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Central de Canal Parabólico

Modelação e Simulação do Sistema

João Pedro Neves Silva

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Júri

Presidente: Prof. Paulo José da Costa Branco

Orientador: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro

Vogais: Profª Maria José Ferreira dos Santos Lopes de Resende

Eng. João Augusto Farinha Mendes

Junho de 2011

iii

Agradecimentos

De forma genérica agradeço a todos os que, de forma directa ou indirecta, tendo

desempenhado um papel de maior ou menor preponderância, contribuíram para a

realização deste trabalho. Certamente, que sem a colaboração de qualquer um deles, a

elaboração deste estudo teria sido mais difícil.

Gostaria de agradecer especialmente ao professor Rui Castro pela atribuição do tema

desta tese e também pelos conselhos e sugestões que foi dando ao longo da

orientação do trabalho.

Uma palavra especial também para a minha família, sobretudo para os meus pais, que

ao longo de todo o período de realização da tese garantiram o suporte necessário à

sua conclusão, com um acompanhamento constante do desenrolar de todo processo e

diversas mensagens de incentivo.

Por último, e não menos importante, agradecer à minha namorada Daniela Gaspar

pelo papel determinante que desempenhou, não só no apoio afectivo, como, também,

nas tarefas de revisão do texto.

A todos, o meu profundo agradecimento.

v

Resumo

No decurso dos últimos anos, tem-se verificado, em Portugal, um grande aumento na

produção de energia eléctrica com origem em fontes renováveis. Essa situação deve-

se, essencialmente, ao aumento do preço dos combustíveis e também a directrizes

internacionais que apontam no sentido da redução das emissões de dióxido de

carbono. Esse aumento tem sido conseguido, sobretudo à base de recursos hídricos e

eólicos, com o Sol a ser subaproveitado. Como o território português apresenta

elevados níveis de radiação solar é necessário encontrar soluções que tirem partido

disso. Neste contexto, importa considerar a energia solar térmica de concentração.

Nos sistemas de energia solar térmica de concentração a energia solar é inicialmente

convertida em energia térmica, através do uso de elementos reflectores que

concentram os raios solares num receptor, onde um meio de transferência de calor é

aquecido. Existem quatro sistemas que desempenham este papel: sistemas de canal

parabólico, reflectores lineares de Fresnel, sistemas de torre solar e sistemas de disco

parabólico. A conversão da energia térmica em energia eléctrica é feita de forma

convencional, com o accionamento de uma turbina.

Neste trabalho, efectuou-se a modelação de uma central de canal parabólico onde

reflectores, com esse formato, efectuam o seguimento do sol e concentram os raios

solares em tubos de absorção em que circula um óleo sintético. O óleo é usado para

produzir vapor sobreaquecido com o objectivo de accionar uma turbina associada a

um gerador. A central integra um sistema de armazenamento térmico constituído por

dois tanques que armazenam um sal que é aquecido pelo caudal de óleo excedente.

Com base no modelo obtido, foi elaborado um simulador para descrever o

comportamento da central, para diversos locais do território português. Através dos

resultados obtidos, concluiu-se que a central apresenta um desempenho bastante

satisfatório apenas durante o Verão, tendo sido apontadas algumas sugestões para

melhorar o seu comportamento ao longo do Inverno.

Palavras-chave: Energias Renováveis - Sol - Energia Solar Térmica de Concentração -

Canal Parabólico

vi

Abstract

In the last years there was in Portugal a large increase in the production of electricity

with origin in renewable sources. This is due to the oil's price and also the international

guidelines to reduce the carbon emissions. This increase has been achieved based on

hydric and wind resources, but the Sun has been under-exploited. The portuguese

territory has high levels of solar radiation and it's necessary to find solutions that take

advantage of this fact. In this context, it's important to consider the concentrated solar

power as an option.

In the systems of concentrated solar power, the solar energy is converted in thermal

energy through reflector elements that concentrate the solar rays into a receiver,

where a heat transfer medium is heated. There are four systems that make this role:

parabolic troughs, linear Fresnel reflectors, central receivers and parabolic dishes. The

conversion of thermal energy into electrical energy is made of conventional mode,

with the drive of a turbine.

In this work it was made a modulation of a parabolic trough plant, where the reflector

mirrors tracking the sun to concentrate the solar rays into absorption pipes. Inside

these pipes flows a synthetic oil used to produce superheated steam with aim to drive

a turbine connected to a generator to produce electricity. The plant has a thermal

storage system made up by two tanks that store a molten salt heated by the surplus oil

flow.

Based on the model obtained, it was built a simulator to describe the plant operation

for several locations of the portuguese territory. Through the obtained results, it can

be concluded that the plant presents a satisfactory performance just in the Summer.

To improve the behavior of the plant in the Winter there were given some suggestions.

Key-words: Renewable Energies - Sun - Concentrated Solar Power - Parabolic Trough

vii

Índice

Lista de Tabelas ....................................................................................................... ix

Lista de Figuras ......................................................................................................... x

Lista de Abreviaturas e Símbolos ........................................................................... xiv

1. Introdução ............................................................................................................ 1

2. Estado da Arte ...................................................................................................... 5

2.1. Sistemas de Canal Parabólico ................................................................................ 6

2.1.1. Conversão de energia solar em energia térmica ............................................ 6

2.1.2. Aplicação para produção de energia eléctrica ................................................ 6

2.1.3. Resumo de vantagens e desvantagens ........................................................... 7

2.2. Reflectores Lineares de Fresnel ............................................................................. 8

2.2.1. Conversão de energia solar em energia térmica ............................................ 8

2.2.2. Aplicação para produção de energia eléctrica ................................................ 9

2.2.3. Resumo de vantagens e desvantagens ......................................................... 10

2.3. Sistemas de Torre Solar ....................................................................................... 10

2.3.1. Conversão de energia solar em energia térmica .......................................... 10

2.3.2. Aplicação para produção de energia eléctrica .............................................. 11


2.4. Sistema de Disco Parabólico ................................................................................ 12

2.4.1. Conversão de energia solar em energia térmica .......................................... 12

2.4.2. Aplicação para produção de energia eléctrica .............................................. 13


2.5. Comparação entre Tecnologias ........................................................................... 14

2.6. Armazenamento Térmico .................................................................................... 15

2.6.1. Armazenamento em tanque único ............................................................... 16

2.6.2. Armazenamento com dois tanques .............................................................. 17

2.7. Funcionamento Híbrido ....................................................................................... 17

2.8. Investigação e Desenvolvimento ......................................................................... 19

3. Modelo da Central de Canal Parabólico ............................................................... 21

3.1. Descrição Geral e Modos de Operação ............................................................... 21

3.1.1. Primeiro modo de operação - início do dia ................................................... 22

viii

3.1.2. Segundo modo de operação - durante o dia ................................................ 23

3.1.3. Terceiro modo de operação - final da tarde ................................................. 23

3.1.4. Quarto modo de operação - noite ................................................................ 24

3.2. Campo Solar ......................................................................................................... 25

3.2.1. Constituição e funcionamento típico ............................................................ 25

3.2.2. Modelo .......................................................................................................... 29

3.3. Armazenamento Térmico .................................................................................... 43


3.3.2. Modelo .......................................................................................................... 47

3.4. Bloco de Potência ................................................................................................ 49


3.4.2. Modelo .......................................................................................................... 51

3.5. Modelo Global ..................................................................................................... 52

4. Simulador da Central de Canal Parabólico ........................................................... 56

4.1. Parâmetros do Simulador e Considerações ......................................................... 56

4.1.1. Campo solar ................................................................................................... 56

4.1.2. Armazenamento térmico .............................................................................. 60

4.1.3. Bloco de potência .......................................................................................... 62

4.2. Descrição do Funcionamento do Simulador ........................................................ 66

4.3. Limitações do Simulador ...................................................................................... 71

4.4. Resultados ............................................................................................................ 71

4.4.1. Validação ....................................................................................................... 72

4.4.2. Desempenho diário ....................................................................................... 76

4.4.3. Desempenho anual ....................................................................................... 79

4.4.4. Influência do armazenamento térmico......................................................... 81

4.4.5. Funcionamento a uma potência garantida ................................................... 84

5. Conclusão ........................................................................................................... 91

6. Referências Bibliográficas ................................................................................... 94

ANEXOS ................................................................................................................. 97

ix

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 - Tecnologias de energia solar térmica de concentração. ............................... 5

Tabela 2.2 - Tecnologias de energia solar térmica de concentração. ............................. 14

Tabela 2.3 - Potências instaladas, electricidade produzida e potência em construção. 15

Tabela 4.1 - Parâmetros ópticos do colector Eurotrough. .............................................. 57

Tabela 4.2 - Resultados obtidos para a localização da central Andasol-1. ..................... 75

Tabela 4.3 - Energia produzia e utilização anual para cada uma das localizações

estudadas. ........................................................................................................................ 79

Tabela 4.4 - Rendimento médio anual da central para cada uma das localizações

estudadas. ........................................................................................................................ 80

Tabela 4.5 - Energia produzida, utilização anual e rendimento médio anual para

cada uma das localizações estudadas, sem utilização de armazenamento térmico. ..... 81

Tabela 4.6 - Redução percentual da energia produzida, sem utilização de

armazenamento térmico. ................................................................................................ 82

Tabela 4.7 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Verão. ............. 85

Tabela 4.8 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Inverno. .......... 85

Tabela 4.9 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Verão,

duplicando o armazenamento. ....................................................................................... 89

Tabela 4.10 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Inverno,

duplicando o armazenamento. ....................................................................................... 89

x

Lista de Figuras

Figura 1.1 - Evolução do peso da produção das energias renováveis na produção

bruta + saldo importador [1]. ............................................................................................ 1

Figura 1.2 - Evolução da energia produzida a partir de fontes renováveis [1]. ................ 2

Figura 1.3 - Política de desenvolvimento das energias renováveis em Portugal [2]. ....... 2

Figura 1.4 - Sistema de concentração solar (adaptada de [3]). ......................................... 3

Figura 1.5 - Esquema de uma central de energia solar térmica de concentração com

armazenamento térmico (adaptada de [3]). ..................................................................... 4

Figura 2.1 - Sistema de canal parabólico (adaptada de [3]). ............................................. 6

Figura 2.2 - Esquema de uma central de canal parabólico (adaptada de [4]). ................. 7

Figura 2.3 - Reflectores lineares de Fresnel (adaptada de [3]). ........................................ 8

Figura 2.4 - Esquema de uma central de reflectores lineares de Fresnel (adaptada de

[5]). .................................................................................................................................... 9

Figura 2.5 - Sistema de torre solar (adaptada de [3]). .................................................... 10

Figura 2.6 - Esquema de uma central de torre solar [6]. ................................................. 11

Figura 2.7 - Sistema de disco parabólico (adaptada de [3]). ........................................... 12

Figura 2.8 - Esquema de produção de energia de um sistema de disco parabólico

(adaptada de [5]). ............................................................................................................ 13

Figura 2.9 - Produção de energia de uma central com armazenamento térmico e

possibilidade funcionamento híbrido (adaptada de [7]). ................................................ 18

Figura 2.10 - Esquema de um campo solar de canal parabólico integrado num

sistema de ciclo combinado (adaptada de [8]). .............................................................. 19

Figura 3.1 - Estrutura da central de canal parabólico considerada (adaptada de [27]). 21

Figura 3.2 - Primeiro modo de operação da central, ao início do dia (adaptada de

[27]). ................................................................................................................................ 22

Figura 3.3 - Segundo modo de operação da central, durante o dia (adaptada de

[27]). ................................................................................................................................ 23

Figura 3.4 - Terceiro modo de operação da central, ao fim da tarde (adaptada de

[27]). ................................................................................................................................ 24

Figura 3.5 - Quarto modo de operação da central, durante a noite (adaptada de

[27]). ................................................................................................................................ 24

xi

Figura 3.6 - Estrutura do campo solar da central Andasol-1 [28]. .................................. 25

Figura 3.7 - Loop de colectores [29]. ............................................................................... 26

Figura 3.8 - Constituição do colector [4]. ........................................................................ 27

Figura 3.9 - Colector Eurotrough, SKAL-ET150 [28]. ........................................................ 28

Figura 3.10 - Efeito do co-seno (adaptada de [30]). ........................................................ 31

Figura 3.11 - Ângulo de declinação (adaptada de [30]). ................................................. 32

Figura 3.12 - Variação do ângulo de declinação ao longo do ano................................... 32

Figura 3.13 - Variação do valor da equação do tempo ao longo do ano. ....................... 34

Figura 3.14 - Ângulo de zénite e ângulo de altitude solar (adaptada de [31]). ............... 35

Figura 3.15 - Perdas ópticas no colector (adaptada de [29]). ......................................... 36

Figura 3.16 - Perdas por sombras (adaptada de [30]). .................................................... 38

Figura 3.17 - Perdas por fim de colector (adaptada de [30]). ......................................... 39

Figura 3.18 - Perdas térmicas no tubo de absorção (adaptada de [30]). ........................ 41

Figura 3.19 - Calor específico do Therminol VP-1 em função da temperatura. .............. 43

Figura 3.20 - Constituição do sistema de armazenamento térmico (adaptada de

[29]). ................................................................................................................................ 44

Figura 3.21 - Tanques de armazenamento da central Andasol-1 [4]. ............................. 46

Figura 3.22 - Calor específico do sal utilizado no armazenamento térmico em função

da temperatura. ............................................................................................................... 48

Figura 3.23 - Estrutura do ciclo de potência das centrais SEGS VI e Andasol-1

(adaptada de [30]). .......................................................................................................... 49

Figura 3.24 - Diagrama de entradas/saídas do campo solar. .......................................... 52

Figura 3.25 - Esquema da central de canal parabólico, com a indicação das

grandezas mais importantes a calcular (adaptada de [27]). ........................................... 53

Figura 4.1 - Variação do rendimento térmico e da potência térmica entregue ao

ciclo, em função da carga (adaptada de [36]). ................................................................ 65

Figura 4.2 - Obtenção de uma relação, aproximada, entre o rendimento do ciclo e a

potência térmica que lhe é fornecida. ............................................................................ 65

Figura 4.3 - Fluxograma ilustrativo do funcionamento do simulador. ............................ 68

Figura 4.4 - Fluxograma ilustrativo do processo de descarga do armazenamento. ....... 69

Figura 4.5 - Fluxograma ilustrativo do processo de carregamento do

armazenamento. ............................................................................................................. 70

xii

Figura 4.6 - Desempenho da central em Beja, num dia típico de Verão. ........................ 76

Figura 4.7 - Desempenho da central em Bragança, num dia típico de Verão. ................ 77

Figura 4.8 - Desempenho da central em Beja, num dia típico de Inverno. ..................... 77

Figura 4.9 - Desempenho da central em Bragança, num dia típico de Inverno. ............. 78

Figura 4.10 - Energia eléctrica produzida, mensalmente, para cada uma das

localizações estudadas. ................................................................................................... 80

Figura 4.11 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da

central, Beja. .................................................................................................................... 82

Figura 4.12 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da

central, Bragança. ............................................................................................................ 83

Figura 4.13 - Energia eléctrica produzida, mensalmente, sem armazenamento

térmico............................................................................................................................. 83

Figura 4.14 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 25MW, 21 de

Junho a 20 de Julho. ........................................................................................................ 86


Julho a 20 de Agosto. ....................................................................................................... 86


Agosto a 20 de Setembro. ............................................................................................... 87


Dezembro a 20 de Janeiro. .............................................................................................. 87


Janeiro a 20 de Fevereiro. ............................................................................................... 88


Fevereiro a 20 de Março.................................................................................................. 88

Figura A.1 - Desempenho da central em Faro, num dia típico de Verão. ....................... 98

Figura A.2 - Desempenho da central em Moura, num dia típico de Verão. ................... 98

Figura A.3 - Desempenho da central em Sines, num dia típico de Verão. ...................... 99

Figura A.4 - Desempenho da central em Faro, num dia típico de Inverno. .................... 99

Figura A.5 - Desempenho da central em Moura, num dia típico de Inverno. ............... 100

Figura A.6 - Desempenho da central em Sines, num dia típico de Inverno. ................. 100

Figura A.7 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da

central, Faro. .................................................................................................................. 101

xiii


central, Moura. .............................................................................................................. 101


central, Sines. ................................................................................................................ 102

xiv

Lista de Abreviaturas e Símbolos

Acaptação Área de captação do campo solar

óleopc Calor específico do óleo

salpc Calor específico do sal

CSdisp Fracção do campo solar que se encontra disponível

D Parâmetro da "hora de Verão"

DNI Irradiância normal directa

DNIanual Irradiância normal directa anual

Ecolectada Energia colectada pelo campo solar

Emec Energia mecânica disponibilizada pela turbina

Eóleo Energia térmica entregue pelo óleo

Erede Energia eléctrica entregue à rede

ES Factor que contabiliza o efeito de sombra

EOT Equação do tempo

f Comprimento focal do colector

FC Factor que contabiliza as perdas por fim de colector

Gb Irradiância solar directa

Lcol Comprimento do colector

Ldist Distância entre filas de colectores

LC Correcção de longitude

LCT Hora local

óleom Caudal mássico de óleo disponibilizado pelo campo solar

maxóleom Caudal mássico de óleo máximo disponibilizado pelo campo solar

armóleom Caudal mássico de óleo entregue ao sistema de armazenamento térmico

bpóleom Caudal mássico de óleo entregue ao bloco de potência

xv

nomóleobp

m Caudal mássico de óleo nominal entregue ao bloco de potência

salm Caudal mássico de sal que transita entre tanques

friotanqueM Massa de sal contida no tanque frio

quentetanqueM Massa de sal contida no tanque quente

Mtotal Massa de sal total

MAI Modificador do ângulo de incidência

n Número de dias decorridos desde o início do ano

Pabs Potência absorvida

Paux Potência consumida em serviços auxiliares da central

Pcolectada Potência colectada

Pger.vapor Potência térmica entregue pelo sistema de geração de vapor

Pmec Potência mecânica disponibilizada pela turbina

nommecP Potência mecânica disponibilizada pela turbina em condições nominais

Póleo Potência térmica entregue pelo óleo

nomóleoP Potência térmica entregue pelo óleo em condições nominais

colperdasP Perdas térmicas no colector

tubperdasP Perdas térmicas nas tubagens auxiliares

elperdasP Perdas eléctricas no gerador e transformador

Preaquecedor Potência térmica entregue pelo reaquecedor

Prede Potência entregue à rede

nomredeP Potência nominal entregue à rede

Pterm Potência térmica entregue ao ciclo de potência

nomtermP Potência térmica entregue ao ciclo de potência em condições nominais

ts Hora solar

Tamb Temperatura ambiente

xvi

entradabpT Temperatura de entrada do óleo no bloco de potência

saídabpT Temperatura de saída do óleo do bloco de potência

entradacampoT Temperatura de entrada do óleo no campo colector

saídacampoT Temperatura de saída do óleo do campo colector

Tóleo Temperatura do óleo

Tsal Temperatura do sal

friotanqueT Temperatura do tanque frio

quentetanqueT Temperatura do tanque quente

W Largura da abertura do colector

Wef Largura da abertura efectiva do colector

Absortividade

sÂngulo de altitude solar

Ângulo de declinação

T1Diferença entre a temperatura do óleo e a temperatura ambiente

T2Diferença entre a temperatura de entrada do óleo no armazenamento térmico e

a temperatura de saída deste

Ângulo de latitude

Factor de intercepção

medanual Rendimento médio anual apresentado pela central

colector Rendimento do campo colector

medcolector Rendimento médio do campo colector

ger.vapor Rendimento conjunto do sistema gerador de vapor e do reaquecedor

opt Rendimento óptico de pico do colector

permut Rendimento do permutador de calor do sistema de armazenamento térmico

term Rendimento térmico do ciclo de potência

medterm Rendimento térmico médio do ciclo de potência

xvii

nomterm Rendimento térmico do ciclo de potência em condições nominais

perdas Factor que contabiliza as perdas eléctricas

Ângulo de incidência

Z Ângulo de zénite

Reflectividade

Transmissividade

Ângulo solar

1

1. Introdução

No decorrer dos últimos anos, tem-se verificado, em Portugal, uma grande

intensificação da produção de energia com recurso a fontes renováveis. Esse facto

está, essencialmente, relacionado com a escalada dos preços dos combustíveis fósseis

e também com directrizes internacionais de índole ambiental, no sentido da redução

das emissões de dióxido de carbono. Não surpreende, por isso, que o peso, da

produção das energias renováveis na produção de electricidade, venha aumentando,

tendo mesmo ultrapassado os 50% em 2010, como retrata a Figura 1.1.

Figura 1.1 - Evolução do peso da produção das energias renováveis na produção bruta + saldo

importador [1].

Como é possível constatar, essa produção está sobretudo relacionada com recursos

hídricos e eólicos, onde se verifica o aproveitamento da água e do vento,

respectivamente. Além destes dois recursos naturais, Portugal dispõe, ainda, de um

outro que não deve ser desperdiçado: o Sol. No entanto, apesar de o território

nacional apresentar elevados níveis anuais de radiação solar, esse recurso, pouco tem

sido aproveitado, como se pode verificar através da Figura 1.2, onde se constata que a

produção de energia através do fotovoltaico é praticamente residual.

2

Figura 1.2 - Evolução da energia produzida a partir de fontes renováveis [1].

Essa situação está relacionada com uma aposta estratégica, que inicialmente

privilegiou os recursos hídricos ainda por explorar, e mais tarde o desenvolvimento do

sector eólico, mas também com o custo apresentado pela tecnologia fotovoltaica.

Existe, no entanto, agora a necessidade de concentrar esforços no desenvolvimento da

energia solar, uma vez que esta se reveste de grande importância, já que, além de ser

mais uma fonte natural, pode complementar a produção hídrica e eólica, que

normalmente apresenta uma quebra no Verão. A Figura 1.3 ilustra a política de

desenvolvimento das energias renováveis em Portugal.

Figura 1.3 - Política de desenvolvimento das energias renováveis em Portugal [2].

Nesse sentido, importa considerar a energia solar térmica de concentração, que

apresenta um enorme potencial e representa uma alternativa, menos dispendiosa, ao

3

fotovoltaico. Esta nova forma de gerar energia eléctrica encontra-se em grande

desenvolvimento sobretudo nos Estados Unidos, Espanha e em alguns países do norte

de África. Em Portugal, começa agora a dar os primeiros passos com a atribuição de

potência para projectos de demonstração.

Ao invés do que se verifica nos painéis fotovoltaicos, os sistemas de energia solar

térmica de concentração efectuam, inicialmente, a conversão da energia solar em

energia térmica, e só depois em energia eléctrica. Este último processo é de resto,

semelhante ao que se verifica nas centrais térmicas convencionais, residindo a

diferença, na origem da energia primária, já que em vez de combustíveis fósseis se

utiliza a radiação solar para gerar vapor com o objectivo de accionar uma turbina.

Existem quatro sistemas, principais, que efectuam a conversão da energia solar em

energia térmica: sistemas de canal parabólico, reflectores lineares de Fresnel, sistemas

de torre solar e sistemas de disco parabólico. No entanto, apesar de exibirem

especificidades e formatos distintos, todos apresentam o mesmo princípio de

funcionamento. Este, consiste em usar elementos reflectores, com o objectivo de

concentrar os raios solares num receptor, como se mostra na Figura 1.4, onde a

energia solar é transformada em calor, através do aquecimento de um meio de

transferência de calor, normalmente um fluido.

Figura 1.4 - Sistema de concentração solar (adaptada de [3]).

O calor será depois utilizado para gerar energia eléctrica de forma convencional, por

exemplo, através de uma turbina de vapor. No caso de se utilizar um sistema de

armazenamento térmico, que é opcional, parte do calor gerado, durante o dia, pode

ainda ser armazenado através de um meio líquido ou sólido, existindo a possibilidade

4

de ser utilizado durante a noite para manter a turbina em funcionamento. A Figura 1.5

ilustra, de forma resumida, o esquema de uma central de energia solar térmica de

concentração, com a inclusão de um sistema de armazenamento térmico.

Figura 1.5 - Esquema de uma central de energia solar térmica de concentração com armazenamento

térmico (adaptada de [3]).

A finalidade deste trabalho passa, essencialmente, pelo estudo de uma central de

canal parabólico, visto ser, das tecnologias referidas, aquela que apresenta um estado

de desenvolvimento mais avançado. Nesse sentido, os objectivos principais deste

trabalho são: estabelecer um modelo que descreva o comportamento da central,

efectuar a validação do mesmo e utilizá-lo com vista à elaboração de um simulador

que permita aferir do desempenho da central para diversos casos de estudo.

Neste texto apresenta-se, inicialmente, no Capítulo 2, um estado da arte no que diz

respeito às tecnologias de energia solar térmica de concentração, onde se efectua uma

breve caracterização de cada uma delas, acompanhada de um comparativo entre estas

e da indicação de alguns tópicos de investigação em curso.

De seguida, no Capítulo 3, efectua-se a modelação de cada um dos elementos de uma

central de canal parabólico, com vista à obtenção de um modelo global que descreva o

seu comportamento. Este modelo é objecto de uma validação no Capítulo 4, onde

também se apresentam os resultados obtidos, relativos ao desempenho da central,

para várias regiões do território português.

Finalmente, no Capítulo 5, apresentam-se as diversas conclusões resultantes do estudo

realizado.

5

2. Estado da Arte

As centrais de energia solar térmica de concentração, produzem electricidade de

maneira similar às centrais térmicas convencionais, a diferença existente entre elas

está na origem da energia. Ao invés de utilizarem recursos fósseis, obtêm energia

através da concentração da radiação solar, que, por sua vez, é convertida em energia

térmica, com o objectivo de gerar vapor, ou gás, a altas temperaturas, para accionar

uma turbina ligada a um gerador. Para esse efeito, são necessários quatro elementos

principais: um concentrador, um receptor, um meio de transporte de energia e um

conversor eléctrico. Os três primeiros elementos, em conjunto, efectuam a conversão

de energia solar em energia térmica. Existem quatro tecnologias que se destacam na

realização dessa tarefa: os sistemas de canal parabólico, os reflectores lineares de

Fresnel, os sistemas de torre solar e os sistemas de disco parabólico. Estas tecnologias

podem ser organizadas consoante a forma como concentram os raios solares e o tipo

de receptor que utilizam, da forma que se mostra na Tabela 2.1.

Tabela 2.1 - Tecnologias de energia solar térmica de concentração.

Foco Linear Foco Pontual

Receptor Fixo Reflectores Lineares de Fresnel Torre Solar

Receptor Móvel Canal Parabólico Disco Parabólico

Neste capítulo pretende-se, para cada uma destas tecnologias: descrever o sistema

que converte a energia solar em energia térmica, mostrar a sua aplicação numa central

com vista à produção de energia eléctrica e indicar as principais vantagens e

desvantagens apresentadas. Será, ainda, efectuada uma comparação, entre as

principais características de cada tecnologia, e, também, entre as potências instaladas

e em construção. Adicionalmente, serão indicados alguns tópicos de investigação que

se encontram em curso, relativos aos diversos sistemas.

6

2.1. Sistemas de Canal Parabólico

2.1.1. Conversão de energia solar em energia térmica

Nos sistemas de canal parabólico utilizam-se espelhos reflectores com uma forma

cilindro parabólica para concentrar a radiação solar, num tubo receptor, termicamente

eficiente, situado na linha focal da estrutura parabólica, como se ilustra na Figura 2.1.

Figura 2.1 - Sistema de canal parabólico (adaptada de [3]).

Estes sistemas, são, normalmente, projectados para serem instalados segundo um eixo

Norte-Sul e efectuarem o seguimento do Sol a um eixo, segundo a direcção Este-Oeste.

Este tipo de sistema, tem um grau de concentração de 70 a 100 vezes, registando-se,

devido a esse facto, temperaturas entre os 350°C e os 550°C no tubo de absorção. No

interior desse tubo, circula um fluido de transferência de calor que é aquecido, através

da concentração dos raios solares, até uma temperatura próxima dos 400°C.

2.1.2. Aplicação para produção de energia eléctrica

Os primeiros projectos comerciais, desta tecnologia, remontam aos anos 80, tendo

sido levados a cabo na California, Estados Unidos, com a instalação de nove centrais

ligadas à rede, denominadas de centrais SEGS, com potências instaladas

compreendidas entre os 13.8 MW e os 80 MW. Na Figura 2.2, é possível observar a

integração deste tipo de sistema numa central eléctrica.

7

Figura 2.2 - Esquema de uma central de canal parabólico (adaptada de [4]).

O fluido de transferência de calor que flui nos tubos de absorção, dos canais

parabólicos, depois de ser aquecido, é bombeado para um conjunto de permutadores

de calor com o objectivo de produzir vapor sobreaquecido para accionar uma turbina

ligada a um gerador, para a produção de energia eléctrica, retornando novamente ao

campo solar. Em geral, nas centrais existentes, utiliza-se como fluido de transferência

de calor, um óleo sintético, devido, essencialmente, à sua baixa pressão de

funcionamento. O funcionamento com recurso exclusivo ao campo solar pode ser

complementado com um sistema de backup, que será abordado mais à frente. Essa

situação verifica-se nas centrais SEGS e Solnova (50 MW), em Espanha. O recurso ao

sistema de backup é normalmente usado nos dias de menos Sol, para aquecer o fluido

de transferência de calor ou para auxiliar na produção de vapor. Outras centrais, como

as centrais Andasol, instaladas na região de Granada, em Espanha, utilizam um sistema

de armazenamento térmico, o que permite fazer uma melhor gestão da produção de

energia ao longo dia.

2.1.3. Resumo de vantagens e desvantagens

Os sistemas de canal parabólico são, claramente, a tecnologia, baseada em energia

solar térmica de concentração, que apresenta um grau de maturidade mais elevado. Já

se encontram no mercado e têm mais de 16 mil GWh de experiência operativa. Isso faz

com que o investimento necessário e os custos de operação e manutenção sejam

sobejamente conhecidos. A possibilidade de funcionamento híbrido e a capacidade de

8

armazenamento, também já se encontram testadas com sucesso. Como os colectores

de canal parabólico se encontram no campo solar dispostos em filas, a utilização do

terreno onde são instalados é feita de forma bastante eficiente. A grande

desvantagem apresentada por este tipo de sistemas, prende-se com as temperaturas

de operação. O uso de óleo sintético, normalmente escolhido como fluido de

transferência de calor, restringe a temperatura de operação a 400°C, limitando dessa

forma, a eficiência do ciclo de potência.

2.2. Reflectores Lineares de Fresnel


Os reflectores lineares de Fresnel, ilustrados na Figura 2.3, são constituídos por um

conjunto de reflectores planos, ou quase planos, situados no solo, que concentram a

radiação solar em receptores lineares colocados numa cota superior.

Figura 2.3 - Reflectores lineares de Fresnel (adaptada de [3]).

Estes receptores são tubos de absorção que normalmente são colocados dentro de

uma outra cavidade, voltada para baixo, funcionando, esta, como um sistema de

concentração secundário. No interior dos tubos de absorção, flui água que, por acção

da radiação solar, é convertida em vapor. Os espelhos reflectores são colocados ao

longo de filas e efectuam o seguimento solar a um eixo. O facto de o receptor ser fixo e

se encontrar separado do sistema de reflectores, dispensando assim a necessidade de

articulações flexíveis, aliado à circunstância de estes serem planos, ou quase planos,

9

torna este tipo de sistema numa alternativa, de menor custo, aos sistemas de canal

parabólico. Esta tecnologia apresenta, no entanto, um rendimento óptico e térmico

inferior, sendo esta situação compensada com a necessidade de um menor

investimento inicial e menos custos de operação e manutenção.


O primeiro sistema deste tipo foi implementado em Lidell, na Austrália, em 2003,

através de uma central experimental de 1 MW, que tinha como objectivo produzir

vapor para uma central térmica a carvão existente no local. Na Figura 2.4, encontra-se

o esquema de uma central de reflectores lineares de Fresnel.

Figura 2.4 - Esquema de uma central de reflectores lineares de Fresnel (adaptada de [5]).

O vapor produzido nos tubos de absorção serve para accionar uma turbina, com vista à

produção de energia eléctrica através de um gerador. O vapor será depois

condensado, retornando aos tubos de absorção, para a repetição do processo.

À imagem do que acontece com os sistemas de canal parabólico, e apesar de não estar

ilustrado no esquema, também os concentradores lineares de Fresnel permitem uma

operação híbrida e a possibilidade de integração de um sistema de armazenamento

térmico, como se verifica na central Puerto Errado 2 (30 MW), na região de Múrcia, em

Espanha.

10


Os reflectores lineares de Fresnel representam, devido à sua estrutura, uma

alternativa de menor custo em relação aos sistemas de canal parabólico,

apresentando, no entanto, um rendimento óptico e térmico inferior. Permitem,

igualmente, uma utilização eficiente do terreno que ocupam. Outra vantagem, que

esta tecnologia apresenta, é a geração directa de vapor no receptor, dispensando o

uso de um fluido de transferência de calor e de um sistema gerador de vapor. As

centrais de reflectores lineares Fresnel podem também operar de forma híbrida e

integrar um sistema de armazenamento térmico. O ponto mais negativo está

relacionado com a sua entrada recente no mercado, existindo apenas projectos de

pequena dimensão.

2.3. Sistemas de Torre Solar


Os sistemas de torre solar utilizam um campo circular, ou semi-circular, de espelhos de

grandes dimensões, que realizam um seguimento individual do Sol a dois eixos,

chamados heliostatos, e que concentram a radiação solar num receptor central

montado no cimo de uma torre, como se pode verificar na Figura 2.5.

Figura 2.5 - Sistema de torre solar (adaptada de [3]).

Desse processo, resulta uma concentração da radiação que pode ir de 600 a 1000

vezes a radiação original, obtendo-se temperaturas de 800°C a 1000°C. Um fluido de

11

trabalho, situado no receptor central, absorve a energia solar, convertendo-a em

energia térmica.


A escolha do fluido de trabalho depende das temperaturas que se pretendam atingir.

Até à data, os fluidos de transferência de calor testados foram: água/vapor, sais

fundidos, sódio e ar. Na central experimental Solar Two (10 MW), na Califórnia, a

escolha recaiu sobre os sais fundidos, funcionando estes igualmente como meio de

armazenamento térmico para funcionamento nocturno. Um esquema ilustrativo desta

central encontra-se na Figura 2.6.

Figura 2.6 - Esquema de uma central de torre solar [6].

Os sais fundidos são bombeados do tanque frio para o receptor, sendo aquecidos e

posteriormente armazenados no tanque quente. De seguida, são bombeados para um

sistema gerador de vapor, para a obtenção de vapor sobreaquecido, que irá por sua

vez accionar um grupo turbina-gerador que produz energia eléctrica. Quando

abandonam o sistema gerador de vapor, os sais fundidos são de novo armazenados no

tanque frio. Uma central baseada num sistema de torre solar pode também integrar

uma sistema de backup que permita um funcionamento híbrido.

12


O armazenamento a altas temperaturas representa a maior vantagem dos sistemas de

torre solar, quando comparados com as restantes tecnologias existentes. Estes

sistemas são também a melhor opção para locais de instalação não planos, uma vez

que os heliostatos podem ser dispostos de forma individual. Importa, também, referir

que as centrais de torre solar permitem, igualmente, a possibilidade de operação

híbrida. A maior desvantagem apresentada, prende-se com o facto de os custos de

investimento, valores de rendimento anual e forma de operação, necessitarem ainda

de uma maior demonstração no âmbito comercial.

2.4. Sistema de Disco Parabólico


Neste tipo de sistema, que se encontra ilustrado na Figura 2.7, um reflector parabólico

em forma de disco, montado numa estrutura que efectua o seguimento solar a dois

eixos, concentra os raios solares num receptor situado no seu ponto focal.

Figura 2.7 - Sistema de disco parabólico (adaptada de [3]).

A energia solar, contida nos raios concentrados, é absorvida no receptor, para aquecer

um fluido, ou gás, a cerca de 750°C, convertendo a energia solar em energia térmica.

13


Ao contrário das outras tecnologias já referidas, este sistema tem acoplado ao

receptor um motor Stirling1 ou uma micro turbina, associados a um gerador,

efectuando-se a produção de energia, que depois é entregue à rede, na mesma

estrutura de captação da radiação solar. A Figura 2.8 procura ilustrar essa situação.

Figura 2.8 - Esquema de produção de energia de um sistema de disco parabólico (adaptada de [5]).

Este conjunto de elementos é conhecido como unidade de conversão de energia. O

receptor, que o integra, funciona como interface entre o disco e o motor, e pode ser

constituído por um conjunto de tubos com um fluido de refrigeração, normalmente

hidrogénio ou hélio, que funciona como meio de transferência de calor e também

como fluido de trabalho para o motor. De referir ainda que a unidade de conversão de

energia pode integrar um módulo de armazenamento térmico. Estes sistemas podem

funcionar em sistemas pequenos não ligados à rede ou fazer parte de parques maiores

entregando energia à rede.


Os sistemas de disco parabólico apresentam uma elevada eficiência de conversão

solar/eléctrica, podendo mesmo atingir valores superiores a 30%. Esta tecnologia pode

1 Motor de combustão externa, constituído por duas câmaras, a diferentes temperaturas, que aquecem

e arrefecem um gás de forma alternada, funcionando num ciclo termodinâmico de quatro fases.

14

permitir a integração de um pequeno sistema de armazenamento térmico. Os discos

parabólicos são de fácil fabrico e não necessitam de água para refrigeração.

Encontram-se, no entanto, ainda num estado embrionário, não existindo exemplos de

uso comercial a grande escala.

2.5. Comparação entre Tecnologias

Depois de apresentadas as quatro tecnologias de energia solar térmica de

concentração, importa sintetizar os aspectos que as caracterizam para ser possível

efectuar um comparativo entre elas. É esse o objectivo da Tabela 2.2, onde se

encontram diversas características, normalmente, associadas a cada sistema.

Tabela 2.2 - Tecnologias de energia solar térmica de concentração.

Canais

Parabólicos

Reflectores Lineares de

Fresnel Torres Solares

Discos Parabólicos

Eficiência óptica ** * ** ***

Fluido de trabalho Óleo sintético Vapor Sais fundidos Hidrogénio ou

Hélio

Temperaturas de operação (°C)

390 270 565 750

Rendimento global

10-16% 8-10% 20-35% 25-30%

Espaço ocupado Grande Médio Médio Pequeno

Consumo de água (L/MWh)

3000 3000 2000 Não consome

Armazenamento Sim Sim Depende da

configuração da central

Depende da configuração da

central

Funcionamento híbrido

Sim Sim Sim Apenas em

alguns casos

Estado actual Em

comercialização Em início de

comercialização

Demonstração em larga escala, início de

comercialização

Em fase de demonstração

Margem de evolução

Limitada Significativa Muito significativa Significativa

15

Na Tabela 2.3, mostra-se um resumo das etapas de desenvolvimento das diversas

tecnologias em termos de potências instaladas, electricidade produzida e potência em

construção, a nível mundial. Os dados apresentados, são referentes ao final de 2009.

Tabela 2.3 - Potências instaladas, electricidade produzida e potência em construção [3].

Tecnologia Potência Instalada

(MW) Electricidade produzida

(GWh) Potência, aproximada, em construção (MW)

Canal Parabólico 500 > 16000 945

Torre Solar 40 80 37

Fresnel 5 8 2

Disco Parabólico 0.5 3 0.05

2.6. Armazenamento Térmico

Todas as tecnologias abordadas têm a possibilidade de utilizar um sistema de

armazenamento térmico. Com a introdução de um sistema deste tipo, as centrais de

energia solar térmica de concentração podem tornar-se mais "despacháveis", visto

existir a possibilidade de se produzir energia mesmo na ausência de Sol. O sistema de

armazenamento térmico permite, assim, que se possa adaptar o perfil de produção de

energia, ao longo dia, ao consumo, e também que o rendimento energético total da

central seja aumentado.

O princípio de funcionamento consiste em carregar o armazenamento durante

períodos de elevada radiação que permitam, simultaneamente, a produção de

electricidade e a possibilidade de armazenar a energia em excesso, proveniente do

campo solar. Cada tipo de central de energia solar térmica de concentração tem as

suas características próprias, como o fluido de trabalho utilizado e a temperatura de

operação, pelo que é necessária a existência de um conjunto vasto de opções de

armazenamento, para suprir as necessidades de cada uma.

Os sistemas de armazenamento térmico podem ser do tipo directo ou indirecto. No

caso directo, o meio de armazenamento é o próprio fluido de trabalho usado no

16

campo solar. Por outro lado, no caso indirecto, o fluido de trabalho é distinto do meio

de armazenamento. São apresentadas de seguida, as principais opções de

armazenamento térmico utilizadas nas centrais de energia solar térmica de

concentração.

2.6.1. Armazenamento em tanque único

O armazenamento em tanque único pode ser feito com o mesmo fluido de trabalho do

campo solar, fazendo uso do efeito thermocline2, ou recorrer a um material de

preenchimento, dentro do tanque, para o qual se transfere a energia térmica, sendo

neste caso denominado de armazenamento dual.

i. Armazenamento com efeito termocline

O armazenamento com efeito termocline baseia-se na estratificação que se produz no

tanque pela diferença de densidade do fluido de trabalho, devido à existência de níveis

de temperatura diferentes. No processo de carga, o fluido frio é extraído da parte

inferior do tanque, sendo aquecido no campo solar e enviado, já quente, para a parte

superior do tanque. Ao ser menos denso, não se irá misturar com a parte fria. Este

processo repete-se até o tanque ficar cheio. No processo de descarga, o fluido quente

é bombeado da parte superior do tanque, regressando a este, após ter transferido o

calor que continha, já frio, pela parte inferior do tanque. Este sistema é válido para

fluidos com baixa condutividade térmica, como a água, óleos e sais fundidos a baixa

temperatura. Este sistema é do tipo directo.

ii. Armazenamento dual

À imagem do que acontece no armazenamento com efeito termocline, o

armazenamento dual também se baseia na estratificação produzida no material

contido no tanque, o que é consequência da sua elevada inércia térmica. Durante o

processo de carga, faz-se passar o fluido de trabalho através do tanque, em sentido

descendente, cedendo desta forma a sua energia ao material que o preenche. A parte

superior deste material aumentará a sua temperatura rapidamente, no entanto, a

2 Separação entre uma camada superior, mais quente e mais leve, e outra, inferior, mais fria e mais

pesada.

17

parte que se encontra próxima da saída permanecerá a uma temperatura próxima da

inicial. Com o passar do tempo, a parte do material com as temperaturas mais

elevadas vai-se movendo até à zona inferior do tanque, implicando o aumento da

temperatura do fluido de trabalho nesse mesmo ponto. Diz-se que o armazenamento

está cheio quando a sua temperatura for uniforme. Para proceder ao processo de

descarga é necessário inverter o sentido do fluido, recebendo, este, energia entregue

pelo material de preenchimento. Esta forma de armazenamento é do tipo indirecto,

uma vez que utiliza um meio de armazenamento distinto do fluido de trabalho.

Normalmente, o material de preenchimento escolhido é betão, devido ao seu reduzido

custo.

2.6.2. Armazenamento com dois tanques

Este sistema é composto por dois tanques isolados termicamente, um tanque quente e

um tanque frio. Este armazenamento pode ser do tipo directo ou indirecto.

No processo de carga do armazenamento directo, o fluido de trabalho abandona o

tanque frio em direcção ao campo solar, onde é aquecido e posteriormente

armazenado no tanque quente. Na descarga, o fluido cede a sua energia e é

introduzido no tanque frio.

Já no carregamento do armazenamento do tipo indirecto, será o fluido de trabalho,

proveniente do campo solar a aquecer o meio de armazenamento, transitando este do

tanque frio para o tanque quente. O processo de descarga funciona de forma inversa,

com o meio de armazenamento a regressar ao tanque frio, transferindo a sua energia

para o fluido de trabalho.

Em qualquer um dos casos referidos, os sais fundidos são o meio de armazenamento

mais utilizado.

2.7. Funcionamento Híbrido

Os sistemas de energia solar térmica de concentração podem funcionar de forma

híbrida, com acesso a recursos não renováveis. Uma dessas hipóteses reside num

sistema de backup à base de recursos fósseis. O backup é usado essencialmente

18

quando a radiação solar não permite o funcionamento da central com recurso

exclusivo ao campo solar. Nesse caso, queimadores de combustíveis, usualmente gás

natural, ministram energia ao fluido de transferência de calor ou, directamente, ao

circuito de geração de vapor. A introdução de um sistema de backup confere à central

a possibilidade de regular melhor a produção de energia, funcionando assim de forma

híbrida. Adicionando um sistema deste tipo, a uma central que já possua

armazenamento térmico, é possível obter uma produção de energia semelhante à

apresentada na Figura 2.9.

Figura 2.9 - Produção de energia de uma central com armazenamento térmico e possibilidade

funcionamento híbrido (adaptada de [7]).

Um sistema de energia solar térmica de concentração, pode, também, funcionar de

forma híbrida, adicionando um campo solar a uma central de combustíveis fósseis,

como por exemplo uma central a carvão ou uma central de ciclo combinado a gás

natural (Integrated Solar Combined Cycle - ISCC), com o objectivo de produzir vapor

para o ciclo de potência. O conceito geral, que se aplica à integração num sistema de

ciclo combinado, passa por sobredimensionar a turbina para fazer face ao aumento da

produção de vapor. A capacidade da turbina de vapor é, aproximadamente, duplicada,

sendo utilizado o calor solar para evaporação de água e o calor dos gases de

combustão da turbina de gás para pré-aquecimento e sobreaquecimento. Na Figura

2.10 está ilustrado o esquema de um campo solar de canal parabólico integrado num

sistema de ciclo combinado.

19

Figura 2.10 - Esquema de um campo solar de canal parabólico integrado num sistema de ciclo

combinado (adaptada de [8]).

2.8. Investigação e Desenvolvimento

Com o objectivo de aumentar o desempenho e reduzir os custos, várias componentes

dos sistemas de canal parabólico são, actualmente, objecto de estudo, essencialmente

os elementos do campo solar. Mais concretamente, existe a tentativa de aumentar a

eficiência óptica do canal parabólico, o desempenho do receptor e a temperatura de

operação.

Nesse sentido, para melhorar a eficiência óptica, têm vindo a ser desenvolvidas

técnicas de alinhamento dos espelhos reflectores com o objectivo de os raios solares

serem concentrados no receptor de forma eficiente [9].

No que diz respeito ao receptor, existem, principalmente, dois campos que se

encontram em estudo: o material de revestimento do tubo de absorção [10] e as

perdas térmicas que neste se verificam [11], [12].

Existe, também, a tentativa de encontrar, e testar, um fluido de transferência de calor

que permita temperaturas de trabalho superiores à do óleo sintético, de modo a

eliminar a desvantagem que estes sistemas apresentam no que diz respeito a esse

aspecto. A geração directa de vapor nos tubos de absorção é neste momento a

hipótese mais em foco [13], [14], [15], permitindo elevadas temperaturas, na ordem

dos 500°C, e uma redução de custos, visto não serem necessários, o fluido de

20

transferência de calor e os permutadores de calor do gerador de vapor. Encontra-se

também em desenvolvimento um tipo de armazenamento térmico, baseado na

mudança de fase de materiais, que possa ser adequado a um sistema de canal

parabólico com geração directa de vapor [16]. Outra alternativa passa pelo uso de sais

fundidos, como fluido de transferência de calor [17], que poderão também ser usados

como meio de armazenamento, simplificando o armazenamento térmico. Uma análise

comparativa do desempenho do sistema, para os três fluidos de trabalho referidos, é

realizada em [18].

Os reflectores lineares de Fresnel são uma tecnologia relativamente recente, pelo que,

os trabalhos que têm vindo a ser desenvolvidos nesta área, estão, sobretudo,

relacionados com testes para avaliar o seu desempenho [19], [20], [21].

No que diz respeito, aos sistemas de torre solar, estes apresentam, já, elevadas

temperaturas de operação, e uma das portas de investigação que se abre, diz respeito

à melhoria da eficiência dos ciclos de potência, para que o calor colectado da radiação

solar possa ser melhor aproveitado para a produção de energia eléctrica. Nesse

sentido, encontram-se em discussão ciclos alternativos baseados em dióxido de

carbono que apresentam rendimentos elevados [22]. Outro dos aspectos em estudo

prende-se com a busca de receptores que minimizem as perdas de calor, que neste se

verificam. Neste campo, os receptores volumétricos abertos de ar, são, neste

momento, objecto de análise [23], [24].

Como a tecnologia de disco parabólico ainda se encontra num estado relativamente

embrionário, um dos aspectos que tem vindo a ser considerado é o da reunião de

condições para se atingir um estado de desenvolvimento que permita a

comercialização deste tipo de sistema [25]. À imagem do que acontece nos sistemas

de torre solar, também no caso do disco parabólico, tem vindo a ser estudado um

receptor volumétrico aberto de ar [26], com vista à redução das perdas de calor.

21

3. Modelo da Central de Canal Parabólico

Neste capítulo procura-se efectuar, inicialmente, uma descrição geral da central e dos

respectivos modos de operação. Para de seguida, se abordar, de forma detalhada, a

constituição e o funcionamento típico, de cada um dos blocos constituintes da central

de canal parabólico, sendo realizada a modelação dos mesmos com vista à obtenção

de um modelo global que descreva o seu comportamento. Para a realização dessa

tarefa, a central Andasol-1, situada em Guadix, na província de Granada, Espanha,

serviu de base às diversas considerações efectuadas neste capítulo. Esta escolha deve-

se ao facto de as centrais Andasol serem uma referência a nível mundial, no que diz

respeito às centrais de canal parabólico, e terem sido projectadas tendo por base

condições climatéricas semelhantes às que se verificam em território português.

3.1. Descrição Geral e Modos de Operação

Uma central com as mesmas características apresentadas pela Andasol-1 tem uma

estrutura que pode, resumidamente, ser decomposta em três blocos: o campo solar, o

armazenamento térmico e o bloco de potência. Esta estrutura encontra-se ilustrada na

Figura 3.1.

Figura 3.1 - Estrutura da central de canal parabólico considerada (adaptada de [27]).

22

O campo solar é formado por elementos colectores de canal parabólico, que irão

captar a energia solar e convertê-la em energia térmica. No que se refere ao

armazenamento térmico, este é constituído por dois tanques, um tanque quente e um

tanque frio, onde o meio de armazenamento utilizado será guardado. O bloco de

potência, que transforma a energia térmica em energia eléctrica, tem como elementos

constituintes, principais: um sistema gerador de vapor, uma turbina associada a um

gerador e um sistema de refrigeração. Cada um destes blocos será posteriormente

abordado em detalhe, no que diz respeito à sua constituição e funcionamento.

Este tipo de central de canal parabólico poderá, num dia de Verão, apresentar quatro

modos de operação distintos, consoante o período do dia: ao início do dia, durante o

dia, ao final da tarde e de noite.

3.1.1. Primeiro modo de operação - início do dia

O primeiro modo de operação encontra-se ilustrado na Figura 3.2.

Figura 3.2 - Primeiro modo de operação da central, ao início do dia (adaptada de [27]).

Ao início do dia os colectores situados no campo solar iniciam o seguimento do Sol,

concentrando os raios solares nos tubos de absorção com o objectivo de aquecer um

fluido de transferência de calor, resistente à temperatura, que circula no interior

23

destes. Este é, posteriormente, encaminhado para o bloco de potência onde transfere

a sua energia térmica, com o objectivo de gerar vapor sobreaquecido para accionar

uma turbina ligada a um gerador, produzindo-se desta forma energia eléctrica.

3.1.2. Segundo modo de operação - durante o dia

Durante o dia, para níveis de radiação elevados, o campo solar irá disponibilizar um

caudal de fluido de transferência de calor suficiente para produzir energia eléctrica e

também para carregar o armazenamento. O caudal excedente, do fluido de

transferência de calor, irá desta forma, aquecer um meio de armazenamento térmico,

que transitará do tanque frio para o tanque quente. Este modo de operação encontra-

se ilustrado na Figura 3.3.

Figura 3.3 - Segundo modo de operação da central, durante o dia (adaptada de [27]).

3.1.3. Terceiro modo de operação - final da tarde

Ao final da tarde ou em períodos de céu nublado, o campo solar poderá não ser capaz

de ministrar a energia necessária para a operação da turbina, sendo, nesse caso,

necessário recorrer à energia contida no armazenamento térmico. O meio de

armazenamento irá, desta forma, aquecer o caudal de fluido de transferência de calor

24

em falta, transitando, agora, do tanque quente para o tanque frio. Situação esta, que

se encontra retratada na Figura 3.4.

Figura 3.4 - Terceiro modo de operação da central, ao fim da tarde (adaptada de [27]).

3.1.4. Quarto modo de operação - noite

O quarto modo de operação verifica-se de noite e está representado na Figura 3.5.

Figura 3.5 - Quarto modo de operação da central, durante a noite (adaptada de [27]).

25

Após o pôr-do-sol, a central funcionará apenas com recurso ao armazenamento

térmico, que foi carregado ao longo do dia. Assim, o caudal de fluido de transferência

de calor, necessário à geração de vapor para accionar a turbina, será na totalidade

aquecido pelo meio de armazenamento térmico, até o tanque quente ficar vazio.

3.2. Campo Solar

O campo solar é o bloco da central de canal parabólico onde a energia solar é

transformada em energia térmica. Nesta secção procura-se, numa primeira fase,

descrever a sua constituição e funcionamento típico, para de seguida se elaborar um

modelo que descreva o seu comportamento.

3.2.1. Constituição e funcionamento típico

Numa central de canal parabólico, semelhante à central Andasol-1, o campo solar

apresenta a estrutura ilustrada na Figura 3.6.

Figura 3.6 - Estrutura do campo solar da central Andasol-1 [28].

26

O campo divide-se em quatro secções, com o bloco de potência no centro destas.

Nestas circunstâncias é usual referir-se que o campo solar apresenta uma configuração

do tipo H. Em cada uma das secções, os colectores encontram-se organizados em filas,

segundo a direcção Norte-Sul, e agrupados em loops. Cada loop é constituído por 4

colectores, como se ilustra na Figura 3.7.

Figura 3.7 - Loop de colectores [29].

Em termos numéricos, a central é constituída por 624 colectores, agrupados em 156

loops. Tanto as secções situadas a Norte do campo solar como as que se encontram a

Sul, são atravessadas, cada uma, por duas tubagens, segundo a direcção Este-Oeste,

que levam o fluido de transferência de calor desde o bloco de potência até cada um

dos loops, efectuando também o seu retorno. O tubo que leva o fluido até aos loops é

denominado de header supply e o que efectua o retorno é designado por header

return.

O funcionamento do campo solar processa-se assim, da seguinte maneira: o fluido de

transferência de calor é bombeado do bloco de potência e transportado até aos loops

de colectores através dos headers suppliers, sendo que, à medida que percorre cada

loop, o fluido vai aquecendo, sendo depois entregue ao header return respectivo que o

levará, novamente, até ao bloco de potência. Desde que entra no campo solar, o fluido

de transferência de calor deverá sofrer um incremento de temperatura da ordem dos

100°C, passando de 293°C para os 393°C. Nesse sentido, o fluido de trabalho utilizado

é uma mistura eutéctica3 entre biphenyl e diphenyl oxide, chamado Therminol VP-1.

3 Mistura de dois ou mais sólidos, na qual, o ponto de fusão é o mais baixo possível e todos os seus

constituintes cristalizam simultaneamente a partir do liquido.

27

Este fluido de transferência de calor, que pode ser considerado um óleo, sendo

denominado desta forma ao longo do resto do texto, suporta altas temperaturas e

mantém-se estável para temperaturas inferiores a 400°C.

O elemento central do campo solar é o colector de canal parabólico. Cada uma destas

unidades é constituída por 12 módulos (cada módulo tem 3 tubos de absorção e 28

espelhos), que ligados em série formam uma estrutura constituída por um

concentrador (1) e um receptor (2), suportados por uma estrutura metálica (3) como

ilustra a Figura 3.8.

Figura 3.8 - Constituição do colector [4].

Estes dispositivos efectuam o movimento de seguimento do Sol, de Este para Oeste,

com grande precisão, através de um accionamento hidráulico, concentrando, com a

ajuda dos espelhos reflectores, a radiação solar no tubo de absorção situado na linha

focal da estrutura. O controlo dos colectores é realizado por computadores situados

no centro de comando da central, sendo recebidas, nesse posto, informações

individuais relativas a cada unidade. Os colectores são concebidos para suportarem

condições meteorológicas adversas, fazendo com que o campo solar possa operar na

sua totalidade a velocidades do vento inferiores a 13.6 m/s. Caso a velocidade do

vento ultrapasse este valor, dependendo da direcção, existe a possibilidade de colocar

28

parte dos colectores numa posição que os proteja do vento. Se, por outro lado, ocorrer

uma intempérie com ventos superiores a 20 m/s a actividade da central é suspensa.

O colector utilizado na central Andasol-1, e que será considerado neste trabalho, é o

Eurotrough, modelo SKAL-ET150, podendo ser observado na Figura 3.9. Este colector

apresenta um grau de concentração geométrica de 82X, isto significa que a radiação

concentrada é 82 maior que a original.

Figura 3.9 - Colector Eurotrough, SKAL-ET150 [28].

Os tubos de absorção têm como função absorver a irradiância solar directa, reflectida

pelos espelhos, com o objectivo de aquecer o óleo que circula no seu interior. Nesse

sentido, é importante que o tubo de absorção permita, em simultâneo, absorver o

máximo de irradiância solar e reduzir as perdas de calor por reflexão.

Na central Andasol-1 usam-se tubos Solel e Schott, que têm um comprimento de 4m e

são constituídos por um tubo de aço inoxidável que, por sua vez, é revestido por um

tubo de vidro, com uma camada anti-reflectora, existindo um vazio entre ambos. O

tubo de aço inoxidável tem um revestimento selectivo múltiplo, apresentando um

elevado grau de absorção, a rondar os 95%, e uma baixa emissão de radiação, 14% a

uma temperatura de 400°C. No que diz respeito ao tubo de vidro, este tem,

essencialmente, uma função anti-reflectora com o objectivo de deixar passar o

29

máximo de radiação solar possível, cerca de 96%. Estes tubos possuem um vidro com a

mesma capacidade de dilatação que o metal utilizado, conferindo-lhes uma resistência

fiável às mudanças de temperatura que experimentam quando passam do frio da noite

para o calor do dia.

Os espelhos parabólicos são orientados segundo a trajectória do Sol, com o objectivo

de reflectirem a radiação solar para o tubo de absorção. É por isso importante, que

apresentem uma elevada taxa de reflexão e uma curvatura adequada. Estes elementos

são feitos de vidro branco curvado, revestido por uma camada de prata de 4mm,

sendo que esta se encontra, por sua vez, revestida por outras camadas protectoras.

Utilizam-se espelhos RP-3 da Flabeg, que garante que o grau de reflexão dos espelhos

parabólicos ascende a 93%. De modo a garantir uma elevada vida útil destes

elementos, existe a preocupação que os espelhos e os seus elementos de fixação

apresentem o mesmo coeficiente de dilatação.

3.2.2. Modelo

Apresentadas as características do campo solar, e dos seus constituintes, importa

agora estabelecer um modelo que descreva o seu comportamento. Nesse sentido, nas

secções seguintes, são calculadas a potência absorvida da radiação solar, as perdas

térmicas e a potência que efectivamente é entregue pelo campo solar.

i. Potência absorvida

À potência que se consegue extrair da radiação solar dá-se o nome de irradiância. No

entanto, nem toda essa potência será aproveitada, sendo afectada por diversos

factores. Neste trabalho, à potência que é de facto aproveitada, dá-se o nome de

potência absorvida (Pabs), podendo esta ser obtida através da seguinte equação [30]:

dispCSoptabs CSFEMAIDNIP )cos( (W/m2) (3.1)

onde:

DNI irradiância normal directa (W/m2)

ângulo de incidência (graus)

30

opt rendimento óptico de pico do colector

MAI modificador do ângulo de incidência

ES factor que contabiliza as sombras provocadas pelas filas paralelas de colectores

FC factor que contabiliza as perdas nas extremidades dos tubos de absorção

CSdisp fracção do campo solar que se encontra disponível e efectua o seguimento do

Sol

Cada um destes factores será descrito de forma detalhada nas seguintes secções.

a. Irradiância normal directa

É importante notar que a irradiância solar incidente na superfície terrestre pode ser

dividida em duas componentes: a directa, proveniente directamente do disco solar, e a

difusa, que corresponde à irradiância que vem de todas as direcções do céu, resultante

da dispersão nas partículas constituintes da atmosfera. No entanto, para sistemas de

energia solar térmica de concentração, apenas a componente directa desempenha um

papel relevante, uma vez que a irradiância difusa não pode ser colectada. A irradiância

solar directa (Gb) incidente numa superfície é dada por [31]:

)cos(DNIGb (W/m2) (3.2)

onde DNI (Direct Normal Insolation) representa a irradiância medida num plano

normal à direcção dos raios solares. Verifica-se desta forma que a quantidade máxima

de irradiância que pode chegar ao colector é reduzida pelo chamado efeito co-seno,

que se encontra ilustrado na Figura 3.10.

31

Figura 3.10 - Efeito do co-seno (adaptada de [30]).

b. Ângulo de incidência

Como se pode verificar através da Figura 3.10, o ângulo de incidência é o ângulo que a

normal da superfície colectora faz com o feixe da radiação solar, resultando este da

relação entre a posição do Sol e a orientação do colector. Importa por isso determinar

a posição do Sol, que varia ao longo do ano. Para esse efeito, é necessário obter o

ângulo de declinação (), que representa o ângulo entre uma linha imaginária que une

o centro da Terra ao Sol e o plano equatorial, como se ilustra na Figura 3.11. Como a

Terra gira à volta do Sol, o valor deste ângulo irá variar com o decurso do ano. O valor

máximo do ângulo de declinação, 23.45°, verifica-se a 21 Junho, no chamado solstício

de Verão, que marca o início desta estação no hemisfério norte. Por outro lado, o

mínimo, -23.45°, acontece a 22 de Dezembro, marcando o solstício de Inverno.

32

Figura 3.11 - Ângulo de declinação (adaptada de [30]).

A expressão seguinte, representa um método de obtenção, aproximado, do ângulo de

declinação [30]:

365

284360sin45.23

n (graus) (3.3)

onde n representa o número de dias decorridos desde o início do ano, de 1

(correspondente a 1 de Janeiro) até 365 (correspondente a 31 de Dezembro).

A Figura 3.12 ilustra a variação deste ângulo ao longo do ano.

Figura 3.12 - Variação do ângulo de declinação ao longo do ano.

A posição do Sol depende igualmente do ângulo horário (), que representa o ângulo

entre o meridiano onde se encontra o observador e o plano que contém o centro do

-30

-20

-10

0

10

20

30

1 29 57 85 113 141 169 197 225 253 281 309 337 365

Dec

linaç

ão (g

rau

s)

Dia

33

Sol. Caso o Sol se encontre a Este do meridiano referido, o que se verifica durante a

manhã, o ângulo horário será negativo. Se, por outro lado, o Sol se encontrar a Oeste,

isto é, ao longo da tarde, o ângulo tomará um valor positivo. O ângulo horário será

zero no momento em que o Sol e o meridiano local se encontrem alinhados. O ângulo

horário resulta da rotação da terra e aumenta 15° por cada hora, sendo dado por [30]:

)12(15 st (graus) (3.4)

onde ts é a hora solar em horas.

Para a obtenção da hora solar (ts) é necessário ajustar a hora local (LCT), utilizando-se,

para isso, a seguinte expressão [30]:

DLC

EOTLCTts

60 (horas) (3.5)

onde LCT vem em horas, EOT é equação do tempo em minutos, LC é a correcção de

longitude em horas e D é o parâmetro da "hora de Verão".

A equação do tempo (EOT) é a diferença entre a hora solar média e a hora solar real e

é dada por:

BEBEBEBEEEOT 2sin2cossincos 54321 (minutos) (3.6)

0171885.01 E ; 42810824.02 E ; 35140686.73 E ; 3494657.34 E ; 3711702.95 E

Nesta equação, B é dado por:

)1(

365

360 nB (graus) (3.7)

onde, mais uma vez, n representa o número de dias decorridos desde o início do ano.

A variação do valor da equação do tempo, ao longo do ano, pode ser observada na

Figura 3.13.

34

Figura 3.13 - Variação do valor da equação do tempo ao longo do ano.

A correcção de longitude (LC) é a componente que traduz a diferença entre a hora do

meridiano de referência e a hora da localização exacta do sistema em estudo. Sendo

dada por:

15

stloc LLLC

(horas) (3.8)

onde Lloc é a longitude local e Lst é a longitude do meridiano de referência, ambas em

graus.

O parâmetro da hora de Verão (D) é igual a 1 (hora) quando se encontra aplicada a

hora de Verão e 0 caso contrário.

O último ângulo necessário para determinar a posição do Sol, e, consequentemente, se

obter o ângulo de incidência, é o ângulo de zénite (z), que é o ângulo que a vertical do

lugar faz com o Sol. Este ângulo, não é mais do que o ângulo complementar do ângulo

de altitude solar (s), como facilmente se verifica através da Figura 3.14.

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

1 29 57 85 113 141 169 197 225 253 281 309 337 365

Equ

ação

do

Tem

po

(min

uto

s)

Dia

35

Figura 3.14 - Ângulo de zénite e ângulo de altitude solar (adaptada de [31]).

O ângulo de zénite (z) pode ser relacionado com o ângulo de declinação () e com o

ângulo horário () através da seguinte expressão [30]:

sinsincoscoscoscos Z (3.9)

onde é a latitude do local.

Após a obtenção dos diversos ângulos referidos é possível calcular o ângulo de

incidência (. Os colectores do campo solar são sistemas de plano rotativo, orientados

segundo um eixo Norte-Sul e com seguimento do Sol, a um eixo, Este-Oeste. Para este

tipo de sistemas o ângulo de incidência é dado por [30]:

222 sincoscoscos Z (3.10)

c. Rendimento óptico

Desde que a irradiância solar atravessa o plano de abertura do concentrador, até ser

absorvida pelo tubo de absorção, ocorrem diversas perdas. Estas perdas devem-se: ao

espelho concentrador não ser um reflector perfeito nem ter uma forma geométrica

perfeita, ao revestimento transparente não deixar passar toda a irradiância através de

36

si e também ao facto de o tubo de aço não ter uma taxa de absorção de 100%. Estas

perdas são conhecidas como perdas ópticas e podem ser observadas na Figura 3.15.

Figura 3.15 - Perdas ópticas no colector (adaptada de [29]).

As perdas por reflectividade () serão tanto maiores quanto menor for a capacidade

reflectora do espelho. Um dos factores que contribui para a redução da reflectividade

do espelho é a sujidade, cerca de 2% por dia, pelo que a limpeza dos espelhos assume

um papel importante nas tarefas de manutenção da central.

Importa também referir que, parte dos raios reflectidos pelo espelho concentrador

não alcançam o tubo de absorção por diversas razões, entre as quais estão as

imperfeições macroscópicas ou microscópicas dos revestimentos, erros no

posicionamento do colector ou da posição relativa do tubo de absorção em relação a

este. Todas estas perdas podem ser quantificadas através do factor de intercepção ()

que pode atingir um valor máximo de 95% para colectores com uma qualidade de

fabrico elevada e com um procedimento de montagem cuidadoso.

A transmissividade () encontra-se associada ao revestimento transparente do tubo

receptor que tem como funções: proteger o tubo de absorção de condições

meteorológicas adversas e reduzir as perdas térmicas para o ambiente. No entanto, o

material escolhido para efectuar essa função é seleccionado para que deixe passar a

maior quantidade de irradiância através de si, sendo que, uma parte desta se reflecte

37

ou é absorvida. A transmissividade é assim o rácio entre a irradiância que atravessa o

revestimento e a que incide neste, tomando valores entre 92% e 96%.

O último factor a considerar é a absortividade ( da superfície do tubo receptor, que

quantifica a quantidade de irradiância incidente que é efectivamente absorvida pelo

tubo. Os valores típicos para a absortividade variam entre os 90% e os 96%.

Ao produto dos quatro factores descritos anteriormente, dá-se o nome de rendimento

óptico (opt).

opt (3.11)

Estes parâmetros dependem do ângulo de incidência da irradiância solar directa,

reduzindo-se com o aumento deste, e apresentam o seu valor máximo para um ângulo

de incidência nulo. Nestas condições, o rendimento apresenta um valor de pico. Este

valor, que é fornecido pelo fabricante, não depende da irradiância solar directa nem da

temperatura do óleo que circula nos tubos, permanecendo constante caso não exista

nenhuma degradação dos parâmetros que o compõe. O que pode influenciar este

rendimento é o grau de limpeza do colector, sendo que, o valor de pico corresponde a

um grau de limpeza de 100%. Se, por exemplo, o grau de limpeza for de apenas 90%, o

rendimento também será 90% do seu valor de pico. Importa referir que é o

rendimento de pico que é considerado na expressão da potência absorvida.

d. Modificador do ângulo de incidência

Tal como se referiu anteriormente, a reflectividade do espelho, o factor de

intercepção, a transmissibilidade do vidro e absortividade do tubo, são factores que se

reduzem com o aumento do ângulo de incidência. Para se contabilizar esse efeito

introduz-se um novo parâmetro, a que se dá o nome de modificador do ângulo de

incidência (MAI) e que é dado por [30]:

cos

KMAI (3.12)

38

Nesta equação, K apresenta a seguinte forma:

221cos kkK (3.13)

onde k1 e k2 são coeficientes característicos de cada tipo de colector, sendo obtidos

experimentalmente.

Importa referir que o modificador do ângulo de incidência é dado pelo quociente entre

K e o co-seno do ângulo de incidência para se distinguirem as perdas provocadas pelo

ângulo de incidência na irradiância aproveitada e a influência que este tem na redução

dos parâmetros ópticos do colector.

e. Perdas por sombras

A posição e a geometria dos colectores, e dos seus tubos de absorção, introduzem

perdas geométricas, provocadas por sombras entre filas paralelas de colectores, que

se verificam ao início da manhã e ao fim da tarde, e também perdas por fim de

colector.

Como os colectores se encontram dispostos em filas paralelas, ao início da manhã,

quando o Sol se encontra a uma altitude reduzida, a fila situada mais a Este recebe a

totalidade da irradiância. No entanto, acaba por fazer sombra às filas subsequentes

situadas a Oeste. Como os colectores efectuam o seguimento do Sol, esse fenómeno

vai-se reduzindo à medida que a altitude do Sol aumenta, não se fazendo sentir a

partir de um certo ângulo de altitude. O efeito de sombra volta-se a verificar

novamente ao final da tarde, quando a altitude do Sol se reduz. Este fenómeno é

ilustrado pela Figura 3.16.

Figura 3.16 - Perdas por sombras (adaptada de [30]).

Como facilmente se compreende, este factor reduz a quantidade de irradiância

captada pelos colectores, uma vez que a largura de abertura destes se reduz. À largura

39

de abertura que não se encontra afectada pelo efeito de sombra dá-se o nome de

largura de abertura efectiva. O factor que contabiliza este efeito é obtido através do

rácio entre a largura da abertura efectiva (Wef) do colector e a sua largura real (W).

Pode, também ser descrito em função da distância entre as filas de colectores (Ldist), do

ângulo de zénite (z) e do ângulo de incidência () através da expressão seguinte [30]:

cos

cos ZdistefS

W

L

W

WE (3.14)

onde Wef, W e Ldist vêm em metros.

Este factor pode tomar valores entre 0, quando as filas se encontram totalmente

sombreadas, e 1, quando o efeito de sombra não se faz sentir.

f. Perdas por fim de colector

As perdas por fim de colector ocorrem nas extremidades dos tubos de absorção, onde

para um ângulo de incidência diferente de zero, parte do tubo não é iluminado pela

irradiância reflectida pelos espelhos. A Figura 3.17 ilustra essa situação.

Figura 3.17 - Perdas por fim de colector (adaptada de [30]).

40

As perdas, provocadas por este fenómeno, são função do comprimento focal do

colector (f), do comprimento do colector (Lcol) e do ângulo de incidência (), e são

dadas por [30]:

col

CL

fFtan

1 (3.15)

onde f e Lcol vêm ambos em metros.

f. Campo solar disponível

Este factor tem como objectivo contabilizar a fracção do campo solar que se encontra

em condições de operação e com possibilidade de efectuar o seguimento do Sol,

podendo tomar valores entre 0 e 1.

ii. Perdas térmicas

Além das perdas ópticas e geométricas, que foram abordadas anteriormente, existem

também perdas térmicas, que ocupam o segundo lugar na ordem de importância,

atrás das perdas ópticas. As perdas térmicas ocorrem não só no tubo de absorção do

colector, como também no restante sistema de tubagens da central, como os tubos

que ligam os colectores e os loops.

a. Perdas térmicas no colector

À medida que o óleo, no tubo de absorção, vai absorvendo energia, a sua temperatura

vai aumentando. Devido à diferença entre a temperatura média do óleo, em cada

secção transversal, e a temperatura ambiente, irão existir perdas de calor, que se

encontram ilustradas na Figura 3.18, onde é possível verificar que estas perdas se dão

por mecanismos de condução, convecção e radiação.

41

Figura 3.18 - Perdas térmicas no tubo de absorção (adaptada de [30]).

Mais concretamente verificam-se perdas por convecção, condução e radiação entre o

tubo de absorção e o revestimento de vidro, e perdas por convecção e radiação entre

o revestimento e o ambiente. Existem ainda perdas por condução através dos suportes

do tubo, que não se encontram ilustradas na Figura 3.18.

Assim, importa obter uma expressão simplificada que quantifique todas estas perdas.

Nessa expressão terão que ser consideradas a irradiância solar incidente, e por

consequência o ângulo de incidência, a temperatura média do óleo e a temperatura

ambiente. Assim sendo, a expressão que quantifica as perdas no colector tem a

seguinte forma [29]:

cos)900/)(( 0112

120112

12 DNIbTbTbaTaTaPcolperdas

(W/m) (3.16)

onde ai e bi são coeficientes que variam consoante o tipo de tubos de absorção

considerados e T1 representa a diferença entre a temperatura do óleo (Tóleo) e a

temperatura ambiente (Tamb). A temperatura do óleo pode ser dada por:

42

2

entradasaída campocampoóleo

TTT

(3.17)

onde saídacampoT

e

entradacampoT são, respectivamente, a temperatura de saída do óleo

do campo colector e a temperatura de entrada do óleo no campo colector.

Para se obterem as perdas térmicas no colector, expressas por unidade de área de

abertura, é necessário dividir o valor obtido pela largura da abertura do espelho (W).

b. Perdas térmicas nas tubagens

As perdas térmicas nas tubagens auxiliares de ligação entre colectores e loops da

central podem ser estimadas através da seguinte expressão empírica [30]:

31

7211 1078.60001683.001693.0 TTTP

tubperdas (W/m2) (3.18)

onde T1 é obtido da forma anteriormente indicada.

Estas perdas são geralmente pequenas, na ordem dos 10 W/m2, quando comparadas

com as perdas térmicas que se registam no colector.

iii. Potência colectada

Obtidas a potência absorvida e as perdas térmicas, é possível efectuar um balanço de

potência global com o objectivo de se obter a potência colectada (Pcolectada), e

disponibilizada, pelo campo solar. Esse balanço é representando pela equação

seguinte, onde se calcula a potência colectada por unidade de área de captação.

tubcol perdasperdasabsorvidacolectada PPPP (W/m2) (3.19)

O caudal mássico de óleo que é disponibilizado pelo campo solar pode ser obtido

através de:

entradasaídaóleo campocampop

captaçãocolectadaóleo

TTc

APm

(kg/s) (3.20)

43

onde Acaptação representa a área total, espelhada, da superfície de captação do campo

solar, em m2, e óleopc o calor específico do óleo, em J/kg.°C.

O óleo considerado neste trabalho, o Therminol VP-1, tem um calor específico, em

função da temperatura, dado pela seguinte expressão [32]:

2410887.7496.21509 óleoóleop TTcóleo

(J/kg.°C) (3.21)

onde Tóleo é a temperatura do óleo em graus centígrados.

A Figura 3.19 representa a variação do calor específico do Therminol VP-1, em função

da temperatura.

Figura 3.19 - Calor específico do Therminol VP-1 em função da temperatura.

3.3. Armazenamento Térmico

A introdução de um sistema de armazenamento térmico, numa central deste tipo,

permite efectuar uma melhor gestão da produção de energia eléctrica. Isso reflecte-se

na possibilidade de controlar a produção de energia ao longo do dia, quer em termos

de quantidade, quer em termos temporais. Na presença deste tipo de sistema, é

possível armazenar energia nos períodos de elevada irradiância, de modo a que, após

1,8

1,9

2

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

2,6

2,7

2,8

200 225 250 275 300 325 350 375 400

Cal

or

Esp

ecíf

ico

(kJ/

kg.°

C)

Temperatura (°C)

44

o desaparecimento do Sol, ou em períodos de céu nublado, a central possa manter a

sua actividade, no que diz respeito à produção de energia, aumentando, assim,

substancialmente o seu rendimento e também a sua fiabilidade. Para esse efeito, o

campo solar encontra-se sobredimensionado para poder não só satisfazer as

necessidades do bloco de potência, mas também carregar o armazenamento,

possibilitando dessa maneira um aumento substancial do número de horas de

utilização anual à potência nominal.


O sistema de armazenamento térmico considerado é do tipo indirecto, utilizando um

sal como meio de armazenamento, e é essencialmente constituído por dois tanques de

armazenamento, permutadores de calor óleo - sal e bombas de circulação, tal como

mostra a Figura 3.20.

Figura 3.20 - Constituição do sistema de armazenamento térmico (adaptada de [29]).

45

Antes das centrais Andasol adoptarem este tipo de armazenamento, todas estas

componentes, excepto os permutadores, já tinham sido testadas com sucesso na

central experimental de torre solar Solar Two, situada em Barstow na Califórnia, que

possui um sistema de armazenamento directo.

O meio de armazenamento utilizado é uma mistura de 60% de nitrato de sódio

(NaNO3) e 40% de nitrato de potássio (KNO3), podendo, desta forma, ser considerado

como um sal. Neste tipo de sistemas, são, normalmente, escolhidos sais, uma vez que

estes apresentam uma boa combinação entre densidade, calor específico, reactividade

química, pressão de vapor e custo. O sal considerado neste trabalho é pouco

dispendioso e não regista qualquer nível de toxicidade. O ponto de fusão apresentado

pelo sal é de 220°C, pelo que é importante garantir que a sua temperatura de

funcionamento não se aproxime deste valor, para que não se criem fracções de sólido

que possam danificar o sistema. A massa total de sal utilizada é de 28500 toneladas,

com o objectivo de garantir o funcionamento da central, a plena carga, durante

aproximadamente 7,5 horas.

Os dois tanques formam um acumulador térmico, que trabalha à pressão atmosférica.

Cada um destes tanques tem 14m de altura e 36m de diâmetro, sendo ambos

constituídos por aço-carbono e construídos na vertical, dada a baixa pressão de vapor

do sal. Um dos tanques é denominado de tanque quente, já que irá armazenar o sal a

uma temperatura de aproximadamente 390°C, sendo que o outro tanque é apelidado

de tanque frio, armazenando o sal a cerca de 290°C. Cada um destes tanques deve

estar equipado com alguns aquecedores auxiliares que ajudem a manter as suas

temperaturas de funcionamento. Na Figura 3.21 é possível observar os tanques de

armazenamento utilizados na central Andasol-1.

Os permutadores de calor usados são dimensionados para garantirem uma diferença

de temperatura reduzida, na ordem dos 3-10°C, para assim se minimizar a penalização

no desempenho do bloco de potência, quando este é alimentado com recurso ao

armazenamento, e para manter uma temperatura, do óleo, razoável aquando da

entrada no colector, na situação em que se armazena calor.

46

Figura 3.21 - Tanques de armazenamento da central Andasol-1 [4].

Como a pressão de vapor do óleo, à temperatura de saída do colector, cerca de 390°C,

é de, aproximadamente, 10 bar, e, dadas as perdas de pressão existentes, no

permutador de calor e tubagem, a pressão à entrada do permutador é mantida a cerca

de 20 bar. Por outro lado, tal como já foi referido, a pressão de vapor do sal é baixa,

assim, a pressão deste no permutador de calor deve ser tal que permita a sua

circulação, cerca de 5 bar. Deste modo, o permutador de calor deve acomodar um

diferencial de pressão, entre o óleo e o sal, de 15 bar. O permutador de calor mais

económico que tem as características mencionadas, é um permutador de caixa e

tubos. Nesse caso, o óleo, transportado a alta pressão, é colocado a passar do lado dos

tubos, enquanto o sal passa no lado da caixa.

Dadas as características oxidantes do sal, as bombas utilizadas para o seu transporte

são de turbina vertical. A bomba promove a sucção do sal do fundo do tanque de

armazenagem, e usa o seu eixo para o transporte.

A estratégia de funcionamento do sistema de armazenamento térmico, passa por

carregar o armazenamento quando o caudal de óleo disponibilizado pelo campo solar

excede o caudal necessário para o funcionamento do bloco de potência. Esse caudal

adicional atravessa os permutadores de calor óleo - sal, sendo depois escoado para um

depósito de expansão. Durante este processo, o sal é bombeado do tanque frio para os

permutadores de calor, extraindo energia térmica do óleo, transitando,

posteriormente, para o tanque quente. Quando o caudal fornecido pelo campo solar

47

for nulo, ou insuficiente para o funcionamento em condições nominais do bloco de

potência, procede-se à descarga. Esta processa-se de forma inversa à verificada no

carregamento do armazenamento, com o sal a transferir a energia térmica, que

contém, para o óleo, transitando agora do tanque quente para o tanque frio. Nesta

situação importa ter em conta que a primeira lei da termodinâmica, implica que exista

um diferencial de temperatura no permutador de calor, tanto no processo de carga

como de descarga, pelo que o óleo enviado para o bloco de potência, durante o

processo de descarga, apresentará uma temperatura inferior à que se regista quando

este provém directamente do campo solar. Esta situação provoca assim uma certa

penalização no desempenho do bloco de potência.

3.3.2. Modelo

O modelo estabelecido para descrever, e contabilizar, o comportamento do

armazenamento térmico não se reveste de especial complexidade. Interessa, neste

contexto, obter uma expressão que descreva os processos de carga e descarga do

sistema de armazenamento. Isso pode ser conseguido, considerando os permutadores

de calor como um só e obtendo a equação do balanço de potência para esse mesmo

permutador. Assim, o processo de carga será descrito pela seguinte expressão:

2)( TcmTTcmóleoarmfrioquentesal póleopermuttanquetanquepsal (3.22)

No que se refere ao processo de descarga, este será dado por:

)(2 frioquentesalóleoarm tanquetanquepsalpermutpóleo TTcmTcm (3.23)

Nestas equações, armóleom representa o caudal de óleo que atravessa o permutador,

em kg/s, e T2 a diferença entre as suas temperaturas de entrada e saída do mesmo. O

caudal de sal que transita entre tanques, é representado por salm , em kg/s, e o calor

específico do sal por salpc , em J/kg.°C. Por último,

quentetanqueT e friotanqueT são,

respectivamente, as temperaturas do tanque quente e do tanque frio, sendo permut o

rendimento do permutador.

48

O calor específico do sal de armazenamento é dado por [32]:

salp Tcsal

172.01443 (J/kg.°C) (3.24)

onde Tsal representa a temperatura do sal em graus centígrados. A variação do calor

específico do sal com a temperatura pode ser observada na Figura 3.22.

Figura 3.22 - Calor específico do sal utilizado no armazenamento térmico em função da temperatura.

Como se pode verificar o calor específico do sal de armazenamento pouco varia com a

temperatura, cerca de 1% num intervalo de 100°C, pelo que se pode considerar

constante.

Outro factor a considerar, e que importa obter, é a massa de sal que cada tanque

contém, em cada momento. Para tal, as expressões usadas são as seguintes:

dtmkMM saltanquetanque friofrio (3.25)

dtmkMM saltanquetanque quentequente

(3.26)

onde M representa a massa de sal que já se encontrava no tanque e dt a duração do

processo de carga ou descarga. Em ambas as equações, k tem o valor 1, quando o

1,45

1,47

1,49

1,51

1,53

1,55

200 225 250 275 300 325 350 375 400

Cal

or

Esp

ecíf

ico

(kJ/

kg.°

C)

Temperatura (°C)

49

sistema de armazenamento térmico está a ser carregado, e -1, no processo de

descarga.

3.4. Bloco de Potência

No bloco de potência ocorre a transformação da energia térmica, que o óleo

transporta, em energia eléctrica. Os elementos constituintes deste bloco são

semelhantes aos utilizados nas centrais termoeléctricas e nas centrais eléctricas que

operam com recurso a combustíveis fósseis.


O bloco de potência da central Andasol-1 consiste, essencialmente, num ciclo de

Rankine de 50 MW, com reaquecimento, apresentando uma estrutura semelhante ao

ciclo de potência adoptado na central SEGS VI [30], apesar deste operar a uma

potência inferior, no caso, 35 MW. O ciclo de Rankine, ilustrado na Figura 3.23, tem

como elementos característicos principais: duas turbinas em série, uma de alta e outra

de baixa pressão, um reaquecedor, cinco aquecedores de água, um desgaseificador,

um sistema de geração de vapor, duas bombas e um condensador.

Figura 3.23 - Estrutura do ciclo de potência das centrais SEGS VI e Andasol-1 (adaptada de [30]).

50

Destaca-se a inclusão de um reaquecedor, de modo a evitar uma fracção de humidade

excessiva no vapor, aquando da sua saída da turbina, uma vez que a presença de gotas

de água no vapor reduz a vida útil da turbina, devido ao desgaste provocado pelo

choque destas com as pás. Para reduzir o conteúdo em gases dissolvidos, tais como,

oxigénio e dióxido de carbono, introduz-se um desgaseificador prevenindo-se, desta

forma, problemas de corrosão associados à presença destes em água quente. Importa

ainda referir que se utiliza uma torre de refrigeração associada ao condensador.

O ciclo inicia-se quando o óleo atravessa o sistema de geração de vapor constituído

por três blocos. No primeiro bloco, denominado de pré-aquecedor, a temperatura da

água de trabalho, em estado líquido, é elevada para o ponto de saturação. De seguida,

esta transita para um evaporador, sendo transformada em vapor de alta qualidade. No

último bloco, um super-aquecedor irá produzir vapor sobreaquecido, através da

elevada temperatura do óleo nesse ponto, a 371°C e a 100 bar. O vapor sobreaquecido

é depois enviado para a turbina de alta pressão, onde se expande e,

consequentemente, faz rodar as pás desta. Neste ponto do ciclo, ocorrem duas

extracções na turbina de alta pressão, que serão aproveitadas para pré-aquecer a água

de trabalho em dois aquecedores (#5 e #6 da Figura 3.21). Após abandonar a turbina

de alta pressão, o vapor é direccionado para um reaquecedor, onde é sobreaquecido

até uma temperatura semelhante à atingida à saída do super-aquecedor e a uma

pressão de, aproximadamente, 17.5 bar. Este vapor sobreaquecido segue então para a

turbina de baixa pressão, onde se expande novamente e acciona as pás da turbina.

Nesta turbina são efectuadas quatro extracções: uma para o desgaseificador (#4) e as

três restantes para aquecedores de água (#1 - #3). O vapor que deixa a turbina é,

posteriormente, condensado, recorrendo a água como fluido de refrigeração, num

condensador. Esta água, que circula num circuito fechado, é arrefecida numa torre de

refrigeração, de onde é novamente enviada para o condensador. A água de trabalho,

resultante da condensação do vapor, é bombeada a uma pressão suficientemente alta,

cerca de 15 bar, para permitir a sua passagem nos três aquecedores de baixa pressão e

entrada no desgaseificador. Esta água é novamente bombeada à saída do

desgaseificador, para atingir uma pressão ligeiramente superior à de entrada no

sistema de geração de vapor, uma vez que ainda tem de atravessar dois aquecedores

51

até atingir esse ponto. Com o retorno da água de trabalho ao pré-aquecedor, do

sistema de geração de vapor, fecha-se o ciclo.

3.4.2. Modelo

Na modelação do bloco de potência, importa obter uma relação entre a potência

térmica, entregue pelo óleo, e a potência eléctrica que a central é capaz de produzir e

disponibilizar à rede.

Nesse sentido, a potência térmica entregue pelo óleo (Póleo) é dada por:

)(saídaentradaóleobp bpbppóleoóleo TTcmP

(W) (3.27)

onde bpóleom é o caudal de óleo enviado para o bloco de potência, sendo

entradabpT e

saídabpT as suas temperaturas de entrada e saída do mesmo, respectivamente.

Como consequência disso, a potência térmica total (Pterm), entregue ao ciclo, dada pela

soma das potências térmicas entregues pelo sistema de geração de vapor (Pger.vapor) e

pelo reaquecedor (Preaquecedor), é obtida pelo produto da potência entregue pelo óleo,

com o rendimento do sistema gerador de vapor e do reaquecedor (ger.vapor).

vaporgeróleorreaquecedovaporgerterm PPPP ..

(W) (3.28)

A potência mecânica disponibilizada pela turbina (Pmec), pode ser relacionada com a

potência térmica total entregue ao ciclo através do rendimento térmico deste.

termtermmec PP

(W) (3.29)

Por fim, a potência eléctrica que a central pode entregar à rede (Prede), é calculada,

subtraindo à potência mecânica (Pmec), que a turbina disponibiliza, as perdas

eléctricas, que se verificam no gerador e no transformador (elperdasP ), e a potência

consumida em serviços auxiliares da central (Paux).

auxperdasmecrede PPPPel

(W) (3.30)

52

3.5. Modelo Global

Depois de obtidos os modelos que descrevem o comportamento de cada um dos

blocos, interessa interliga-los para se obter um modelo global que permita estudar o

desempenho do tipo de central de canal parabólico que se tem vindo a considerar.

Nesse sentido, importa considerar, inicialmente, o bloco do campo solar, podendo o

seu funcionamento ser resumido através do diagrama da Figura 3.24.

Figura 3.24 - Diagrama de entradas/saídas do campo solar.

Com a indicação das coordenadas do local e da hora, será possível calcular a posição

do Sol, e consequentemente o ângulo de incidência. O que a juntar ao facto de se

dispor da irradiância normal directa, possibilitará a obtenção da potência absorvida. A

temperatura ambiente, por sua vez, irá permitir o cálculo das perdas térmicas, estando

assim reunidas todas as condições para se obter a potência colectada pelo campo

solar.

Com a potência colectada pelo campo solar, será possível aquecer um determinado

caudal de óleo, o que determinará toda a operação da central. Na Figura 3.25 está

ilustrado um esquema da central onde se encontram as grandezas determinantes do

sistema e que interessa calcular.

53

Figura 3.25 - Esquema da central de canal parabólico, com a indicação das grandezas mais importantes a

calcular (adaptada de [27]).

Com o caudal de óleo disponibilizado pelo campo solar, óleom , é possível obter o

caudal de óleo que é enviado para o bloco de potência, bpóleom , e o que é entregue, ou

solicitado, ao sistema de armazenamento térmico, armóleom . Esta situação torna

possível a obtenção do caudal de sal que transitará entre tanques, salm , e a

consequente actualização da massa contida em cada um deles, friotanqueM e

quentetanqueM . Já o cálculo do caudal de óleo enviado para o bloco de potência,

permitirá saber qual a potência que o óleo entregará ao ciclo, Póleo, sendo desta forma

obtida a potência eléctrica fornecida à rede, Prede.

A forma de cálculo de algumas destas variáveis irá depender do modo de operação da

central. Como se referiu na secção 3.1, a central de canal parabólico pode apresentar

quatro modos de operação distintos. O modo de operação da central será,

essencialmente, determinado pelo caudal de óleo disponibilizado pelo campo solar.

Este pode ser obtido através da equação 3.20, sendo dado por:



TTc

APm

(kg/s)

54

O primeiro modo de operação, da central de canal parabólico, verifica-se quando o

armazenamento térmico se encontra vazio e o caudal disponibilizado pelo campo solar

é igual ou inferior ao necessário para o funcionamento do bloco de potência em

condições nominais. Nestas condições, todo o caudal de óleo é direccionado para o

bloco de potência à temperatura de saída do campo solar. Têm-se assim:

óleoóleo mmbp

(kg/s) (3.31)

saídaentrada campobp TT

(°C) (3.32)

Substituindo na equação 3.27, obtém-se:

)(saídasaídaóleobp bpcampopóleoóleo TTcmP (W) (3.33)

No caso de o caudal exceder o valor referido anteriormente, este será divido entre o

bloco de potência, garantindo o seu funcionamento em condições nominais, e o

armazenamento térmico, para onde irá o remanescente, carregando-o. Este é o

segundo modo de operação. Neste caso, o óleo entrará nos blocos de armazenamento

e de potência, à temperatura de saída do campo solar. Verificam-se assim as seguintes

igualdades:

nomóleoóleo bpbp

mm (kg/s) (3.34)

nomóleoóleoóleo bparm

mmm (kg/s) (3.35)

saídaentradaentrada campoarmbp TTT (°C) (3.36)

O calor fornecido pelo óleo ao bloco de potência será, assim, dado por:

)(saídasaídaóleobp bpcampop

nomóleoóleo TTcmP (W) (3.37)

Substituindo as condições 3.35 e 3.36, na equação 3.22, obtém-se o caudal de sal que

irá transitar entre o tanque frio e o tanque quente através de:

55

)(

)()(

frioquentesal

saídasaídaóleobp

tanquetanquep

rmaampocpnomóleoóleopermut

salTTc

TTcmmm

(W) (3.38)

sendo, desta forma, possível calcular a quantidade de massa de sal armazenada.

O terceiro e quarto modos de operação da central de canal parabólico podem ser

regidos pelas mesmas equações. Estes verificam-se, quando o caudal disponibilizado

pelo campo solar já não é suficiente para garantir o funcionamento da central, em

regime nominal ou parcial, e o armazenamento se encontra carregado. Nesse caso, o

caudal fornecido ao bloco de potência será a soma do caudal do campo solar com o

resultante da descarga do armazenamento térmico. Tem-se desta forma:

armbp óleoóleoóleo mmm

(kg/s) (3.39)

Nestas circunstâncias a temperatura de entrada do óleo no bloco de potência será

dada por:

óleoóleo

óleocampoóleoarmbp

mm

mTmTT

arm

saídaarmentrada

entrada

(°C) (3.40)

Sendo o calor fornecido ao bloco de potência obtido através de:

)()(saídaentradaóleoarm bppbpóleoóleoóleo TTcmmP (W) (3.41)

Neste contexto, irá ser solicitado ao armazenamento que disponibilize o caudal em

falta, em relação ao caudal nominal:

óleo

nomóleoóleo mmm

bparm (kg/s) (3.42)

Para esse efeito, o caudal de sal que flui do tanque quente para o tanque frio é dado

por:

)(

)()(

frioquentesal

saídasaídaóleobp

tanquetanqueppermut

rmaampocpóleonomóleo

salTTc

TTcmmm

(W) (3.43)

Esta situação verifica-se até o sal armazenado se esgotar.

56

4. Simulador da Central de Canal Parabólico

Após a introdução do modelo que caracteriza uma central de canal parabólico,

semelhante às centrais Andasol, importa elaborar um programa que simule o seu

comportamento em casos concretos. O objectivo deste capítulo passa assim, numa

primeira fase, pela obtenção de um simulador, em Matlab, que realize essa tarefa,

com a indicação dos seus parâmetros respectivos, considerações efectuadas e do seu

modo de funcionamento. De seguida, faz-se uma validação do mesmo, e, com recurso

a este, apresentam-se resultados para diferentes localizações possíveis da central de

canal parabólico estudada.

4.1. Parâmetros do Simulador e Considerações

Apesar de no capítulo 3 se ter feito uma breve referência aos elementos constituintes

da central Andasol-1, bem como às suas restantes características, a apresentação do

modelo foi feita de forma genérica para que este possa ser usado para centrais de

canal parabólico com características diferentes, desde que apresentem uma estrutura

semelhante à das centrais Andasol. Interessa, nesta fase, particularizar o modelo para

os elementos constituintes e para as características da central Andasol-1, com vista à

obtenção do simulador. Para esse efeito, os parâmetros serão apresentados pela

mesma ordem, e com a mesma organização, em que aparecem no modelo

anteriormente descrito. Importa, no entanto, referir que apenas será efectuada a

atribuição de parâmetros, ficando as diversas expressões dependentes dos valores da

irradiância normal directa, ângulo de incidência e temperatura ambiente, que apenas

serão obtidos através dos dados de entrada do simulador.

4.1.1. Campo solar

Grande parte dos parâmetros do campo solar, a usar no simulador, estão relacionados

com o colector escolhido. Como já foi referido anteriormente, o colector utilizado na

central Andasol-1 é o Eurotrough, modelo SKAL-ET150, e será com base nos seus

valores característicos que se obtêm as expressões usadas para simular o

comportamento do campo solar. Esse conjunto de valores é apresentado de seguida.

57

i. Potência absorvida

Para a obtenção da potência absorvida é necessário ter em conta os diversos factores

presentes na equação 3.1 e que aqui se apresentam:

dispCSoptabs CSFEMAIDNIP )cos( (W/m2)

Inicialmente, importa obter o rendimento óptico de pico do colector. Os parâmetros

referentes às propriedades ópticas do colector Eurotrough encontram-se na Tabela 4.1

[29].

Tabela 4.1 - Parâmetros ópticos do colector Eurotrough.

Factor de intercepção, 0.92

Transmissividade, 0.945

Absortividade, 0.94

Reflectividade, 0.92

Resultando desta forma num rendimento óptico de pico de:

7519.0 opt

O modificador do ângulo de incidência, dado pela equação 3.12, varia consoante o

colector utilizado, sendo caracterizado por dois coeficientes obtidos

experimentalmente. No caso do colector Eurotrough, tem-se [29]:

coscos1

cos

2

21 kkK

MAI

41 1025097.5 k

52 10859621.2 k

Outro factor a considerar é o das perdas geométricas por sombras que é dado pela

equação 3.14:

cos

cos ZdistefS

W

L

W

WE

58

Para o seu cálculo é necessário saber a largura da abertura do colector e também a

distância existente entre as filas de colectores situadas no campo solar. Os colectores

Eurotrough apresentam uma largura de abertura de [29]:

76.5W m

E encontram-se na central Andasol-1 dispostos em filas, distanciadas entre si, de [33]:

2.17distL m

O factor que contabiliza as perdas por fim de colector pode ser obtido, através da

equação 3.15:

col

CL

fFtan

1

Para o caso do Eurotrough, os valores dos comprimentos focal e da estrutura do

colector são [29]:

1.7f m

150colL m

O último factor a considerar, na expressão da potência absorvida, é o da fracção do

campo solar que se encontra em condições de operação e disponível para efectuar o

seguimento do Sol. Neste simulador assume-se que todo o campo solar se encontra

em funcionamento, pelo que:

1dispCS

ii. Perdas térmicas

As perdas térmicas totais que se registam no campo solar são obtidas somando as

perdas térmicas que ocorrem no colector às que se verificam nas tubagens. As perdas

que se registam no colector estão, essencialmente, relacionadas com os tubos de

absorção usados e são obtidas, como se referiu, através da equação 3.16:

59

cos)900/)(( 0112

120112

12 DNIbTbTbaTaTaPcolperdas

(W/m)

Para os tubos de absorção Schott e Solel, os coeficientes utilizados para contabilizar as

perdas térmicas no colector Eurotrough são [29]:

00154.02 a ; 2021.01 a ; 899.240 a ;

00036.02 b ; 2029.01 b ; 899.240 b

No que diz respeito às perdas nas tubagens, estas são dadas pela equação 3.18:

31

7211 1078.60001683.001693.0 TTTP

tubperdas (W/m2)

Um parâmetro que é comum às duas expressões de perdas consideradas é a diferença

entre a temperatura do óleo e a temperatura ambiente, T1. A temperatura do óleo é

calculada, de forma aproximada, como sendo a média entre a temperatura de entrada

e a temperatura de saída do campo solar. Estas temperaturas, para o campo solar da

central Andasol-1 são [34]:

393entradacampoT °C

293saídacampoT °C

Logo:

343óleoT °C

iii. Potência colectada

Com o cálculo da potência absorvida e das perdas térmicas pode obter-se a potência

colectada:

tubcol perdasperdasabsorvidacolectada PPPP (W/m2)

O caudal de óleo disponibilizado pelo campo solar é dado pela equação 3.20:

60



TTc

APm

(kg/s)

No caso da central Andasol-1 a área de captação total é de [4]:

510120captaçãoA m2

No que diz respeito ao calor especifico, este é obtido através da expressão 3.21, sendo

que, para simplificar os cálculos assume-se este valor como constante, tomando o

valor correspondente à média das temperaturas de entrada e saída do óleo do campo

solar, neste caso 343°C . Tem-se assim:

9.245710887.7496.21509 24 óleop TTc

óleo J/kg.°C

Importa ainda referir que o caudal de óleo se encontra limitado pelo caudal máximo,

de cada loop, que garante que o óleo experimenta uma variação de 100°C, de 293°C

para 393°C. O caudal máximo por loop que garante essa variação é de

aproximadamente 7.5 kg/s [29]. Uma vez que existem 156 loops no campo solar, o

caudal máximo de óleo, disponibilizado por este, será:

11705.7156 maxóleom kg/s

4.1.2. Armazenamento térmico

O próximo passo na elaboração do simulador passa por caracterizar o sistema de

armazenamento térmico, que tem o seu funcionamento regido pela equação 3.22 no

processo de carga:

2)( TcmTTcmóleoarmfrioquentesal póleopermuttanquetanquepsal

E pela equação 3.23 no processo de descarga:

)(2 frioquentesalóleoarm tanquetanquepsalpermutpóleo TTcmTcm

61

Os seus parâmetros serão baseados no sistema usado na central Andasol-1 e num

conjunto de considerações que serão indicadas de seguida. Nesta central, o sal

encontra-se nos tanques às seguintes temperaturas [35]:

384quentetanqueT °C

291friotanqueT °C

Uma vez que o óleo, saído do campo solar, entra no bloco de armazenamento térmico

a uma temperatura de 393°C, verifica-se uma diferença de 9°C entre a temperatura

deste e a temperatura a que o sal é armazenado no tanque quente. Nesse sentido,

assume-se que o permutador de calor se encontra dimensionado para garantir essa

diferença e adopta-se esse mesmo valor no processo de descarga, sendo nesse caso o

óleo aquecido até aos 375°C. Admite-se, igualmente, que na outra extremidade do

permutador de calor existe uma diferença de 8°C. Desta forma, no processo de

carregamento do armazenamento térmico, o óleo transfere calor para o sal até atingir

uma temperatura de 299°C e no processo de descarga, entra no permutador a 283°C,

para ser aquecido. Têm-se por isso em condições de carregamento do armazenamento

térmico:

942993932 saídaentrada armarm TTT °C

Por outro lado, quando o sistema se encontra em descarga:

922833752 entradasaída armarm TTT °C

Neste dois processos assume-se que existem ligeiras perdas no permutador. Neste

caso o valor considerado é de 3%, valor típico [32]. Nesse sentido, tem-se:

%97permut

Importa, ainda, referir que se considera que o calor específico do sal se mantém

constante, até porque este pouco varia com a temperatura. Será usado, no simulador,

o calor específico do sal correspondente à sua temperatura média de trabalho, neste

caso 337.5°C. Têm-se assim:

62

1.1501172.01443 salp Tcsal

J/kg.°C

A massa total, de sal, utilizada é [34]:

28500000totalM kg

4.1.3. Bloco de potência

O último bloco da central de canal parabólico a incluir no simulador é o bloco de

potência. A potência térmica fornecida, pelo óleo, a este bloco é dada pela equação

3.27:

)(saídaentradaóleobp bpbppóleoóleo TTcmP

(W)

O calor específico do óleo, usado neste bloco, será o mesmo que foi calculado na

secção do campo solar, visto as temperaturas de trabalho serem semelhantes. No que

diz respeito à temperatura de entrada do óleo no bloco de potência esta pode ser

obtida consoante o modo de funcionamento da central. Para o primeiro modo de

operação tem-se, através da equação 3.32:

saídaentrada campobp TT

(°C)

No segundo modo de operação a temperatura de entrada do óleo no campo solar,

dada pela equação 3.36 é:

saídaentradaentrada campoarmbp TTT (°C)

Por último, no terceiro e quarto modos têm-se, pela equação 3.40:

óleoóleo


mm

mTmTT

arm

saídaarmentrada

entrada

(°C)

Esta temperatura encontra-se limitada por:

375 °C entradabpT 393 °C

63

O limite mínimo é atingido quando a central estiver a funcionar apenas com recurso ao

armazenamento térmico e o máximo quando for o campo solar a ministrar a totalidade

do caudal. As temperaturas intermédias registar-se-ão quando a central estiver a

funcionar com recurso simultâneo ao campo solar e ao armazenamento térmico.

Relativamente à temperatura de saída do óleo esta será igual à temperatura de

entrada do bloco que está a alimentar o bloco de potência. Isto é, caso a central esteja

a operar apenas com recurso ao campo solar:

293entradasaída campobp TT °C

Se por outro lado, o bloco de potência estiver a ser alimentado na totalidade, ou

parcialmente, pelo armazenamento térmico têm-se:

283entradasaída armbp TT °C

Neste simulador, utiliza-se um ciclo de Rankine de 50 MW dimensionado em [36] e que

apresenta diversas características semelhantes ao da central Andasol-1.

Segundo o dimensionamento efectuado, o ciclo de potência, em condições nominais,

apresenta um rendimento térmico de:

%21.38nomterm

E para ser possível fornecer a potência nominal à rede é necessário entregar-lhe uma

potência térmica de:

66.142nomtermP MW

O rendimento do gerador de vapor e do reaquecedor é de:

%98. vaporger

Pelo que, a potência disponibilizada pelo campo solar deverá ser:

57.14598.0

66.142

.

vaporger

nomtermnom

óleoP

P

MW

64

Desta forma é possível calcular o caudal necessário para o funcionamento da central

em condições nominais:

25.592)293393(9.2457

1057.145

)(

6

´

saídaentradaóleo

bp

bpbpp

nomóleonom

óleoTTc

Pm kg/s

Importa referir também que nestas condições, a potência mecânica disponibilizada

será de:

51.543821.066.142 nomterm

nomterm

nommec PP MW

Neste caso, as perdas de potência associadas às perdas eléctricas, no gerador e no

transformador, e também à potência consumida em serviços auxiliares da central, são

de:

%27.851.54

5011

nommec

nomrede

perdasP

P

No entanto, nem sempre a central terá possibilidade de funcionar em condições

nominais. Isso verifica-se quando o campo solar e/ou o armazenamento térmico não

conseguem ministrar a potência necessária. Nessas circunstâncias, o valor do

rendimento térmico do ciclo de potência irá ser afectado, variando em função da

potência que lhe é entregue. Na Figura 4.1, pode observar-se a variação do

rendimento do ciclo e da potência que lhe é entregue, que varia de forma

aproximadamente linear, em função da carga.

Neste caso, aquilo que interessa obter é uma relação que indique o rendimento do

ciclo de potência em função da potência térmica que lhe é fornecida. Nesse sentido, e

com base em pontos retirados do gráfico da Figura 4.1, procurou obter-se uma

expressão aproximada que descreva essa relação. Esse processo encontra-se ilustrado

na Figura 4.2.

65

Figura 4.1 - Variação do rendimento térmico e da potência térmica entregue ao ciclo, em função da

carga (adaptada de [36]).

Figura 4.2 - Obtenção de uma relação, aproximada, entre o rendimento do ciclo e a potência térmica

que lhe é fornecida.

2023.00025.0109 26 termtermterm PP

66

Desta forma, a expressão que indica, de forma aproximada, o rendimento do ciclo em

função da potência térmica que lhe é fornecida, em MW, é dada por:

2023.00025.0109 26 termtermterm PP

Para o cálculo da potência eléctrica entregue à rede assume-se que as perdas referidas

anteriormente, perdas, se mantêm constantes em termos percentuais. Esta será, desta

forma, dada por:

termtermmecperdasrede PPP )0827.01()1(

com:

óleoóleovaporgerterm PPP 98.0.

A expressão relativa ao rendimento térmico só será usada quando a potência fornecida

pelo campo solar e/ou pelo armazenamento térmico não for a nominal. Caso

contrário, usa-se o rendimento térmico nominal, indicado anteriormente na

apresentação das condições nominais.

4.2. Descrição do Funcionamento do Simulador

Para que o leitor possa compreender o funcionamento do simulador, sem necessitar

de ler o respectivo código, procede-se nesta secção a uma descrição do modo de

operação do mesmo e à apresentação de um fluxograma ilustrativo. Nesse sentido,

importa iniciar essa descrição referindo que os dados de entrada de que o simulador

necessita são: as coordenadas do local e os respectivos valores horários, da irradiância

normal directa e da temperatura ambiente.

O passo seguinte passa pela indicação da data de início da simulação e da duração da

mesma, em dias. Fornecidas estas indicações o programa está em condições de

simular, para cada hora, dos dias indicados, o comportamento da central de canal

parabólico. Esse processo é iniciado, com o cálculo da potência colectada pelo campo

solar, que permite obter o caudal mássico do óleo que este disponibiliza, encontrando-

se limitado por um valor máximo. No caso de o valor deste caudal ser superior ao

67

caudal de que o bloco de potência necessita para operar em condições nominais,

existe a possibilidade de carregar o armazenamento, utilizando o caudal remanescente

para aquecer o sal do armazenamento térmico. Se por outro lado, o caudal

disponibilizado pelo campo solar for inferior ao caudal nominal, tenta-se recorrer ao

armazenamento térmico para que este disponibilize o caudal em falta.

Obtido o caudal mássico do óleo, disponibilizado ao bloco de potência, é possível

calcular a potência eléctrica entregue à rede. Chegado a este ponto, o simulador

incrementa a hora, e o dia quando se tiverem esgotado as 24 horas, repetindo todo o

processo de forma cíclica até ao final da simulação, determinado pela duração da

mesma, indicada no início do programa. Na Figura 4.3 apresenta-se um fluxograma,

com o qual se procura ilustrar o funcionamento do simulador, que acabou de ser

descrito.

Para não sobrecarregar demasiado o fluxograma ilustrativo do funcionamento do

simulador nem a descrição acima realizada, optou-se por apresentar, separadamente,

os blocos referentes ao carregamento do armazenamento e ao recurso ao

armazenamento, sendo também efectuada uma pequena descrição dos mesmos.

Quando o simulador procura recorrer ao armazenamento térmico, calcula o caudal em

falta, em relação ao caudal nominal, verificando se a massa de sal necessária para o

aquecer se encontra disponível no tanque quente. Se a massa de sal existente for

suficiente para aquecer o caudal de óleo em falta, esta transitará para o tanque frio. Se

por outro lado for insuficiente, utiliza-se a massa de sal contida no tanque quente para

aquecer o maior caudal possível. A situação em que o armazenamento está vazio e a

central só é alimentada pelo campo solar está aqui contemplada. O cálculo do caudal

de óleo enviado para o bloco de potência será assim dado pela soma do caudal

disponibilizado pelo campo solar e pelo armazenamento, tendo uma temperatura de

entrada neste, dada pela média ponderada das temperaturas de cada um dos caudais

referidos. Já a temperatura de saída, será a de entrada no campo solar caso o caudal

de óleo disponibilizado por este seja não nulo, caso contrário será a temperatura de

entrada no armazenamento. O fluxograma da Figura 4.4 ilustra esta descrição.

68

Dia de início da simulação, d_iniDuração da simulação, d

Dia = d_ini

Hora = 1

Carregamento do Armazenamento

Fim

Sim

Coordenadas do localValores horários de DNI e temperatura

Hora < 25

Dia < d_ini + d

Dia ++

Hora ++

termtermperdasrede

óleovaporgerterm

bpbppóleoóleo

PP

PP

TTcmPsaídaentradaóleobp

)1(

)(

.

Recurso ao armazenamento

Não

Não

Não

Não

Sim

Sim

Sim

maxóleoóleo mm

maxóleoóleo mm

bpnomóleoóleo mm

)(entradasaídaóleo

tubcol

campocampop


perdasperdasabscolectada

TTc

APm

PPPP

Figura 4.3 - Fluxograma ilustrativo do funcionamento do simulador.

69

Sim Não

entradasaída armbp TT 0óleom

3600

3600

saltanquetanque

saltanquetanque

mMM

mMM

friofrio

quentequente

saltanque MMquente

entradasaída campobp TT

Tc

TTcmm

MM

M

Mm

óleo

sal

arm

frio

quente

quente

p

friotanquequentetanquepsal

óleo

totaltanque

tanque

tanquesal

)(

0

3600/

Não

Sim

Sim

óleoóleo


óleoóleoóleo

mm

mTmTT

mmm

arm

saídaarmsaídaentrada

armbp

3600

)(

92

salsal

tanquetanquep

póleosal

óleonomóleoóleo

mM

TTc

Tcmm

T

mmm

frioquenteóleo

óleoarm

bparm

Figura 4.4 - Fluxograma ilustrativo do processo de descarga do armazenamento.

70

No bloco de carregamento do armazenamento, é calculado o caudal de óleo que pode

ser enviado para o armazenamento térmico, que corresponde ao remanescente em

relação ao caudal nominal. De seguida obtém-se a massa de sal que o caudal de óleo

consegue aquecer, transitando esta do tanque frio para o tanque quente, até o tanque

frio ficar vazio. Nestas circunstâncias, o caudal de óleo recebido pelo bloco de potência

será o nominal, entrando neste à temperatura de saída do campo solar e saindo à

temperatura de entrada no campo solar. Todo este processo encontra-se ilustrado no

fluxograma da Figura 4.5.

Nãosaltanque MM

frio

0

frio

quente

tanque

totaltanque

M

MM

3600

3600

saltanquetanque

saltanquetanque

mMM

mMM

friofrio

quentequente

Sim

3600

)(

94

salsal

tanquetanquep

póleosal

bpnomóleoóleoóleo

mM

TTc

Tcmm

T

mmm

frioquenteóleo

óleoarm

arm

entradasaída

saídaentrada

bp

campobp

campobp

bpnomóleoóleo

TT

TT

mm

Figura 4.5 - Fluxograma ilustrativo do processo de carregamento do armazenamento.

71

4.3. Limitações do Simulador

O simulador apresenta algumas limitações associadas a simplificações que foram tidas

em conta ao longo do seu desenvolvimento. Nesse sentido, importa referir que os

colectores apenas efectuam o seguimento do sol 10° acima da linha do horizonte,

tanto a Este como a Oeste. No entanto, no modelo apresentado no capítulo 3, e que

serviu de base à elaboração deste simulador, assume-se que os colectores efectuam o

seguimento do sol sempre que este se encontra acima da linha do horizonte. Assume-

se igualmente neste simulador que todos os espelhos dos colectores se encontram

totalmente limpos e disponíveis para efectuarem o seguimento do sol ao longo de

toda a simulação, não se contabilizando também o efeito do vento. Estes factores

influenciam a potência colectada pelo campo solar.

O simulador considera, ainda, o sistema em regime permanente, sendo que, apesar

desta assunção não ter grande influência na operação durante o dia, implica que se

despreze o processo de pré-aquecimento do óleo no início do dia. Admite-se

igualmente que o óleo atinge a temperatura de saída do campo solar, 393°C,

instantaneamente, quando na realidade isso não se verifica.

Por último, é importante notar que o facto de os dados, referentes à irradiância e à

temperatura ambiente, serem horários, pode provocar resultados menos próximos da

realidade em relação ao que se verificaria se os dados fossem respeitantes a intervalos

mais pequenos.

4.4. Resultados

Depois de se ter desenvolvido o simulador, interessa agora fazer uma validação do

mesmo e, posteriormente testá-lo em casos concretos.

Para a tarefa de validação, importa comparar os valores obtidos através do simulador,

para a localização da central Andasol-1, com valores disponíveis referentes a esta.

Para a fase de teste, foram escolhidos cinco locais distintos em território português:

Bragança, Sines, Beja, Faro e Moura. A escolha de Bragança tem como objectivo aferir

do comportamento de uma central, do tipo da que vem sendo estudada, num local

72

com irradiâncias reduzidas e baixas temperaturas. Já Sines, foi escolhida pela

possibilidade de permitir um funcionamento híbrido com a central a carvão já

existente nesse local. As outras três localizações foram escolhidas, tendo por base as

temperaturas e os níveis de radiação elevados que habitualmente registam. Serão

apresentados, para as cinco localizações escolhidas, resultados referentes ao

desempenho diário da central, num dia típico de Verão e num dia típico de Inverno, ao

desempenho anual e à influência do armazenamento térmico. Adicionalmente,

apresenta-se também, para uma das localizações referidas, o resultado obtido na

tentativa de funcionamento a uma potência garantida, da central, durante Verão e o

Inverno.

Os valores da irradiância normal directa, usados, são referentes a 2005 e encontram-se

disponíveis no site da SODA4 (Solar Radiation Data). No que diz respeito aos valores da

temperatura ambiente, estes foram obtidos no portal PVGIS-Europe5.

4.4.1. Validação

Para efectuar um teste de validação do simulador, é útil comparar os resultados

obtidos, através de uma simulação para o local de instalação da Andasol-1, com dados,

disponíveis, referentes ao desempenho da central referida. No entanto, importa

inicialmente apresentar os valores das diversas grandezas, que se obtêm ao longo da

simulação para uma hora. Para esse efeito, consideram-se as coordenadas geográficas

correspondentes a Guadix:

Latitude: 37.3°; Longitude:-3.13°

De onde resulta:

= 37.3°; Lloc = -3.13°; Lst = 0°

Considera-se o dia 1 Junho às 13h, sendo desta forma possível atribuir o número do

dia e a hora local:

n = 152; LCT = 13

4 http://www.soda-is.com/

5 http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/

73

A este dia e hora correspondem os seguintes valores de irradiância normal directa e

temperatura ambiente:

DNI = 801 W/m2; Tamb = 29.2 °C

Com a introdução dos diversos valores referidos, calculam-se algumas variáveis

auxiliares, relacionadas com a determinação da posição do Sol:

LC = -0.21 h; B = 148.93°; EOT = 2.58 min; D = 1; ts = 12.25 h

É desta forma, possível calcular os ângulos de declinação e o ângulo horário:

= 22.04°; = 3.77°

Com este dois ângulos pode calcular-se o ângulo de zénite e, depois, o ângulo de

incidência:

z = 15.6047°; = 15.1880°

Com estes dois ângulos obtidos estão reunidas todas a condições para o cálculo dos

diversos factores que influenciam a potência absorvida:

9651.0)cos( ; MAI = 0.9849; ES = 1; FC = 0.9969

Resulta assim numa potência absorvida de:

Pabs = 570.66 W/m2

As perdas térmicas podem também ser calculadas:

51.51colperdasP W/m2; 69.9

tubperdasP W/m2

Com estas três potências calcula-se a potência colectada:

Pcolectada = 509.46 W/m2

O campo colector apresenta neste caso um rendimento de:

%60.63DNI

Pcolectadacolector

74

Com esta potência consegue-se aquecer o seguinte caudal de óleo:

3.1057óleom kg/s

Como este caudal é maior que o caudal nominal, para o bloco de potência irá

precisamente a quantidade de óleo correspondente ao caudal nominal:

25.592 nomóleopbóleo bp

mm kg/s

O que leva a que o caudal de óleo direccionado para o armazenamento seja:

01.465 nomóleoóleoarmóleo bp

mmm kg/s

Este caudal de óleo permite aquecer um caudal de sal de:

65.746salm kg/s

A massa de sal contida em cada um dos tanques era de:

7103962.1 friotanqueM

kg; 7104538.1 quentetanqueM

kg

Pelo que agora passará a ser de:

7101274.1 friotanqueM

kg; 7107226.1 quentetanqueM

kg

No diz respeito ao bloco de potência, a potência térmica que o óleo lhe entrega é de:

Póleo = 145.57 MW

O que resulta numa potência térmica entregue ao ciclo de:

Pterm = 142.66 MW

A esta potência térmica corresponde um rendimento do ciclo de:

term = 38.21%

A potência mecânica disponibilizada pela turbina será assim:

Pmec = 54.51 MW

75

O que leva a que a potência entregue à rede seja de:

Prede = 50 MW

Com a repetição deste processo para as 8760 horas do ano, usando os respectivos

valores horários de irradiância normal directa e temperatura ambiente, obtiveram-se

os resultados apresentados na Tabela 4.2.

Tabela 4.2 - Resultados obtidos para a localização da central Andasol-1.

DNI anual (kWh/m2) 2240.4

Energia colectada (kWh/m2) 1126.8

Energia térmica entregue pelo óleo (GWh) 542.3

Energia mecânica produzida (GWh) 203.2

Energia entregue à rede (GWh) 185.9

Dos resultados obtidos constata-se que o campo colector apresenta um rendimento

médio de:

%29.50

anual

colectadamedcolector

DNI

E

Também é possível obter o rendimento térmico médio do ciclo de potência:

%47.37

mec

óleomedterm

E

E

No que diz respeito ao rendimento médio anual apresentado pela central, este é dado

por:

%26.16

captaçãoanual

redemedanual

ADNI

E

Importa referir que este rendimento não pode ser obtido através do produto dos

rendimentos do campo colector, do gerador de vapor, do ciclo térmico e do factor que

contabiliza as perdas de potência, associadas a perdas eléctricas e ao consumo dos

serviços auxiliares, devido há existência do sistema de armazenamento térmico, onde

se contabilizam perdas de 3% no permutador de calor.

76

Dados de [4] indicam que para uma irradiância normal directa anual de 2136 kWh/m2,

se produzem aproximadamente 180GWh de energia eléctrica. O que resulta num

rendimento médio anual de, aproximadamente, 16.52%. Como se pode verificar, este

valor é semelhante ao rendimento médio anual obtido na simulação, o que pode

representar um indicador da validade do simulador elaborado.

4.4.2. Desempenho diário

Para procurar ilustrar o comportamento diário, da central de canal parabólico, para os

locais escolhidos, efectuou-se a média, horária, das irradiâncias e das temperaturas

ambiente registadas ao longo dos dias de Verão e também dos dias de Inverno. Esse

procedimento tem como objectivo a obtenção de um dia típico que caracterize cada

uma das estações referidas. Para o cálculo da posição do Sol, necessário à execução da

simulação, consideram-se os dias 3 Fevereiro e 5 de Agosto por se situarem,

aproximadamente, a meio das estações de Inverno e Verão, respectivamente. Os

resultados obtidos para Beja e Bragança são apresentados nas Figuras 4.6, 4.7, 4.8 e

4.9. Os resultados das restantes localizações encontram-se no Anexo 1.

Figura 4.6 - Desempenho da central em Beja, num dia típico de Verão.

0

50

100

150

200

250

300

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2)

Hora do dia

Beja

Irradiância Normal Directa Potência colectada pelo campo solar

Potência entregue ao armazenamento Potência disponibilizada pelo armazenamento

Potência entregue ao bloco de potência Potência entregue à rede

77

Figura 4.7 - Desempenho da central em Bragança, num dia típico de Verão.

Figura 4.8 - Desempenho da central em Beja, num dia típico de Inverno.

0

50

100

150

200

250

0

100

200

300

400

500

600

700

800

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Bragança




0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

100

200

300

400

500

600

700

800

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Beja




78

Figura 4.9 - Desempenho da central em Bragança, num dia típico de Inverno.

No desempenho diário para Beja, é possível observar que, num dia típico de Verão, a

operação da central se inicia, aproximadamente, às 8h da manhã, atingindo o

funcionamento à potência nominal às 9h. A partir dessa hora, inicia-se o carregamento

do sistema de armazenamento térmico, aproveitando os elevados valores de

irradiância registados. Por volta das 18h, e devido à redução da radiação solar, inicia-se

o processo de descarga do armazenamento, para que este possa ministrar o caudal

necessário ao funcionamento da central à potência nominal. O sistema de

armazenamento térmico leva cerca de 6 horas a descarregar, garantindo o

funcionamento da central até, praticamente, ao final do dia. Importa neste caso

referir, que não foi possível, durante o dia, encher o armazenamento na totalidade

para se poder usufruir de toda a sua capacidade, que atinge aproximadamente as 7.5

horas.

Em Bragança, apesar de a operação da central se iniciar à mesma hora, não é possível

fazer um carregamento do armazenamento ao nível do registado em Beja, devido,

essencialmente, às radiações serem mais reduzidas. Devido a esse facto, a central

finaliza a sua operação mais cedo, apresentando, já, às 22h uma potência de

funcionamento relativamente reduzida.

0

20

40

60

80

100

120

0

100

200

300

400

500

600

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Bragança




79

A operação ao longo de um dia típico de Inverno, em qualquer um dos locais, inicia-se

perto das 10h da manhã, não existindo, praticamente, possibilidade de efectuar

armazenamento, sendo o funcionamento da central garantido, apenas, pelo campo

solar. A central opera durante cerca de 7 horas a uma potência variável, sendo a

potência nominal de funcionamento atingida, apenas em Beja, às 15h. Nota também,

para o facto de o momento em que se verifica o maior valor de potência colectada

pelo campo solar não coincidir com o valor mais elevado da irradiância normal directa.

A situação relatada, deve-se, essencialmente, ao efeito co-seno, que durante o Inverno

se faz sentir de forma acentuada a meio do dia.

4.4.3. Desempenho anual

Para se ter uma noção mais global do comportamento da central, em cada uma das

localizações, é importante simular o seu desempenho para os 365 dias do ano e obter

valores relativos à energia produzida e à utilização anual. São precisamente esses

valores que se apresentam na Tabela 4.3, onde também se pode observar a irradiância

normal directa anual registada para cada local.

Tabela 4.3 - Energia produzida e utilização anual para cada uma das localizações estudadas.

Localização DNI Anual (kWh/m2) Energia Produzida (GWh) Utilização Anual (horas)

Beja 2132.2 173.2 3463.3

Bragança 1710.4 137.7 2753.5

Faro 2182.4 179.9 3598.9

Moura 2075.5 170.4 3407.3

Sines 2115.7 171.6 3432.6

A introdução de um índice que relacione a energia produzida anualmente com a

irradiância normal directa anual que incide no campo solar, também é útil, pois

permite obter um rendimento médio anual da central. Os rendimentos

correspondentes a cada um dos locais são apresentados na Tabela 4.4.

80

Tabela 4.4 - Rendimento médio anual da central para cada uma das localizações estudadas.

Localização Rendimento Médio Anual

Beja 15.92%

Bragança 15.78%

Faro 16.16%

Moura 16.09%

Sines 15.90%

Outro resultado, de interesse, que pode ser observado, é um comparativo da energia

produzida, em cada mês, para cada uma das localizações, e que é apresentado na

Figura 4.10.

Figura 4.10 - Energia eléctrica produzida, mensalmente, para cada uma das localizações estudadas.

Através dos resultados da Tabela 4.3, observa-se que a energia produzida, bem como a

utilização anual, acompanham a irradiância normal directa registada em cada local.

No entanto, no rendimento médio anual surgem diferenças entre as diversas

localizações estudadas, com Bragança a apresentar o valor mais reduzido, devido às

temperaturas baixas que regista, provocando um aumento nas perdas térmicas em

comparação com os outros locais. Das restantes quatro localizações, Faro apresenta o

rendimento médio anual mais elevado. Essa situação, deve-se ao facto de este local

0

5

10

15

20

25

30

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Energia Produzida (GWh)

Beja Braganca Faro Moura Sines

81

registar temperaturas, geralmente, mais elevadas, apesar de no Verão existirem locais

com temperaturas superiores, e também porque apresenta uma distribuição mais

uniforme da irradiância normal directa ao longo de todo do ano.

No comparativo da energia produzida, em cada mês, para cada uma das localizações,

destaca-se o comportamento mais regular de Faro ao longo do ano, apresentando uma

diferença considerável para os restantes locais durante a Primavera. No pico de Verão,

Beja regista a produção de energia mais elevada, com Bragança a ter um desempenho

sempre inferior em relação às zonas consideradas.

4.4.4. Influência do armazenamento térmico

Interessa saber, também, qual é o comportamento da central, para cada uma das

localizações, sem a utilização do sistema de armazenamento térmico, para que se

possa avaliar a influência que este tem no desempenho global do sistema. Na Tabela

4.5 é possível observar os resultados obtidos para a situação descrita.

Tabela 4.5 - Energia produzida, utilização anual e rendimento médio anual para cada uma das

localizações estudadas, sem utilização de armazenamento térmico.

Localização Energia Produzida (GWh) Utilização Anual (horas) Rendimento Médio Anual

Beja 123.8 2476.8 11.39%

Bragança 102.7 2053.5 11.77%

Faro 127.2 2543.2 11.42%

Moura 123.1 2461.9 11.63%

Sines 122.1 2442.3 11.31%

A Tabela 4.6 ajuda a compreender melhor a dimensão da redução registada no

desempenho da central, na ausência do armazenamento térmico.

82

Tabela 4.6 - Redução percentual da energia produzida, sem utilização de armazenamento térmico.

Localização Redução da Energia Produzida

Beja 28.48%

Bragança 25.42%

Faro 29.33%

Moura 27.74%

Sines 28.84%

Adicionalmente, apresentam-se, graficamente, resultados mensais relativos ao

número de horas de utilização à potência nominal, na presença e na ausência do

sistema de armazenamento térmico, para que seja possível observar os meses onde a

influência deste mais se faz sentir. Os resultados referentes a Beja e Bragança

encontram-se, respectivamente nas Figuras 4.11 e 4.12. No que diz respeito às outras

localizações, os resultados obtidos encontram-se no Anexo 1.

Figura 4.11 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da central, Beja.

83

Figura 4.12 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da central, Bragança.

Por último, importa obter um gráfico semelhante ao da Figura 4.10, onde se pode

observar um comparativo da energia produzida, em cada uma das localizações, a nível

mensal, mas desta vez sem armazenamento térmico. É precisamente isso que se

encontra ilustrado na Figura 4.13.

Figura 4.13 - Energia eléctrica produzida, mensalmente, sem armazenamento térmico.

0

100

200

300

400

500

600


Uti

liza

ção

(ho

ras)

Bragança

Com Armazenamento Sem Armazenamento

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18


Energia Produzida (GWh)

Beja Braganca Faro Moura Sines

84

No que diz respeito à influência do armazenamento, constata-se uma queda superior a

quatro pontos percentuais no rendimento médio anual, para qualquer um dos locais,

quando este não é utilizado. Neste contexto, Bragança apresenta o rendimento mais

elevado, o que é facilmente compreensível, já que é o local que regista a irradiância

normal directa anual mais reduzida, pelo que não existe tanta necessidade em dispor

de um sistema de armazenamento, sendo por isso a localização menos penalizada pela

ausência deste. O local que sofre uma maior redução na produção de energia é Faro,

cerca de 29.33%.

Constata-se também, que nos meses de Inverno, a influência do armazenamento é

reduzida, assumindo, no entanto, um papel preponderante no Verão. O caso mais

notório ocorre, no mês de Julho, em Beja, onde o armazenamento térmico introduz

um aumento, na utilização à potência nominal e na energia produzida, de cerca de

62%.

Estes factos não contribuem, no entanto, para uma alteração significativa, do

comparativo, a nível mensal, entre as diversas localizações, com a única nota de

destaque a pertencer a uma maior aproximação de Bragança aos restantes locais, no

que diz respeito à energia produzida.

4.4.5. Funcionamento a uma potência garantida

Nas simulações que deram origem aos resultados apresentados nas secções

anteriores, a central de canal parabólico teve um modo de funcionamento que

procurou obter a potência máxima em cada momento, apenas carregando o

armazenamento quando o funcionamento em condições nominais estivesse garantido.

No entanto, é interessante simular o desempenho da central quando se procura obter

um funcionamento a uma potência garantida, durante longos períodos de tempo.

Nesse sentido, sempre que essa potência seja atingida, carrega-se o armazenamento, e

posteriormente, efectua-se a sua descarga sempre com o objectivo de garantir apenas

a potência referida, com a respectiva penalização decorrente do recurso ao

armazenamento térmico, de modo a prolongar a actividade da central. A operação da

central apenas será feita a uma potência superior, se o armazenamento térmico já

estiver cheio, pretendendo-se com isto, que não exista qualquer desperdício. Para esse

85

efeito, considerou-se o funcionamento da central, em Beja, a alguns valores de

potência garantida, que permitissem uma operação durante grande parte do tempo,

ao longo das estações de Verão e de Inverno. Esses resultados são apresentados nas

Tabelas 4.7 e 4.8, onde também se pode observar o desvio horário médio, na potência

de funcionamento.

Tabela 4.7 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Verão.

Potência (MW) Horas de potência garantida Desvio horário médio (MW/h)

25 93.12% 5.8

30 85.91% 6.5

35 79.26% 9.0

Tabela 4.8 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Inverno.

Potência (MW) Horas de potência garantida Desvio horário médio (MW/h)

5 86.11% 3.7

7.5 76.71% 3.4

10 67.41% 4.2

A título de exemplo apresentam-se os gráficos que mostram a operação da central a

25 MW no Verão e a 5 MW no Inverno. Para os resultados se tornarem mais

perceptíveis optou-se por se dividir a apresentação dos mesmos em três períodos da

estação do ano em causa. Os resultados referentes ao Verão são apresentados nas

Figuras 4.14, 4.15 e 4.16, e os do Inverno nas Figuras 4.17, 4.18 e 4.19.

86

Figura 4.14 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 25MW, 21 de Junho a 20 de Julho.

Figura 4.15 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 25MW, 21 de Julho a 20 de Agosto.

0

10

20

30

40

50

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624 672 720

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora

Irradiância Normal Directa Potência entregue à rede

0

10

20

30

40

50

60

0

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200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624 672 720

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora


87

Figura 4.16 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 25MW, 21 de Agosto a 20 de

Setembro.

Figura 4.17 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 5MW, 21 de Dezembro a 20 de

Janeiro.

0

10

20

30

40

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0

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300

400

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900

1000

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624 672 720

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora


0

10

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30

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900

1000

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624 672 720

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora


88

Figura 4.18 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 5MW, 21 de Janeiro a 20 de

Fevereiro.

Figura 4.19 - Funcionamento da central a uma potência garantida de 5MW, 21 de Fevereiro a 20 de

Março.

Interessa também, observar os resultados que se poderiam obter, no caso de se poder

aumentar a capacidade de armazenamento. Considera-se neste caso, o dobro da

0

10

20

30

40

50

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624 672 720

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora


0

10

20

30

40

50

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624 672

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora


89

massa de sal utilizada no sistema de armazenamento térmico. As Tabelas 4.9 e 4.10

mostram os resultados obtidos nessas circunstâncias.

Tabela 4.9 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Verão, duplicando o

armazenamento.

Potência (MW) Horas de potência garantida

25 96.38%

30 92.12%

35 84.74%

Tabela 4.10 - Operação da central a uma potência garantida, durante o Inverno, duplicando o

armazenamento.

Potência (MW) Horas de potência garantida

5 87.59%

7.5 78.52%

10 68.19%

Através dos resultados obtidos, verifica-se que ao longo do Verão, é possível garantir

uma potência significativa durante grande parte do tempo, no entanto, registam-se

alguns interregnos provocados por períodos prolongados de radiação reduzida. Existe,

ainda assim, a possibilidade de colocar a central a operar a uma potência mínima de 25

MW, metade da sua potência nominal, durante mais de 93% das horas, ao longo de

todo o Verão. Neste caso, o período de transição para o Outono é aquele que

apresenta um desempenho pior, como se verifica através da Figura 4.16. O aumento

da potência a garantir, para 35 MW, implica que o número de horas, cobertas por essa

condição, se reduza para 79.26%.

Durante o Inverno, os valores da potência reduzem-se drasticamente, sendo apenas

possível garantir, pelo menos, 5 MW, durante 86.11% do tempo. A razão de essa

percentagem de tempo não ser mais elevada, justifica-se, sobretudo, devido aos

baixos níveis de radiação registados no início do primeiro período de tempo

considerado. Em todos os períodos é também possível observar que os valores de

irradiância registados são, em geral, substancialmente mais reduzidos do que os

90

verificados no Verão, não permitindo, assim, que a central opere com valores de

potência garantida superiores.

O aumento da capacidade do armazenamento térmico, com o objectivo de melhorar

estes resultados, tem um efeito muito reduzido. Mesmo duplicando a massa de sal

utilizada, as melhorias registadas não são muito notórias, sobretudo para justificarem

um aumento de 100% do armazenamento.

91

5. Conclusão

Verifica-se que os sistemas baseados em energia solar térmica de concentração devem

ser uma opção, a ter conta, na renovação e desenvolvimento do parque energético

nacional. Esta observação justifica-se, sobretudo, pela necessidade de se aproveitar o

recurso solar e de estes sistemas apresentarem um conjunto diversificado de soluções

que se poderão adequar a diversos contextos. Estas tecnologias têm a possibilidade de

integrarem sistemas de armazenamento térmico, o que permite efectuar uma melhor

gestão na produção de energia, possibilitando que as centrais funcionem mesmo na

ausência do Sol e permitindo ajustar a produção às necessidades da rede. A

capacidade de funcionarem de forma híbrida, com recurso a fontes não renováveis,

leva, também, a que as centrais possam funcionar durante longos períodos de tempo

sem interrupções.

De entre as tecnologias existentes, os sistemas de canal parabólico são os que

apresentam um estado de desenvolvimento mais avançado. Devido a esse facto, foi

precisamente uma central de canal parabólico que foi abordada em detalhe neste

trabalho, apresentando esta uma potência nominal de 50 MW e um sistema de

armazenamento térmico com capacidade para garantir o funcionamento da central

durante 7.5 horas a plena carga.

Da modelação e simulação do desempenho da central, retiraram-se algumas notas de

destaque. Uma delas foi a obtenção do rendimento médio anual que uma central

deste tipo pode apresentar, cerca de 16%, variando consoante o local de instalação.

Conclui-se, igualmente, que a central considerada opera durante cerca de 16 horas,

num dia típico de Verão, permitindo, desta forma, cobrir o período de ponta do

diagrama de carga, sendo a sua produção suspensa já no período de vazio. Num dia

típico de Inverno o cenário é totalmente distinto, com a produção de energia a

realizar-se apenas durante, aproximadamente, 7 horas e de forma bastante irregular.

Num desempenho à escala anual, a central pode produzir cerca de 180GWh de energia

eléctrica, apresentando uma utilização anual da potência instalada que se aproxima

das 3600 horas. O sistema de armazenamento térmico desempenha um papel

92

importante nesse capítulo, já que na sua ausência a utilização anual se reduz em

valores próximos das 1000 horas. Esta redução verifica-se maioritariamente no Verão,

onde a ausência do sistema de armazenamento térmico pode provocar uma quebra de

62% na produção de energia no pico dessa estação, mais concretamente no mês de

Julho.

Ao longo do Verão, a central pode operar a uma potência garantida significativa, entre

25 MW e 35 MW, durante grande parte do tempo, 93% e 79% respectivamente,

coberto pelos três meses de duração da estação em causa. Esta situação já não se

verifica no Inverno, onde apenas é possível garantir 5 MW durante 86% do tempo. No

entanto, conclui-se que o aumento da capacidade do sistema de armazenamento

térmico não contribui para uma melhoria substancial destes resultados.

A central de canal parabólico apresenta, assim, um desempenho bastante positivo ao

longo do Verão, onde os níveis de radiação registados são elevados, ao contrário do

que se verifica no Inverno. O inverso verifica-se nas centrais baseadas nos recursos

hídrico e eólico, uma vez que, normalmente, o vento e a precipitação se fazem sentir

com maior intensidade, e regularidade, no Inverno. Deste facto, constata-se que uma

central, como a que foi considerada neste trabalho, pode representar um

complemento importante às restantes centrais que tiram partido de recursos

renováveis.

Existe, no entanto, espaço para melhorar o desempenho da central de canal

parabólico, sobretudo durante o Inverno. Nesse aspecto, uma solução que pode ser

apontada prende-se com a possibilidade de um funcionamento híbrido, que pode ser

implementada com a inclusão de um sistema de backup, baseado em queimadores de

combustíveis que ajudem no aquecimento do óleo ou, directamente, na geração de

vapor. Outra hipótese, a considerar, reside na integração do campo solar numa central

de ciclo combinado a gás natural ou numa central a carvão.

Um factor que pode contribuir para o aumento do desempenho da central é a geração

directa de vapor, nos tubos de absorção do campo colector. Esse facto permite, por

um lado, a produção de vapor a uma temperatura mais elevada, melhorando o

93

rendimento do ciclo de potência, e por outro, a eliminação do sistema gerador de

vapor.

Neste contexto, sugere-se a realização de trabalhos futuros, baseados em temas que

procurem aprofundar as soluções apontadas para uma melhoria global do sistema.

94

6. Referências Bibliográficas

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Dezembro 2010".

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95

[15] - Eck, Markus et all (2008), "The Potential of Direct Steam Generation in Parabolic

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96

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[36] - Montes, M. J., Abánades, A. e Martinez-Val, J. M. (2009), "Solar multiple

optimization for a solar-only thermal power plant, using oil as heat transfer fluid in the

parabolic trough collectors", Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales.

97

ANEXOS

98

Anexo 1

Figura A.1 - Desempenho da central em Faro, num dia típico de Verão.

Figura A.2 - Desempenho da central em Moura, num dia típico de Verão.

0

50

100

150

200

250

300

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Faro




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100

150

200

250

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300

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800

900

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Moura




99

Figura A.3 - Desempenho da central em Sines, num dia típico de Verão.

Figura A.4 - Desempenho da central em Faro, num dia típico de Inverno.

0

50

100

150

200

250

300

0

100

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700

800

900

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Sines




0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

100

200

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4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Faro




100

Figura A.5 - Desempenho da central em Moura, num dia típico de Inverno.

Figura A.6 - Desempenho da central em Sines, num dia típico de Inverno.

0

20

40

60

80

100

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140

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0

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4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Moura




0

20

40

60

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0

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4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5

Po

tên

cica (MW

)Ir

rad

iân

cia

(W/m

2 )

Hora do dia

Sines




101

Figura A.7 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da central, Faro.

Figura A.8 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da central, Moura.

102

Figura A.9 - Influência do armazenamento térmico, escolhendo para localização da central, Sines.

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