CENTRO TECNOLÓGICO
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
Victor César Pigozzo Filho
DESENVOLVIMENTO E ANÁLISE EXPERIMENTAL DE UM CONCENTRADOR SOLAR FRESNEL LINEAR PARA GERAÇÃO DIRETA DE VAPOR
FLORIANÓPOLIS 2019
Victor César Pigozzo Filho
Desenvolvimento e análise experimental de um concentrador solar Fresnel linear para geração direta de vapor
Tese submetida ao Programa de Pós-graduação em engenharia mecânica da Universidade Federal de Santa Catarina para a obtenção do título de doutor em engenharia mecânica.
Orientador: Prof. Dr. Júlio César Passos
Florianópolis 2019
Ficha de identificação da obra elaborada pelo autor, através do Programa de Geração Automática da Biblioteca Universitária da UFSC.
Victor César Pigozzo Filho
Desenvolvimento e análise experimental de um concentrador solar Fresnel linear para geração direta de vapor
O presente trabalho em nível de doutorado foi avaliado e aprovado por banca examinadora composta pelos seguintes membros:
Prof. Edson Bazzo, Dr.
Universidade Federal de Santa Catarina
Prof. Enio Pedone Bandarra Filho, Dr. Relator
Universidade Federal de Uberlândia
Prof. Joaquim Manoel Gonçalves, Dr. Instituto Federal de Santa Catarina
Prof. Júlio César Passos, Dr. Orientador/Presidente
Universidade Federal de Santa Catarina
Prof. Mário Henrique Macagnan, Dr. UNISINOS
Eng. Rafaela Frota Reinaldo, Dra. CENPES-PETROBRÁS
Certificamos que esta é a versão original e final do trabalho de conclusão que foi julgado adequado para obtenção do título de doutor em engenharia mecânica.
____________________________ Prof. Jonny Carlos da Silva, Dr.
Coordenador do Curso
____________________________ Prof. Júlio César Passos, Dr.
Orientador Florianópolis, 08 de julho de 2019.
Julio Cesar
Passos:5503
5744787
Assinado de forma digital por Julio Cesar Passos:55035744787 Dados: 2019.08.30 14:47:34 -03'00'Assinado de forma digital por Jonny Carlos da Silva:51451506449 Dados: 2019.09.05 11:07:31 -03'00'
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer a todos que diretamente e indiretamente tornaram possível a realização deste trabalho de tese de doutorado.
A CAPES, ao CNPq e ao POSMEC pelo apoio financeiro. Ao LEPTEN/BOILING, ao POSMEC e à UFSC pela infraestrutura oferecida. Aos docentes e funcionários do departamento de engenharia mecânica.
Ao meu orientador Júlio Passos, pelo orientação e confiança em mim depositadas.
Aos colegas que trabalharam junto comigo nesta caminhada. Ao Alexandre Bittencourt pela parceria em todas as etapas na realização deste doutorado. Ao Selen e Yves pelo bom humor e força de trabalho. Aos alunos de iniciação científica que passaram pelo projeto: Gabriel Cascaes, André Burigo e Lauro Oliveira. Aos integrantes do PET metrologia automação: João Pedro e Pedro Brogni. Aos demais colegas do Boiling pela agradável convivência.
Agradeço com muito carinho aos meus irmãos Ivan e Hugo, minhas cunhadas Juliana e Patrícia e minha sogra Soraya, que dispuseram do seu tempo e amor para que eu pudesse trabalhar com toda a tranquilidade do mundo, enquanto estavam com a Yara.
Agradeço à linda família que formei durante esse período com meus amores Fernanda e Yara, que me motivaram e me deram forças para seguir em frente.
Finalmente agradeço aos meus pais, Sônia e Victor, por acreditarem e me apoiarem nessa jornada. Por terem investido em minha carreira científica. Por terem paciência e compreensão nos momentos difíceis e principalmente por terem sido meus maiores motivadores.
A mente que se abre a uma nova ideia jamais voltará a seu tamanho original.
RESUMO
A tecnologia heliotérmica se apresenta como opção promissora para conversão de energia solar em energia térmica para processos industriais ou geração de eletricidade. Os coletores concentradores do tipo Fresnel linear se mostram como uma opção interessante para geração de vapor saturado a temperaturas de até 200°C em sistemas de pequeno e médio porte devido principalmente à sua maior simplicidade e menores custos, quando comparado com outros sistemas de concentração solar, em especial ao cilindro parabólico. Neste trabalho é apresentado o desenvolvimento, construção e análise de um concentrador Fresnel linear com 60 m² que opera com geração direta de vapor saturado, capaz de operar a temperaturas de até 180°C. O absorvedor utilizado é do tipo cavidade trapezoidal multitubos, contendo seis tubos de 25,4 mm de diâmetro externo e 12 m de comprimento. O fluido escoa em série pelos tubos, entrando pelos tubos periféricos se encaminhando aos tubos centrais. Através de análises do tipo ray-tracing e variação de parâmetros determinou-se a geometria ideal do Fresnel. O sistema de rastreamento, com um único atuador para todas as linhas de espelhos, foi desenvolvido e analisado para identificar e quantificar suas fontes de incertezas. A incerteza máxima de 0,1° na determinação do ângulo de incidência transversal se mostrou adequada para o correto posicionamento dos espelhos. Testes de perdas térmicas sem radiação concentrada foram realizados com e sem a janela de vidro no absorvedor, com diferenças de temperatura entre o fluido e o ambiente de até 100°C. Foi observado um grande aumento nas perdas térmicas com a velocidade do vento no caso sem vidro. Para a diferença de temperatura de 40°C uma redução de 60% nas perdas térmicas é possível com o uso da janela de vidro. Um estudo analítico mostrou que o uso da temperatura do fluido, ao invés da temperatura da parede externa dos tubos, não introduz erros significativos na determinação das perdas térmicas, nas temperaturas analisadas. As perdas térmicas em condições reais de operação, com incidência de radiação concentrada no absorvedor, apresentaram os mesmos resultados do caso sem radiação concentrada. Nos testes de desempenho a eficiência óptica de pico foi determinada experimentalmente variando entre 0,62 e 0,53 com o absorvedor operando com e sem
o vidro e com os espelhos limpos. Com os espelhos sujos a eficiência cai em até 10% em cada caso. Os modificadores pelos ângulos de incidência foram determinados com uma incerteza máxima de 11% e média de 3% com relação aos obtidos numericamente. Nos testes operando com geração direta de vapor foi possível analisar o Fresnel operando em conjunto com um separador de vapor. Nestes testes o Fresnel é alimentado com água líquida à temperatura próxima a de saturação na pressão correspondente. Em um teste com vazão volumétrica de 0,21 l/s, o que corresponde a uma velocidade mássica de 445 kg/m²s, foi possível gerar 86 kg de vapor saturado a 170°C de forma contínua e controlada. Para determinar a queda de pressão no escoamento bifásico a correlação de Friedel foi utilizada e apresentou boa concordância com os dados experimentais.
Palavras-chave: energia solar concentrada; concentrador Fresnel linear; geração direta de vapor, análise experimental.
ABSTRACT
Concentrated solar power technology presents itself as a promising option for the conversion of solar energy into thermal energy for industrial processes or electricity generation. Linear Fresnel concentrators are an interesting option for the generation of saturated steam at temperatures up to 200 ° C in small and medium-sized systems due mainly to their simplicity and lower costs when compared to other solar concentration systems, specially to the parabolic troughs. In this work the development, construction and analysis of a linear Fresnel concentrator with 60 m² operating with direct generation of saturated steam, capable of operating at temperatures of up to 180 ° C is presented. The absorber used is a multi-tube trapezoidal cavity type, containing six 25.4 mm outer diameter and 12 m long tubes. The fluid flows in series through the tubes, entering the peripheral tubes and going to the central tubes. Through ray-tracing analysis and variation of parameters, the Fresnel's ideal geometry was determined. The tracking system, with a single actuator for all mirror lines, was developed and analyzed to identify and quantify its sources of uncertainties. The maximum uncertainty of 0.1 ° in the determination of the transverse incidence angle was adequate for the correct positioning of the mirrors. Tests of thermal losses without concentrated radiation were performed with and without the glass window in the absorber, with temperature differences between the fluid and the environment up to 100°C. A large increase in thermal losses was observed with wind speed in the case without the glass. For the temperature difference of 40°C a reduction of 60% in thermal losses is possible with the use of the glass window. An analytical study showed that the use of the temperature of the fluid, instead of the external wall temperature of the tubes, does not introduces significant errors in the determination of the thermal losses in the temperature range analyzed. The thermal losses in real operation conditions, with incidence of concentrated radiation in the absorber, presented the same results of the case without concentrated radiation. In the performance tests the peak optical efficiency was determined experimentally ranging from 0.62 to 0.53 with the absorber operating with and without the glass and with clean mirrors. With dirty mirrors, the efficiency drops by up to 10% in each case. The
incidence angle modifiers were determined with a maximum and mean difference of 11% and 3% with respect to those obtained numerically. In the tests operating with direct steam generation it was possible to analyze the Fresnel operating in conjunction with the steam separator. In these tests the Fresnel is fed with liquid water at the temperature close to saturation at the corresponding pressure. In a test with volumetric flow rate of 0.21 l / s, corresponding to a mass velocity of 445 kg / m², it was possible to generate 86 kg of saturated steam at 170 ° C continuously and controlled. To determine the pressure drop in the two phase flow the Friedel correlation was used and showed good agreement with the experimental data.
Keywords: Concentrated Solar Power, Linear Fresnel Concentrator, Direct Steam generation, Experimental Analysis.
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1- Concentradores Solares Lineares. ... 42
Figura 2.2 – Concentrador cilindro parabólico. ... 43
Figura 2.3 – Campo solar com óleo térmico, sem armazenamento de energia. ... 44
Figura 2.4 – Lentes de Fresnel (b) com o comportamento óptico aproximado de lentes convexas (a) e espelhos de Fresnel (d) com o comportamento óptico aproximado de espelhos côncavos. ... 45
Figura 2.5 – Concentrador Fresnel linear de Giovanni Francia. ... 45
Figura 2.6 – Puerto Errado 2. Usina heliotérmica do tipo Fresnel linear. ... 46
Figura 2.7 - Concentradores Solares Pontuais. ... 47
Figura 2.8 – Disco parabólico com motor Stirling. ... 48
Figura 2.9 – Gemasolar. Usina heliotérmica do tipo torre central. ... 49
Figura 2.10 – Ciclo com óleo térmico e armazenamento de energia indireto ... 50
Figura 2.11 – Ciclo combinado híbrido. ... 51
Figura 2.12 – Coletores de placa plana instalados em uma cervejaria... 53
Figura 2.13- Concentrador cilindro parabólico de pequenas dimensões para calor para processos industriais. ... 54
Figura 2.14 – Esquema de operação com geração direta de vapor. ... 55
Figura 2.15 - Modos de operação em DSG. ... 57
Figura 2.16 – Posições extremas do coletor quando existe fluxo estratificado. ... 58
Figura 2.17 – Gradiente de temperatura no tubo com escoamento estratificado. ... 59
Figura 2.18 – Mapa de padrões de escoamento bifásico. ... 59
Figura 2.19 – Escoamento anular. ... 60
Figura 2.20 – Concentrador Fresnel Linear. ... 61
Figura 2.22 – Modificadores pelos ângulos de incidência (IAM) transversal e
longitudinal. ... 64
Figura 2.23 – Perdas ópticas em concentradores Fresnel lineares ... 64
Figura 2.24 – CLFR ( Compact Linear Fresnel Relfector) ... 65
Figura 2.25 – Tipos de absorvedores utilizados em concentradores Fresnel linear. ... 66
Figura 2.26 – (a): Esquema mostrando os principais componentes. (b): Elemento absorvedor ... 67
Figura 2.27 - Seção transversal do absorvedor mostrando os modos de transferência de calor. ... 69
Figura 2.28 - Comparação entre visualização experimental do escoamento (direita) e simulação por CFD (esquerda) ... 70
Figura 2.29 - Linhas de corrente no interior da cavidade com profundidade de 25 mm (esq.) e 65 mm (dir.), com tubos a 230⁰C. ... 71
Figura 3.1 – Parâmetros geométricos do Fresnel. ... 75
Figura 3.2 - Interface gráfica do SolTrace. ... 76
Figura 3.3 – Fatores de concentração no absorvedor. ... 77
Figura 3.4 - Comparação entre os resultados obtidos no MatLab e SolTrace. ... 78
Figura 3.5 - Eficiência geométrica em função da altura do absorvedor, a partir dos espelhos na posição horizontal. ... 79
Figura 3.6 – Representação dos ângulos de zênite e azimute solar. ... 80
Figura 3.7 – Coordenadas do azimute solar e do azimute do coletor. ... 81
Figura 3.8 – Diagrama solar para Florianópolis. ... 82
Figura 3.9 – Orientação do Fresnel. ... 82
Figura 3.10 – Ângulos de incidência solar no Fresnel. ... 83
Figura 3.11 – Sistema de coordenadas para os ângulos de incidência transversal e longitudinal. ... 84
Figura 3.12 – Diagrama dos ângulos incidentes no Fresnel, θT xθi. ... 85
Figura 3.14 – Influência da incerteza do tempo nas incertezas dos ângulos de zênite e azimute ao longo do dia de solstício de inverno. ... 88
Figura 3.15 – Incertezas combinadas dos ângulos de zênite e azimute solar e do ângulo de incidência transversal no Fresnel para o solstício de inverno. ... 89 Figura 3.16 – Geometria para o posicionamento dos espelhos. ... 91 Figura 3.17 – Erro sistemático máximo entre as linhas de espelho, provenientes do uso de um coeficiente angular médio no posicionamento dos espelhos. ... 94 Figura 3.18 – Desvio da radiação concentrada para diferentes valores do erro de posicionamento do espelho. ... 95 Figura 3.19 – Simulação no SolTrace do desvio da radiação concentrada para diferentes valores do erro de posicionamento do espelho. ... 96 Figura 3.20 – Geometria tridimensional da reflexão nos espelhos. ... 98 Figura 3.21 – Deslocamento no eixo x na interceptação da radiação refletida no absorvedor para as dez linhas de espelhos, em função do ângulo de incidência transversal. ... 100 Figura 3.22 – Posicionamento longitudinal exato do absorvedor, yr, em função
do ângulo θi. ... 101
Figura 3.23 – Geometria simplificada para a determinação do posicionamento do absorvedor ou das perdas de final de linha. ... 102 Figura 3.24 – Diferença entre o posicionamento exato do absorvedor e o obtido utilizando o ângulo de incidência longitudinal θL... 103
Figura 3.25 – Diferença entre o posicionamento exato do absorvedor e o obtido utilizando o ângulo de incidência longitudinal θi com duas distâncias
características: hr e ℎ𝑟. ... 104
Figura 3.26 – Diagrama solar com a região hachurada representando os períodos onde o absorvedor atingiu os limites de movimentação longitudinal para compensar as perdas de fim de linha. ... 105 Figura 3.27 - IAMT obtido no SolTrace. ... 107
Figura 3.29 – Pontos para simulação no SolTrace para determinar o IAM não
fatorado. ... 109
Figura 3.30 – IAM fatorado (IAMT·IAML) x IAM não fatorado. ... 110
Figura 3.31 – Diferença percentual entre o IAM fatorado e o não fatorado. ... 110
Figura 4.1 – Bancada de testes do concentrador solar Fresnel linear do LEPTEN/BOILING. ... 113
Figura 4.2 - Cavaletes e suportes do absorvedor. ... 114
Figura 4.3 – Esquema das Espinhas de peixe utilizadas. ... 116
Figura 4.4 – Modelo da estrutura de fixação dos espelhos montada. ... 116
Figura 4.5 – Protótipos instalados no Fresnel. ... 117
Figura 4.6 – Reflexão da radiação solar pelos espelhos. ... 118
Figura 4.7 – Esquema do mecanismo para movimentação dos espelhos. . 120
Figura 4.8 –Sistema de rastreamento solar. Atuador linear, barra atuadora e braços de alavanca. ... 121
Figura 4.9 – Isolamento térmico de lã de rocha de um módulo absorvedor. ... 123
Figura 4.10 – Modelagem do módulo absorvedor. ... 124
Figura 4.11 – Configuração em série do escoamento nos tubos absorvedores. ... 125
Figura 4.12 – Tubos flexíveis nas conexões entre os tubos absorvedores. 125 Figura 4.13 – Radiação concentrada nos tubos do absorvedor. ... 126
Figura 4.14 – Circuito hidráulico da bancada do Fresnel. ... 127
Figura 4.15 – Casco do pré-aquecedor elétrico. ... 128
Figura 4.16 – Representação do separador de vapor. ... 129
Figura 4.17 – Pontos de medição de temperatura no fluido e na parede dos tubos absorvedores. ... 132
Figura 4.18 – Pontos de medição de temperatura na chapa externa dos módulos do absorvedor. ... 132
Figura 4.19 – Medições de temperatura em uma seção do quarto módulo do absorvedor, nas chapas internas, externas e ar interno. ... 133
Figura 5.1 – Pontos experimentais selecionados para caracterização experimental óptica. ... 140
Figura 5.2 – Dados brutos do teste realizado em 09/04/2018. ... 141 Figura 5.3 – Dados filtrados do teste realizado em 09/04/2018. ... 141 Figura 5.4 – Correlação entre a eficiência obtida experimentalmente e calculada. ... 143 Figura 5.5 – Eficiência óptica (η0). Pontos em preto representando testes com
os espelhos sujos e em vermelho testes com os espelhos limpos. A linha vertical tracejada mostra a data da instalação da janela de vidro no absorvedor, realizada em 15/02/2018. ... 144 Figura 5.6 – Deterioração da camada refletora de prata dos espelhos. ... 146 Figura 5.7 – Evolução da temperatura do fluido ao longo dos tubos absorvedores. ... 147 Figura 5.8 – Perdas térmicas no absorvedor nos testes sem incidência da radiação concentrada. ... 148 Figura 5.9 – Comparação dos resultados de perdas térmicas com os trabalhos de IRILAN (2017) e SOUSA (2018). ... 150 Figura 5.10 – Protótipo do absorvedor com resistências elétricas no interior dos tubos ... 151 Figura 5.11 – Evolução da temperatura do fluido e da parede externa dos tubos absorvedores ao longo dos tubos. Teste do dia 26/02/2018. ... 152 Figura 5.12 – Transferência de calor nos tubos absorvedores nos testes de perdas térmicas sem radiação concentrada. 1: fluido, 2: parede interna, 3: parede externa. ... 153 Figura 5.13 – Teste para determinação das perdas térmicas em condições reais de operação. ... 156 Figura 5.14 – Perdas térmicas nos testes com incidência de radiação concentrada no absorvedor- comparação com os testes sem radiação. ... 157 Figura 5.15 – Curva de eficiência térmica do Fresnel com o absorvedor operando com a janela de vidro. ... 158
Figura 5.16 - Curva de eficiência térmica do Fresnel com o absorvedor operando sem a janela de vidro. ... 159 Figura 5.17 – Comparação entre a eficiência térmica do Fresnel com as duas configurações de operação do absorvedor: com e sem a janela de vidro. ... 160 Figura 5.18 – Teste do dia 06/11/2018, em regime transiente, para avaliação do coeficiente de capacidade térmica. ... 161 Figura 5.19 – Influência da capacidade térmica na média e desvio padrão entre a diferença da temperatura na saída do absorvedor calculada e medida. ... 162 Figura 5.20 – Temperatura medida e calculada ao longo do teste do dia 6/11/2018. ... 163 Figura 5.21 – Correlação entre a temperatura, na saída do absorvedor, medida e calculada com C= 0 e C=110000 J/°C. ... 164 Figura 5.22 – Comparação entre os valores absolutos para o calor absorvido pelos tubos absorvedores e o termo de capacidade térmica. ... 165 Figura 5.23 – Comparação entre a queda de pressão obtida experimentalmente e a calculada. ... 166 Figura 5.24 – Teste com geração direta de vapor do dia 26/04/2018. ... 168 Figura 5.25 – Temperatura de saturação da água em função da pressão absoluta. ... 170 Figura 5.26 – Distribuição da fração da radiação concentrada em cada tubo absorvedor em função do ângulo de incidência solar transversal. Adaptado de: (DE SÁ, 2018). ... 171 Figura 5.27 - Evolução da temperatura e pressão do fluido ao longo dos tubos absorvedores obtidas por medições e pela simulação. Teste do dia 26/04/2018. .. 172 Figura 5.28 - Título na saída e massa de vapor gerada ao longo do teste do dia 26/04/2018. ... 174 Figura 6.1 – Seção transversal do absorvedor com a numeração de cada componente relevante ao balanço de energia... 178 Figura 6.2 – Circuito térmico com as taxas de transferência de calor envolvidas no absorvedor operando com o vidro. ... 180
Figura 6.3 – Correlação entre a temperatura do fluido, T1, e a temperatura da chapa superior, T5, obtida experimentalmente nos testes de perdas térmicas com e sem o vidro do absorvedor. ... 187 Figura 6.4 – Circuito térmico das taxas de transferência de calor envolvidas no absorvedor operando sem o vidro ... 187 Figura 6.5 – Comparação dos resultados obtidos no modelo de transferência de calor com os testes de perdas térmicas sem incidência de radiação concentrada no absorvedor operando sem o vidro. ... 188 Figura 6.6 – Perdas térmicas em função da diferença de temperatura com o ambiente: experimental e modelada. ... 189
Figura 6.7 – Influência da velocidade do vento na diferença entre os resultados obtidos experimentalmente e pelo modelo. ... 190 Figura 6.8 – Influência da velocidade do vento nas perdas térmicas obtidas com o modelo. ... 191 Figura 6.9 – Influência da radiação solar global sobre a diferença entre os resultados obtidos experimentalmente e calculados. ... 191 Figura 6.10 – Comparação entre as perdas térmicas utilizando a chapa interna de alumínio de 2 mm e chapa de inox de 1 mm. ... 192 Figura 6.11 – Valores totais das taxas de transferência de calor em um teste de perdas térmicas, sem incidência de radiação concentrada, na seguintes condições: T1=150˚C, 𝑣1=0,22 l/s, T11=25˚C e V11=3 m/s. ... 193 Figura 6.12 – Valores totais das taxas de transferência de calor em um teste de desempenho, com incidência de radiação concentrada, na seguintes condições: T1=150˚C, 𝑣1=0,22 l/s, T11=25˚C e V11=3 m/s, DNI=1000 W/m². ... 194 Figura 6.13 - Perdas térmicas em função da diferença de temperatura do fluido e do ambiente, experimental e modelada considerando o interior da cavidade com difusão pura no ar, convecção forçada com velocidade igual à do vento externo, e, utilizando os multiplicadores para suprimir a velocidade do vento na cavidade de X3=0,2 e X6=0,5. ... 195 Figura A.1 – Cavalete. ... 215 Figura A.2 - Suporte do absorvedor... 216
Figura A.3 - Suporte extra do absorvedor. ... 217
Figura A.4 - Fixação dos suportes do absorvedor e dos rolamentos nos cavaletes. ... 218
Figura A.5 – (a) Perfil do trilho de alumínio. (b) rodízio para movimentação longitudinal do absorvedor. ... 218
Figura A.6 - Fixação dos cavaletes na plataforma metálica. ... 219
Figura A.7 – Espinhas de peixes, perfis “U” e cantoneiras coladas na parte traseira do espelho. ... 220
Figura A.8 – Prensas para colagem dos espelhos. ... 220
Figura A.9 – Disco para ajuste da posição angular inicial dos espelhos, de acordo com coeficiente b da equação de rastreamento. ... 221
Figura A.10 – Detalhes dos componentes do mecanismo para movimentação dos espelhos. ... 221
Figura A.11 - Detalhes dos componentes do mecanismo para movimentação dos espelhos, vista lateral. ... 222
Figura A.12 – Inclinômetros e sensores de fim de curso. ... 223
Figura A.13 – Chapa superior do absorvedor. ... 224
Figura A.14 – Chapa inferior do absorvedor. ... 224
Figura A.15 – Vista frontal de um módulo absorvedor, sem os tubos... 224
Figura A.16 – Conexões dos tubos absorvedores na extremidade do absorvedor. ... 225
Figura A.17 – Detalhe da fixação da janela de vidro no absorvedor, com a vedação de silicone para alta temperatura, em vermelho. ... 225
Figura A.18 – Procedimento de pintura dos tubos absorvedores. ... 226
Figura A.19 – Refletividade hemisférica da tinta Solkote aplicada em aço inoxidável ... 226
Figura A.20 – Procedimento de içamento do absorvedor. ... 227
Figura A.21 – Componentes do circuito hidráulico da bancada. ... 228
Figura A.22 – Separador de vapor... 229
Figura C.23 – Esquema de medições para obter refletividade do espelho e transmissividade do vidro do absorvedor. ... 232
Figura C.24 – Medição da irradiação solar para as diferentes configurações, de acordo com a Figura C.23 ... 233
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 - Parâmetros geométricos obtidos para a o Fresnel. ... 79 Tabela 3.2 – Valores e incertezas para variáveis de entrada do SPA. ... 86 Tabela 3.3 – Máxima incerteza causada por cada variável de entrada individualmente nos ângulos solares de zênite e azimute. ... 87 Tabela 3.4 - Incertezas combinadas máximas para os ângulos de zênite e azimute solar e ângulo de incidência transversal. ... 90 Tabela 3.5 – Posição no eixo x do centro de giro, xrot, para as dez
fileiras de espelhos. ... 92 Tabela 3.6 – Coeficientes angulares e lineares para o rastreamento de cada linha de espelhos. ... 93 Tabela 3.7 – Valores para os IAMT e IAMi. ... 108
Tabela 3.8 – Valores para o IAM não fatorado. ... 111 Tabela 5.1 – Calor específico e massa específica da água para diferentes temperaturas. ... 136 Tabela 5.2 – Parâmetros dos testes apresentados na Figura 5.7. ... 147 Tabela 5.3 – Dimensões, propriedades e resultados da análise de transferência de calor unidimensional. ... 155 Tabela 5.4 – Massas aproximadas e calores específico dos componentes do absorvedor do Fresnel. ... 163 Tabela 5.5 – Parâmetros e medições do teste com geração direta de vapor do dia 26/04/2018. ... 168 Tabela 6.1 – Componente representado por cada número de acordo com a Figura 6.1. ... 179 Tabela 6.2 – Condutividade térmica e emissividade dos componentes do absorvedor. Fontes: coeficientes de condutividade térmica: (MATWEB, 2019); emissividades: (SOLEC, 2019). ... 180 Tabela A.1 - Emissividade e absortividade da tinta Solkote aplicadas em aço inoxidável para diferentes camadas e espessura de tinta aplicada. ... 227
Tabela C.2 – Valores médios e condições de teste das medições para determinar a refletividade dos espelhos e transmissividade do vidro do absorvedor. ... 234 Tabela C.3 – Refletividade dos espelhos e transmissividade do vidro do absorvedor. ... 235
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABCM – Associação Brasileira de Engenharia e Ciências Mecânicas ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
BSRN – Baseline Surface Radiation Network
CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior CBENS – Congresso Brasileiro de Energia Solar
CCP – Concentrador Cilindro Parabólico CFD – Computional Fluid Dynamics CFL – Concentrador Fresnel Linear
CIES – Congreso Iberoamericano de Energía Solar CLFR – Compact Linear Fresnel Reflector
CNPq – Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico COBEM – International Congress of Mechanical Engineering
CSP – Concentrating Solar Power
DLR - Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (Centro Aeroespacial Alemão) DNI – Radiação Direta Normal (Direct Normal Irradiance)
DOE – Departament of Energy DSG – Direct Steam Generation EES – Engineering Equation Solver
EPE – Empresa de Pesquisas Energéticas GPS – Global Position System
HTF – Heat Transfer Fluid
IAM – Incidence Angle Modifier (Modificador pelo ângulo de Incidência) INMET – Instituto Nacional de Meteorologia
IPH – Industrial Process Heat
ISES – International Solar Energy Society
LEPTEN – Laboratórios de Engenharia de Processos de Conversão e Tecnologia de Energia
LFC – Linear Fresnel Concentrator LFR – Linear Fresnel Reflector
MDF – Medium Density Fiberboard
NREL – National Renewable Energy Laboratories P&D – Pesquisa & Desenvolvimento
PCM – Phase Change Material
PID – Proporcional, Integral e Derivativo (tipo de controlador) PTC – Parabolic Trough Concentrator
PWM – Pulse Width Modulation (Modulação por largura de pulso) SBPC – Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência
SEGS – Solar Electricity Generation System
SolarPACES – Solar Power and Chemical Energy systems SOLEC – Solar Energy Corporation
SPA – Solar Position Algorithm SWC – Solar Wolrd Congress
UFSC – Universidade Federal de Santa Catarina UTC – Coordinated Universal Time
LISTA DE SÍMBOLOS Letras maiúsculas
A - altitude [m]; área [m²]
Acol - área de espelhos do coletor [m²]
C - capacidade térmica [J/°C]
DNI - Irradiação direta normal (Direct Normal Irradiance) [W/m²]
F - fator multiplicador da queda de pressão obtida da correlação de Friedel; Fator de forma
Fr - número de Froude
𝐺̇ - velocidade mássica [kg/m²s]
IAM - modificador pelo ângulo de incidência
IAML - modificador pelo ângulo de incidência longitudinal
IAMT - modificador pelo ângulo de incidência transversal
inc – ângulo medido pelos inclinômetros [°] Lat - latitude [°]
Lcol – comprimento do Fresnel [m]
Long - longitude [°]
Ltot - comprimento total dos tubos absorvedores [m]
Nalto - nível alto do separador de vapor
Nbaixo - nível baixo do separador de vapor
Nmédio - nível médio do separador de vapor
Nu - número de Nusselt
Patm - Pressão atmosférica média anual [mbar]
Pr1 - número Prandtl do fluido térmico baseado em sua temperatura
Pr2 - número Prandtl do fluido térmico baseado a temperatura da parede interna dos
tubos absorvedores
𝑄̅ - taxa de irradiação incidente no absorvedor
𝑄̅0° - taxa de irradiação incidente no absorvedor com os ângulos de incidência transversal e longitudinal iguais a zero
𝑄̇12𝑐𝑜𝑛𝑣 - taxa de transferência de calor por convecção no interios dos tubos absorvedores [W]
𝑄̇23𝑐𝑜𝑛𝑑 - taxa de transferência de calor por condução através da parede dos tubos absorvedores [W]
𝑄̇𝑎𝑏𝑠 - taxa de irradiação incidente no absorvedor [W]
𝑄̇𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 - taxa de calor absorvido pelo fluido [W]
𝑄̇𝑝𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠 - taxa de calor perdido do absorvedor para o ambiente [W]
Re1 - número de Reynolds do escoamento no interior dos tubos absorvedores
T1 - Temperatura do fluido térmico [°C]
T2 - Temperatura da parede interna dos tubos absorvedores [°C]
Tamb - temperatura da parede externa dos tubos absorvedores [°C]
Tamb - temperatura do ambiente [°C]
Tatm - Temperatura atmosférica média anual [°C]
Tentrada - temperatura do fluido na entrada do absorvedor [°C]
𝑇̅𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 - temperatura média do fluido, entre a entrada e a saída no absorvedor [°C] Tsaída - temperatura do fluido na saída do absorvedor [°C]
UA - coeficiente global de transferência de calor [W/°C] V - velocidade [m/s]
We - número de Weber
Letras minúsculas
a - coeficiente angular para posicionamento dos espelhos; coeficiente da equação de perdas térmicas
b - coeficiente da equação de perdas térmicas; coeficiente linear para posicionamento dos espelhos [°]
cm - raio de curvatura dos espelhos [m]
cp - calor específico [J/kgK]
d2 - diâmetro interno dos tubos absorvedores [mm]
d3 - diâmetro externo dos tubos absorvedores [mm]
dL6 - comprimento dos elementos discretizados na chapa 6 [m]
dL7 - comprimento dos elementos discretizados na chapa 7 [m]
f - distância focal dos espelhos [m] f - fator de atrito de Darcy-Weisbach
h12 - coeficiente de transferência de calor por convecção no interior dos tubos
absorvedores [W/m²K] hr - altura do absorvedor [m]
ℎ̅𝑟 - distância média efetiva entre as linhas de espelhos e o absorvedor [m] k - parâmetro da equação paramétrica da reta
k1 - condutividade do fluido térmico [W/mK]
k23 - condutividade térmica da parede dos tubos absorvedores [W/mk]
kinox - condutividade térmica do aço inoxidável [W/mK]
kal - condutividade térmica do alumínio [W/mK]
kiso - condutividade térmica do isolamento térmico do absorvedor [W/mK]
kvidro - condutividade térmica do vidro[W/mK]
l – comprimento [m] 𝑚 ̇- vazão mássica [kg/s]
n6 - número de elementos discretizados na chapa 6 do absorvedor
n7 - número de elementos discretizados na chapa 7 do absorvedor
n - quantidade de fileiras de espelhos [-] 𝑛̂𝑒 - vetor normal à superfície do espelho nx - componente x do vetor 𝑛̂
ny - componente y do vetor 𝑛̂
nz - componente z do vetor 𝑛̂
𝑟̂ - vetor refletido
r - raio de giro dos espelhos [m]
𝑟̂𝑇 - componente do vetor refletido, 𝑟̂, no plano transversal
rx - componente x do vetor 𝑟̂
ry - componente y do vetor 𝑟̂
rz - componente z do vetor 𝑟̂
𝑠̂ - vetor solar
𝑠̂𝐿 - componente do vetor solar, 𝑠̂, no plano longitudinal
𝑠̂𝑇 - componente do vetor solar, 𝑠̂, no plano transversal
sm - espaçamento entre as linhas de espelhos [m]
sy - componente y do vetor 𝑠̂
sz - componente z do vetor 𝑠̂
t - hora local [hh:mm:ss]
tal - espessura da chapa de alumínio do absorvedor [m]
𝑣̇ - vazão volumétrica [l/s]
wcol - Largura do coletor Fresnel [m]
wm - largura dos espelhos [m]
wr - largura do absorvedor [m]
x - título do fluido térmico
xe - coordenada x da superfície dos espelhos [m]
xr - coordenada x da interceptação da radiação refletida com a superfície absorvedora
[m]
xrot - coordenada x do centro de giro dos espelhos [m]
ye - coordenada y da superfície dos espelhos [m]
yr - coordenada y da interceptação da radiação refletida com a superfície absorvedora
utilizando a solução exata para o posicionamento do absorvedor. [m]
yr,θi - coordenada y da interceptação da radiação refletida com a superfície
absorvedora utilizando o ângulo longitudinal θi como variável [m]
𝑦𝑟,𝜃𝑖,ℎ̅𝑟- coordenada y da interceptação da radiação refletida com a superfície
absorvedora utilizando o ângulo longitudinal θi como variável e a distância
característica ℎ̅𝑟 [m]
yr,θL - coordenada y da interceptação da radiação refletida com a superfície
absorvedora utilizando o ângulo longitudinal θL como variável [m]
zabs - coordenada z da superfície absorvedora
ze - coordenada z da superfície dos espelhos [m]
zr - coordenada z da interceptação da radiação refletida com a superfície absorvedora
[m]
Letras gregas maiúsculas
ΔP - diferença da pressão do fluido térmico entre a entrada e saída do absorvedor [bar]
Δt - intervalo de tempo [s]
ΔTamb - diferença da temperatura média do fluido e do ambiente
ΔTfluido - diferença de temperatura do fluido entre a entrada e saída
Letras gregas minúsculas
αt - absortividade dos tubos absorvedores
φ - fator de interceptação
ε - rugosidade [mm]; emissividade [-] γ - ângulo de azimute [°]
γcol - ângulo de azimute do coletor [°]
γs - ângulo de azimute solar [°]
do absorvedor [°C] η - eficiência total
η0 - eficiência óptica de pico
ηopt - eficiência óptica
θe - ângulo entre a normal do espelho e o zênite [°]
θi - ângulo de incidência solar longitudinal, ou longitudinal alternativo [°]
θL - ângulo de incidência solar longitudinal [°]
𝜃𝑟̂ - ângulo entre o vetor refletido, 𝑟̂,e o zênite [°] 𝜃𝑟̂𝑡 - ângulo refletido transversal [°]
𝜃𝑠̂ - ângulo entre o vetor solar, 𝑠̂,e o zênite [°]
θT - ângulo de incidência solar transversal [°]
θZ - ângulo de zênite solar [°]
μl- viscosidade dinâmica do líquido [Pa·s]
μv - viscosidade dinâmica do vapor [Pa·s]
ρ - densidade [kg/m³]
ρe – refletividade dos espelhos
σ - tensão superficial [N/m]; constante de Stéfan-Boltzmann (5,67 x 10-8) [W/m²K4]
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 35 1.1 MOTIVAÇÃO ... 35 1.2 OBJETIVOS ... 37 1.3 ESTRUTURA DA TESE ... 39 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA E ESTADO DA ARTE ... 41 2.1 ENERGIA HELIOTÉRMICA ... 41 2.2 CALOR PARA PROCESSOS INDUSTRIAIS ... 52 2.3 GERAÇÃO DIRETA DE VAPOR ... 54 2.4 CONCENTRADOR SOLAR FRESNEL LINEAR ... 61 2.4.1 Perdas térmicas em absorvedores trapezoidais multitubos para CFL .. 68 2.5 SÍNTESE DO CAPÍTULO 2 ... 72
3 CARACTERIZAÇÃO NUMÉRICA ÓPTICO-GEOMÉTRICA DO FRESNEL 74
3.1 DEFINIÇÃO DA GEOMETRIA DO FRESNEL ... 74 3.2 ÂNGULOS DE INCIDÊNCIA SOLAR ... 80 3.3 POSIÇÃO DO SOL ... 86 3.3.1 Análise de sensibilidade e incerteza na posição do sol ... 87 3.4 GEOMETRIA E EQUAÇÕES PARA O RASTREAMENTO SOLAR ... 90 3.5 ANÁLISE TRIDIMENSIONAL ÓPTICO-GEOMÉTRICA ... 97 3.6 POSICIONAMENTO LONGITUDINAL DO ABSORVEDOR ... 101 3.7 MODIFICADORES PELOS ÂNGULOS DE INCIDÊNCIA ... 105 3.8 SÍNTESE DO CAPÍTULO 3 ... 111 4 BANCADA EXPERIMENTAL... 113 4.1 ESTRUTURA ... 113
4.2 CAMPO DE ESPELHOS ... 115 4.3 SISTEMA DE RASTREAMENTO SOLAR ... 119 4.4 ABSORVEDOR ... 122 4.5 CIRCUITO HIDRÁULICO E OUTROS COMPONENTES ... 127 4.6 INSTRUMENTAÇÃO ... 130 5 RESULTADOS EXPERIMENTAIS ... 134 5.1 DEFINIÇÕES E EQUACIONAMENTO ... 134 5.1.1 Incertezas experimentais ... 137 5.2 DETERMINAÇÃO DA EFICIÊNCIA ÓPTICA E VALIDAÇÃO EXPERIMENTAL DOS MODIFICADORES PELOS ÂNGULOS DE INCIDÊNCIA ... 139 5.3 TESTES DE PERDAS TÉRMICAS... 146 5.3.1 Perdas térmicas em testes sem incidência de radiação concentrada . 146 5.3.1.1 Considerações sobre as temperaturas de parede ... 152 5.3.2 Perdas térmicas em condições reais de operação: com incidência de radiação concentrada ... 155 5.4 CURVAS DE RENDIMENTO TÉRMICO ... 157 5.5 ANÁLISE DE TRASNSIENTES E DETERMINAÇÃO DO COEFICIENTE DE CAPACIDADE TÉRMICA ... 160 5.6 QUEDA DE PRESSÃO COM ESCOAMENTO MONOFÁSICO ... 165 5.7 TESTES COM GERAÇÃO DIRETA DE VAPOR ... 167 5.7.1 Queda de pressão em escoamento bifásico ... 168 5.7.2 Distribuição não uniforme da radiação concentrada nos tubos absorvedores ... 170 5.7.3 Simulação do processo de geração direta de vapor ... 171 5.8 SÍNTESE DO CAPÍTULO 5 ... 174 6 ANÁLISE DA TRANSFERÊNCIA DE CALOR NO ABSORVEDOR ... 178
6.1 MODELO DE TRANSFERÊNCIA DE CALOR NO ABSORVEDOR ... 178 6.2 COMPARAÇÃO COM RESULTADOS EXPERIMENTAIS ... 187 6.2.1 Absorvedor com vidro ... 188 6.2.2 Absorvedor sem vidro ... 194 6.3 SÍNTESE DO CAPÍTULO 6 ... 195 7 CONCLUSÕES ... 197 7.1 CONCLUSÕES ESPECÍFICAS ... 197 7.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 201 7.2.1 Considerações sobre o projeto da bancada e sugestões de alterações
202
REFERÊNCIAS ... 205 APÊNDICE A – DETALHES E DESENHOS TÉCNICOS DOS PRINCIPAIS COMPONENTES ... 215 A.1 - ESTRUTURA ... 215 A.2 - CAMPO DE ESPELHOS ... 219 A.3 - SISTEMA DE RASTREAMENTO SOLAR ... 220 A.4 – ABSORVEDOR ... 223 A.5 - CIRCUITO HIDRÁULICO E OUTROS COMPONENTES ... 228 APÊNDICE B – PRODUÇÃO BIBLIOGRÁFICA E TRABALHOS APRESENTADOS EM CONGRESSOS ... 230 APÊNDICE C – AVALIAÇÃO EXPERIMENTAL DAS PROPRIEDADES ÓPTICAS ... 232 APÊNDICE D – SIMULAÇÃO DO ESCOAMENTO BIFÁSICO NO EES. ... 236 APÊNDICE E ... 239 E.1 MODELO DE TRANSFERÊNCIA DE CALOR PARA O ABSORVEDOR COM O VIDRO 239
E.2 MODELO DE TRANSFERÊNCIA DE CALOR PARA O ABSORVEDOR SEM O VIDRO 244
1 INTRODUÇÃO
A presente tese de doutorado trata de uma análise experimental de um sistema solar com concentrador Fresnel linear, (CFL), operando com água como fluido térmico. Um absorvedor trapezoidal multitubos é utilizado para analisar a geração direta de vapor, tecnologia conhecida pela sigla DSG (Direct Steam Generation).
O concentrador do tipo Fresnel linear foi escolhido, pois este apresenta algumas vantagens, sendo as principais com relação à maior simplicidade do projeto e menores custos envolvidos quando comparado com concentradores cilindro parabólicos (CCP). Apesar do concentrador tipo Fresnel linear apresentar eficiência mais baixa e tratar-se de uma tecnologia nova com poucas plantas geradoras de eletricidade, em escala comercial, considera-se que sua utilização aumentará, bastante, nos próximos anos.
Este capítulo apresenta a motivação e os objetivos que se deseja atingir nesta tese de doutorado.
1.1 MOTIVAÇÃO
Este trabalho insere-se no contexto de energias renováveis, tema atual e recorrente na sociedade. A busca por fontes energéticas não poluentes ou que causem pouco impacto ambiental, que sejam economicamente viáveis e com importância estratégica são questões fundamentais para o desenvolvimento sustentável. A questão estratégica refere-se à importância da diversificação da matriz energética para obter-se menor dependência de combustíveis fósseis, cujos preços estão sujeitos à variação e dependem do cenário geopolítico global atual.
A energia solar vem sendo sistematicamente utilizada pelo homem ao longo de sua história, como fonte natural de iluminação, aquecimento e indiretamente como alimentação, através do processo da fotossíntese. A conversão da energia solar para energia elétrica é relativamente recente. A energia solar incidente na terra é abundante, suprindo toda a necessidade do homem, com folga. A grande questão é
fazer a captação e transformação dessa energia de maneira economicamente viável e sustentável (DUFFIE; BECKMAN, 2006).
Existem dois tipos principais de conversão da energia solar em energia elétrica: a fotovoltaica e a heliotérmica. A fotovoltaica converte diretamente a radiação solar em energia elétrica, em painéis de materiais semicondutores. A concentração heliotérmica, por sua vez, concentra a radiação direta em absorvedores em linha ou pontuais no interior dos quais se aquece um fluido, podendo ser um tipo de óleo que, ao sair do campo de espelhos, permite gerar vapor ou, diretamente, água que ao percorrer os tubos absorvedores segue para a turbina que integra um ciclo termodinâmico de potência.
No mundo, essas duas fontes solares combinadas representaram 1% da geração elétrica em 2014. Desse total 98% é energia solar fotovoltaica. Apesar de pequenas quando comparadas com as fontes tradicionais as perspectivas para a geração elétrica por fonte solar são boas. Entre 2004 e 2014 o crescimento na geração fotovoltaica foi de 47% ao ano. Ainda, em 2014, de todo o investimento global em renováveis, 55% foi investido em energia solar fotovoltaica (REN-21, 2015). Em 2013 a energia heliotérmica movimentou um total de 1,3 bilhão de dólares. Para 2020 a previsão é que chegue a 53 bilhões, (ENERGIA HELIOTÉRMICA, 2016).
A energia gerada a partir de concentradores heliotérmicos foi se desenvolvendo paralelamente à fotovoltaica. Entretanto, essa não apresentou as mesmas reduções de custos observadas pela outra, permanecendo como uma das fontes renováveis mais caras atualmente, (REN-21, 2015). O país com maior capacidade heliotérmica instalada é a Espanha, seguida dos Estados Unidos. Por muitos anos esses dois países foram os únicos a investir na tecnologia. Recentemente, a África do Sul, China, Marrocos, países do Oriente Médio, e outros vêm investindo sistematicamente nesta tecnologia, (TOLMASQUIM, 2016).
O histórico brasileiro relacionado à energia heliotérmica é pouco expressivo. Apenas recentemente o tema ganhou a atenção dos agentes nacionais e passou a ser autorizado a participar de leilões de energia em 2013. Ainda assim, até o momento nenhuma usina heliotérmica está instalada no país, (TOLMASQUIM, 2016).
Em 2015, a ANEEL lançou a Chamada de Projeto Estratégico de P&D 19/2015 “Desenvolvimento de tecnologia nacional de geração heliotérmica de energia elétrica”. Mais de setenta empresas nacionais se mostraram interessadas em desenvolver projetos na área.
As agências de fomento à pesquisa, como o CNPq, por exemplo, já abriram chamadas específicas para investigações acadêmicas sobre o tema. Este projeto em questão foi financiado pelo CNPq (Processo Nº. 406357/2013-7).
O Brasil, devido à sua localização geográfica, possui o recurso solar necessário para a geração heliotérmica, (CORDEIRO, 1997). Além disso, o país possui área disponível para essas plantas solares e uma crescente demanda por energia elétrica. Um atrativo para a tecnologia heliotérmica no país é a possibilidade de hibridização com plantas de biomassa, mais especificamente usinas do setor sucroalcooleiro (BURIN et al., 2015).
Para a inserção de fato da tecnologia no país, esta precisa principalmente apresentar uma redução nos custos, mas também deve-se desenvolver mão de obra especializada no país, estabelecer uma regulamentação para contratação dessa energia que seja favorável, desenvolver alguns setores específicos da indústria nacional e promover acesso a financiamentos específicos, (PEREIRA, 2014).
1.2 OBJETIVOS
Os objetivos desta tese são os seguintes:
• Analisar, experimentalmente, um concentrador Fresnel Linear com absorvedor trapezoidal multitubos, operando com geração direta de vapor a temperatura de até 170°C.
• Obter as curvas características de desempenho óptico e térmico do Fresnel através de modelos numéricos e validar com os resultados experimentais.
As principais atividades que foram desenvolvidas, necessárias para o atingimento dos objetivos são:
• Fazer um levantamento dos trabalhos publicados nos principais periódicos sobre concentradores Fresnel lineares, absorvedores trapezoidais e o processo de geração direta de vapor.
• Efetuar uma análise de sensibilidade, por variação de parâmetros, para definir a geometria do Fresnel mais adequada às condições do projeto.
• Desenvolver um sistema de rastreamento solar e avaliar as incertezas envolvidas, desde a obtenção dos ângulos solares, o posicionamento dos espelhos e na incidência da radiação concentrada no absorvedor. • Determinar numericamente os modificadores pelos ângulos de
incidência através de simulações do tipo ray-tracing.
• Comparar o posicionamento longitudinal do absorvedor obtido pela solução tridimensional exata da reflexão nos espelhos com a obtida pelos ângulos de incidência fatorados no Fresnel.
• Desenvolver, e validar experimentalmente, um modelo analítico de transferência de calor no absorvedor.
• Avaliar o uso da temperatura do fluido como referência para determinar as perdas térmicas, ao invés da temperatura externa da parede dos tubos absorvedores.
• Projetar os componentes e desenvolver um procedimento para montagem dos espelhos na estrutura que provê sua curvatura. • Projetar um separador de vapor e sistema de controle para atender as
demandas do Fresnel.
A principal contribuição deste trabalho de doutorado é a análise experimental de um absorvedor multitubos operando com geração direta de vapor. Diversos estudos teóricos já foram realizados assim como experimentos pequenos sobre
perdas térmicas. Testes em condições reais de operação com geração direta de vapor poderão mostrar a viabilidade desta tecnologia com maiores evidências.
1.3 ESTRUTURA DA TESE
Esta tese está dividida em sete capítulos e apêndices complementares. Neste primeiro capítulo a motivação deste trabalho foi apresentada assim como os objetivos que se pretende atingir.
No segundo capítulo, uma revisão bibliográfica sobre energia heliotérmica é apresentada onde as quatro tecnologias principais de concentração solar e seus usos são descritos. As pesquisas mais relevantes sobre o processo de geração direta de vapor são abordadas. Especial atenção é dedicada aos coletores solares concentradores do tipo Fresnel linear, onde as características ópticas do Fresnel são levantadas assim como os aspectos térmicos, referentes aos modos de transferência de calor em absorvedores trapezoidais multitubos.
O capítulo três trata dos estudos numéricos realizados, onde a metodologia utilizada e os resultados obtidos são apresentados. As etapas de concepção geométrica, caracterização óptica e definição do sistema de rastreamento são descritas neste capítulo.
O quarto capítulo apresenta os principais componentes que compõem a bancada experimental do Fresnel.
A metodologia e os resultados experimentais obtidos são descritos no quinto capítulo. Os testes de perdas térmicas com e sem a incidência de radiação concentrada, testes para caracterização óptica, testes com escoamento monofásico e os testes com geração direta de vapor, com escoamento multifásico nos tubos absorvedores, são descritos com os resultados apresentados e discutidos.
O sexto capítulo apresenta o modelo analítico dos modos de transferência de calor no absorvedor e a posterior comparação com os resultados experimentais.
Finalmente o sétimo capítulo fecha esta tese de doutorado com as conclusões principais além de serem feitas recomendações para trabalhos futuros.
A lista de referências bibliográficas e os apêndices contendo detalhes e desenhos técnicos dos componentes, produção bibliográfica, métodos e resultados complementares e o códigos de programação dos modelos utilizados são dispostos ao final da tese.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA E ESTADO DA ARTE
Neste capítulo é realizada uma introdução geral à energia heliotérmica apresentando as tecnologias principais de coletores e os ciclos termodinâmicos utilizados nas usinas heliotérmicas. O processo conhecido como geração direta de vapor é apresentado com os principais trabalhos de investigação científica descritos. Um aprofundamento nos coletores do tipo Fresnel linear e as peculiaridades da tecnologia são discutidos na terceira seção com ênfase em concentradores Fresnel com absorvedores multitubos de cavidade trapezoidal.
2.1 ENERGIA HELIOTÉRMICA
A energia heliotérmica, também chamada de energia solar térmica, ou energia solar concentrada e conhecida pela sigla CSP (Concentrating Solar Power), se caracteriza pela utilização de coletores concentradores formados por espelhos que concentram a radiação solar, aumentando o fluxo de energia incidente, em W/m², possibilitando assim o atingimento de temperaturas mais elevadas quando comparado a coletores solares planos. A conversão da energia solar em elétrica é realizada através de ciclos térmicos de potência, como os ciclos de Rankine, Brayton, entre outros. Os concentradores solares concentram a radiação em um elemento absorvedor por onde escoa um fluido de trabalho. Este fluido, após passar pelo campo solar, nos concentradores, é enviado ao bloco de potência.
As principais tecnologias de concentração solar são de quatro tipos: Concentrador Fresnel linear (CFL), concentrador cilindro parabólico (CCP), torre central e disco parabólico. O concentrador Fresnel linear e o cilindro parabólico são concentradores lineares enquanto a torre central e o disco parabólico são concentradores pontuais. Os concentradores Fresnel lineares são também referidos, na literatura internacional especializada, pelas siglas em inglês LFC e LFR, Linear Fresnel Concentrator e Linear Fresnel Reflector, respectivamente, enquanto os concentradores cilindro parabólicos pela sigla PTC, Parabolic Trough Concentrator.
Os concentradores lineares apresentados na Figura 2.1 concentram a radiação em um absorvedor linear, geralmente um ou mais tubos, por onde escoa o fluido de trabalho. No concentrador cilindro parabólico a radiação solar é refletida por um espelho parabólico para o foco, onde situa-se o elemento absorvedor.
Figura 2.1- Concentradores Solares Lineares.
Fonte: Adaptado de: IEA (2014).
Na Figura 2.2, é mostrado um concentrador cilindro parabólico de pequeno porte. Os concentradores lineares precisam rotacionar os espelhos em seu eixo longitudinal para, continuamente, refletir a radiação solar para o absorvedor, acompanhando o movimento do sol.
Das quatro tecnologias citadas, a do concentrador cilíndrico parabólico é a mais desenvolvida e utilizada até hoje. As primeiras plantas comerciais foram construídas durante a década de 80 e até hoje algumas delas continuam em operação. Estas plantas, conhecidas como SEGS (Solar Electricity Generation System), são um conjunto de nove usinas totalizando uma capacidade instalada de 354 MWel (PATNODE, 2006). As SEGS utilizam óleo como fluido de trabalho no campo solar, e o vapor é gerado em trocadores de calor onde recebem o calor do óleo. Esta tecnologia é conhecida pela sigla HTF (Heat Transfer Fluid). A Figura 2.3
mostra um esquema de uma usina que utiliza óleo como fluido de trabalho. O óleo é aquecido no campo solar à temperatura de até quase 400°C e o vapor é gerado nos trocadores de calor, para então seguir para a turbina, percorrendo um ciclo de Rankine. O emprego de sais fundidos, água, ar, CO2, entre outros, como fluido de
trabalho vem sendo pesquisado por vários grupos de pesquisa, pois permitiria operar com temperaturas mais elevadas. Quando água é utilizada como fluido de trabalho a tecnologia é conhecida como geração direta de vapor, ou Direct Steam Generation (DSG).
Figura 2.2 – Concentrador cilindro parabólico.
Fonte: PIGOZZO (2013).
Os concentradores do tipo Fresnel lineares recebem este nome devido a semelhança com as lentes de Fresnel, desenvolvidas pelo físico francês Augustin-Jean Fresnel para faróis de orientação à embarcações, no século 18.
Figura 2.3 – Campo solar com óleo térmico, sem armazenamento de energia.
Fonte: ENERGIA INTELIGENTE (2019).
A Figura 2.4 ilustra o princípio de funcionamento dos espelhos de Fresnel, comparando com o funcionamento de espelhos côncavos e ilustrando também as lentes de Fresnel comparadas à lentes convexas. No concentrador Fresnel linear é como se o espelho parabólico ideal fosse discretizado em várias linhas de espelhos menores e trazidos para um mesmo plano.
O primeiro protótipo de um concentrador solar Fresnel linear foi construído por Giovanni Francia em 1964 na Itália, mostrado na Figura 2.5. Entretanto, foi apenas nos anos 2000 que a tecnologia Fresnel linear voltou despertar o interesse de empresas. Em 2001 a empresa belga Solarmundo construiu um protótipo com 2500 m² para investigação experimental alegando reduções de custos quando comparado com outras tecnologias de concentração solar, (GUNTER et al., 2011).
A tecnologia de Fresnel linear, apesar ser opticamente menos eficiente do que a de calha parabólica tem chances de se tornar competitiva por causa de seus custos menores, devido à utilização de espelhos quase planos, com pequenas curvaturas, e às vantagens estruturais (MORIN et al., 2012). Um dos maiores problemas desta tecnologia é a perda de eficiência óptica no período inicial e final do dia, quando o ângulo de incidência solar no coletor é maior (MILLS; MORRISON, 2000). Uma
vantagem é que os espelhos por serem menores do que aqueles utilizados nas calhas parabólicas e quase planos ficam sujeitos a menores cargas de vento, podendo ser instalados sobre telhados, principalmente de grandes fábricas, em que haja demanda de calor industrial ou vapor que possam ser supridos por esta tecnologia.
Figura 2.4 – Lentes de Fresnel (b) com o comportamento óptico aproximado de lentes convexas (a) e espelhos de Fresnel (d) com o comportamento óptico aproximado de espelhos côncavos.
Fonte: Adaptado de: GUNTER et al. (2011).
Figura 2.5 – Concentrador Fresnel linear de Giovanni Francia.
Fonte: GUNTER et al. (2011).
A usina Puerto Errado 1 foi a primeira usina com a tecnologia Fresnel linear a gerar eletricidade conectada à rede elétrica comercial, na Espanha. Foi inaugurada em 2009, onde operava com a tecnologia de geração direta de vapor (DSG), ou seja,
a água é o fluido de trabalho no campo solar e o vapor é gerado diretamente nos tubos absorvedores. A potência nominal era de 1,4 MWel, o que representa uma potência
pequena para os parâmetros comerciais, tratando-se, portanto, de uma a usina para demonstração da tecnologia. Atualmente a usina Puerto Errado 1 foi transformada num campo de testes para analisar o uso de sais fundidos diretamente como o fluido de trabalho no absorvedor.
A usina Puerto Errado 2, mostrada na Figura 2.6, foi inaugurada em 2012 para produzir 30 MWel, operando com a tecnologia DSG. A planta produz vapor saturado à
temperatura de 270°C e a 55 bar de pressão (FRENELL GmbH, 2019). Atualmente a maior usina solar com a tecnologia Fresnel em operação, desde 2014, é a de Dhursar, na Índia, com uma potência nominal de 125 MWel. (STELA WORLD, 2019). Pelo fato
de o concentrador Fresnel linear ser o tipo de coletor analisado neste trabalho, nas seções seguintes suas características serão exploradas com maiores detalhes.
Figura 2.6 – Puerto Errado 2. Usina heliotérmica do tipo Fresnel linear.
Nos concentradores pontuais a radiação solar é concentrada em um absorvedor pontual. A Figura 2.7 apresenta um esquema dos coletores de discos parabólicos e de torre central. Nestes coletores os espelhos se movem em dois eixos. Devido ao maior fator de concentração obtido com estes concentradores é possível se atingir maiores temperaturas e por consequência maiores rendimentos no ciclo de potência, quando comparados com os concentradores lineares.
Figura 2.7 - Concentradores Solares Pontuais.
Fonte: Adaptado de: IEA (2014).
A Figura 2.7(a) mostra a tecnologia de disco parabólico. Esta tecnologia não apresenta competitividade econômica na produção de eletricidade, entretanto, está em desenvolvimento e pode competir em nichos específicos do mercado, como por exemplo, para situações que demandem baixas potências em lugares remotos (MÜLLER-STEINHAGEN, 2004). No entanto, nessas condições, os discos parabólicos competem diretamente com painéis fotovoltaicos, com o último apresentando significativas vantagens econômicas e operacionais. Muitos desses sistemas com disco parabólico operam com o ciclo Stirling, atingindo eficiências de
até 42% (MILLS, 2004). Os discos parabólicos são utilizados para o desenvolvimento e testes de materiais para aplicações em outras tecnologia solares e espaciais, entre outras. A Figura 2.8 mostra discos parabólicos com motores Stirling, cada um com 3 kWel.
Figura 2.8 – Disco parabólico com motor Stirling.
Fonte: SBP (2019).
A tecnologia de torre solar, representada pela Figura 2.7(b) é outra forma de concentração pontual, onde o disco parabólico é discretizado em vários espelhos espalhados ao redor da torre. Esses espelhos, denominados de heliostatos, cada um com seu próprio sistema de rastreamento solar em dois eixos, movimentam-se para refletir a radiação solar em um ponto no alto da torre, onde se situa o absorvedor. Os fluidos de trabalho mais utilizados no absorvedor são: água, sais fundidos e ar. Os ciclos de potência utilizados podem ser os de Rankine, Brayton ou ciclos combinados (PAVLOVIĆ et al., 2012). Um dos principais desafios desta tecnologia está no desenvolvimento de absorvedores eficientes a temperaturas elevadas, maiores do que 500°C, e na otimização do layout do campo de heliostatos (COLLADO;
GUALLAR, 2013). Atualmente a tecnologia de torre central está bastante desenvolvida, com maturidade comercial, sendo bastante utilizada em plantas recentes de grande porte. A utilização de ciclos combinados com turbina a gás e torre solar tem sido objeto de pesquisa (OKOROIGWE; MADHLOPA, 2016).
A usina heliotérmica Gemasolar, mostrada na Figura 2.9, do tipo torre central, é um expoente desta tecnologia. Localizada na Espanha, foi inaugurada em 2011. Tem potência nominal elétrica de 17 MWel e possui armazenamento térmico de 15 h.
A usina trabalha com sais fundidos no absorvedor e nos tanques de armazenamento, em um processo conhecido como armazenamento direto de energia, quando o fluido de trabalho no absorvedor é o mesmo do armazenamento. Nos trocadores de calor vapor é gerado a temperaturas superiores a 500°C. Por possuir um grande armazenamento de energia, a planta pode operar continuamente no verão e em tempo parcial no inverno, atingindo um fator de capacidade anual de 70%. O recorde de produção de energia elétrica contínua é de 36 dias (TORRESOL ENERGY, 2019).
Figura 2.9 – Gemasolar. Usina heliotérmica do tipo torre central.
Métodos de armazenamento térmico são utilizados em grandes centrais heliotérmicas, pois permitem à planta trabalhar durante a noite e, também manter a estabilidade durante transientes causados por passagem de nuvens, por exemplo. Este armazenamento aumenta a confiabilidade de se produzir energia elétrica em centrais solares, uma vez que esta fica menos sensível às variações diárias e anuais das condições atmosféricas e de radiação, sendo fundamental para o funcionamento confiável e constante da planta (BARLEV; VIDU; STROEVE, 2011). O excedente de energia pode ser armazenado sob a forma de calor sensível, pelo armazenamento em tanques do próprio fluido de trabalho, em sistemas de sais fundidos ou concreto, como também pode ser armazenado como calor latente em materiais com mudança de fase (PILKINGTON, 2000).
A possibilidade de armazenamento térmico torna a tecnologia CSP atraente, devido à segurança e qualidade que provê à rede elétrica, possibilitando uma previsibilidade da geração solar com capacidade de se tornar complementar à geração fotovoltaica e eólica, por exemplo
A Figura 2.10 mostra o esquema de funcionamento de uma usina com CCP que opera com óleo térmico e possui tanques de armazenamento de energia de sais fundidos. Quando o fluido do campo solar é diferente do fluido para armazenamento térmico de energia o processo é conhecido como armazenamento indireto de energia térmica.
Figura 2.10 – Ciclo com óleo térmico e armazenamento de energia indireto
Usinas solares híbridas fotovoltaicas e heliotérmicas representam um tema bastante atual de pesquisa. Estudos recentes têm mostrado um grande potencial de redução do custo da energia elétrica produzida quando se combinam as vantagens de cada tecnologia, entre elas o baixo custo dos painéis fotovoltaicos e a grande capacidade de armazenamento de energia térmica com a tecnologia heliotérmica. Quando for necessária uma geração constante de eletricidade por períodos superiores a 16 h a hibridização fotovoltaica e térmica será vantajosa (PETROLLESE; COCCO, 2016).
Outra possibilidade para aumentar a confiabilidade na geração de eletricidade é a hibridização com combustíveis fósseis ou biomassa. A geração em períodos sem sol fica garantida com a queima de um combustível convencional, não renovável. A Figura 2.11 apresenta um ciclo combinado proposto para uma usina híbrida. Uma torre solar e uma câmara de combustão alimentam uma turbina a gás num ciclo Brayton acoplado a um ciclo a vapor de Rankine (OKOROIGWE & MADHLOPA, 2016).
Figura 2.11 – Ciclo combinado híbrido.
Fonte: Adaptado de: OKOROIGWE & MADHLOPA (2016).
A eficiência de concentradores solares depende diretamente da refletividade dos espelhos utilizados. A refletividade é alterada pelo acúmulo de sujeira nos espelhos. Os sistemas fotovoltaicos também são afetados pela deposição de sujeira e muitos estudos já foram realizados para estimar e reverter esta perda de eficiência. Entretanto os resultados obtidos para os sistemas fotovoltaicos não se mostram aplicáveis para os sistemas heliotérmicos (WOLFERTSTETTER, 2013). Nos espelhos a irradiação solar atravessa duas vezes a camada de sujeira, ao incidir na superfície do espelho e ,depois de ser refletida, ao sair do espelho. Foi verificado que chuvas fortes podem limpar a sujeira até certo ponto, mas chuviscos e deposição de orvalho aumentam a sujeira pois carregam consigo os aerossóis da atmosfera e os depositam nos espelhos. Por serem geralmente instaladas em regiões áridas os sensores de medição de irradiação solar são bastante afetados por deposição de sujeira e devem ser limpos com maiores frequências (WOLFERTSTETTER et al., 2013). Estudos para prever o grau de incrustação de sujeira nos espelhos de acordo com parâmetros atmosféricos estão sendo realizados, entretanto maiores quantidades de dados ainda são necessárias para que modelos mais precisos sejam desenvolvidos (CONCEIÇÃO; SILVA; COLLARES-PEREIRA, 2018).
2.2 CALOR PARA PROCESSOS INDUSTRIAIS
Além do uso de concentradores solares para geração elétrica o uso para geração de vapor para processos industriais vem sendo investigado. O uso de energia na forma de calor para processos industriais é conhecida pela sigla IPH (Industrial Process Heat) e pela sigla SIPH (Solar Industrial Process Heat) quando a fonte de energia é solar.
As indústrias de bebidas, laticínios, celulose, têxtil, entre outras apresentam demanda de vapor a temperaturas de até 250°C. Nestes processos puramente térmico, onde a conversão em eletricidade não é necessária, a energia heliotérmica é uma opção bastante eficiente (SHARMA et al., 2017).
Em geral, para aplicações a temperaturas de até 120°C, o uso de coletores avançados de placa plana é recomendado. Se o clima do local da instalação tiver uma
