e Stirling parabolic dish) e da tecnologiaCPV . É de notar que esse documento remonta a 2008, de maneira que é possível que já tenham havido desenvolvimentos em cada tecnologia, alterando as comparações. Não se tendo conseguido obter

dados mais recentes, optou-se por fazer a análise com estes. Na figura 18 encontra-se replicado o quadro referido.

FIG. 18– COMPARAÇÃO ENTRE3 CS P S E CPV



Contudo, há muitos outros factores a considerar. Por um lado, enquanto que a tecnologia cilindro-parabólicarequer grandes quantidades de água para operar a respectiva turbina, 6000 litros por cada MWh de energiafornecida (semelhante a uma central termoeléctrica), oCPV não requer água de todo. Considerando uma central parabolic trough de 50 MW com armazenamento e um número de horas equivalentes de 3000h (possível com o

armazenamento), isso dá 0.9×108 litros de água por ano… Ora, uma vez que os locais de maior insolação sãotradicionalmente também locais de escassez de água, isso pode ser um factor determinante na escolha da tecnologiaa usar. Por exemplo no Alentejo português não são assim tão raros os anos de seca. OsCPVs também ocupam umpouco menos de área em relação ao parabolic trough e têm a vantagem de ser modulares e, assim, escaláveis. Destamaneira, é possível comCPVs distribuir a produção de electricidade de uma maneira mais descentralizada e,portanto com menos problemas e custos inerentes à adaptação das redes existentes à nova potência introduzida.Adicionalmente, é possível aproveitar os telhados de prédios já existentes (com uma quebra no rendimento do

CPV , é certo) para além da necessidade de utilizar vastas áreas de terreno.As configurações em parabolic trough oferecem uma vantagem muito importante - oarmazenamento – que asCPV não oferecem, por dificuldades de armazenamento de energia eléctrica em larga escala. Com efeito, usandoarmazenamento em tanques de sais líquidos (como nas instalações Andasol referidas) é possível aumentar o númerode horas equivalentes até quase ao dobro. Isso significa que uma central com armazenamento que tenha a mesma

potência instalada de uma sem armazenamento pode produzir até cerca do dobro da energia, com configuraçõessemelhantes, o que é sem dúvida significativo. Adicionalmente, o armazenamento permite “transferir” a produçãode energia eléctrica para mais tarde, o que possibilita uma flexibilidade do fornecimento que pode contribuir parauma melhor complementaridade entre as diferentes fontes de produção e a optimização dos custos de produção,bem como colocar o fornecimento da energia da solar nas horas de pico – a procura (demand ) não é sempre a

mesma, como se pode verificar na figura 19.

Finalmente, é de referirque asCSP parabolic trough e


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interessante, penso que seja mais vantajoso utilizar essas tecnologias puramente para produção renovável deenergia, sem a queima de combustíveis tradicionais e as emissões de CO2 a elas inerente. Para além dasconsiderações ambientais, penso que seria muito mais interessante utilizar-se novas centrais deste tipo para reduziro consumo de combustíveis fósseis, o que também contribui para a economia nacional. No entanto, a hibridaçãooferece a possibilidade de se ter um sistema de “backup”, caso seja necessária a produção de energia e por qualquermotivo a componente solar não possa operar, nomeadamente por insuficiência de radiação solar.

Em relação às restantesCSPs, torres solares e disco parabólico/Stirling, começando pelas torres observa-se que sãopraticamente idênticas às parabolic troughs – apenas esta tecnologia não está ainda tão madura e abundante. Éprevisível, aliás, que atinjam parâmetros idênticos de funcionamento até 2020. A confirmar-se, não haverá grande

diferença entre as duas, salvo talvez a possível utilização do calor residual (em maior quantidade na configuração detorres solares) para outros efeitos, nomeadamente dessalinização.As parabolic dish ainda se encontram em desenvolvimento e são ainda muito caras – 14€/W de custo deinvestimento. Analogamente aoCPV , esta tecnologia é de carácter modular, escalável, não consumindo água paraoperar. Oferecendo hibridação, têm uma elevada eficiência, maior que do que as parabolic trough oucentral receiver ,

mas ainda não se encontra estimado o seuLCOE, de maneira que é difícil comparar com as outras tecnologias.Ainda assim, para 2020 o quadro referido prevê que oLCOE dessa tecnologia esteja em linha com as parabolic trough e torres solares. Será interessante observar a evolução das parabolic dish.Não se referem asLFR uma vez que, como visto no primeiro ponto, têm uma eficiência que precisa de sermelhorada na ordem dos 20 a 30% para serem competitivas. Não se conseguiu encontrar previsões para quandoisso poderá acontecer.

Em jeito de conclusão, devido às características e relações de vantagem / desvantagem, pode dizer-se que al i á i i d di ib i ã d li d d d ã d i lé i


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4444 –––– O PNAER e asO PNAER e asO PNAER e asO PNAER e asCSP CSP CSP CSP

O PNAER (Plano de Acção Nacional para as Energias Renováveis, ao abrigo da Directiva 2009/28/CE) é umplano de execução de medidas com vista a cumprir as metas definidas pela da UE no que diz respeito ao sectorenergético, em particular às energias renováveis. Nele encontra-se variada informação, designadamente umaestimativa do aumento do consumo de energia eléctrica global, objectivos quantitativos em termos de potência

instalada e produção de electricidade, um conjunto de medidas (legislativas e de implementação) com vista a atingiros objectivos definidos, o agendamento/roteiro para as atingir, entre outras coisas. Mais facilmente se podemsintetizar as medidas contidas no PNAER olhando para a tabela presente na referência 7, comentários da APRENao PNAER, que sintetiza o estado actual (2009) bem como evidencia os objectivos do PNAER e as sugestões daAPREN para 2020 (cf. Figura 20 deste trabalho).

FIG 20–APRENE PNAER– CONTRIBUIÇÕES TECNOLÓGICAS


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Nuclear em Portugal, viu-se que uma hipotética central nuclear de 1600 MW seria muito difícil de encaixar noactualmix, podendo até forçar à desactivação de outras centrais de produção já existentes (com o custo que issoacarreta). Por outro lado, a introdução doCSP com armazenamento permite não só flexibilizar a produção deelectricidade ao longo do dia (garantindo uma melhor complementaridade com todas as outras formas de produçãoexistentes) como também aumentar o número de horas equivalentes e, assim, aumentar a contribuição dasCSP para a energia eléctrica final.

Desta maneira, pensa-se que, em primeira aproximação, poder-se-ia aproveitar a oportunidade da necessidade decumprir as medidas da União Europeia para introduzir os 1000 MW em centrais parabolic trough e/ou torres solarescom armazenamento, de maneira semelhante às centrais Andasol e PS20. Aliás veja-se o caso espanhol(http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_solar_thermal_power_stations#Under_construction ), em

que já se encontram em construção 1650 MW (!) de parabolic trough. Portugal, com características de solsemelhantes a Espanha (talvez apenas ligeiramente piores) tem todo o interesse em proceder da mesma maneira,até para diminuir a dependência nos combustíveis fósseis e também talvez exportar energia (é necessário, noentanto, garantir que as linhas Portugal-Espanha e Espanha-França o suportem, mas seria sem dúvida uma opçãointeressante). Numa altura em que cada vez mais se fala no défice externo português e da necessidade de

aumentarmos as nossas exportações, esta seria uma maneira de fazer como se diz na gíria popular, autenticamente:“matar dois coelhos duma só cajadada”.Com tudo isto conclui-se que as medidas da UE podem ser vistas não como uma “imposição” inconveniente, mascomo uma oportunidade em que Portugal se encontra numa situação privilegiada.

4444.1.1.1.1 –––– ContribuiçContribuiçContribuiçContribuiçõesõesõesões de 1000MW emde 1000MW emde 1000MW emde 1000MW em CSP CSP CSP CSP com armazenamentocom armazenamentocom armazenamentocom armazenamento

De seguida procura-se determinar as contribuições expectáveis para os 1000 MW instalados, tanto a nível de


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final em 2008 em Portugal consiste em 4,159,087 tep (dados da DGEG). Desta maneira, asCSP poderiamcontribuir com cerca de 5.28% dessa energia.

Em termos de consumo de energia primária evitada, façamos os cálculos como no exercício 4 da série deexercícios. Vamos assim admitir que toda a energia fornecida pelasCSPs serviria para substituir a produção damesma energia na central termoeléctrica de Sines. Esta central tem um rendimento de cerca de 38%, e, segundo a

Licença Ambiental da Central, datada de 30 de Abril de 2009, produz em média 10,072 GWh por ano, i.e. 10.072TWh. Se 2.55 TWh desse total fossem substituídos pelasCSPs propostas, evitar-se-ia um consumo de energiaprimária de:

Os dados da DGEG indicam um total de 24,462,348 tep como energia primária em 2008, de maneira que apoupança em termos de energia primária com asCSPs referidas seria de cerca de 6% desse valor.

Sabendo que um átomo de Carbono equivale a 5eV, o número de átomos de carbono poupados seria de

8.897×1034. Admitindo a reacção de combustão típica com rendimento de 95%:

o número total de moléculas de dióxido de carbono poupado seria de 8.45×1034. Utilizando o Número de

Avogadro (NA=6.02214199×1023 molécs/mol) e a massa molar do CO2 (M=44.01 g/mol) obtém-se um número

total de evitado de6,176,518 toneladas .

Comparando com a estação Andasol 1, (pode consultar-se por exemplo no artigowww.dlr.de/en/desktopdefault.aspx/tabid-1/86_read-17179/ ), esta estima poupar 150,00


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ç ã o d e e l e c t r i c i d a

d e | 2 2 d e M a r ç o d e 2 0 1

1 ( c o r r e c ç õ e s a o o r i g i n a l d e 3 0 d e J u n h o d e 2 0 1 1 )

5555 –––– ReferênciasReferênciasReferênciasReferências e Bibliografiae Bibliografiae Bibliografiae Bibliografia

1 – Manuel Collares Pereira (DREEN), A Energia Eléctrica Concentrada Termo Solar – CSP (ConcentratedSolar Power), Conferência “Energia 2020”, FCUL, 8 de Fevereiro 2010

2 – Fernando Nuño,Bulk Solar Power Generation: CSP and CPV Technologies, Apresentação, Junho 08http://www.slideshare.net/sustenergy/bulk-solar-power-generation-sp-and-cpv-technologies

3 - Rainer Aringhoff, Georg Brakmann (ESTIA), Dr. Michael Geyer (IEA SolarPACES), Sven Teske (Greenpeace),Concentrated Solar Thermal Power – Now!, Publicação, Setembro 2005http://www.greenpeace.org/international/en/publications/reports/Concentrated-Solar-Thermal-Power/

4 – Angela M. Patnode,Simulation and Performance Evaluation of Parabolic Trough Solar Power Plants,Tese de Doutoramento, Universidade de Wisconsin-Madison, USA, 2006http://digital.library.wisc.edu/1793/7590

5 – Thorsten A. Stuetzle, Automatic Control of the 30 MWe SEGS VI Parabolic Trough Plant, Tese,Universidade de Wisconsin-Madison, USA, 2002http://minds.wisconsin.edu/bitstream/handle/1793/7638/Stuetzle02.pdf

6 – H. Price (NREL), A Parabolic Trough Solar Power Plant Simulation Model, Estudo, Janeiro 2003http://citeseerx.ist.psu.edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.122.9603&rep=rep1&type=pdf

7 – Direcção da APREN,COMENTÁRIOS DA APREN Á CONSULTA PÚBLICA DO PLANO NACIONALDE ACÇÃO PARA AS ENERGIAS RENOVÁVEIS, Publicação, 21 de Junho de 2010http://www.apren.pt/fotos/editor2/destaques/comentarios_pnaer_apren_consulta_publica.pdf

http://energia2020.fc.ul.pt/energia2020/apresentacoes/Manuel_Collares_Pereira_Energia2020.pdf

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Energia Solar Térmica para a produção de electricidade

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