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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO ESCOLA DE ENGENHARIA DE LORENA
Danilo Perucchi
Estudo da geração de energia heliotérmica por torre solar com armazenamento de calor, e análise comparativa com a matriz elétrica brasileira
Lorena 2013
Danilo Perucchi
Estudo da geração de energia heliotérmica por torre solar com armazenamento de calor, e análise comparativa com a matriz elétrica brasileira
Projeto de Monografia apresentado à Escola de Engenharia de Lorena como requisito parcial para a conclusão de Graduação do Curso de Engenharia Química. Áreas de Concentração: Termodinâmica e Engenharia Ambiental Orientador: Prof.ª Drª Janaína Ferreira Batista Leal
Lorena 2013
A meus pais e irmão, que sempre me incentivaram à busca do conhecimento e me
apoiaram por toda a minha jornada acadêmica.
iv
AGRADECIMENTOS
À Prof. Drª. Janaína Ferreira Batista Leal, orientadora, que com muita paciência e
compreensão me apoiou por todas as etapas do trabalho, desde o refinamento do tema até
as correções finais.
Aos professores responsáveis pelas matérias TCC I e II, Prof. Dr. Marco Antonio
Pereira e Prof. Dr. Marcos Villela Barcza, não só pela ajuda na escolha do tema desta
monografia, mas também pelo acompanhamento em outras duas experiências acadêmicas
marcantes, o intercâmbio acadêmico na Austrália e o estágio semestral na Petrobras.
Às universidades que me permitiram a experiência do intercâmbio, Universidade de
São Paulo e James Cook University. Foi no semestre acadêmico em Townsville,
Queensland que soube a respeito da tecnologia solar usada como tema nesta monografia.
A todos os docentes e funcionários da Escola de Engenharia de Lorena que me
permitiram os anos de estudo e experiências acadêmicas no curso de Engenharia Química,
sem os quais este trabalho não poderia ser elaborado.
A grandes amigos e parceiros de república, Paulo "Patti" e Herbert "Yoshi", que
tornaram os anos de moradia em Lorena em uma miríade de boas recordações.
v
"No reino das idéias tudo depende de entusiasmo...
...no mundo real todo o resto é perseverança."
Johann Wolfgang von Goethe (1749-1832)
vi
Resumo
Perucchi, D. Estudo da geração de energia heliotérmica por torre solar com
armazenamento de calor, e análise comparativa com a matriz elétrica brasileira.
2013. 69 f. Monografia de Conclusão de Curso - Escola de Engenharia de Lorena,
Universidade de São Paulo, São Paulo. 2013.
A busca por fontes de energia alternativas e renováveis é de interesse crescente no
mundo todo há várias décadas. Legislações governamentais e institutos de pesquisa são
dedicados cada vez mais a apoiar o desenvolvimento tecnológico de tais fontes de energia,
devido a fatores como conscientização ambiental, a busca pelo desenvolvimento
sustentável e a estabilidade de fornecimento elétrico assegurada pela maior diversidade da
matriz energética. Uma dessas fontes se caracteriza pela geração de energia elétrica à partir
do calor fornecido pela radiação solar e é denominada de energia heliotérmica. A
tecnologia envolvida é conhecida como concentração solar térmica ou CSP (Concentrating
Solar Power), a qual envolve quatro técnicas principais de captação da energia solar, cada
uma com suas vantagens e dificuldades. Neste trabalho de monografia será dado o enfoque
por uma análise descritiva a uma dessas técnicas, conhecida por alguns nomes, a saber:
torre solar, torre central, receptor central e campo de heliostatos. Serão investigadas a
tecnologia e a viabilidade econômica desta técnica desde suas primeiras aplicações
comerciais no final da década de 70, através do estudo de seus princípios básicos: espelhos
concentradores, receptor, transporte-armazenamento de calor e conversão elétrica. Por fim,
será feita uma análise comparativa com a matriz elétrica brasileira e uma estimativa de
custos para aplicação da tecnologia no Brasil, levando em conta dados das usinas
heliotérmicas atuais no mundo e as recentes iniciativas de interesse na tecnologia CSP por
parte de instituições brasileiras.
Palavras-chave: Energia heliotérmica. Torre solar. Concentração solar térmica.
vii
Abstract
Perucchi, D. Study of heliothermic power generation from solar tower with heat
storage, and comparative analysis with the Brazilian electric matrix. 2013. 69 pp.
Bachelor Thesis - Escola de Engenharia de Lorena, Universidade de São Paulo, São Paulo.
2013.
The search for alternative, renewable energy sources is of worldwide interest for
decades. Government legislation and research institutes are increasingly more dedicated to
support the technological development of such energy sources, due to factors such as
environmental awareness, the search for sustainable development and stability of electrical
supply ensured by the greater diversity of the power matrix. One of these sources is
characterized by the generation of electricity from the heat supplied by solar radiation and
is called heliothermic energy. The technology involved is known as CSP (Concentrating
Solar Power), which is associated with four main techniques for collecting solar energy,
each one with its own advantages and difficulties. In this thesis, focus will be given to a
descriptive analysis of one of these techniques, known by some names, viz.: solar tower,
central tower, central receiver and heliostat field. The technology and the economic
viability of this technique will be investigated from its first commercial applications in the
late 70's, through the study of its basic principles: concentrating mirrors, receiver, heat
storage and transport, and electrical conversion. Finally, a comparative analysis will be
carried out with the Brazilian electric matrix, and also a cost estimate for implementing the
technology in Brazil, taking into consideration current data from operational solar thermal
power stations in the world and the recent initiatives by Brazilian institutions taking
interest in the CSP technology.
Keywords: Heliothermic energy. Solar tower. Concentrated solar thermal.
viii
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Modelos e características dos vários coletores de energia solar......................... 6
Tabela 2 - Características de desempenho demonstrado por plantas CST em operação...... 7
Tabela 3 - Fluidos de transferência disponíveis para aplicações em CST......................... 11
Tabela 4 - Empreendimentos de geração de energia elétrica no país em 2008 ................. 14
Tabela 5 - Composição de custos diretos e indiretos da planta solar no SAM.................. 32
Tabela 6 - Comparação de resultados entre projetos simulados com SAM ...................... 34
Tabela 7 - Decisões de projeto que influenciaram o fator de capacidade ......................... 35
Tabela 8 - Resultados selecionados da simulação no SAM da planta empírica de calhas
parabólicas com dados do projeto de Petrolina. Adaptado pelo autor ............................... 41
ix
Lista de Figuras
Figura 1 - Plantas solares heliotérmicas PS10 (10 MW, 148 acres, 2007, ao fundo) e PS20
(20 MW, 210 acres, 2009) em Sevilha, Espanha. ............................................................... 2
Figura 2 - Diagrama esquemático de uma planta heliotérmica com uso de torre solar, sais
fundidos e armazenamento de calor ................................................................................... 3
Figura 3 - Processos de aproveitamento e conversão da energia solar. .............................. 5
Figura 4 - Diagrama esquemático da planta solar PS-10 com geração direta de vapor..... 10
Figura 5 - Diagrama esquemático da planta solar Gemasolar (Espanha).......................... 11
Figura 6 - Temperatura (T) vs. Entropia (s) do ciclo reversível de Rankine (esquerda) e
comparação com o ciclo de Carnot (direita).. .................................................................. 12
Figura 7 - Matriz elétrica brasileira, ano de 2010. ...........................................................14
Figura 8 - Áreas potenciais para desenvolvimento de projetos heliotérmicos CSP........... 15
Figura 9 - Esquemático do modelo base utilizado pelo simulador SAM. Legendas:
1) Superaquecedor, 2) Evaporador, 3) Pré-aquecedor ...................................................... 18
Figura 10 - Resultado da seção transversal do campo solar, calculada pela ferramenta
Optimization Wizard integrada ao SAM. ......................................................................... 22
Figura 11 - Ciclos termodinâmicos Rankine com eficiência de conversão superiores ao do
ciclo Rankine tradicional. (a) Vapor Superaquecido, (b) Reaquecimento e Regeneração de
Vapor, (c) Vapor Supercrítico.......................................................................................... 25
Figura 12 - Ciclos termodinâmicos de gases utilizados em pesquisas CSP. ..................... 26
Figura 13 - Tecnologia Thermocline. (a) Corte longitudinal do tanque de leito fixo; (b)
Distribuição térmica em escala após 30 h......................................................................... 28
Figura 14 - Distribuição de produção de energia (kWh) por mês..................................... 37
Figura 15 - Fluxo energético anual de cada etapa da planta heliotérmica......................... 38
Figura 16 - Levelized Costs of Energy reais empilhados totalizando 24,04 US ¢/kWh..... 39
Figura 17 - Levelized Costs of Energy reais estratificados em setores.............................. 39
Figura 18 - Vista aérea da planta heliotérmica de torre solar Gemasolar (1,7732 km²). ... 40
x
Sumário
Resumo ........................................................................................................................... vi
Abstract .........................................................................................................................vii
Lista de Tabelas............................................................................................................viii
Lista de Figuras.............................................................................................................. ix
1. Introdução ................................................................................................................... 1
1.1. Justificativa ........................................................................................................... 2
1.2. Objetivos ............................................................................................................... 3
2. Revisão Bibliográfica................................................................................................... 4
2.1. Energia Solar ........................................................................................................ 4
2.2. Concentração Solar Térmica................................................................................ 5
2.2.1. Tecnologia de Torre Solar ............................................................................. 8
2.3. Matriz Elétrica Brasileira................................................................................... 13
3. Metodologia ............................................................................................................... 16
4. Desenvolvimento........................................................................................................ 17
4.1. Uso do software simulador System Advisor Model.............................................. 17
4.1.1. Localização e dados meteorológicos ............................................................ 19
4.1.2. Campo de heliostatos ................................................................................... 20
4.1.3. Torre e recebedor......................................................................................... 23
4.1.4. Ciclo de Potência.......................................................................................... 24
4.1.5. Armazenamento Térmico ............................................................................ 27
4.1.6. Perdas inerentes e desgaste.......................................................................... 30
4.1.7. Aspectos econômicos .................................................................................... 31
4.2. Resultados das Simulações ................................................................................. 33
4.2.1. Consideração comparativa sobre Projeto anunciado de Petrolina ............ 40
5. Conclusão................................................................................................................... 42
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 43
Anexo A - Escolha da configuração de projeto no SAM. ......................................... 49
Anexo B - Algumas das variáveis meteorológicas de Petrolina, PE, explicitadas no
SAM. .......................................................................................................................... 50
Anexo C - Etapa "Campo de Heliostatos" no SAM. Destaque para o Optimization
Wizard (direita) e o diagrama de distribuição de heliostatos no campo solar. ....... 51
xi
Anexo D - Etapa "Torre e Recebedor" no SAM. Destaque para as dimensões
otimizadas e o HTF selecionado. ............................................................................... 52
Anexo E - Etapa "Ciclo de Potência" no SAM. Planta projetada para geração de 20
MWe........................................................................................................................... 53
Anexo F - Etapa "Armazenamento Térmico" no SAM. TES Duplo Tanque e
Uniformizado. ............................................................................................................ 54
Anexo G - Etapas agregadas de perdas e desgastes, no SAM. ................................. 55
Anexo H - Etapas agregadas de Aspectos Econômicos no SAM. Destaque aos
valores nas linhas à esquerda. ................................................................................... 56
Anexo I - Fluxograma de Engenharia: Projeto NREL t. 8, I/II. Fonte: Turchi e
Heath (2013). Adaptado pelo autor........................................................................... 57
Anexo J - Fluxograma de Engenharia: Projeto NREL t. 8, II/II. Fonte: Turchi e
Heath (2013). Adaptado pelo autor........................................................................... 58
1
1. Introdução
O uso de energia solar para os mais diversos fins permeia a história da humanidade,
e muito antes de começarmos a utilizá-la diretamente, os humanos já entendiam que o Sol
era responsável por muitos dos fenômenos naturais e fonte de vida (KALOGIROU, 2009).
Na antiguidade, é creditado a Arquimedes o uso de espelhos ou escudos refletores para
concentrar a radiação solar em foco, visando queimar a frota de embarcações inimigas. No
século XVIII Lavoisier desenvolveu a fornalha solar capaz de atingir 1750 °C, usada para
fundição de metais (LODI, 2011 apud MALAGUETA, 2012). Máquinas a vapor de baixa
pressão (abastecidas pela energia solar térmica capturada) surgiram na França do século
XIX, com destaque a uma impressora à pressão de vapor que usando energia solar
demonstrou capacidade de impressão de 500 cópias por hora (RAGHEB, 2011 apud LODI,
2011). Os progressos tecnológicos continuaram mais frequentes, e apenas há cerca de 40
anos que tais técnicas foram investigadas para o início da exploração da energia solar com
a finalidade de geração de energia elétrica (KALOGIROU, 2009).
Segundo Ragheb (2011), a crise do petróleo da década de 70 despertou interesse no
desenvolvimento de fontes alternativas de geração de energia, e apenas então que a
tecnologia de coletores térmicos foi utilizada para produção comercial de energia elétrica,
com a primeira planta instalada no Novo México em 1979. Também na década de 70 na
Espanha surgiu a Plataforma Solar de Almería (PSA) por meio de incentivos a pesquisa e
desenvolvimento em concentradores solares (MINISTERIO DE CIENCIA E
INNOVACIÓN, 2011). As primeiras plantas comerciais com uso de concentradores
solares parabólicos foram as SEGS (Solar Electric Generating System), numeradas de I
(1985) a IX (1991), apresentaram capacidade de geração elétrica entre 14, 30 e 80 MWe,
totalizando 354 MWe (LODI, 2011).
Com a queda do preço do petróleo após 1986, o desenvolvimento tecnológico de
usinas heliotérmicas sofreu uma diminuição temporária, mas apenas até o final da década
de 90, quando foram criados incentivos e leis por parte dos governos americano e espanhol
em beneficio de plantas de energias renováveis, como tarifas diferenciadas e descontos,
favorecendo o retorno de pesquisas e desenvolvimento de plantas heliotérmicas
(MALAGUETA, 2012). O CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas
Medioambientales y Tecnológicas), órgão responsável pelo PSA na Espanha, continua com
parcerias em tecnologias de plantas solares até a atualidade, com a torre solar PS10,
2
mostrada na Figura 1, sendo a primeira a operar comercialmente no mundo com
capacidade de geração de 10 MWe (MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN, 2011).
Figura 1 - Plantas solares heliotérmicas PS10 (10 MW, 148 acres, 2007, ao fundo) e PS20
(20 MW, 210 acres, 2009) em Sevilha, Espanha. Fonte: ABENGOA, (2011). 1.1. Justificativa
As atividades envolvendo uso das tecnologias de concentração solar térmica têm
crescido continuamente nos últimos anos, o que confirma a validade desta forma de
geração de energia. Com os avanços de projetos de pesquisas e programas de apoios de
governos em 20 países (maiores contribuições dos EUA, Espanha, Austrália, Índia, China e
Marrocos), a capacidade de geração elétrica mundial por plantas heliotérmicas subiu de
430 MW para 14,5 GW agregada por projetos em vários estágios de desenvolvimento,
entre os anos de 2008 e 2010 (RICHTER et. al, 2009, EERE, 2010 e LODI, 2011).
No Brasil, o MME (Ministério de Minas e Energia) demonstrou interesse nas
tecnologias de geração heliotérmica em 1995 ao entrar em contato com o IEA/SolarPACES
(International Energy Agency/Solar Power and Chemical Energy Systems), e no ano de 1997
foi realizada uma missão de pesquisa preliminar denominada START (Solar Thermal Analysis,
Review and Training) (IEA/SolarPACES, 1998). Em 2012 foi feita uma cooperação entre
Finep (Financiadora de Estudos e Projetos Técnicos), Sectec (Secretaria de Ciência e
3
Tecnologia), Cepel (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica), UFPE e Petrobras, para
financiamento e pesquisa em projeto de análise crítica de geração de energia elétrica por uma
planta heliotérmica de calhas parabólicas no Brasil, com um investimento de R$ 27,5 milhões
em uma planta piloto de concentradores solares em Petrolina, no Vale do São Francisco
(CTGAS, 2012).
Os princípios da conversão de energia nas tecnologias CSP são relativamente
simples, pois a termodinâmica envolvida se assemelha à geração elétrica de qualquer
termelétrica, diferenciando-se na fonte de captação energética e nos meios de
armazenamento de calor. Um desenho esquemático do funcionamento da uma planta de
torre solar é mostrado na Figura 2.
Figura 2 - Diagrama esquemático de uma planta heliotérmica com uso de torre solar, sais fundidos e armazenamento de calor. (Fonte: http://www.earthpm.com/tag/solar-tower/)
1.2. Objetivos
O objetivo geral do trabalho é descrever a ciência envolvida na tecnologia CSP de
geração de energia heliotérmica por torre solar, uma fonte alternativa de energia renovável
e ambientalmente compatível, visando ampliar o conhecimento da tecnologia na
comunidade acadêmica nacional com uma abordagem majoritariamente qualitativa.
Os objetivos específicos são:
4
• Realizar uma análise descritiva das tecnologias CST, com enfoque na torre
solar com sistema complementar de armazenamento de calor;
• Desenvolver um projeto de planta heliotérmica com o uso de um software
simulador;
• Comparar projetos encontrados na literatura com o simulado neste trabalho,
comentando e avaliando os vários aspectos técnicos e econômicos dos
projetos e a possibilidade de aplicação desta tecnologia no país.
2. Revisão Bibliográfica
2.1. Energia Solar
A radiação solar pode ser definida, em especial propósito de estudo da radiação
térmica, como energia eletromagnética de onda curta composta em média por 2 % de
ultravioleta, 41 % de luz visível e 57 % de infravermelho (FROTA & SCHIFFER, 2003
apud BASSO, 2008).
A energia irradiada pelo sol que atinge a atmosfera terrestre é considerada estável e
constante, e denominada constante solar relativa, com seu valor médio da distribuição na
atmosfera do planeta sendo 1.367 W/m². A irradiação solar 'E' é definida pela capacidade
de transmitir uma potência 'φ' de 1 kW a uma superfície de 1 m². Uma irradiação em
determinado ponto ocorrente por um período de tempo resulta em uma energia solar
mensurável na unidade de kWh (GREENPRO, 2004).
Desta irradiação, entretanto, boa parte é perdida por diversos fatores. Considera-se
uma perda de 30 % de irradiação que é refletida de volta ao espaço, mais 20 % é absorvida
ou refletida por nuvens e moléculas do ar. Consideradas tais perdas há a definição da
radiação direta incidente, ou DNI (Direct Normal Irradiance), que varia dependendo da
latitude, ventos e intensidade de nuvens. O consumo de energia no mundo em 2010 foi
próximo de 500 EJ, isto é, 5 x 1020 J, e a somatória de toda a energia solar anual irradiada,
considerando todas as perdas (inclusive os 75 % da superfície coberta por oceanos, onde a
energia não teria como ser aproveitada), é próxima de 7,6 x 10²³ J. Sendo assim, a
transformação em energia elétrica de menos de 0,1 % de toda a irradiação solar anual
poderia suprir a demanda energética mundial (KALOGIROU, 2009 e CHEN, 2011).
5
A energia solar é utilizada para várias finalidades, como aquecimento direto,
secagem, refrigeração, estufas, dessalinização e geração de energia (BASSO, 2008). O
princípio de aproveitamento da energia solar pode ser de forma direta (energia térmica) ou
indireta (células fotovoltaicas), e ainda se seguir a forma direta, pode-se subdividir em
forma passiva (finalidade direta de aquecimento e arrefecimento), e em forma ativa, na
qual há a transferência da radiação solar feita por coletores solares para um fluido de
aquecimento (PEREIRA, 2010). Coletores não-concentradores interceptam e absorvem
radiação na mesma área, operando a baixas temperaturas (30 a 200 °C), enquanto que
coletores concentradores possuem superfícies refletoras que focam toda a radiação
recebida em uma área muito menor, alcançando altas temperaturas (60 a 2000 °C)
(KALOGIROU, 2009). A Figura 3 mostra tais ramificações, evidenciando em específico
qual a subdivisão dos estudos de energia solar ao qual este trabalho se dedica.
Figura 3 - Processos de aproveitamento e conversão da energia solar.
Fonte: Pereira (2010). Adaptado pelo autor.
2.2. Concentração Solar Térmica
Segundo IT Power (2012), o acrônimo CSP (Concentrating Solar Power ou ainda
Concentrated Solar Power) refere-se às tecnologias que usam da concentração da radiação
térmica solar a um receptor linear ou pontual para geração de energia elétrica. De acordo
com tal classificação, existem na verdade cinco tecnologias CSP. A separação posterior é
feita entre um sistema que usa geração fotovoltaica, CPV (Concentrating Photovoltaic),
Energia Solar
Direta (Térmica) Indireta (Elétrica)
Fotovoltaica Passiva Ativa
Coletores não-Concentradores
Coletores Concentradores
6
denominado especificamente como Lentes Fresnel, e os outros quatro sistemas de geração
heliotérmica em que fluidos trocam calor até que algum fluido gera eletricidade seguindo
princípios termodinâmicos turbina-gerador, tradicionalmente em ciclo Rankine de vapor
d'água superaquecido. Estes quatro sistemas, definidos como CST (Concentrated Solar
Thermal ou ainda Concentrating Solar Thermal Power), são: Refletor Linear Fresnel
(LFR); Calha Parabólica ou Cilindro-Parabólico; Tecnologia Torre Solar ou Receptor
Central ou Campo de Heliostatos e Disco Parabólico ou Disco Stirling.
A Tabela 1 expõe as tecnologias de coletores solares.
Tabela 1 - Modelos e características dos vários coletores de energia solar Mecanismo Motor
do Coletor Coletor Receptor Taxa de Concentração*
Faixa de Temperatura (°C)
Solar Plano Plano 1 30 a 80
Tubular à Vácuo Plano 1 50 a 200
Est
aci
oná
rio
1 a 5 60 a 240 Parabólico
Composto Tubular
5 a 15 60 a 300
Refletor Linear
Fresnel Tubular 10 a 40 60 a 250
Calha Cilíndrica Tubular 15 a 50 60 a 300
Ra
stre
am
ent
o
em
1 e
ixo
Calha Parabólica Tubular 10 a 85 60 a 400
Disco Parabólico Pontual 600 a 2000 100 a 1500
Ra
stre
am
ent
o
em
2 e
ixos
Campo de
Heliostatos
Pontual
(Torre Solar) 300 a 1500 150 a 2000
Fonte: Kalogirou (2009). Adaptado pelo autor.
Ainda outros três sistemas são mencionados, mas principalmente por serem
constituídos de coletores estáticos tornam-se insatisfatórios para sistemas de geração de
energia elétrica: Coletor Solar Plano; Tubular a Vácuo e Coletor Parabólico Composto
(CPC). Coletores solares concentradores são usados em plantas heliotérmicas pois a
*A taxa de concentração é a razão da área de abertura do plano perpendicular ao raio incidente dos coletores sobre a área de absorção do receptor. A radiação solar incide em uma área grande e é refletida em uma área muito menor (KALOGIROU, 2009).
7
concentração da radiação térmica refletida deve ser alta, permitindo condições
termodinâmicas de vapor d'água (temperatura, entropia, pressão) suficientes para que o
sistema turbina-gerador produza energia elétrica (PEREIRA, 2010).
O mecanismo motor do coletor também influencia consideravelmente na eficiência
térmica do sistema, pois tais coletores seguem o trajeto do Sol visando a maior incidência
de irradiação solar durante todo o dia. Sistemas com rastreamento em um eixo movem-se
leste-oeste em angulações apropriadas para que os coletores concentrem a radiação em
uma linha focal, em que um sistema de receptor tubular receberá o calor. Já sistemas com
rastreamento em dois eixos ajustam-se constantemente para coletar maior irradiação e
retorná-la a um ponto, usando sistemas de receptor pontual (Stirling e Torre Solar) com
muito maior eficiência de concentração térmica (LODI, 2011).
Outros fatores influenciam na variedade de resultados obtidos, como por exemplo a
escolha do fluido de transferência, podendo ser água, óleo mineral, ar ou sais fundidos,
cada um com diferentes condutividades, estabilidades térmicas e técnicas de
armazenamento de calor diferenciadas. Também há a influência do ciclo de arrefecimento
do vapor, se é úmido ou seco, definindo gastos de água e eficiência solar-elétrica. Por fim,
a disposição das tecnologias de planta para planta pode diferenciar dos resultados
associados a cada técnica (PHILIBERT et. al, 2010)
As tecnologias estão em constante avanço, mas com uma coleta de dados é possível
comparar resultados práticos recentes (Tabela 2) além dos conceitos técnicos supracitados
(Tabela 1).
Tabela 2 - Características de desempenho demonstrado por plantas CST em operação
Parâmetro Calha Parabólica Refletor Fresnel Torre Solar Disco Parabólico
Capacidade (MW)
10 a 200 10 a 200 10 a 150 0,01 a 0,40
Taxa de Concentração
70 a 80 25 a 100 300 a 1000 1000 a 3000
Eficiência de pico solar (%)
21 20 20 29
Eficiência solar-elétrica (%)
10 a 15 9 a 11 15 a 30 20 a 30
Área Ocupada grande médio médio pequeno
Fonte: Kalogirou (2009) e Philibert et. al (2010) apud Lodi (2011). Adaptado pelo autor.
8
As variações de cada parâmetro existem pois os dados foram obtidos de plantas
instaladas em várias escalas e com usos de diversas tecnologias e recursos. Capacidade se
refere ao potencial de geração elétrica, e no caso de Disco Parabólico é tão reduzido pois é
considerada a capacidade de geração de um único sistema (parabólica de espelhos e motor
Stirling). Capacidade e taxa de concentração podem depender, no caso de torre solar,
principalmente da quantidade de heliostatos instalados e da DNI do local da planta.
A eficiência de pico solar é a porcentagem de energia solar absorvida para os
fluidos de transferência durante período de máxima DNI, e a eficiência solar-elétrica é
definida como a geração de energia elétrica sobre a irradiação solar total refletida. A área
ocupada é comparada entre as tecnologias CST em grande, médio e pequeno, pois
comparações numéricas diretas entre plantas com projetos e capacidade de geração
diferentes não foram consideradas realistas, entretanto se forem atribuídos valores
numéricos, seriam em área de reflexão dos espelhos dividida pela capacidade de geração
de cada planta heliotérmica.
Essencialmente os ciclos termodinâmicos envolvidos têm as mesmas eficiências
que uma planta termelétrica a vapor tradicional, entretanto a eficiência solar-elétrica é
reduzida pois há perdas inerentes às transformações intermediárias de energia solar para
energia térmica no receptor e no fluido de transferência, para depois a energia térmica ser
transformada em energia elétrica através dos ciclos de energia turbina-gerador
(KALOGIROU, 2009).
A área ocupada pode ser vista em escala com as plantas existentes: as SEGS, que
utilizam calhas parabólicas, 6,5 km² para 354 MW de geração nominal, é considerada área
grande, enquanto que a planta Gemasolar, tem área de campo de heliostatos de 1,85km²
para 19,9 MW de geração nominal (GEMASOLAR, 2011), é considerada área média.
2.2.1. Tecnologia de Torre Solar
Designou-se vários nomes a essa técnica de concentração solar térmica em
específico devido às suas peculiaridades.
Campo de Heliostatos, por ser a única que utiliza de um conjunto de centenas de
heliostatos, cada um com quatro espelhos refletores planos ou levemente côncavos de 50 a
150 m² cada, espaçados entre si em um grande campo que circunda a torre receptora. Tais
espelhos possuem um sistema de rastreamento de dois eixos que através do movimento
independente, controlado por um programa computacional, buscam constantemente a
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maior irradiação solar e o foco dos raios refletidos precisamente direcionado ao receptor.
Tamanha precisão resulta em custos em tecnologias elevados, mas também, como
mostrado nas Tabelas 1 e 2, uma capacidade de concentração de 10 a 200 vezes maior que
as tecnologias predecessoras, atingindo temperaturas de 800 °C a 1000 °C (KALOGIROU,
2009, PHILIBERT et. al, 2010, PEREIRA, 2010, e RICHTER et. al, 2009).
Torre de concentração ou receptor central ou torre solar são denominações mais
conhecidas, notavelmente pois a uma primeira vista é o que mais se destaca na planta
heliotérmica, e também pelo seu principio único de ser composta por uma única central
receptora para centenas de coletores, enquanto que suas tecnologias irmãs usam vários
receptores para cada conjunto de concentradores (KALOGIROU, 2009, PHILIBERT et. al,
2010, e LODI, 2011).
O receptor é composto por material adequado e ajustado à eficiente absorção da
radiação térmica, convertendo energia solar radiativa em térmica. O sistema suporta e
transfere as altas temperaturas para um fluido de transferência térmica, podendo este ser ar,
vapor d'água ou mistura de sais fundidos (LODI, 2011, RICHTER, 2009 e KALOGIROU,
2009). Segundo Ambrosini et. al (2011), é essencial que o revestimento do receptor seja
feito com material que tenha alta absorbância solar seletiva (absorve mais que 95% do
espectro solar), baixa emitância térmica (idealmente menos de 30% de emissão do calor
recebido em ondas infra-vermelho), resistência à corrosão do ar e custo reduzido. Para o
caso específico de plantas do tipo torre solar, o material tem que resistir a temperaturas
superiores a 600 °C sem grande aumento da emitância térmica. A tecnologia atual mais
utilizada (Pyromark High Temperature Paint) possui absorbância de 0,95 e emitância de
0,8, mas outros materiais estão em etapas de teste por laboratórios que estudam a
tecnologia CSP com uso de receptores centrais ou torres solares (AMBROSINI, 2011).
O fluido pode ser diretamente enviado a turbinas a vapor conectadas a geradores
elétricos, ou indiretamente passando por tanques armazenadores de calor e quando
necessário são bombeados a trocadores de calor com o vapor d'água que irá alimentar o
ciclo Rankine de vapor (RICHTER, 2009 apud LODI, 2011, CHEN, 2011 e
KALOGIROU, 2009).
O modelo de torre solar constitui-se das seguintes operações: a radiação solar
incide sobre centenas de espelhos, denominados heliostatos e juntos formam um campo
solar. Os heliostatos são capazes de mover-se acompanhando o movimento do sol, sempre
refletindo tal radiação em um ponto especifico, no topo da torre solar. O receptor presente
no topo da torre suporta as altas temperaturas da radiação solar concentrada e transmite o
10
calor para um fluido de trabalho, o qual pode ser uma mistura de sais fundidos, óleo
mineral, vapor d'água ou ar. O fluido aquecido é enviado para tanques de armazenamento
de calor e à medida que há necessidade de geração de eletricidade, o fluido é enviado a
trocadores de calor com sistemas de vapor d'água. O vapor superaquecido gira turbinas,
gerando energia mecânica. Geradores associados às turbinas enfim transformam a energia
recebida em eletricidade.
Duas plantas em atividade na Espanha demonstram a maleabilidade na escolha do
fluido de transferência. A planta solar "PS10" (Figura 4) tem capacidade de geração de 11
MW e utiliza vapor como fluido de troca térmica. Também possui sistema de
armazenamento de calor, sendo o calor mantido em leito fixo dentro do tanque
(ABENGOA, 2011). Outra planta, "Gemasolar" (Figura 5) tem capacidade de geração de
19,9 MW e utiliza sais fundidos como fluido de transferência, e devido às propriedades
físicas da mistura de sais, o próprio fluido é o meio de armazenamento de calor, podendo
armazenar por 15 horas para uso durante a noite ou períodos nublados (PSA, 2011 apud
LODI, 2011).
Figura 4 - Diagrama esquemático da planta solar PS-10 com geração direta de vapor.
Fonte: ABENGOA (2012). Adaptado pelo autor.
11
Figura 5 - Diagrama esquemático da planta solar Gemasolar (Espanha).
Fonte: http://www.psa.es (2011), adaptado por LODI (2011).
Segundo Raade (2011), a escolha do fluido de transferência influencia na eficiência
global do ciclo termodinâmico para geração de eletricidade, e as principais características
desejadas são: alta estabilidade térmica; baixa pressão de vapor na faixa de temperatura
utilizada; alta capacidade térmica (para que o armazenamento de calor seja viável); ponto
de fusão mais baixo possível (para redução de custos na prevenção da solidificação nas
tubulações); alta densidade; baixa viscosidade; compatibilidade química com aços e custos
compatíveis com o projeto. O armazenamento de calor pode ocorrer de forma direta, no
fluido de transferência, ou de forma indireta, na qual o fluido troca calor com os tanques de
acumulação e tais tanques são paralelamente conectados ao sistema de geração de vapor
(EPE, 2012). A Tabela 3 demonstra as principais características de fluidos apropriados
para uso de forma direta em plantas de CSP.
Tabela 3 - Fluidos de transferência disponíveis para aplicações em CST
Nome Componentes Ponto de Fusão (°C)
Estabilidade Térmica (°C)
VP-1 / Dowtherm A Óxido de Difenila e Bifenil 12 400 Hitec XL Nitratos de sódio, cálcio e potássio 120 500
Hitec Nitratos de sódio e potássio, nitrito
de sódio 142 538
Hitec Solar Salt Nitratos de sódio e potássio 240 593 Fonte: Raade (2011). Adaptado pelo autor.
12
As misturas de sais são especialmente interessantes para plantas do tipo torre solar
pois a estabilidade térmica requerida pelas condições operacionais está acima de 500 °C, e
tais misturas utilizam de princípios de mistura eutética para localizar a composição de
menor ponto de fusão e maior estabilidade térmica. Misturas eutéticas podem ser binárias,
ternárias ou quaternárias, e influenciam nas forças intermoleculares reduzindo a variação
de entalpia da mistura ou aumentam a desordem estrutural durante a fusão aumentando a
variação de entropia, ambos efeitos reduzindo a temperatura de fusão da mistura (RAADE,
2011).
Outro fator importante das misturas de sais fundidos é a alta performance em
armazenamento de calor devido à alta capacidade térmica. A mistura mais usual em torre
solar é constituída por 60 % nitrato de sódio e 40 % nitrato de potássio, podendo operar
idealmente (eficiência de armazenamento em 99 %) próximo de 585 °C, com inicio de
decomposição a nitritos, os quais aceleram corrosão das tubulações, acima de 600 °C
(GILL et. al, 2011).
Temperaturas elevadas são sempre desejadas pois há aumento de eficiência do ciclo
energético quanto maior for a temperatura. Segundo Patel (2006), a máxima eficiência
termodinâmica teórica envolvida pode ser exposta pela eficiência do ciclo de Carnot,
apesar de que na prática o ciclo mais condizente com o sistema de geração de vapor de
princípio termoelétrico é o ciclo de Rankine. A eficiência do ciclo de Carnot é
simplesmente a diferença entre as temperaturas mínima e máxima do processo, dividida
pela temperatura máxima do processo.
Segundo Balmer (2011), o ciclo de Rankine é a representação termodinâmica de
um ciclo de motor a vapor sob pressão. Sem superaquecimento o ciclo ideal de Rankine é
próximo do ciclo reversível de Carnot, como visto na Figura 6.
Figura 6 - Temperatura (T) vs. Entropia (s) do ciclo reversível de Rankine (esquerda) e
comparação com o ciclo de Carnot (direita). Fonte: Balmer (2011). Adaptado pelo autor.
13
Na Figura 6 são mostradas as etapas do ciclo termodinâmico, representados como
pontos numerados no plano cartesiano. Tais etapas também são processos diferentes na
usina geradora. A etapa 1-2s representa a passagem do vapor pela turbina, que é expandido
e perde calor, enquanto o movimento gerado pela turbina (trabalho produzido) é
transmitido ao pistão que é conectado ao sistema gerador de energia elétrica. Na etapa 2-3
o vapor perde o restante de calor latente, tornando-se líquido saturado em condensadores e
é pressurizado para a entrada na caldeira. As etapas 4s-4-1 englobam a troca de calor e
pressurização do fluido de trabalho no sistema de geração de vapor (BALMER, 2011)
Devido à dificuldade do ciclo Rankine em se bombear vapor de volta ao boiler (no
caso da planta geratriz tipo torre solar, a caldeira ou boiler seriam os trocadores de calor
com o fluido de transferência, durante a geração de vapor), o vapor depois de passar pela
turbina retorna ao estado de líquido saturado após trocar calor em um condensador externo
por arrefecimento úmido (consumo de água de refrigeração) ou por arrefecimento seco,
com uso de ventilação a ar para o resfriamento. O bombeamento do líquido de volta para o
sistema de troca térmica ocorre pressurizado, mantendo a temperatura de entrada no
gerador de vapor muito próxima da temperatura de saída do condensador (BALMER,
2011). A eficiência térmica do processo é a diferença entre o trabalho gerado e o trabalho
exigido no bombeamento, divididos pelo calor fornecido nos trocadores.
A turbina a vapor transforma a energia térmica do vapor pressurizado - também
expandindo-o e reduzindo a pressão do sistema - gerando energia mecânica pela impulsão
do vapor na turbina. A turbina por sua vez conectada a um gerador elétrico transfere a
energia mecânica por um eixo ao sistema de bobinas em fase, que gera corrente direta, esta
por fim é transformada em corrente alternada no alternador e enviada à rede elétrica
(PATEL, 2006).
2.3. Matriz Elétrica Brasileira
A geração de energia elétrica no Brasil em 2010 foi de 509,2 TWh. O consumo foi
de 455,7 TWh. Cerca de 86 % de toda energia elétrica que abastece o país é proveniente de
fontes renováveis (BEN, 2011). A produção de energia elétrica no mundo todo foi de
18.930 TWh no ano de 2006, sendo menos de 19 % gerados por fontes renováveis
(ANEEL,2008).
A oferta interna de energia elétrica brasileira é mostrada na Figura 7, e os
empreendimentos públicos em operação são mostrados na Tabela 4.
14
Figura 7 - Matriz elétrica brasileira, ano de 2010. Fonte: BEN (2011).
Tabela 4 - Empreendimentos de geração de energia elétrica no país em 2008
Tipo Quantidade Potência Outorgada (MW)
%
Central Geradora Hidrelétrica 227 120 0,11 Central Geradora Helioelétrica 17 272,65 0,26 Pequena Central Hidrelétrica 320 2.399,6 2,29
Central Geradora Solar Fotovoltaica
1 0,02 ~0
Usina Hidrelétrica de Energia 159 74.632,63 71,2 Usina Termelétrica de Energia 1042 25.383,92 24,22
Usina Termonuclear 2 2.007 1,92 Total 1768 104.815,83 100
Fonte: ANEEL (2008). Adaptado pelo autor.
A Tabela 4 soma todas as usinas elétricas em operação no Brasil em 2008, a
quantidade de cada tipo de usina, a potência ou capacidade de geração de todas as usinas
de cada tipo, e a contribuição em porcentagem no total de energia produzida. No ano do
levantamento pela ANEEL, têm-se menos de 0,3 % em geração elétrica à partir de
tecnologias eólicas e fotovoltaicas, mostrando a lenta inclusão de novas fontes de energia
renovável no país. Entretanto os 24,22 % de energia elétrica gerada à partir de usinas com
tecnologia termelétrica pode ser um fator que facilite o uso futuro de tecnologias CSP,
visto que metade da planta é semelhante a uma usina termelétrica, de tecnologia
desenvolvida e amplamente conhecida.
Em 2010 o Brasil revelou uma capacidade de geração de 113.327 GW. O destaque
de geração de energia elétrica foi em uma fonte renovável: a energia eólica teve um
15
aumento de potência instalada anual de 54,1 % com 928 MW ao final de 2010, e um
aumento de consumo de 75 % totalizando 2176,6 GWh produzidos (BEN, 2011).
Não há até o momento no país instalações que utilizem de concentração solar
térmica, apenas o projeto recém anunciado de Petrolina, mencionado anteriormente
(CTGAS, 2012). O Brasil possui áreas bastante apropriadas para o desenvolvimento de
pesquisas e projetos de plantas heliotérmicas, devido à alta irradiação solar anual DNI no
país. Segundo Staley et. al (2009) apud Lodi (2011), o mínimo de energia solar
concentrada para a produção de energia elétrica em uma planta CSP comercial ocorre à
partir de DNI's de 2000 kWh/m²/ano, e o território nacional apresenta algumas áreas
viáveis tanto em irradiação solar quanto em baixa nebulosidade, como mostra a Figura 8.
Figura 8 - Áreas potenciais para desenvolvimento de projetos heliotérmicos CSP
Fonte: Pereira e Lima (2008) apud LODI (2011). Adaptado pelo autor.
16
3. Metodologia
O trabalho de monografia seguiu a estrutura de uma pesquisa bibliográfica, de
natureza básica e descritiva das tecnologias de geração de eletricidade através de planta
geratriz heliotérmica do tipo torre solar. Tanto o estudo técnico qualitativo da ciência
envolvida quanto a análise comparativa com outras fontes da matriz elétrica brasileira
foram feitos através de: livros-texto de engenharia e específicos de energia solar térmica;
reportagens de instituições com pesquisa e desenvolvimento no setor pelo mundo;
pesquisas realizadas por empresas estrangeiras de geração elétrica que utilizam torres
solares; artigos e periódicos submetidos tanto por institutos quanto universidades, e um
software simulador.
A coleta de dados foi feita através da revisão da literatura e se constitui por:
pesquisa aprofundada em bancos de dados acadêmicos como ScienceDirect, Scielo,
BDTD, Google Acadêmico, Springer e outras fontes de pesquisa acessíveis à USP; contato
com empresas e instituições nacionais e internacionais envolvidas com pesquisas da
tecnologia estudada; busca por dados atualizados da matriz elétrica brasileira e pesquisar o
interesse de grupos nacionais na realização de projetos relacionados com energia
heliotérmica. Os dados levantados na revisão bibliográfica fazem parte da coleta e
apresentação da literatura, e análises de dados mais específicos constituem o
desenvolvimento da pesquisa bibliográfica.
A análise de dados, resultado de leitura, organização de idéias e construção lógica,
é apresentada de forma sucinta, visando a descrição e entendimento da ciência com os
avanços tecnológicos práticos das pesquisas realizadas em cada aspecto relevante a plantas
de energia tipo torre solar, em complemento ao conteúdo mencionado na revisão da
literatura. Análises comparativas entre tecnologias e custos utilizam bases hipotéticas
devido à dificuldade de assumir valores precisos das tecnologias e seus custos de compra
para o Brasil, ainda assim foi possível desenvolver interpretações quanto à compatibilidade
econômica, geográfica e ambiental para aplicação da tecnologia no país. A etapa de
análise, atrelada ao desenvolvimento do trabalho usa o software simulador de energias
renováveis System Advisor Model (SAM) como base estrutural e comparativa para discutir
sobre cada aspecto relevante da planta heliotérmica do tipo torre solar.
17
4. Desenvolvimento
4.1. Uso do software simulador System Advisor Model
O software simulador utilizado, desenvolvido por National Renewable Energy
Laboratory, é de acesso e uso público em sua versão mais recente (SAM version
2013.9.20, setembro/2013), e possui um banco de dados para auxiliar a simulação de
projetos de diversas plantas de energia renovável, com dezenas de modelos de base. Em
adição aos manuais de uso disponíveis na página do desenvolvedor (NREL, 2013), o
relatório técnico de Turchi e Heath (2013), e a dissertação de Lodi (2011), foram
referências para o uso e aplicação do programa.
Os modelos utilizados foram CSP Molten Salt Power Tower (Tipo de geração
heliotérmica por torre solar com sais fundidos) e o financiamento básico Independent
Power Producer, que permite alterações em aspectos financeiros da planta (ANEXO A).
Segundo Turchi e Heath (2013), o modelo de base que é carregado no simulador
após escolha da tecnologia possui configuração próxima à da planta considerada "estado da
arte" da tecnologia CSP de torre solar, comissionada em 2011 na Espanha, Gemasolar de
19,9 MWe. A planta consiste das seguintes características: coletores heliostatos de espelhos
planos de 116 m²; receptor circular 360°; Fluido de transferência de calor (ou HTF, Heat
Transfer Fluid) sendo uma mistura eutética binária Nitrato de Sódio 60 % - Nitrato de
Potássio 40 %; armazenagem do HTF tipo duplo tanque; ciclo Rankine de vapor
superaquecido com possibilidade de reaquecimento e regeneração do sistema de vapor e
condensador operando com arrefecimento úmido, ou wet cooling. O fluxograma
simplificado mostrado na Figura 9 separa as etapas consideradas pelo simulador para um
projeto de planta de torre solar com armazenamento de calor e uso de sais fundidos. Cada
uma dessas etapas são discutidos em sua respectiva seção do desenvolvimento do tema
junto ao uso do simulador, com os motivos da decisão de cada característica da planta na
simulação projetada no vigente trabalho.
18
Figura 9 - Esquemático do modelo base utilizado pelo simulador SAM.
Legendas: 1) Superaquecedor, 2) Evaporador, 3) Pré-aquecedor Fonte: Turchi e Heath (2013). Adaptado pelo autor.
19
4.1.1. Localização e dados meteorológicos
As primeiras variáveis de importância requeridas para um projeto de planta solar
são os dados meteorológicos da região selecionada para a instalação. O banco de dados do
programa SAM foca nos EUA e Espanha principalmente, mas outros bancos de dados
compatíveis possuem um acervo compreensivo de territórios sul-americanos. Foi
selecionado então o pacote de dados meteorológicos de Petrolina (PE), considerando que a
cidade foi selecionada para projeto e construção de uma planta heliotérmica no país
(CTGAS, 2012 e MELO, 2013). O pacote de dados foi provido pelo acervo do programa
EnergyPlus Energy Simulation Software, desenvolvido pela Energy Efficiency &
Renewable Energy (EERE).
As variáveis necessárias (com décadas de amostras horárias para que a simulação
execute médias anuais) são: a Irradiação Normal Direta, DNI, em kWh/m²/a; as
Temperaturas de Bulbos Seco e Úmido em °C; a Velocidade do Vento em m/s; a Umidade
Relativa do Ar em porcentagem; a Pressão Atmosférica em mbar; Incidência Solar em
horas; o Índice de Nebulosidade Diurna, IND e, em menor escala, a Elevação do Nível do
Mar em m, Latitude e Longitude em graus. Outras variáveis presentes no pacote de dados
têm pouco ou nenhum efeito na modelagem utilizada pelo simulador SAM para plantas
CSP, como as Radiações Horizontal Difusa e Global (W/m²), o Efeito Albedo e a Direção
do vento (NREL, 2013).
Os valores médios de Petrolina são apropriados para plantas CSP, porém em
especial a DNI (mostrada em impressão de tela do software no Anexo B) encontra-se
apenas marginalmente acima do limite inferior sugerido por Staley et. al (2009) apud Lodi
(2011), entre 5 e 9 kWh/m²/d (1825 e 3285 kWh/m²/a), sendo valores acima de 2200
kWh/m²/a o ideal para reduzir custos a longo prazo.
Adicionalmente, a seleção do local exato para instalação de qualquer tipo de planta
heliotérmica - apesar de não ser requerimento do simulador - é, segundo Azevedo (2010),
dependente também de fatores geográficos e sociais tais como: condições topográficas
favoráveis, sendo que quanto menos terraplanagem necessária, menor será o custo total do
projeto; terras disponíveis para compra ou uso por instituições públicas e privadas, com a
possibilidade de se conseguir terras cedidas por órgãos governamentais sendo uma redução
de custos a se avaliar; proximidade a um leito com suprimento d'água suficiente para os
gastos da planta que não proporcione impacto aos outros usos humanos do leito d'água
selecionado (o consumo de água do ciclo úmido de condensação representa 90 % do
20
volume total, e mesmo no caso do uso mais ambientalmente compatível de ciclo seco, as
considerações de projeto devem considerar o suprimento para uma planta de ciclo úmido);
desejável baixa (mas não inexistente) densidade populacional nas proximidades da planta;
todas as condições meteorológicas supracitadas relevantes ao simulador e, por fim, a
facilidade de implementação da usina elétrica associada com a rede elétrica de alta tensão,
preferencialmente já existente nas proximidades do local selecionado.
4.1.2. Campo de heliostatos
O campo de heliostatos é a parte que mais ocupa o espaço destinado à planta
heliotérmica do tipo torre solar, e a escolha apropriada das tecnologias e estratégias de
compra podem portanto contribuir para reduções relevantes de custo de projeto. A tática
mais abordada recentemente por empresas investidoras é a compra e venda de heliostatos
em massa, produzidos em grandes números sob contratos comerciais, junto de peças
componentes do campo mais baratas e de materiais mais simples possível, reduzindo o
custo geral associado a esta fração da planta (PHILIBERT et al., 2010 apud LODI, 2011).
De acordo com Turchi e Heath (2013), o levantamento de custos e uso de
tecnologias no campo de heliostatos para a melhor visualização em resultados da
simulação pelo SAM é ramificada em todos os componentes de contribuição relevante,
econômica e/ou operacional: espelho, acionador, pedestal, fundação, suporte do espelho,
controles e cabos de automação, cabos elétricos, homem-hora, instalação e manutenção.
Há concordância entre os argumentos sobre redução de custo por parte dos autores citados,
o principal modo de se alcançar reduções da escala de até 20 US$/MWe está na
padronização de peças e na produção contratual em escala, como por exemplo, 5000
unidades por ano (TURCHI e HEATH, 2013).
Entretanto, segundo Kolb et. al (2011), há pouco consenso sobre os melhores
valores para otimização técnica e econômica no quesito tamanho dos espelhos, com
estudos simplificados apontando para o efeito da proporcionalidade de custo com área
reflexiva, o que sugere menores espelhos como melhor opção, sem considerar o aumento
de custos de suporte e controle devido ao maior numero de espelhos na área total. Quando
se avalia outros fatores adicionais como peças componentes do pedestal, controle e
manutenção, espelhos com áreas entre 50 e 130 m² têm um custo menor, considerando
todo o ciclo de vida útil do conjunto, apesar de um aumento nos custos de equipamentos
21
pois o efeito dos ventos em espelhos maiores exige materiais de suporte e rastreamento
mais robustos e resistentes.
Os parâmetros variáveis nesta etapa do simulador são de natureza técnica, com
conseqüências indiretas nos custos associados. Basicamente, para a redução do numero de
espelhos (e consecutivamente todas as partes de seu suporte, controle e rastreamento) o
melhor aproveitamento da área de superfície de cada unidade deve ser considerada. Com a
menção em literatura sobre a média de área dos espelhos entre 50 e 150 m², e também as
alternativas de espelhos retangulares ou circulares, há maior otimização tanto de custos
quanto área de radiação transmitida ao receptor com espelhos retangulares de área próxima
do padrão do simulador, 144 m² (NREL, 2013). Foi escolhido manter o dimensionamento
dos espelhos semelhante aos da planta Gemasolar, comprimento e altura 10,9 m
(resultando em área de heliostato de 115,25 m² considerando 97 % de área reflexiva
efetiva), para efeitos comparativos. Outros diversos fatores são editáveis pelo usuário no
simulador SAM, mas buscando simplesmente otimização equilibrada entre custos e
tecnologia, usa-se os valores sugeridos, que representam pesquisas e levantamentos sobre
como tais variáveis são mais facilmente encontradas no mercado ou verificadas em plantas
atualmente em operação.
Também nesta etapa da simulação o programa dispõe de uma Interface de
Otimização de Campo Circular (ou Circular Field Optimization Wizard), e tal ferramenta
de otimização utiliza-se de um conjunto misto de variáveis (relacionadas a parâmetros
inter-relacionados do campo de heliostatos, da torre e do receptor), estas mais sensíveis aos
resultados estatísticos da otimização desejada. Portanto, seguindo os guias do usuário do
software, parâmetros fixos serão mantidos no valor sugerido, e parâmetros com entrada de
valores mínimos e máximos terão a maior variedade sugerida (menores valores possíveis
para as dimensões mínimas e maiores valores possíveis para as dimensões máximas como
valores de entrada na calculadora otimizadora do software) para reduzir as chances de que
o ponto de otimização esteja fora do range dos parâmetros exigidos na modelagem
estatística usada pelo software DELSOL3 associado ao SAM (NREL, 2013). Tais valores
estão na impressão de tela da calculadora otimizadora no Anexo C.
Desta forma, ao utilizar um campo circular otimizado de espelhos retangulares ao
redor da torre solar, também elimina-se a possibilidade de uso de um recebedor do tipo
cavidade (120° de superfície com material apropriado) e torna-se imprescindível o uso de
um recebedor do tipo externo (360° de superfície com material apropriado)
22
Um fator de maior importância, tendo em vista o uso de armazenamento térmico, é
o multiplo solar "MS". Trata-se da relação entre a energia térmica fornecida pelo campo de
heliostatos (considerando todas as perdas), e a energia térmica necessária para a turbina
produzir a energia elétrica nominal de projeto (CARDEMIL e COLLE, 2010 apud LODI,
2011). Um MS maior que 1 é desejável para se alcançar a mínima relação entre o custo
total da planta e a produção esperada, denominada LCOE (levelized cost of energy) (IEA,
2010). Estudos aplicados à CSP de calhas parabólicas mostraram valores LCOE
minimizados usando a faixa entre 1,13 e 1,25 para valores de MS, mas tais valores não são
necessariamente os mesmos para a CSP de torre solar tanto pelas diferenças técnicas e
econômicas, quanto pelo fato de que um MS maior que 1 não é progressivamente melhor
sem armazenamento térmico pois o excedente de energia fornecida não teria como ser
aproveitado. O valor sugerido no modelo do simulador para HTF de sais fundidos é
mantido em 2,4 para garantir um armazenamento térmico autônomo de 15 horas sem
queima de gás natural como backup, mesmo considerando que o efeito ao usar-se um MS
de 2,4 é um aumento de 35 % no custo total do projeto, em comparação a um MS de 1,13.
A Figura 10 a seguir mostra o resultado da disposição dos heliostatos no campo
circular pela calculadora otimizadora do simulador, com gradientes da cor vermelho
representando concentração de espelhos por bloco radial, variando de 7 a 30 espelhos por
área de seção transversal.
Figura 10 - Resultado da seção transversal do campo solar, calculada pela ferramenta
Optimization Wizard integrada ao SAM.
23
Os valores resultantes desta etapa foram: área reflexiva (247.778,3 m²); número de
heliostatos (2150) e área de terra total (372 acres americanos, equivalentes a
aproximadamente 150,47 hectares). Todos os valores inseridos que se diferem sutilmente
dos valores do modelo base seguem dados verificados da planta Gemasolar, pelo estudo de
caso da NREL (NREL, 2013a). Os valores obtidos no simulador SAM também consideram
uma cota de 4 % dos heliostatos fora de operação (em manutenção ou limpeza ou sombra
da torre), através da variável Heliostat Availability ajustada para 0,96. A impressão de tela
desta etapa é mostrada na íntegra no Anexo C.
4.1.3. Torre e recebedor
A torre solar é centralizada no campo de heliostatos e o recebedor ou receptor é
posicionado próximo do topo da torre. O simulador SAM propõe valores otimizados para o
dimensionamento de ambos (impressão de tela no Anexo D), de acordo com os dados
utilizados na interface da etapa de campo de heliostatos. Considerando o motivo da escolha
de receptor externo cilíndrico já mencionada como consequência da disposição radial dos
heliostatos, os valores relevantes otimizados são a altura da torre (110 m do solo à metade
do comprimento do receptor), comprimento do receptor (10,56 m), diâmetro do receptor
(6,33 m), máxima vazão mássica de HTF (388,052 kg/s) e a energia térmica captada
(133,981 MWt). Tais valores podem ainda ser editados manualmente caso alguma
alteração do projeto seja pertinente, mas os valores escolhidos são otimizados pelo
simulador, que considera a eficiência de produção e a otimização de custos de projeto.
Os valores do modelo base de características térmicas do revestimento do receptor
(emitância 0,88 e absorbância 0,94) condizem com tais propriedades da tinta preta
Pyromark, mais comumente mencionada em trabalhos que utilizam esta tecnologia CSP,
assim como a escolha da mistura de sais, padrão de fluxo interno pelas tubulações que
formam a estrutura do receptor e o material utilizado aço inox padrão AISI316 (KOLB, et.
al, 2011 e AMBROSINI, et. al, 2011).
Para as estimativas de custos, o simulador considera: a torre; as tubulações de sal
frio (ascendente, 290 °C) e sal quente (descendente, 574 °C); o isolamento do sistema; o
receptor revestido; as bombas de sal frio; a tubulação horizontal que formam serpentinas
no interior do receptor e os sistemas de controle e rastreamento térmico.
O potencial de melhorias neste setor da planta está majoritariamente no receptor,
pela redução de perdas térmicas por menor emitância, e em maiores resistência e
24
estabilidade térmica das peças constituintes para que a temperatura do conjunto ultrapasse
os 600 °C, permitindo maior eficiência de troca térmica.
4.1.4. Ciclo de Potência
O ciclo de potência (de geração, ou energético) de uma planta termelétrica é o
conjunto de equipamentos e controle que transformam a energia térmica em elétrica,
incluindo etapas desde o aquecimento do fluido de trabalho (água) pelo gerador de vapor
de sal fundido, a transformação da energia térmica em mecânica pela passagem do vapor
pelas turbinas, o resfriamento do fluido para líquido saturado pelo condensador, e a
transformação de energia mecânica em elétrica pelo gerador. O simulador SAM divide esta
seção nos seguintes conjuntos de variáveis: capacidade da planta; design do bloco de
potência; controle da planta e sistema de arrefecimento. Segundo Kolb et. al (2011),
atualmente a tecnologia CSP de torre solar utiliza uma estrutura do bloco de energia
semelhante aos encontrados em plantas termelétricas de combustível fóssil tradicionais. O
ciclo de Rankine de vapor superaquecido utilizado é subcrítico, com reaquecimento e
regeneração, mantendo a eficiência de conversão próxima de 42 % considerando
resfriamento com água.
Segundo Balmer (2011), o reaquecimento no ciclo Rankine consiste na retirada do
vapor de uma etapa intermediária da turbina, o reaquecimento deste vapor em um trocador
de calor denominado superheater, e aplicação do vapor reaquecido a um estágio posterior,
de menor pressão, da turbina ou conjunto de turbinas para continuar a expansão até
próximo do ponto de condensação. Condensação na turbina deve ser evitada ao máximo
pois a água acelera desgastes e corrosão nas pás (ou hélices) das turbinas diminuindo sua
vida útil e aumentando riscos de acidentes e custos operacionais.
A operação de regeneração também requer a retirada do vapor em expansão de um
estágio da turbina, porém este vapor troca calor com água advinda do condensador, em um
trocador denominado regenerador ou preheater. O vapor é posteriormente redirecionado
também para um estágio do ciclo de potência com menor temperatura e pressão.
Por fim, a característica de superaquecimento provém de maiores temperatura e
pressão de operação do vapor atingidas no gerador de vapor antes deste passar pela turbina,
e o uso destes recursos permite melhorias na eficiência de conversão da energia térmica em
energia elétrica, e também redução do risco de ter condensação do vapor dentro da turbina,
garantindo maior vida útil das pás (BALMER, 2011).
25
O simulador pode utilizar dry cooling (resfriamento com ar) e utilizar a eficiência
próxima de 41 %, com efeitos localizados no custo do sistema de arrefecimento
(condensador e equipamentos auxiliares).
Um aspecto técnico pertinente à turbina pode diferenciá-la das turbinas comuns
encontradas em termelétricas, pois enquanto a geração é constante, o uso do bloco de
energia mantém a turbina constantemente operacional, o que não representa todas as
possíveis condições de operação de uma planta heliotérmica. O ciclo dia-noite de plantas
com nenhum (ou insuficiente) nível de armazenamento térmico (Thermal Energy Storage,
TES) reduz drasticamente o uso da turbina, que precisa ser produzida com diversas
características de resistência mecânica diferenciadas, aumentando o custo. Plantas com
TES podem entretanto se aproximar das condições de operações contínuas do bloco de
energia como vistas em termelétricas tradicionais (NYQVIST e WILLIAMS, 2013).
O uso do ciclo de Rankine superaquecido (Figura 11.a) já é implementado no
simulador devido às condições termodinâmicas (pressão e temperatura alcançados na
caldeira), e também o uso de regeneração e reaquecimento (Figura 11.b) visando o
aumento da eficiência de conversão de energia. Além destes recursos, mais melhorias
técnicas e de controle no conjunto receptor poderiam permitir a aplicação do ciclo de
Rankine supercrítico (Figura 11.c) para uma eficiência de conversão no ciclo energético
ainda maior, sem alterar os princípios termodinâmicos do bloco de potência (KOLB et. al,
2011).
Figura 11 - Ciclos termodinâmicos Rankine com eficiência de conversão superiores ao do ciclo Rankine tradicional. (a) Vapor Superaquecido, (b) Reaquecimento e Regeneração de
Vapor, (c) Vapor Supercrítico. Fonte: Balmer (2011), adaptado pelo autor.
As etapas numéricas de cada gráfico da Figura 11 explicam o ciclo termodinâmico,
parcialmente abordado na explicação da Figura 6. As melhorias de tais etapas
26
(superaquecimento, reaquecimento, regeneração e vapor supercrítico) são mostradas na
Figura acima.
Outros ciclos termodinâmicos mais complexos como Stirling (Figura 12.a) e
Brayton (Figura 12.b) poderiam ser usados em tecnologias CSP melhorando a eficiência de
conversão, mas por operarem com gases e não vapor, os equipamentos teriam diferentes
características que não são ainda cobertas pelo simulador SAM ou pela indústria de CSP
tipo torre solar, por serem alterações de maior escala e que requerem diversas alterações
termodinâmicas para o bloco de potência, como por exemplo pelo fato de que não há
mudança de fase, o fluido de trabalho é gasoso durante todo o ciclo, exigindo tecnologias
de bombeamento diferenciadas (KOLB et. al, 2011).
Figura 12 - Ciclos termodinâmicos de gases utilizados em pesquisas CSP.
(a) Stirling, (b) Brayton. Fonte: Balmer (2011), adaptado pelo autor. Os valores do simulador SAM alterados do modelo base seguem alguns parâmetros
para posterior breve comparação com a planta comercial Gemasolar (GEMASOLAR,
2011). Desta forma, o potencial de geração líquido de 20 MWe foi produto de uma geração
bruta de 23 MWe e um fator de conversão elétrica de 87 %. As condições já estipuladas no
modelo base determinam a operação do bloco de potência como um ciclo termodinâmico
de Rankine com superaquecimento, regeneração, reaquecimento e condensação a ar
(eficiência de conversão 41,2 %, temperatura de início de operação 500 °C, pressão de
operação 100 bar). O sistema de arrefecimento foi mantido como modelo, completamente a
ar, em vista da proposta ambiental da planta. As variáveis são mostradas na impressão de
tela no Anexo E.
Mesmo com o maior aproveitamento possível pelo sistema turbina-gerador,
usualmente através do uso de múltiplas etapas de expansão e regeneração, o condensador
ainda é fundamental para assegurar que todo o vapor do ciclo fechado retorne ao estado de
líquido saturado, permitindo o uso de bombeamento líquido tradicional da água de volta ao
ciclo de evaporação no gerador de vapor, como é utilizado em plantas termelétricas
convencionais.
27
Para o bloco de potência, o ideal em vista do foco ambiental do projeto é a não
utilização de backup simples com gás natural ou hibridização da planta do tipo ISCCS
(Integrated Solar Combined Cycle System). Tal decisão agrega custos tecnológicos ao
projeto visando gestão do suprimento elétrico equivalente a uma planta com backup, como
é o caso da Gemasolar, que utiliza 15 % de suprimento energético por queima de gás
natural, conforme regulamento espanhol. O não uso de backup acarreta em possível
redução na continuidade do abastecimento devido às limitações técnicas relacionadas aos
limites viáveis de armazenamento de calor (no projeto elaborado, isso ocorreria diante da
descontinuidade de irradiação solar suficiente após o período de 15 horas de
armazenamento térmico e consequente necessidade de descontinuar temporariamente o
ciclo de potência (NREL, 2013a).
Para o presente estado da tecnologia, o uso de um sistema híbrido emergencial de
queima de gás natural atrelado à planta heliotérmica para garantir a continuidade do
suprimento elétrico 24 horas por dia, seja quais forem as condições meteorológicas, é um
recurso relevante para a aplicabilidade da tecnologia CSP, ainda que não essencial e não
utilizado no projeto.
4.1.5. Armazenamento Térmico
O denominado TES (Thermal Energy Storage) é composto pelo sistema de
estocagem e pelo fluido de transferência de calor, HTF. O sistema de estocagem possui
atributos comuns a qualquer tecnologia usada, como tubulações e isolamento térmico,
cabeamento e controle, fundação, bombas e válvulas. Entretanto as duas tecnologias mais
exploradas para armazenamento divergem no modelo de tancagem utilizado. O modelo
mais tradicional designado duplo tanque (demonstrado na Figura 9, sobre "Sistema de
Armazenamento Térmico") com estocagem em calor sensível segue um princípio básico:
separação do HTF quente (570 °C) em um tanque e do HTF frio (290 °C) em um segundo
tanque. O HTF aquecido no receptor é enviado ao tanque quente, e conforme a necessidade
de geração, é bombeado para o gerador de vapor do ciclo de potência. Após as trocas
térmicas com o vapor, o HTF frio (ainda líquido) é bombeado ao tanque frio, que por vez
bombeia o HTF para o topo da torre em períodos de sol, aquecido com a radiação
acumulada pelo receptor (KOLB et. al, 2011, TURCHI e HEATH, 2013, e LODI, 2011)
A tecnologia alternativa é chamada Thermocline (Figura 13), em referência à
camada termoclina descoberta originalmente por estudos oceanográficos (uma faixa do
28
nível do mar em que há maior mitigação térmica, isto é, o gradiente de calor é grande entre
o comprimento da faixa, separando um fluido mais quente acima, e um fluido mais frio
abaixo). Esta faixa pode ser otimizada utilizando um tanque de leito fixo poroso
preenchido de materiais granulados específicos, como quartzita e areia (RAADE, 2011).
Os HTF frio e quente ambos são alocados neste mesmo tanque (sendo assim, também
trata-se de estocagem com calor sensível, mas com menor volume de HTF), separados por
uma faixa termoclina não só precisamente delimitada como também servindo como um
feixe isolante térmico melhor do que teria a faixa termoclina sem uso de preenchimento -
um nível de troca térmica ainda existe, mas pode ser controlado com tecnologias comuns
de controle de processos (GARIMELLA, 2012).
Figura 13 - Tecnologia Thermocline. (a) Corte longitudinal do tanque de leito fixo; (b) Distribuição térmica em escala após 30 h. Fonte: Garimella, 2012. adaptado pelo autor.
Os fluidos de transferência para a tecnologia CSP de torre solar precisam ter alta
estabilidade química nas temperaturas de trabalho (que por limitações técnicas do conjunto
receptor e dos HTF desenvolvidos comercialmente, devem estar entre 500 e 600 °C), e
características físicas que favoreçam a transferência de calor, como a alta capacidade
térmica e baixo ponto de fusão, mantendo a troca de calor do tipo sensível, isto é, sem
mudança de estado físico, pois caso o fluido de transferência seja também o meio de
armazenamento térmico (como é o caso da mistura de sais fundidos), a solidificação na
tubulação pode resultar em interrupção plena de atividade da planta heliotérmica.
29
Segundo Kolb et. al, 2011, as otimizações técnicas a serem alcançadas no setor de
TES são diversas, devido à variedade de tecnologias alternativas sendo estudadas
anualmente. Alternativas para o armazenamento por líquidos e calor sensível já existem,
como materiais de troca de fase (calor latente), fluidos nanoparticulados e estocagem em
sólidos, e termoquímicos, que exploram a troca térmica com auxílio de reações. Algumas
dessas poderiam até mesmo utilizar gases como HTF, mas nenhuma delas está ainda com
maturidade tecnológica para aplicação industrial.
Em aspectos mais simples, tem-se a relação conhecida por estudos econômicos de
que com o aumento do diferencial de temperatura, o custo de estocagem diminui. Para tais
variáveis serem otimizadas, precisa-se encontrar meios de utilizar o potencial térmico da
torre solar, que ultrapassa os 1000 °C se as condições do campo solar forem adequadas. O
desafio neste aspecto é encontrar materiais apropriados a custos factíveis.
O simulador SAM dispõe das opções de duplo tanque e termoclina como sistema
de estocagem, e para o trabalho vigente foi ponderado o uso do duplo tanque: é o método
mais maduro em termos tecnológicos e em quantidade de literatura disponível, e a planta
Gemasolar utiliza duplo tanque, facilitando mais uma linha de comparação.
O programa também dispõe nesta seção o "Controle de Despacho do Estoque
Térmico", que apenas acarreta em sutis alterações técnicas na planta CSP de torre solar,
sendo em sua maioria uma característica econômica da escala de produção de energia por
horas do dia. Seguindo o projeto da planta Gemasolar, a opção selecionada foi Uniform
Dispatch, modelo em que a distribuição de produção é constante durante as 24 horas do
dia, com 0 % de backup com queima de gás natural (a impressão de tela desta etapa é
integralmente mostrada no Anexo F).
Com a escolha do tipo de tancagem, o fluido HTF, e a otimização feita na etapa de
campo de heliostatos, o simulador retorna valores otimizados das dimensões da seção de
tanques: volume total de armazenamento (dois tanques de 3895,75 m³ cada); diâmetro dos
tanques (15,75 m); altura dos tanques (mantido valor modelo de 20 m) e volume de HTF
inicialmente distribuído (tanque de sal quente: 1168,73 m³; tanque de sal frio: 2727,3 m³).
Raade (2011) menciona a possibilidade de otimização na escolha da mistura
eutética no caso do HTF tipo sais fundidos, com algumas misturas alcançando pontos de
fusão tão baixos quanto 65 °C e estabilidade próxima de 520 °C, aplicáveis em tecnologias
CSP de calhas parabólicas, e outras misturas otimizadas que estáveis a 650 °C.
A escolha da mistura binária no simulador SAM, de NaNO3-KNO3 60 % / 40 %
(feita na etapa "Torre e Recebedor") foi mantida como proposto no modelo base em todas
30
as variáveis pertinentes; possui ótimas características para ambas funções de HTF e meio
de armazenamento de calor, com eficiência térmica entre 0,96 e 0,99; é a mistura mais
comum vista no levantamento da literatura, chamada inclusive de "solar salt" (TURCHI e
HEATH, 2013) e é utilizada também no estudo de caso da planta Gemasolar feito pelo
desenvolvedor do software (NREL, 2013a).
4.1.6. Perdas inerentes e desgaste
O termo "Parasitics" é definido como a somatória de gastos energéticos da planta.
Os valores editáveis desta etapa foram mantidos como o modelo base propõe (valores
iniciais do simulador) pois são fatores de difícil otimização na prática. Segundo guia do
usuário do software (NREL, 2013) e Kolb et. al (2011) tais perdas agregam ao menos 10 %
da produção elétrica anual. Mas por outro lado todos os custos parasíticos não escalam
linearmente com o aumento da planta, mostrando valores melhor distribuídos em modelos
de plantas CSP de calhas parabólicas entre 150 e 250 MWe. Plantas de torre solar possuem
perdas mais concentradas no bombeamento do HTF frio para o topo da torre, etapa
inexistente para as calhas parabólicas, mas em vista do custo relativo, em LCOE real
estratificado, são gastos de peso equivalente entre as tecnologias heliotérmicas.
A única alteração relevante em relação ao modelo base proposto por SAM foi o
coeficiente de perda da tubulação, que pelo estudo de caso da planta Gemasolar é
considerado 8.000 Wt/m ao invés de 10.200 Wt/m (NREL, 2013a), obtido por otimização
dos sistemas de isolamento térmico da planta. Além das perdas por dissipação,
considerando todos os consumos elétricos internos, o simulador agrega tais valores em
uma constante que representa a fração de uso de energia elétrica por energia térmica,
estipulada inicialmente em 0,0055 MWe/MWt.
As etapas "Parasitics" e Ajuste de Performance foram agregadas neste capítulo
(sendo no simulador duas etapas distintas) pois são conceitualmente simples e possuem
efeitos menores no modelo. Os ajustes de sistema condizem com o uso percentual efetivo
da planta, considerando os eventos de manutenção e afins, sendo mantido nos 96 %
propostos. Caso seja pertinente a um projeto simular desgastes de quaisquer origem, a
tabela pode ser preenchida com os outputs previstos, entre 1 e 0. Para esta simulação a
tabela de ajuste, parcialmente representada no Anexo G, foi preenchida com valores "1".
31
4.1.7. Aspectos econômicos
Os custos de referência dados como valores iniciais para plantas do tipo torre solar
no simulador SAM foram, segundo site do desenvolvedor, intensamente baseados em
relatório técnico de Sandia National Laboratories, elaborado por Kolb et. al (2011) e por
estudos executados pela NREL (TURCHI e HEATH, 2013).
Os aspectos econômicos avaliados pelo simulador são agregados nesta etapa
generalizada devido ao não aprofundamento, neste projeto, nas conversões de taxas e
legislações e tarifas do modelo padrão, que segue normas e estimativas baseadas em leis e
estudos de caso elaborados no estado da Califónia, EUA (Lodi, 2011) para os valores
equivalentes brasileiros. Além de não ser o foco do vigente levantamento, tais fatores
econômicos contêm variáveis e incertezas que não agregam verificabilidade numérica
relevante à análise, como por exemplo tarifas e descontos específicos para energias
renováveis mas que exigem condições de projeto específicas: o REIDI - que afeta PIS e
COFINS -, o IPI que neutraliza taxação sobre alguns equipamentos da industria de geração
elétrica, a taxa TUSD com desconto de 50 a 100 % no caso de uso de energias renováveis e
outras condições, e como um conceito global, podendo incluir todas as influências
econômicas características do país, temos o custo Brasil, definido por Lodi (2011) como:
"(...) conceito utilizado para apontar fatores que impactam
negativamente a competitividade e eficiência da indústria nacional, tais como: carga tributária, obrigações sociais e trabalhistas, logística, burocracia e encargos financeiros."
Seguindo o sugerido por Turchi (2010) apud Lodi (2011), adota-se o intervalo de
erro de 30 % sobre o custo total da planta indicado pelo projeto, no caso, do simulador
SAM. Além deste fator, é feita a conversão da moeda, Dólar (US$) para Real (BRL)
obtendo os valores monetários no capítulo seguinte sobre esta base de custo hipotética
então estabelecida.
Quanto às variáveis utilizadas pelo simulador, os aspectos econômicos se dividem
em: custos diretos de capital; custos indiretos de capital; custo total instalado; operação e
manutenção; financiamentos; empréstimos; período de vida econômica; taxas e seguros;
incentivos governamentais e depreciação de ativos. "Exchange Variables" é um recurso do
simulador para a adição de fatores econômicos via planilha ou folha de cálculo. As únicas
alterações feitas do modelo de base foram a redução do custo indireto da compra de terra
($10.000 por acre para $0), assemelhando tal aspecto simplificado ao recente projeto de
32
usina heliotérmica brasileira em Petrolina - PE, em que as terras foram cedidas pela
Codevast (MELO, 2013), e o aumento do período de vida econômica de 25 para 30 anos,
visto que outros modelos e referências usam tal valor. Por fim, menciona-se que o fator de
depreciação usado se assemelha com o modelo conduzido no Brasil, de depreciação
acelerada do ativo imobilizado, considerando equipamentos como depreciação progressiva
em 10 anos, mas por ser acelerada ao triplo do uso diário padrão de 8 horas, tem um fator
de redução de 2,0 (IUDÍCIBUS, 2011), resultando em fatores anuais de depreciação
semelhante ao 5-yr MACRS sugerido pelo simulador.
A impressão de tela desta etapa do simulador é mostrada no Anexo H, e os dados
econômicos que somam-se ao custo final estimado do projeto são mostrados na Tabela 5,
servindo para mostrar os custos em cotação de Dólar americano, com sua soma a ser
cambiada para Real e comentada, como custo total instalado, no capítulo seguinte.
Tabela 5 - Composição de custos diretos e indiretos da planta solar no SAM
Valores Simulados Custos Unitários Custos Finais (US $) Espelhos (US$/m²)
180 3.716.673,83 Campo de Heliostatos (m²)
247.778,3 Melhorias (US$/m²)
15 44.600.085,90
Balanço (US$/kWe)
350 8.050.000,00
Bloco de Potência (US$/kWe)
1200 27.600.000,00 Geração Elétrica
Bruta (MWe) 23
Backup Fóssil (US$/kWe)
0 0
Armazenamento (MWht)
837,38 Estoque térmico
(US $/ kWht) 27 22.609.223,30
Custo Fixo (US $) 3.000.000 Torre Solar (m) 140 Expoente de
Escala 0,0113
10.417.981,34
Referência (US $) 110.000.000 Receptor (m²) 210 Expoente de
Escala 0,7
26.891.907,03
Contingência (%)
7 -------------------------------------- 10.072.011,00
Compra (US$/acre)
0 0 Terreno (km²) 1,5
Manutenção (% custo)
11 16.935.367,06
Taxa de Venda (%)
5 Parcela do
custo (% custo) 80 6.158.315,30
Custo Total 177.051.564,75
33
4.2. Resultados das Simulações
A Tabela 6 a seguir mostra alguns dos indicadores resultantes da modelagem com o
software SAM, ao lado de valores obtidos em trabalho de referência e planta operacional.
Valores monetários mostrados não consideram os custos financeiros e taxações do
Brasil, servindo apenas de base comparativa para avaliar o estágio do desenvolvimento
tecnológico em relação a investimentos nas plantas CSP entre si. Tais comparações servem
para, por exemplo, confirmar as demonstrações mencionadas por Turchi e Heath (2013):
casos de simulação e prática operacional nas quais o uso de torres solares com sais
fundidos tem se tornado mais economicamente viável com o passar dos anos, inclusive
podendo alcançar custos de produção de energia elétrica (em $/MWh) mais viáveis que a
tecnologia do tipo cilindros parabólicos com óleos minerais de HTF (mesmo esta planta
CSP sendo tecnologicamente mais desenvolvida por pelo menos uma década). Tal
demonstração da competitividade se verifica também, segundo autores, com o crescente
interesse comercial em plantas de torre solar.
Vários parâmetros de comparação relevantes mencionados na Tabela 6 são
descritos nas etapas do desenvolvimento do projeto com o simulador, mas alguns aparecem
apenas como resultados da simulação da planta.
O custo instalado aproximado é o valor calculado pelo simulador que soma todos
os gastos previstos na planta projetada. O valor de R$ 400 milhões é, por exemplo, o custo
total da planta visto na Tabela 5 multiplicado pela cotação do Dólar americano. A operação
anual mostra o tanto de horas no período de um ano que o bloco de geração operou em sua
capacidade de geração plena. Em plantas CST, tal valor é influenciado pelos dados
meteorológicos (horas de incidência solar e horas de tempo nublado) e pela capacidade de
armazenamento de calor da planta. O abastecimento estimado é um valor referenciado da
escala atribuída à planta Gemasolar, que confere o abastecimento de 30.000 residências
com a energia produzida. À partir de tal proporção, obteve-se o estimado das outras duas
plantas comparadas na Tabela 6.
34
Tabela 6 - Comparação de resultados entre projetos simulados com SAM Parâmetros de comparação
Planta Petrolina Simulada
Gemasolar, Sevilla (NREL, 2013a)
Planta BJL (Lodi, 2011)
Tecnologia Torre Solar Torre Solar Calhas Parabólicas Ano de Projeto 2013 2011 2011
Geração Nom. (MWe) 23 19,9 30 Tipo de Condensação Seca Úmida Dado indisponível
Múltiplo Solar 2,4 2,5 1,13 Eficiência da turbina
(%)* 41,2 41,2 37,49
Área total (ha) 150,47 177,32 68,0 Autonomia por TES (h) 15 15 0
Geração anual (MWh/a)
56.327,47 107.356,96 63.576,58
Custo Total Instalado aproximado (R$)†
400.000.000,00 765.000.000,00 416.000.000,00
Fator de Capacidade (%)
32,1 70,4 28,0
Backup de Combustível Fóssil (%)
0 15 0
Operação anual (h) 2.816 6.315 2.355 Abastecimento
estimado (residências)‡ 15.740 30.000 17.766
LCOE real (R$/MWh) 540,9 381,95 611,30 Uso de água (m³/ano) 12.976 368.346 Valor indisponível
Geração anual representa o valor líquido da energia elétrica produzida no período
de um ano e, como é visto nos resultados, plantas de capacidade de geração semelhantes
podem ter gerações anuais distintas devido a diversas variáveis, que podem ser agregadas
em um único fator para fins de cálculo, como sendo a razão entre a energia refletida pelos
heliostatos e a energia elétrica produzida, denominado fator de capacidade.
Tal fator resume então diferenças entre os projetos que afetam intensamente a
energia elétrica produzida. Diante da discrepância entre as duas simulações de torre solar
(fatores de capacidade de 32,1 % na planta de torre solar de Petrolina e 70,4 % na planta
Gemasolar), progressivas alterações pontuais na simulação do presente trabalho foram
feitas, buscando explicitar quais são as diversas variáveis (parâmetros e decisões de
projeto) responsáveis pela divergência entre os resultados.
* Estabelecida como parâmetro de entrada no simulador (de 0 a 1). Acompanha a eficiência do ciclo termodinâmico utilizado. † Aproximações com correções de câmbio (1 US$ = 2,25 BRL ; 1 EUR = 3,04 BRL ; 30/out/2013) e inflação desde 2011 da moeda informada (Dólar americano = 13,7% e Euro = 2,82 %). ‡ Abastecimento estimado assume taxa de consumo elétrico do cidadão espanhol igual às do brasileiro e do estadonidense. Escala baseada em dados de folheto técnico (GEMASOLAR, 2011).
35
O método de tal análise foi comparar todas as decisões de projeto entre a simulação
deste trabalho com a simulação referência (Torre solar Gemasolar), e então foi-se alterando
as decisões do projeto individualmente para tornar-se igual ao projeto de referência.
Apesar de não ser possível dizer se as influências dos resultados no fator de capacidade são
independentes ou interdependentes sem aprofundamento em planejamentos experimentais,
verificou-se quais as etapas do projeto da planta que mais contribuíram nos ajustes do fator
de capacidade, buscando maximizá-lo. A Tabela 7 mostrada abaixo agrega tais resultados.
Tabela 7 - Decisões de projeto que influenciaram o fator de capacidade Alteração realizada no
simulador Fator de Capacidade (antes da alteração)
Fator de Capacidade (depois da alteração)
Dados meteorológicos (Petrolina - Sevilha)
32,1 % 39,2 %
Tipo de condensação (Seca para Úmida)
39,2 % 40,9 %
Backup por queima de gás natural (0 % para 15 %)
40,9 % 55,8 %
Dimensões (Torre e Receptor)
55,8 % 54,2 %
Número de espelhos no campo solar
54,2 % 70,4 %
O aumento de 6,9 % no fator de capacidade ao trocar os dados meteorológicos de
Petrolina pelos dados meteorológicos de Sevilha mostram que o DNI (2089,7 kWh/m²/a
em Sevilha e 1833,7 kWh/m²/a em Petrolina) é uma das variáveis responsáveis pelo valor
do fator de capacidade. A troca do sistema de condensação (de seco para úmido) e o uso
das dimensões de torre e receptor da planta Gemasolar agregaram pouca alteração no fator.
As duas decisões de projeto que mostraram as variáveis com maior potencial de
alteração da geração elétrica da planta (através da melhoria do fator de capacidade) foram
o uso de 15 % de backup de queima de gás natural (ao invés de 0 %), que aumenta a
energia transmitida para o bloco de potência com a energia térmica proveniente da queima
do combustível fóssil, e o aumento no número de espelhos no campo solar, sendo que a
planta Gemasolar utiliza mais do que o sugerido pela interface de otimização de campo
solar circular, existente no simulador (2650 espelhos ao invés de 1719).
Aumentando então o número de espelhos, trocando os dados meteorológicos e
adicionando o uso de 15 % de backup de geração por queima de gás natural, o fator de
capacidade da planta simulada passou de 32,1 % para próximo de 70 %, situação em que o
valor de geração anual aumentaria de 56.327,47 MWh/a para 123.358,91 MWh/a, ao custo
36
de adicionais US$ 25 milhões no projeto, um aumento de consumo de água de 320 mil
metros cúbicos por ano, e a parcial geração de energia poluente e não renovável.
De maneira semelhante à comparação feita na Tabela 7, o LCOE Real entre as
plantas tipo torre solar pode ser ajustado pelo simulador para chegar alcançar qualquer
valor entre os dois limites, usando-se as propriedades de cada um dos dois modelos. Para o
LCOE, as duas variáveis que mais pesaram foram a troca do banco de dados meteorológico
de Petrolina para Sevilha (redução de cerca de 2,5 US ¢/kWh ou 56,25 R$/MWh) e o uso
de 15 % de backup energético com gás natural (redução de cerca de 4,5 US ¢/kWh ou
101,25 R$/MWh).
Considerando que os valores de LCOE das tecnologias CSP desenvolvidos neste
projeto não agregam todos os encargos financeiros, ao menos 30 % de erro é esperado
(TURCHI, 2010), e valores ainda maiores podem existir. Porém outros parâmetros
comparativos servem para comprovar o potencial de redução de custos sobre plantas de
geração elétrica por fontes renováveis: a redução de LCOE de usinas de maior
desenvolvimento tecnológico, como as usinas eólicas e hidrelétricas.
A energia eólica no Brasil teve seus primeiros projetos com custos não muito
inferiores às plantas heliotérmicas desta década, e até a atualidade vem apresentando
reduções significativas, recebendo investimentos no período de 2011 a 2013 com capital
referente a LCOEs entre 180 e 150 R$/MWh (IRENA, 2012). A energia hidrelétrica por
sua vez, apesar de encontrar divergências de opiniões do público sobre ser considerada
fonte renovável ou ambientalmente compatível, é vista pelo mundo como importante fonte
de energia limpa, e graças às décadas de melhorias técnicas e financeiras, o Brasil dispõe
de investimentos e venda primária de energia hidrelétrica com LCOEs na faixa de 75 a 135
R$/MWh. (IEA, 2010a)
Retomando os resultados do simulador, gráficos, tabelas, relações paramétricas,
sensitividade e estatística são alguns dos recursos do software que permitem uma variedade
de correlações e testes. O usuário pode selecionar entre dezenas de parâmetros de acordo
com as informações específicas que busca. Em vista de concluir este trabalho com alguns
exemplos de tais correlações, os gráficos a seguir demonstram e explicam valores
relevantes colocados em comparação.
A Figura 14 mostra o gráfico de produção mensal (kWh por mês), com a intrínseca
relação entre geração de energia elétrica e o nível de DNI (Irradiação Normal Direta) de
cada mês, com maiores exposições à energia térmica nos meses afastados dos meses do
inverno (planta localizada no Hemisfério Sul).
37
Figura 14 - Distribuição de produção de energia (kWh) por mês.
O fluxo energético anual (kWh nas cinco etapas de transferência e transformação
de energia da planta) da Figura 15 mostra as principais baixas de eficiência na transmissão
para o receptor e no ciclo termodinâmico. A grande diferença entre a energia aproveitada
nas etapas de "Energia Térmica Total Incidente" e "Rendimento Térmico do Receptor" se
deve principalmente às limitações do receptor (alta emitância) e do HTF (estabilidade
térmica dos sais fundidos). Para comportar-se a tais limitações, a quantidade do HTF
aquecido é menor do que poderia ser. Se o receptor pudesse dissipar menos calor de volta a
seu exterior e o sal pudesse atingir temperaturas mais elevadas, a transferência de calor ao
sal poderia melhorar, tanto reduzindo esta queda de eficiência quanto reduzindo custos
envolvidos com as etapas de TES.
Por outro lado percebe-se quase nenhuma queda de energia entre o Receptor e a
"Energia Térmica para o Bloco de Potência". Isto confirma a qualidade de ótimo fluido de
armazenamento de calor que é a mistura de sais fundidos, com sua alta capacidade térmica,
cerca de 99% da energia térmica absorvida no receptor é transferida na etapa de geração de
vapor. Como o gráfico compara a energia captada pelo receptor e a energia transformada
no bloco de potência, o valor total pode aumentar entre um e outro em casos de uso de
backup para geração de energia por outra fonte de geração de calor, desta maneira a
energia térmica para o bloco de potência seria a soma da energia térmica do receptor e a
energia térmica gerada pelo sistema de backup (queima de gás natural, por exemplo).
A segunda queda de quantidade de energia transferida neste gráfico está entre o
aquecimento do fluido de trabalho e a produção elétrica no gerador. Esta perda é mitigada
melhorando as técnicas usadas no sistema de geração, sobretudo no ciclo termodinâmico
38
utilizado. O uso, já mencionado, de superaquecimento, reaquecimento, regeneração de
vapor, e sistema supercrítico, são exemplos de potenciais melhorias da eficiência de
conversão do ciclo de Rankine, utilizado nesta transformação de energias. Por fim, a
redução entre a "Produção Bruta" e a "Produção Líquida" de eletricidade se deve aos
Parasitics (perdas e consumos internos) já vistos anteriormente, e de difícil otimização.
Figura 15 - Fluxo energético anual de cada etapa da planta heliotérmica.
O par de gráficos das Figuras 16 e 17 ambos representam os mesmos números, mas
um é colocado em pilha, como que representando a somatória das parcelas que constituem
o LCOE real do projeto da planta heliotérmica como um todo (Figura 16), enquanto o
outro estratifica o custo em US ¢/kWh de cada etapa do projeto que envolve custos
atrelado ao potencial de produção (Figura 17). Dessa forma fica mais visível quais etapas e
parcelas do projeto, operação e manutenção da planta que mais agregam custo à energia
produzida, sendo os maiores contribuintes para o alto LCOE: os Heliostatos; o Sistema de
Geração; o Receptor e o Sistema de Armazenamento Térmico. É importante reiterar que os
LCOEs dos gráficos estão em moeda americana, e que principalmente as parcelas de custos
indiretos, seguro, taxas, subsidios, O & M (Operação e Manutenção) serão maiores numa
análise em Reais devido sobretudo ao "Custo Brasil", mencionado anteriormente.
39
Figura 16 - Levelized Costs of Energy reais empilhados totalizando 24,04 US ¢/kWh.
Figura 17 - Levelized Costs of Energy reais estratificados em setores.
O projeto simulado nesta etapa do desenvolvimento simula a estrutura da planta
heliotérmica CSP de torre solar Gemasolar, localizada em Sevilha, Espanha. Após
construída, seria semelhante à mesma, demonstrada na Figura 18.
40
Figura 18 - Vista aérea da planta heliotérmica de torre solar Gemasolar (1,7732 km²).
(Fonte: www.objetivofotografico.com) 4.2.1. Consideração comparativa sobre Projeto anunciado de Petrolina
A planta heliotérmica de calhas parabólicas anunciada para construção em 2 anos,
de 1 MWe, sem armazenamento de calor, teve o espaço de terra cedido pela Codevast, e
recebeu financiamento de 27,5 milhões de reais (MELO, 2013 e CTGAS, 2012).
É possível realizar uma simulação simplificada com o software SAM para
estabelecer uma razão entre o custo da planta em US$ e o valor estipulado pelo projeto.
Assumiu-se os seguintes fatores: (a) o financiamento recebido é total para todos os custos
envolvidos na planta; (b) todos os valores financeiros do modelo base de simulação SAM
para CSP do tipo calha parabólica empírica são mantidos, exceto o custo do terreno,
desconsiderado; (c) um MS otimizado próximo de "1" devido à ausência de
armazenamento de calor. Conforme visto por Lodi (2011), o MS otimizado para menor
LCOE é entre 1,13 e 1,25, usou-se 1,13 nesta simulação e (d), uma potência nominal de 1,2
MWe com fator de conversão de perdas parasíticas a 0,9 para obter-se a potência de
geração líquida próxima do projeto, 1 MWe.
41
Tabela 8 - Resultados selecionados da simulação no SAM da planta empírica de calhas parabólicas com dados do projeto de Petrolina Métrica Valor
Geração Anual (MWh/a) 2.085,80 LCOE real (US ¢/kWh) 20,33
Custo total instalado (US $) 5.363.933,00 Fator de Capacidade (%) 22
Fator de conversão de energia bruta-líquida 0,83 Área total (ha) 3,54 Fonte: SAM (NREL, 2013). Adaptado pelo autor.
Considerando então os resultados apresentados na Tabela 8, o câmbio do valor total
instalado é de R$ 12.068.849,25. Com o financiamento de R$ 27.000.000,00 obtêm-se o
fator 2,2372. Tal fator pode ser definido como o conjunto de custos Brasil para a
tecnologia CSP de calhas parabólicas no ano de 2013. Se considerarmos que o
investimento leva em conta previsão de inflações, é compreensível o uso de um desvio de
até 15 % do fator calculado.
Por fim, temos também a medição do LCOE real, transformado em 457,42
(R$/MWh), um valor coerente, estando entre os LCOE verificados nas plantas simuladas
anteriormente, e considerando a simplicidade da planta mais os aspectos retardatários que
afetam preços da tecnologia e aplicação no Brasil.
Considerando esse conjunto de custos no projeto simulado de 20 MWe do presente
trabalho, os R$ 400 milhões escalonariam para R$ 900 milhões ± 130 milhões,
considerando o erro de 15 % associado à previsão de inflação (2012 a 2025) no
investimento do projeto de Petrolina. Sendo assim, o investimento (em 2013, no Brasil) de
uma planta de CST seria entre 90 % e 157 % acima do valor esperado considerando apenas
o câmbio entre as moedas (Dólar americano, utilizado no simulador, para o Real).
Tais valores e fatores calculados devem ser considerados como bases relativas e
comparativas, não como elementos exatos ou absolutos. O presente trabalho não teve
acesso a preços de materiais além dos bancos de dados públicos, e teve como objetivo
análises descritivas e qualitativas, sem aprofundamento em aspectos financeiros.
42
5. Conclusão
A presente monografia de conclusão de curso visou descrever a ciência envolvida
na fonte de energia limpa e renovável denominada Heliotérmica ou CSP, focando no
modelo de torre em campo de heliostatos para captura do calor do Sol e a engenharia que
abrange princípios termelétricos para geração de eletricidade.
Com o desenvolvimento teórico conduzido em paralelo com o uso de um software
simulador, System Advisor Model (SAM), foi possível descrever as atuais tecnologias,
vantagens e dificuldades envolvidas na implantação destas usinas CSP. A variedade de
características físicas, químicas e termodinâmicas é evidenciada pelas alternativas
operacionais descobertas, desde as mais consolidadas até os protótipos emergentes de
pesquisas focadas em CSP pelo mundo.
O modelo simulado mostrou custos elevados (com LCOEs entre 380 e 610
R$/MWh, enquanto a energia eólica no país custa entre 150 e 180 R$/MWh, e a
hidrelétrica entre 75 e 135 R$/MWh) e eficiências intermediárias, sobretudo pela escolha
de se manter o projeto o mais ambientalmente compatível dentro das condições de
operação e produção favoráveis. Outros modelos de plantas CSP encontrados utilizam
recursos hídricos em demasia, confrontando a vantagem da planta heliotérmica de ser
construída em regiões quente e secas (senão desérticas em termos meteorológicos), ou
então usam sistemas de suporte de geração de calor pela queima de gás natural.
A conclusão tomada diante do que foi discutido é que o caminho para o uso cada
vez mais intenso de energias renováveis está sendo gradualmente facilitado, e que as
tecnologias intermediárias com o uso de ambos combustíveis finitos e recursos naturais
renováveis é uma etapa essencial desta transição. A viabilidade de utilização e as
oportunidades de investimento de plantas CST melhorarão continuamente enquanto tais
tecnologias continuarem a ser fomentadas por crescente aprendizado, pesquisas,
otimização de processos e recursos (no que concerne a desafios técnicos, legislativos e
econômicos), como tem acontecido com energias renováveis mais estabelecidas no Brasil,
caso da energia hidrelétrica e, mais recentemente, a eólica.
Estudos futuros nesta área têm a oportunidade de explorar mais os aspectos
quantitativos da tecnologia, bem como o prisma econômico e financeiro em maior
profundidade visando implementar mais projetos, em prática, no país. Um desenho de
projeto de uma planta CSP Torre Solar é deixado (Anexos I e J) como incentivo ao
interesse de engenheiros e cientistas que venham a ler este trabalho.
43
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49
Anexo A - Escolha da configuração de projeto no SAM. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
50
Anexo B - Algumas das variáveis meteorológicas de Petrolina, PE, explicitadas no SAM. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
51
Anexo C - Etapa "Campo de Heliostatos" no SAM. Destaque para o Optimization Wizard (direita) e o diagrama de distribuição de heliostatos no campo solar. Fonte: NREL, 2013.
Adaptado pelo autor.
52
Anexo D - Etapa "Torre e Recebedor" no SAM. Destaque para as dimensões otimizadas e
o HTF selecionado. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
53
Anexo E - Etapa "Ciclo de Potência" no SAM. Planta projetada para geração de 20 MWe. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
54
Anexo F - Etapa "Armazenamento Térmico" no SAM. TES Duplo Tanque e Uniformizado. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
55
Anexo G - Etapas agregadas de perdas e desgastes, no SAM. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
56
Anexo H - Etapas agregadas de Aspectos Econômicos no SAM. Destaque aos valores nas linhas à esquerda. Fonte: NREL, 2013. Adaptado pelo autor.
57
Anexo I - Fluxograma de Engenharia: Projeto NREL t. 8, I/II. Fonte: Turchi e Heath
(2013). Adaptado pelo autor.
58
Anexo J - Fluxograma de Engenharia: Projeto NREL t. 8, II/II. Fonte: Turchi e Heath
(2013). Adaptado pelo autor.