PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
Vinicius Rugeri Borges Bonini
ANÁLISE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM SISTEMA DE AQUECIMENTO SOLAR DE ÁGUA PARA EVITAR A FORMAÇÃO DE DEPÓSITOS DE PARAFINA EM COLUNAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ONSHORE
Florianópolis 2020
ANÁLISE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM SISTEMA DE AQUECIMENTO SOLAR DE ÁGUA PARA EVITAR A FORMAÇÃO DE DEPÓSITOS DE PARAFINA EM COLUNAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ONSHORE
Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica da Universidade Federal de Santa Catarina para obtenção do título de Mestre em Engenharia Mecânica.
Orientador: Prof. Sergio Colle, D. Sc.
Coorientador: Allan Ricardo Starke, Dr. Eng.
Florianópolis 2020
Ficha de identificação da obra elaborada pelo autor,
através do Programa de Geração Automática da Biblioteca Universitária da UFSC.
Bonini, Vinicius Rugeri Borges
Análise técnica e econômica de um sistema de aquecimento solar de água para evitar a formação de depósitos de
parafina em colunas de produção de petróleo onshore / Vinicius Rugeri Borges Bonini ; orientador, Sergio Colle, coorientador, Allan Ricardo Starke, 2020.
131 p.
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2020.
Inclui referências.
1. Engenharia Mecânica. 2. Evitar parafinação. 3. Petróleo. 4. Calor de processo solar. 5. Simulação. I. Colle, Sergio. II. Starke, Allan Ricardo. III.
Universidade Federal de Santa Catarina. Programa de Pós Graduação em Engenharia Mecânica. IV. Título.
ANÁLISE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM SISTEMA DE AQUECIMENTO SOLAR DE ÁGUA PARA EVITAR A FORMAÇÃO DE DEPÓSITOS DE PARAFINA EM COLUNAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ONSHORE
O presente trabalho em nível de mestrado foi avaliado e aprovado por banca examinadora composta pelos seguintes membros:
Prof. Sergio Colle, D. Sc. Presidente - UFSC
Prof. Edson Bazzo, Dr. Eng. UFSC
Prof. Samuel Luna de Abreu, Dr. Eng. IFSC
Certificamos que esta é a versão original e final do trabalho de conclusão que foi julgado adequado para obtenção do do título de Mestre em Engenharia Mecânica.
Prof. Jonny Carlos da Silva, Dr. Eng. Coordenador do Programa
Prof. Sergio Colle, D. Sc. Orientador:
Allan Ricardo Starke, Dr. Eng. Coorientador:
Florianópolis, 26 de Março de 2020.
Documento assinado digitalmente Allan Ricardo Starke
Data: 06/05/2020 16:17:58-0300 CPF: 006.091.529-39
Documento assinado digitalmente Sergio Colle
Data: 15/05/2020 13:34:06-0300 CPF: 029.976.499-00
Documento assinado digitalmente Jonny Carlos da Silva
Data: 15/05/2020 15:25:29-0300 CPF: 514.515.064-49
À Deus. Aos meus pais, Cladir e Edilson, por sempre me apoiarem.
Agradeço à Deus em primeiro lugar, pelo dom da vida e por me abençoar em todos os meus caminhos. Meus agradecimentos ao meu orientador, professor Sergio Colle, ao meu coorientador Allan Ricardo Starke e ao conselheiro Leonardo Lacerda Lemos, os quais por sua dedicação, competência, paciência e objetividade me nortearam e possibilitaram a realização deste trabalho. Agradeço também toda a equipe do LABSOLAR pela oportunidade e auxílio na realização desta dissertação.
Aos meus pais, Cladir Aparecida Rugeri e Edilson Borges Bonini, por me permitirem realizar esse mestrado, me auxiliando e aconselhando da melhor forma possível em todos os momentos. Meu muito obrigado à todos os meus amigos, colegas e conhecidos, que me apoiaram para que eu pudesse completar esse trabalho.
O presente trabalho foi realizado com apoio do Conselho Nacional de Desenvolvi-mento Científico e Tecnológico (CNPq) através do processo GM/GD - Cotas do Programa de Pós-Graduação, número 161586/2018-0. Sou igualmente grato a PETROBRAS pelo am-paro e fomento da realização dessa pesquisa e desse trabalho, através do projeto 4600536881. Enfim, gratulo a todos aqueles que direta ou indiretamente contribuíram para a realização desse trabalho.
Quanto mais conhece, mais será admirado, pois o sábio e o gênio tudo podem. Um homem sem conhecimento é como um quarto às escuras. Mas devemos saber usar a sabedoria e a força, os olhos e as mãos. A sabedoria sem valentia é estéril" Baltasar Gracián
A deposição de parafina em colunas de produção de petróleo pode, em casos extremos, ocasionar a interrupção da produção, contudo, a injeção periódica de água quente na coluna de produção pode evitar esse problema. Essa água, convencionalmente é aquecida através da queima de gás natural ou via resistência elétrica. Uma alternativa para evitar o consumo de gás natural e energia elétrica é a utilização de um sistema de calor de processo solar. A decisão de substituir o sistema convencional por um sistema solar requer uma avaliação técnica e econômica do sistema, a qual deve ser realizada através de simulações detalhadas do funcionamento do sistema proposto. Nesse contexto, o presente trabalho consiste na criação de uma plataforma de simulação transiente para simular a operação do sistema de aquecimento solar de água proposto, implementada no programa TRNSYS. Esse programa possui grande flexibilidade para realizar a simulação dinâmica de sistemas térmicos, pois é capaz, dentre outras competências, de considerar a variação da radiação solar ao longo do tempo. O sistema proposto é composto por um campo de coletores solares planos, que aquecem água indiretamente através de uma serpentina imersa no reservatório térmico com volume de 3 m3. A água aquecida, a uma temperatura de 95◦C, contida nesse reservatório é
injetada diariamente na coluna de produção de petróleo. A plataforma é capaz de considerar o sombreamento existente no campo de coletores e a perda de carga de todo o circuito hidráulico, contabilizando a potência elétrica parasita consumida no funcionamento. Para a cidade de Candeias-Bahia, foram inicialmente estudados os efeitos das variáveis de projeto, área de coletores, inclinação dos coletores, distância entre fileiras, vazão do sistema, tarifa e inflação do combustível e taxa de desconto; sobre o desempenho térmico e econômico do sistema, através da fração solar e do 𝐿𝐶𝑆, respectivamente. Realizada a otimização do 𝐿𝐶𝑆 em termos das variáveis analisadas, obtendo-se um 𝐿𝐶𝑆 com backup elétrico de R$151.900,00, correspondente a um campo solar de 113,22 m2, atingindo uma fração solar anual de 63,7 %
e um tempo de retorno de investimento de 6,6 anos.
Palavras-chave: Evitar parafinação, petróleo, calor de processo solar, simulação, análise econômica, TRNSYS.
The paraffin deposition in oil production column, in extreme cases may cause oil production to stop. In order to avoid the pipe obstruction hot water injection inside the production column can avoid this problem. Water is currently heated by burning natural gas or by electrical resistance. An alternative to reduce natural gas and electrical energy consumption is the use of a solar process heat system. The decision to replace the conventional system with a solar system requires a technical and economical evaluation of the system, which must be made through detailed simulations of the proposed system operation. The present work focused on the transient simulation platform to evaluate the performance of the proposed solar water heating system, by using TRNSYS software. This software offers great flexibility to perform the dynamic simulation of thermal systems, as it is able, to evaluate the performance with variation of the solar radiation over time. The porposed system consists of a field of flat plate solar collectors, which heat water indirectly through a coil immersed in the thermal reservoir with a volume of 3 m3. The heated water, at a temperature of 95◦C,
contained in the reservoir is injected daily into the oil production column. The simulation platform is able to take into account the shading in the collector field and the pressure drop of the entire hydraulic circuit, accounting for the parasitic electrical power consumed in operation. For the city of Candeias-Bahia, initially, the effects of the design variables, collector area, collector inclination, row distance, system flow rate, fuel tariff and inflation and discount rate, on the thermal and economic performance of the system through the solar fraction and 𝐿𝐶𝑆, respectively. Optimization in terms of the analyzed variables, lead to an optimized 𝐿𝐶𝑆 of R$151.900,00, for a solar field of 113.22 m2, reaching an annual solar
fraction of 63,7 % and a payback time of 6.6 years.
Key-words:Avoid paraffin deposition, petroleum, solar process heat, simulation, economic analysis, TRNSYS.
Figura 1.1 – Principais setores de aplicação de SHIP. . . 2
Figura 2.1 – Exemplo de tubulação bloqueada pelo depósito de parafina. . . 7
Figura 2.2 – Tipos de coletores solares relacionados às suas temperaturas de operação e faixa de temperatura de processos industriais . . . 8
Figura 2.3 – Sombreamento entre fileiras de coletores em um campo solar. . . 9
Figura 3.1 – Esquema conceitual do layout do sistema de aquecimento solar para injeção de água no poço MUI-15. . . 13
Figura 3.2 – Representação esquemática do cabeçote de entrada do campo de coletores. 17 Figura 3.3 – Metodologia para o dimensionamento do cabeçote de entrada do campo de coletores.. . . 18
Figura 3.4 – Seleção do diâmetro de cada seção do cabeçote de entrada do campo de coletores. . . 18
Figura 3.5 – Representação do escalonamento do cabeçote de entrada do campo de coletores. . . 19
Figura 3.6 – Representação esquemática do cabeçote de saída do campo de coletores. . 19
Figura 3.7 – Seleção do diâmetro de cada seção do cabeçote de entrada do campo de coletores. . . 20
Figura 3.8 – Representação do escalonamento do cabeçote de saída do campo de coletores. 20 Figura 3.9 – Representação esquemática do reservatório térmico. . . 22
Figura 3.10–Tipos de trocadores de calor imersos, (A) feixe de tubos horizontais; (B) feixe de tubos verticais; (C) serpentina; (D) tubo enrolado. . . 22
Figura 3.11–Representação esquemática do serpentina dentro do reservatório térmico. 23 Figura 3.12–Dimensões características das curvas em U. . . 23
Figura 3.13–Procedimento de verificação dimensional da serpentina imersa dentro do reservatório térmico. . . 24
Figura 3.14–Acomodação do trocador de calor dentro do reservatório, (A) quadrado inscrito dentro da área transversal do reservatório; (B) disposição dos tubos dentro da área transversal do reservatório. . . 24
Figura 3.15–Representação esquemática do dissipador de calor. . . 25
Figura 3.16–Dimensões dos tubos aletados do dissipador de calor. . . 26
Figura 3.17–Resistências térmicas do dissipador de calor. . . 26
Figura 3.18–Procedimento para a determinação do comprimento dos tubos do Type 8005. . . 28
Figura 3.19–Esquema simplificado da válvula divisora de fluido. . . 30
Figura 3.20–Esquema simplificado da válvula misturadora de líquido. . . 31
Figura 3.21–Lógica de controle implementada para as bombas dos coletores solares do sistema de aquecimento solar auxiliar da água quente para injeção no poço de produção de MUI-15. . . 32
Figura 3.22–Fluxograma do controle do aquecimento auxiliar elétrico do reservatório
térmico e injeção de água quente no poço de produção de MUI-15 . . . 33
Figura 3.23–Arranjo dos coletores solares empregado para o sistema de injeção de água aquecida em poços de petróleo. . . 37
Figura 3.24–Divisão da simulação em três setores, em vermelho o setor do campo solar, em verde o setor do reservatório e em azul o setor do dissipador de calor. 39 Figura 4.1 – Sistema de aquecimento solar, e sistema de controle, para injeção de água aquecida em poços de petróleo desenvolvido no programa TRNSYS. . . 44
Figura 4.2 – Operação do sistema solar de injeção de água aquecida em poços de petróleo para um dia com elevada radiação solar, para Candeias-BA.. . . 45
Figura 4.3 – Operação do sistema solar de injeção de água aquecida em poços de petróleo para um dia com radiação solar baixa, para Candeias-BA. . . 47
Figura 4.4 – Energias que entram (setas azuis) e saem (setas vermelhas) do sistema solar de aquecimento de água para o poço de produção MUI-15. . . 48
Figura 4.5 – Energias médias mensais para o sistema solar de aquecimento de água do poço de produção de MUI-15. . . 49
Figura 4.6 – Fração solar mensal para o sistema de aquecimento solar de água para injeção no poço de produção MUI-15. . . 50
Figura 4.7 – Fração solar anual em função da área do campo de coletores . . . 52
Figura 4.8 – 𝐿𝐶𝐶1 em função da área do campo de coletores . . . 52
Figura 4.9 – 𝐿𝐶𝐶2 em função da área do campo de coletores . . . 53
Figura 4.10–𝐿𝐶𝑆 em função da área do campo de coletores. . . 53
Figura 4.11–Efeito da energia elétrica de bombeamento no 𝐿𝐶𝑆𝑒𝑙 𝑒 em função da área do campo de coletores. . . 54
Figura 4.12–Queda de pressão em função da área do campo de coletores. . . 54
Figura 4.13–Fração solar anual, e fator de sombreamento em função da inclinação dos coletores. . . 55
Figura 4.14–LCS em função da inclinação dos coletores. . . 56
Figura 4.15–Fração solar anual, e fator de sombreamento em função da distância entre as fileiras de coletores. . . 56
Figura 4.16–LCS em função da distância entre as fileiras de coletores. . . 57
Figura 4.17–Queda de pressão e potência de bombeamento em função da vazão do sistema. . . 58
Figura 4.18–LCS em função da vazão do sistema. . . 58
Figura 4.19–LCS em função da tarifa do combustível. . . 59
Figura 4.20–𝐿𝐶𝑆 em função da inflação dos combustíveis.. . . 59
Figura 4.21–𝐿𝐶𝑆 em função da taxa de desconto. . . 60
Figura 4.22–𝐿𝐶𝑆 em função da área do campo de coletores para três taxas de desconto distintas.. . . 60
Figura 4.23–Tempo de retorno em função da área do campo de coletores para três taxas de desconto distintas.. . . 61
Figura B.2 – Representação esquemática do “T divisor” de fluido. . . 80
Figura B.3 – Representação esquemática do tê misturador de fluido. . . 82
Figura B.4 – Dimensões características de um cotovelo. . . 84
Tabela 3.1 – Componentes utilizados para a simulação do sistema de aquecimento solar
para o poço de MUI-15. . . 15
Tabela 3.2 – Parâmetros do reservatório térmico para o sistema de injeção de água do poço MUI-15. . . 35
Tabela 3.3 – Parâmetros para o cálculo da serpentina imersa no tanque de armazenamento 36 Tabela 3.4 – Dimensões da serpentina imersa . . . 36
Tabela 3.5 – Parâmetros de referência para os coletores solares . . . 37
Tabela 3.6 – Parâmetros de referência para o dissipador de calor . . . 38
Tabela 3.7 – Dimensões de referência do dissipador de calor . . . 38
Tabela 3.8 – Propriedades dos materiais utilizados nas tubulações e isolamentos térmicos 39 Tabela 3.9 – Comprimentos das tubulações e quantidade de acessórios em cada um dos setores do sistema hidráulico do circuito do fluido térmico do campo de coletores para aquecimento de água solar para o poço de MUI-15 . . . . 39
Tabela 3.10–Parâmetros dos controladores do sistema de controle do sistema de injeção de água aquecida em poços de petróleo. . . 40
Tabela 3.11–Inputs dos controladores do sistema de controle do sistema de injeção de água aquecida em poços de petróleo . . . 40
Tabela 3.12–Custos e inflação das fontes de energia auxiliares . . . 41
Tabela 4.1 – Resultados econômicos obtidos para o caso de referência . . . 51
Tabela B.1 – Correlações para a queda de pressão local para o difusor. . . 79
Tabela B.2 – Correlações para a determinação da constante 𝐵3. . . 81
Tabela B.3 – Correlações para a determinação da constante 𝐵4. . . 82
Tabela B.4 – Correlações para a determinação da constante 𝐵5. . . 83
Tabela B.5 – Correlações para determinação da constante 𝐵10. . . 86
Tabela B.6 – Determinação da constante 𝐵14. . . 87
Tabela B.7 – Constantes para a determinação do coeficiente de queda de pressão da válvula gaveta. . . 89
𝐴 Área [ m2] 𝑎0 Coeficiente da eficiência do coletor de ordem zero [ - ]
𝑎1 Coeficiente da eficiência do coletor de primeira ordem [ W/(m2K) ] 𝑎2 Coeficiente da eficiência do coletor de segunda ordem [ W/(m2K2) ]
𝐴𝑐 Área do campo de coletores [ m2]
𝐵 Constantes [ - ]
𝑏0 Coeficiente de primeira ordem do IAM [ - ] 𝑏1 Coeficiente de segunda ordem do IAM [ - ]
𝐵𝑜𝐿 Número de Boussinesq [ - ]
𝐶 Custo [ R$ ]
𝐶𝐴 Custos relacionados com a área do campo de coletores [ R$/m2]
𝐶𝐸 Custos não relacionados com a área do campo de coletores [ R$ ]
𝐶𝑆 Investimento inicial do sistema [ R$ ]
𝑐𝑝 Calor específico [ kJ/(kgK) ] 𝑑 Taxa de desconto [ % ] 𝐷 Diâmetro [ m ] 𝐷ℎ Diâmetro hidráulico [ m ] 𝐷0 Diâmetro externo [ m ] 𝑒 Espessura [ m ] 𝐸 Energia elétrica [ kJ ] 𝑓 Fator de atrito [ - ] 𝐹 Fator de segurança [ - ]
ℱ Fração solar anual do sistema [ % ]
𝐹𝑝𝑎𝑟
Coeficiente de conversão de potência elétrica em energia
tér-mica da bomba [ - ]
𝐹𝑅 Fator de remoção do coletor solar [ - ]
𝑔 Aceleração da gravidade [ m/s2]
ℎ Coeficiente de troca térmica convectiva [ W/(m2K) ]
𝐻 Altura [ m ]
𝑖 Inflação [ % ]
𝐼 Irradiação solar [ W/m2 ]
𝑘 Condutividade térmica [ W/(mK) ]
𝐿 Comprimento [ m ]
𝑙𝑒𝑙 Comprimento de tubulação reta entre cotovelos em curva U [ m ]
𝑚̇ Vazão mássica [ kg/s ]
𝑀 Massa [ kg ]
𝑛 Contador de quantidade de [ - ]
𝑁𝑒 Período de análise econômica [ ano ]
𝑁𝐷 Período de depreciação [ ano ]
𝑁𝐿 Período de amortização de financiamento [ ano ]
𝑁 𝑢𝑑 Número de Nusselt [ W/(mK) ]
𝑃 Potência [ kW ]
𝑃1
Constante relacionada ao combustível consumido, para análise
econômica [ - ]
𝑃2
Constante relacionada ao custo de equipamentos, para análise
econômica [ - ]
𝑃 𝑒𝐿 Número de Peclet [ - ]
𝑞̇ Taxa de transferência de calor [ kW ]
𝑄 Energia térmica [ kJ ]
𝑄𝑎𝑢𝑥 Energia térmica auxiliar [ kJ ]
𝑄𝑙 𝑜𝑎𝑑 Energia térmica entregue a demanda [ kJ ]
𝑄𝑢 Ganho térmico do coletor solar [ kJ ]
𝑅 Resistência térmica [ K/W ]
𝑅0 Raio de curvatura [ m ]
𝑟1 Correção da vazão dos coletores associados em série [ - ]
𝑅𝑎 Número de Rayleigh [ - ]
𝑅𝑏
Razão entre a radiação direta no plano incinado e no plano
horizontal [ - ]
𝑅𝑒 Número de Reynolds [ - ]
𝑅𝑚 Razão entre os custos diversos e o investimento inicial [ - ]
𝑅𝑣 Razão de revenda de equipamentos [ - ]
𝑅
𝑉̇ Razão entre vazões volumétricas [ - ]
𝑆𝑆 Razão de aspecto do reservatório térmico [ - ]
𝑇 Temperatura [◦C ]
𝑡¯ Taxa efetiva de imposto de renda [ % ]
𝑡𝑖 Taxa de imposto patrimonial [ % ]
𝑈 𝐴 Coeficiente global de troca térmica [ kW/K ] 𝑈𝐿 Coeficiente de perda térmica do coletor [ W/(m2K) ]
𝑈𝐿/𝑇
Coeficiente de perda térmica do coletor dependente da
tempe-ratura [ W/(m2K2)]
𝑉̇ Vazão volumétrica [ m3/s ]
𝑣 Velocidade do escoamento [ m/s ]
Gregos
𝛼 Ângulo de divergência [ ° ]
𝛼𝑎𝑖𝑟 Difusividade térmica do ar [ m/s ]
𝛽 Ângulo de inclinação do coletor solar [ ° ]
𝛽𝑎𝑖𝑟 Coeficiente de expansão térmica do ar [ 1/K ]
𝛽𝑟 Razão beta para contrações e expansões [ - ]
Γ Indicador do tipo de empreendimento [ - ]
𝛾 Sinal de controle [ - ]
𝛾𝑠 Azimute do campo de coletores [ ° ]
𝛿 Ângulo de curvatura de cotovelos [ ° ]
Δ Rugosidade interna da tubulação [ 𝜇m ]
Δ¯ Rugosidade específica [ - ]
Δ𝑡 Diferença de tempo [ s ]
Δ𝑇 Diferença de temperatura [◦C ]
Δ𝑝 Queda de pressão [ kPa ]
𝜀 Rugosidade absoluta da superfície interna de uma tubulação [ m ]
Λ Razão do investimento pago a vista [ % ]
𝜂 Eficiência energética [ % ]
𝜂0 Eficiência térmica das aletas [ % ]
𝜇 Viscosidade dinâmica [ Pa s ]
𝜋 Número pi (3.14159265359) [ - ]
Π Razão entre o valor do patrimônio e o investimento inicial [ % ]
𝜌 Massa específica [ kg/m3 ]
𝜌𝑔 Refletância do solo (albedo) [ - ]
(𝜏𝛼) Produto transmitância absortância [ - ]
𝜏 Constantes para a perda de carga da válvula gaveta [ - ]
𝜃 Ângulo de incidência dos raios solares [ ° ]
𝜉 Coeficiente para a perda de carga do coletor [ - ]
𝜁 Coeficiente de queda de pressão [ - ]
Subscritos
1,2,3, ...,𝑛 Índices das constantes, coeficientes e seções transversais 𝑎𝑑 Relativo a adição do tê misturador
𝑎𝑣𝑔 Médio – average
𝑏 Relativo a irradiação direta – beam 𝑏𝑜𝑐𝑎𝑙 Bocal
𝑏𝑜𝑡 𝑡 𝑜𝑚 Fundo do reservatório – bottom 𝑐ℎ𝑒𝑐𝑘 Válvula gaveta – check
𝑐𝑜𝑙 Coletor solar 𝑐𝑜𝑛𝑑 Condução
𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 Relativo ao consumo/demanda 𝑐𝑜𝑡 𝑜 𝑣 𝑒𝑙 𝑜 Cotovelo
𝑐𝑢𝑟 𝑣 𝑎 Curva em U
𝑑 Relativo a irradiação difusa 𝑑𝑒𝑠 Design
𝑑𝑖 𝑓 𝑢𝑠𝑜𝑟 Difusor
𝑑𝑖𝑣 Relativo ao tê divisor 𝑒 Equivalente
𝑒𝑥 𝑡 Relativo a extração do tê divisor 𝑒𝑙 𝑒 Elétrico 𝑒𝑠𝑡 𝑎𝑡 𝑖𝑐𝑎 Estática 𝑓 Fluido 𝑓 𝑖𝑙 𝑒𝑖𝑟 𝑎 Fileira 𝑓 𝑖𝑛𝑎𝑙 Final 𝑓 𝑟 Atrito – friction 𝑓 𝑢𝑒𝑙 Combustível 𝑔 Relativo ao solo 𝑔𝑎𝑠 Gás natural
𝑔𝑎𝑡 𝑒 Válvula gaveta – gate
ℎ Relativo ao plano horizontal ℎ𝑒𝑎𝑑 Cabeçote
ℎ𝑚 Meio quente – heating medium 𝑖𝑠𝑜 Isolamento térmico 𝑖𝑛 Entrando – inlet 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 Inicial 𝑙𝑜𝑐𝑎𝑙 Local 𝑚𝑎𝑥 Máximo 𝑚𝑖𝑛 Mínimo 𝑚𝑖𝑠𝑡 Relativo ao tê misturador 𝑛 Relativo a direção normal
𝑝𝑢𝑚𝑝 Bombeamento
𝑠 Relativo a parede do tubo do dissipador 𝑠𝑒𝑟 𝑝 Serpentina
𝑠𝑖𝑑𝑒 Lateral do reservatório – side 𝑠𝑖𝑛𝑘 Dissipador de calor
𝑠𝑖𝑠𝑡 𝑒𝑚𝑎 Sistema 𝑠𝑡 Reta – straight
𝑠𝑡 𝑜 Reservatório – storage
𝑇 Total
𝑡 𝑜 𝑝 Topo do reservatório – top 𝑡 𝑜𝑡 𝑎𝑙 Total
Sobrescritos
𝑙 Laminar
ANSI American National Standards Institute
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ASHRAE American Society of Heating, Refrigerating and Air-Conditioning Engineers
CPC Compound Parabolic Concentrator
EES Equation Engineering Solver
EOR Enhanced Oil Recovery
ETC Evacuated Tube Collectors
FPC Flat Plate Collectors
IAM Incident Angle Modifier
IEA International Energy Agency
IIS Israeli Institute of Standards
INMET Instituto Nacional de Meteorologia
LCC Life-Cycle Cost
LCFC Linear Concentrating Fresnel Collectors
LCS Life-Cycle Savings
LEPTEN Laboratório de Engenharia de Processos de Conversão e Tecnologia de Energia
PDO Petroleum Development Oman
PTC Parabolic Trough Collector
ROI Return on Investment
SHIP Solar Heating for Industrial Processes
SONDA Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais SPF Solartechnik Prüfung Forschung
SWERA Solar and Wind Resource Assessment
TEOR Thermally Enhanced Oil Recovery
TMY Typical Meteorological Year
TRNSYS Transient System Simulation Program
1 Introdução . . . . 1 1.1 Organização do trabalho. . . 4 2 Revisão Bibliográfica . . . . 5 2.1 Calor de processo solar na indústria do petróleo . . . 5 2.2 Parafinação em tubulações de petróleo . . . 6 2.3 Tecnologias solares . . . 7 2.4 Comportamento térmico do coletor solar . . . 9 2.4.1 Sombreamento em coletores solares . . . 9 2.4.2 Estagnação em coletores solares . . . 10 2.5 Comportamento hidráulico . . . 11 3 Metodologia . . . . 13 3.1 Componentes para a simulação . . . 14 3.1.1 Bomba dos coletores . . . 15 3.1.2 Dados climáticos . . . 16 3.1.3 Cabeçote de entrada . . . 17 3.1.4 Cabeçote de saída . . . 19 3.1.5 Tubulações isoladas . . . 20 3.1.6 Reservatório térmico . . . 21 3.1.7 Dissipador de calor . . . 25 3.1.7.1 Dimensionamento do dissipador de calor . . . 26 3.1.7.2 Desempenho do dissipador de calor . . . 29 3.1.8 Coletor solar de placas planas . . . 29 3.1.9 Válvula divisora de fluxo . . . 30 3.1.10 Válvula misturadora de fluxo . . . 31 3.1.11 Válvulas . . . 31 3.2 Sistema de controle . . . 32 3.3 Parâmetros de referência . . . 34 3.3.1 Reservatório térmico . . . 34 3.3.2 Campo de coletores solares . . . 36 3.3.3 Dissipador de calor . . . 37 3.3.4 Tubulações do sistema . . . 38 3.3.5 Controles . . . 39 3.3.6 Parâmetros econômicos . . . 41 4 Resultados e discussões . . . . 43 4.1 Funcionamento dos controles e do sistema . . . 43 4.2 Caso de referência . . . 48 4.3 Análises paramétricas . . . 51 4.3.1 Quantidade de fileiras de coletores . . . 51 4.3.2 Inclinação dos coletores . . . 55
4.3.3 Distância entre fileiras . . . 56 4.3.4 Vazão do sistema . . . 57 4.3.5 Tarifa de combustível . . . 58 4.3.6 Taxa de variação do preço futuro do combustível . . . 59 4.3.7 Taxa de desconto . . . 60 5 Conclusão . . . . 63 5.1 Sugestões de trabalhos futuros . . . 64
Referências Bibliográficas . . . . 65
Apêndices
71
APÊNDICE A Comportamento térmico do coletor solar . . . . 73 A.0.1 Modelo de eficiência . . . 73 A.0.2 Correções de curva ideal de eficiência . . . 74 APÊNDICE B Modelagem do comportamento hidráulico . . . . 77 B.0.1 Queda de pressão em segmentos retos . . . 77 B.0.2 Queda de pressão em contrações e expansões cônicas . . . 78 B.0.3 Queda de pressão em “T divisor” . . . 79 B.0.4 Queda de pressão em “T misturador” . . . 82 B.0.5 Queda de pressão em cotovelos . . . 84 B.0.6 Queda de pressão em válvulas . . . 88 B.0.7 Potência de bombeamento. . . 89 APÊNDICE C Análise econômica. . . . 91
Anexos
95
1 INTRODUÇÃO
A sociedade contemporânea necessita de grandes quantidade de energia para manter-se economicamente sustentável, energia esta utilizada tanto para necessidades básicas, como iluminação e aquecimento, quanto para suprir processos produtivos. Considerando a ne-cessidade de desenvolvimento social e econômico, essa demanda energética permanecerá crescente pelos anos vindouros.
No ano de 2017, o suprimento mundial de energia primária foi de 591,11 EJ, dos quais, 32 %, 189,15 EJ, foram atendido através de petróleo, 27 %, 159,60 EJ, foram por carvão e 22 %, 130,04 EJ, foram supridas por gás natural. O que indica que apesar dos esforços dos últimos anos, a matriz energética ainda é fortemente dependente de recursos não renováveis (1).
Atualmente a indústria de petróleo e gás é uma das maiores consumidoras de energia, dado que, os processos relacionados à extração e processamento de hidrocarbonetos deman-dam grande quantidade de energia (2).Wang; Donnell; Brandt (3) estimaram que no ano de 2013, a indústria de petróleo e gás utilizou 24 EJ de energia das fontes primárias na extração e processamento de hidrocarbonetos. Em comparação à produção mundial de energia no ano de 2017, este valor representa 4,06 % do suprimento mundial de fontes primárias de energia.
AOPEC (4) estima que até o ano de 2040 ocorrerá um aumento de 40 % na demanda de energia advinda de fontes primárias, chegando a 2,24 EJ diários, sendo que 52,7 % dessa quantidade será de petróleo e gás. Em comparação com os dados de 2015, 2,24 EJ diários representam 0,38 % do suprimento mundial de fontes primárias do ano. Além do crescimento na demanda energética, há também o aumento das restrições sobre a qualidade dos produtos, e impacto ambiental dos derivados do petróleo, os quais aumentarão o consumo energético dos processos da indústria de petróleo e gás (5).
Os processos de produção e refino de petróleo, em sua maioria demandam quantidades significativas de energia térmica, a qual, por vezes é suprida através do próprio combustível produzido, que de acordo com Halabi; Al-Qattan; Al-Otaibi (5), corresponde a aproxi-madamente 10 % do combustível produzido. A United Nations (2) menciona que existem diversos desperdícios de energia na exploração e produção de petróleo e gás, os quais reduzem a eficiência do uso energético. Além disso, diversas operações dessa indústria demandam calor de processo, o qual tem possibilidade de ser fornecido por fontes renováveis, o que economizaria grandes quantidades de petróleo e gás e ampliaria a capacidade de produção dos mesmos, reduzindo o impacto ambiental da exploração destes recursos.
Visando o melhor aproveitamento dos combustíveis fósseis extraídos, e a redução do impacto ambiental do processamento dos mesmos, deve-se reduzir o consumo do combustível produzido para suprir a demanda energética dos processos. Nesse cenário, a utilização de calor de processo solar, ou SHIP (Solar Heating for Industrial Processes), apresenta grande potencial, em virtude de reduzir o uso dos combustíveis fósseis e/ou eletricidade como fonte de calor para os processos, além de, resultarem em menores emissões e impactos ambientais. Outra vantagem é que com menos combustível sendo consumido no processo produtivo,
2 Capítulo 1. Introdução
mais combustível será disponibilizado para comercialização.
A utilização das soluções SHIP na indústria demanda o conhecimento das caracterís-ticas da demanda térmica a ser atendida, isto é, o nível de temperatura, a vazão e o regime de operação que a demanda deve ser provida (6). A seleção do tipo de coletor solar é resultado direto da temperatura na qual a energia térmica é requerida, enquanto que a área de coletores, e a necessidade do uso de sistema de armazenamento térmico, dependem da vazão e regime de operação (perfil de consumo) (7) (8).
Estudos de aplicação de SHIP já foram realizados para diversos setores industriais. Visando viabilizar as aplicações de SHIP, aIEA (9) eVannoni; Battisti; Drigo (10) realizaram estudos de levantamento do potencial do SHIP, resultando em uma base de dados disponi-bilizada abertamente na internet. Essa base apresenta mais de 300 projetos de SHIP a nível mundial (11). Na figura1.1são ilustrados os dez setores industriais com maior quantidade de aplicações SHIP listadas nessa base de dados.
Figura 1.1 – Principais setores de aplicação de SHIP.
36% 10% 5% 4% 4% 3% 3% 2% 33% Produtos alimentares Bebidas Mineração Produtos têxteis Farmaceuticos Couro Produtos químicos Manufatura de metálicos Outros
Fonte–AEE INTEC (11)
Percebe-se que as aplicações listadas são em sua maioria no setor de alimentos, 36,4 %, bebidas, 10,1 %, e em mineração, 4,5 %, visto que, as demandas térmicas do primeiro e do segundo são tipicamente de baixa temperatura (12). Dada a alta demanda de energia térmica na indústria de petróleo e gás, a necessidade de aumentar a eficiência energética dos processos, as previsões de aumento da contribuição dos combustíveis fósseis na matriz energética mundial e a necessidade de reduzir os impactos ambientais causados pela extração e processamento dos hidrocarbonetos, a indústria de petróleo e gás apresenta-se como uma potencial consumidora de soluções SHIP.
Dentre os vários processos com demandas de energia térmica existentes no setor de petróleo e gás, neste trabalho será analisado um problema existente nas operações de extração de petróleo cru em colunas de produção de petróleo. De acordo comPalermo et al. (13) problemas relacionados a cristalização e deposição de frações orgânicas pesadas durante a produção, transporte e armazenamento do petróleo cru podem causar grandes perdas para a indústria do petróleo.
Objetivando evitar o surgimento de incrustações na coluna de produção de petróleo diversas soluções são encontradas na bibliografia. Uma solução para evitar esse problema é o aquecimento periódico da coluna de produção de petróleo, através da injeção de água quente à temperatura de 95◦C na camisa externa da coluna de produção. Visto que no contexto
da coluna de produção de petróleo a temperatura do processo, é baixa, uma solução SHIP pode ser adotada. Outra vantagem que pode ser destacada, é que o sistema possui baixa complexidade e é de fácil replicação em outros poços de produção de petróleo.
A presente dissertação foi desenvolvida no âmbito de uma parceria entre o LEPTEN e a PETROBRAS, e se baseia em um sistema de aquecimento solar de água para injeção em poços de extração de petróleo onshore da empresa. Onde foi utilizado como referência o poço de produção de petróleo de MUI-15, localizado na cidade de Candeias, no estado da Bahia, estando a demanda térmica de injeção previamente definida pela PETROBRAS.
O objetivo geral desse trabalho é propor um sistema de SHIP de aquecimento solar de água para atender a demanda térmica requerida, de modo a evitar a ocorrência da parafinação da coluna de produção. Esse sistema deverá realizar o aquecimento da água de injeção de forma indireta, considerando a perda de carga do fluido térmico dos coletores e o sombreamento no campo de coletores.
Nesse contexto, será desenvolvida uma plataforma de simulação transiente para di-mensionar o sistema e avaliar seu o comportamento técnico e econômico. Desta forma, os objetivos específicos necessários podem ser resumidos em:
1. desenvolver uma plataforma de simulação que considere o sombreamento no campo de coletores solares, a perda de carga no circuito hidráulico do sistema, e aquecimento indireto do reservatório térmico;
2. incluir um sistema de arrefecimento do fluido térmico dos coletores para proteção do sistema solar de aquecimento;
3. avaliar o desempenho técnico e econômico do sistema de aquecimento solar no processo em questão, comparando-o com outras fontes energéticas;
4. analisar a sensibilidade do sistema aos parâmetros de projeto para a localização do empreendimento.
O sombreamento entre fileiras de coletores solares é relevante, uma vez que influencia diretamente no ganho térmico do sistema. Além disso, é fundamental que o sistema disponha de dispositivos para prevenir que a temperatura estagnação dos coletores seja alcançada, uma vez que, a essa temperatura podem ocorrer sérios danos aos coletores solares. Para prevenir o sobreaquecimento dos coletores do sistema, será necessário adotar um dispositivo de proteção, representado por um dissipador de calor do tipo tubo aletado, sendo esse dispositivo igualmente considerado pela plataforma de simulação desenvolvida.
A análise técnico-econômica é fundamental para realizar o dimensionamento adequa-do adequa-do sistema, consideranadequa-do tanto o desempenho adequa-do mesmo, quanto os custos incorporaadequa-dos
4 Capítulo 1. Introdução
à operação do sistema como resultado da adoção de uma nova tecnologia. Além do que, o sistema proposto é altamente replicável em diferentes instalações da PETROBRAS pelo Brasil.
1.1 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO
A dissertação é estruturada da seguinte forma: no capítulo2é apresentada uma revisão bibliográfica acerca dos conceitos demandados para o desenvolvimento da plataforma de simulação, apresentando os mecanismos que auxiliam na adesão de parafina nas paredes de colunas de produção e oleodutos, assim como os métodos utilizados para evitar a parafinação. São apresentados os tipos de coletores solares, suas temperaturas de operação e aplicações típicas. Além disso, a estagnação em coletores solares e suas implicações práticas no sistema em estudo nesse trabalho, e os aspectos relativos ao sombreamento em coletores solares também são contemplados pelo referido capítulo.
O capítulo3apresenta o sistema solar proposto para atender a demanda de calor de processo para evitar o processo de parafinação em colunas de produção de petróleo, bem como os componentes do sistema. São detalhados os modelos matemáticos desenvolvidos para a simulação dos componentes do sistema. Complementarmente, são apresentados os fluxos de informação e a lógica de controles implementadas na plataforma de simulação. E por fim, são definidos os valores dos parâmetros de referência adotados para a simulação do sistema.
O capítulo4 traz os resultados obtidos para o sistema, explicando o funcionamento do sistema de aquecimento solar de água tanto em termos do fluxo de informações dentro da simulação, quanto na operação prática do sistema. Na sequência, são apresentados os resultados da operação do sistema para os parâmetros de referência previamente definidos, e os resultados das análises paramétricas realizadas. Por fim, no capítulo5são apresentadas as conclusões do trabalho, bem como propostas de trabalhos futuros.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Neste capítulo será apresentado o embasamento dos conceitos teóricos utilizados para o desenvolvimento da plataforma de simulação, verificando quais os estudos de calor de processo solar aplicados à indústria do petróleo, qual o mecanismo físico envolvido na problemática existente em decorrência da deposição de frações orgânicas de petróleo em colunas de produção e oleodutos, apresentando os tipos de tecnologias de coletores solares existentes e suas aplicações.
É realizada um explicação do sombreamento em coletores solares, quais os problemas causados por esse fato, e os modos de lidar com o mesmo. Em seguida o conceito de estagnação em coletores solares, bem como, as dificuldades causadas por esse problema são elencadas.
Por fim, é demonstrada a importância da compreensão do comportamento hidráulico do fluido térmico de sistemas solares. Enfatizando como a perda de carga e a potência elétrica de bombeamento são afetadas por esse comportamento.
2.1 CALOR DE PROCESSO SOLAR NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Existem diversas aplicações para calor de processo solar dentro da indústria de petróleo e gás, como apresentado porHalabi; Al-Qattan; Al-Otaibi (5). Os autores realizaram uma pesquisa acerca das possibilidades de utilização da tecnologia SHIP dentro da indústria de petróleo e gás. Os autores identificaram o potencial do emprego de coletores de baixa e média temperatura para atender os processos de desgaseificação, desumidificação e dessalgação do petróleo extraído.
Outra aplicação refere-se a o aquecimento de petróleo em oleodutos, para diminuição de sua viscosidade e consequente energia de bombeamento. Badran; Hamdan (14) testaram coletores de placas planas com o próprio petróleo e água como fluido térmico, verificando que a eficiência instantânea do coletor com água era maior. JáLasich; Kaila (15) verificaram aumentos significativos na quantidade de barris de petróleo transportados em virtude da utilização de calor de processo solar.
Um exemplo de aplicação prática de um sistema solar é apresentada porHe (16). O petróleo bruto possui um maior ponto de solidificação, baixa fluidez e maior viscosidade. Para facilitar seu transporte por tubulações é necessário aquecê-lo. Desse modo, em cooperação com alguns parceiros, o Instituto de pesquisas em energia solar de Beijing, projetou e construiu um sistema solar para o aquecimento desse petróleo. O campo de coletores aquece uma mistura de água com fluido anticongelante, que aquece o petróleo por uma trocador de calor.Desde a sua construção, os resultados indicam que o sistema solar possibilita uma economia diária de 30 % no consumo de gás natural.
A aplicação mais estudada diz respeito ao uso de coletores de alta temperatura para fornecimento de energia térmica aos processos de extração de petróleo, denominada TEOR (Thermally Enhanced Oil Recovery). Vapor é injetado dentro do reservatório, aquecendo o petróleo, consequentemente diminuindo sua viscosidade e melhorando sua mobilidade (17).
6 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica
Afsar; Akin (18) realizaram um estudo acerca da viabilidade técnica e econômica da utilização de TEOR em um campo de produção de petróleo pesado no sudeste da Turquia. Os autores concluíram que a radiação solar incidente na região onde o campo de produção de petróleo está localizado era insuficiente para a injeção continua de vapor, sendo necessário um sistema complementar a gás natural, com o sistema combinado não apresentando viabilidade econômica. Outro estudo de viabilidade da utilização de TEOR em areias de óleo pesado foi realizado porSandler et al. (19), considerando os dados do San Joaquin Valley, Califórnia, com os sistemas solares analisados apresentando viabilidade econômica.
A empresa GlassPoint construiu na Califórnia, a primeira central comercial para recu-peração avançada de óleo (EOR - (Enhanced Oil Recovery)). O sistema opera pré-aquecendo a água de alimentação dos geradores, com o campo de coletores sendo construído dentro de uma estufa, protegendo-os de ventos e poeira. O campo solar tem 650 m2 de área e produz
aproximadamente 300 kW de potência térmica (20). A mesma empresa, em parceria com a
Petroleum Development Oman(PDO), construíram em Amal, Oman, a primeira central EOR
do oriente médio. A central trabalha com geração direta de vapor, produzindo diariamente 50 toneladas de vapor, injetado diretamente na central EOR existente (21).
Halabi; Al-Qattan; Al-Otaibi (5) não identificaram aplicações de SHIP em refinarias de petróleo, justificando que isso ocorre, pois, os coletores solares para atender as elevadas temperaturas dos processos de refino de petróleo requerem grandes áreas de instalação.
2.2 PARAFINAÇÃO EM TUBULAÇÕES DE PETRÓLEO
O petróleo cru é uma complexa mistura de hidrocarbonetos, divididos em diferentes grupos, tais como parafinas, aromáticos, naftenos, resinas e asfaltenos (22,13,23), sendo os três principais componentes, os aromáticos, os naftênicos e as parafinas (24).
Este petróleo cru é extraído de reservatórios subterrâneos e subaquáticos, que estão a temperaturas da ordem de 70◦C a 150◦C, e bombeado para a superfície através de oleodutos.
Os oleodutos estão em contato com um meio externo a temperatura inferior à do poço, dessa forma, resfriam o petróleo cru (22). O resfriamento do petróleo cru resulta em um processo de cristalização e deposição da parafina presente na mistura de hidrocarbonetos nas paredes da tubulação pela qual o fluido está escoando (13). A formação de camadas de parafina nas paredes das tubulações acaba por restringir o escoamento do petróleo cru, reduzindo a eficiência da produção, podendo ocasionar paradas de emergência e até problemas de segurança (22,25,26). Os mecanismos físicos propostos para explanar a deposição de parafina nas paredes dos tubos são apresentados por Singh; Venkatesan; Fogler (22), não sendo objetivo deste trabalho discorrer acerca desse tema.
Em tubulações submarinas, oleodutos e poços, os custos de controle e correção de problemas imprevistos decorrentes da deposição de parafina são substanciais (27). Atualmente a remoção da deposição da parafina gera muitas despesas (25), com a magnitude deste problema pode ser visualizada através do exemplo da Lasmo Company (United Kingdom) que teve que abandonar uma plataforma ao custo de 100 milhões de dólares devido aos problemas
da deposição de cera nas tubulações (22,28).
Dentre os meios de corrigir o problema da parafinação, a substituição do segmento de tubulação afetado é o procedimento empregado em situações de bloqueio severo da seção transversal (28), exemplificado na figura2.1, o que resulta em elevados custos operacionais.
Figura 2.1 – Exemplo de tubulação bloqueada pelo depósito de parafina.
Fonte–Venkatesan et al. (28)
Em situações de menor severidade, outro meio de corrigir os problemas decorrentes da deposição de parafina é chamado de pigagem mecânica (mechanical pigging), que consiste da raspagem dos depósitos de parafina da tubulação, sendo o método mais utilizado para a remoção de depósitos de cera de parafina em tubulações (28). Outra solução é a fusão do de-pósito de parafina utilizando uma fonte térmica, tais como uma reação química, aquecimento elétrico ou uma injeção de calor na tubulação afetada (29,30).
Além das três soluções citadas, diversos outros métodos podem ser encontradas na bibliografia, principalmente no trabalho deChi et al. (30), onde é apresentada uma revisão concisa dos tipos de soluções empregados na indústria de petróleo e gás. Apesar do problema da parafinação ser mais frequente e mais expressivo em sítios offshore esse problema também ocorre na exploração do petróleo e gás em estações onshore. Assim, o presente trabalho irá tratar da deposição de cera de parafina em instalações onshore.
Outro modo de evitar a formação dos depósitos de parafina foi proposto pela PETRO-BRAS, e consiste em manter a coluna de produção sempre aquecida, com esse aquecimento sendo realizado através da injeção diária de água quente na coluna de produção. Sendo esse último o objeto de estudo do presente trabalho.
2.3 TECNOLOGIAS SOLARES
A caracterização dos coletores solares disponíveis comercialmente é de grande auxílio no processo de seleção do melhor tipo de tecnologia para uma determinada aplicação. De
8 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica
forma simplificada a seleção de uma tecnologia solar, é realizada de acordo com os níveis de temperatura em que o processo deve ser atendido.
De acordo comFrank; Hess; Zahler (12), os coletores solares podem ser classificados de acordo com sua temperatura de saída,Frank; Hess; Zahler (12), até 100◦C coletores de
baixa temperatura, entre 100◦C e 250◦C média temperatura, e acima de 250◦C coletores de
alta temperatura. Outra classificação dos coletores solares é baseada no rastreamento solar, conforme duas categorias a saber, os coletores estacionários e os coletores com rastreamento (31). A figura2.2sintetiza ambas as classificações, relacionados os tipos de coletores, ao tipo de rastreamento, e aos níveis de temperatura de saída alcançados.
Figura 2.2 – Tipos de coletores solares relacionados às suas temperaturas de operação e faixa de temperatura de processos industriais .
Nível de temperatura
Coletor plano Tubo vácuo / CPC
Rastreamento Estacionário
Pequeno cilíndrico parabólico / Linear Fresnel
Grande cilíndrico parabólico / Linear Fresnel
Fonte–adaptado deHorta (31)
Os coletores estacionários são equipamentos que possuem a mesma área de intercep-tação e absorção sem concentração, ao passo que os coletores com rastreamento usualmente são equipados com superfícies refletoras concavas que interceptam e direcionam os raios solares a uma pequena área de absorção, elevando o fluxo radiativo na área de absorção (32). Para isso deve possuir um sistema que faz o rastreamento da trajetória solar durante o dia, de modo a minimizar o ângulo de incidência da radiação solar direta no plano da placa absorvedora. O grupo dos coletores estacionários compreende os coletores planos, (FPC - Flat Plate Collector), os coletores de tubos evacuados, (ETC - Evacuated Tube Collector) e os concentradores parabólicos compostos, (CPC - Compound Parabolic Concentrator). Os dois representantes dos coletores rastreadores são os coletores cilíndricos parabólicos, (PTC - Parabolic Trough Collector) e os coletores concentradores linear Fresnel, (LCFC - Linear
Concentrating Fresnel Collector).
A classificação dos coletores quanto à temperatura de saída permite que de acordo com a temperatura da demanda térmica o tipo de coletor mais adequado possa ser selecionado, como mostrado na figura 2.2. Calor de processo para baixas temperaturas, inferiores a 100◦C, pode ser fornecido por coletores solares estacionários, os quais são comercialmente
disponíveis e de menor custo em comparação aos sistemas de rastreamento solar. Aplicações a temperaturas maiores podem ser atendidas por coletores estacionários e coletores rastreadores, os quais são disponíveis comercialmente ou em estágio de desenvolvimento (31).
Após a escolha do tipo de coletor, deve-se selecionar o modelo e a marca do coletor para atender o processo em estudo. Para auxiliar nessa tarefa, existem diversos bancos de dados, onde são apresentadas as informações técnicas do coletor, relativas à sua eficiência térmica, dimensões e queda de pressão, de coletores de diversos fabricantes, como os disponibilizados pelo Instituto SPF para Energia Solar SPF (33), pela Task 48 da IEACalderoni (34) e Task 49 também da IEAHorta (31).
2.4 COMPORTAMENTO TÉRMICO DO COLETOR SOLAR
Como descrito no capítulo1, a demanda da água aquecida do sistema considerada nesse trabalho está a temperatura de 95◦C, desse modo, pode-se adotar um coletor de placas
planas para suprir essa demanda. O modelo matemático para simular o comportamento desse tipo de equipamento será é apresentado no apêndice Aem detalhe. Aqui será explicado o sombreamento em campos solares, e o conceito de estagnação dos coletores e os danos que podem ocorrer.
2.4.1 Sombreamento em coletores solares
Durante o curso de um dia o sol movimenta-se no céu, tendo por vezes sua radiação obstruída por obstáculos posicionados a frente de um coletor solar, reduzindo a energia incidente no coletor, por conseguinte, reduzindo o ganho térmico do coletor. O apare-cimento de sombras sobre coletores solares em campos solares pode ser ocasionado por dois fatores principais, pela presença de objetos nas redondezas do campo, como árvores ou construções, ou pela fileira de coletores à frente (35). Quando coletores solares são arranjados em múltiplas fileiras, todas elas, exceto a primeira, receberão uma fração menor de radiação em algum período do dia, em decorrência do sombreamento entre as fileiras de coletores, como mostrado na figura 2.3. Uma vez que o sombreamento reduz o ganho térmico dos coletores, esse deve ser evitado, ou reduzido (36).
Figura 2.3 – Sombreamento entre fileiras de coletores em um campo solar.
Primeira fileira de coletores Segunda fileira de coletores Área sombreada
Área não sombreada
10 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica
Diversos autores se dedicaram ao desenvolvimento de modelos matemáticos que descrevam esse fenômeno, dentre elesAppelbaum; Bany (37), Bany; Appelbaum (38) e
Groumpos et al. (36), com vários trabalhos recentes considerando o sombreamento em cole-tores solares em seus escopos, tanto para painéis fotovoltaicos como para colecole-tores térmicos.
Odeh; Behnia; Morrison (39) apresentam um estudo de um sistema solar de geração de energia elétrica, no qual, o espaçamento entre as fileiras de coletores foi determinado considerando o sombreamento entre elas, resultando em uma distância maior entre as fileiras para os coletores inclinados, em comparação, aos coletores sem inclinação.Appelbaum (40) apresenta expressões analíticas e valores numéricos para os fatores de visão de um campo de coletores fotovoltaicos com múltiplas fileiras.Weinstock; Appelbaum (41) realiza uma otimização de parâmetros de projeto de um campo de coletores fotovoltaicos e de placas planas, considerando os efeitos de sombreamento, obtendo um aumento da energia de aproximadamente 20 % para uma área fixa, e uma redução por volta de 15 % na área do campo de coletores para uma incidência anual de energia, em comparação às recomendações do Instituto Israelense de Padrões (IIS - Israeli Institute of Standards).
Tian et al. (42) conduziram a análise e validação de um modelo quase dinâmico de um campo de coletores solares planos e cilíndricos parabólicos em série, para a geração de calor distrital, no qual, consideraram o sombreamento entre as fileiras de coletores. O resultado foi um modelo validado que pode ser usado para analisar o desempenho a longo prazo, avaliar as estratégias de controle, e otimizar parâmetros para grandes instalações de aquecimento solar para geração de calor distrital.
Bava; Furbo (43) construíram um modelo detalhado de simulação para um grande campo solar para a geração de calor distrital considerando o sombreamento entre as fileiras de coletores do campo solar. O modelo além de considerar o sombreamento, realiza o controle das válvulas do campo de coletores, para obter a mesma temperatura de saída em todas as fileiras de coletores. O modelo foi validado, demonstrando boa concordância com os dados experimentais para diferentes condições climáticas, podendo ser utilizado para investigar estratégias de controle que podem melhorar a operação da planta.
O sombreamento entre coletores, vem sendo considerado em simulações numéricas e desenvolvimento de estratégias de controle de sistemas solares, conduzindo a resultados com boa compatibilidade com dados experimentais, principalmente quando a perda de carga do circuito hidráulico também é tema do estudo.
2.4.2 Estagnação em coletores solares
A eficiência de um coletor solar está diretamente relacionada à diferença entre sua temperatura de operação e temperatura ambiente (35), desta forma, existe uma temperatura em que, o ganho térmico do coletor é igual às perdas, resultando em eficiência nula (44). Essa temperatura é conhecida por temperatura de estagnação.
Durante a estagnação existe a possibilidade de graves danos tanto aos coletores solares quanto aos demais componentes do sistema, as superfícies absorvedoras seletivas, ao fluido
térmico, e até mesmo o escaldamento dos usuários do sistema (35,45,44).
De acordo comHarrison; Lin (46) é necessário um sistema de controle da temperatura do coletor solar, para mitigar os efeitos danosos da estagnação. Basicamente, existem dois modos de controlar essa temperatura, o primeiro consiste em reduzir a o ganho de energia solar no coletor e o segundo em remover o excesso de energia do coletor. Para evitar o sobreaquecimento, é preferível a dissipação de calor do coletor por convecção natural, tanto tecnicamente quanto economicamente.
Em sistemas pequenos, residenciais por exemplo, a instalação de um dissipador de calor no circuito do coletor, pode evitar danos ao coletor na ocorrência da estagnação. Em sistemas industriais, projetados para suprir demandas térmicas e temperaturas superiores, a instalação de um dissipador de calor também pode ser realizada. Entretanto, devido a temperatura mais elevada, é necessária a instalação de sistemas de resfriamento (46).
No caso de sistemas com rastreamento solar, os coletores podem ser desfocados para reduzir o ganho térmico do sistema e evitar que a temperatura de estagnação seja atingida (44).
2.5 COMPORTAMENTO HIDRÁULICO
Em sistemas hidráulicos, sempre existe uma queda de pressão do fluido escoando, ocasionada pelo atrito entre o fluido e as paredes da tubulação pela qual ele escoa. Essa queda de pressão pode ser determinada através dos modelos matemáticos apresentados no apêndiceB.
Nos sistemas solares, a perda de carga pode resultar em uma distribuição desigual do fluido térmico no campo de coletores solares, conduzindo a temperaturas de saída diferentes para as fileiras de coletores, sendo o projeto dos cabeçotes dos campos solares uma tarefa de vital importância para se obter um bom desempenho do sistema solar (35).
Como exemplo,Bava; Furbo; Dragsted (47) desenvolveram um modelo numérico para a determinação da perda de carga em um sistema solar. O modelo foi utilizado para estudar a distribuição do escoamento do fluido térmico em diferentes arranjos do campo de coletores. O modelo numérico desenvolvido foi posteriormente validado, e implementado em conjunto com um sistema de controle de válvulas de distribuição do fluido térmico através do campo de coletores de uma central de aquecimento solar de água para uso doméstico, onde apresentou excelentes resultados (43). De forma semelhante, Dorantes et al. (48) estudaram o comportamento da queda de pressão do arranjo hidráulico de um sistema solar de aquecimento de água para uma piscina semi-olímpica de uma escola mexicana.
Outro ponto importante refere-se a potência de bombeamento, que é dependente da perda de carga do sistema. Essa grandeza influencia na viabilidade do sistema, e nos custos de operação do mesmo (49). Nesse sentido,Arias; Gavilán; Muren (50) discutiram os modelos físicos para a caracterização da potência de bombeamento em campos de coletores PTC. Esses modelos permitem o cálculo das dimensões dos cabeçotes do sistema, queda de pressão e potência de bombeamento.
12 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica
Os modelos matemáticos utilizados para contabilizar a perda de carga no sistema solar são apresentados no apêndiceB.
3 METODOLOGIA
O projeto conceitual da central de aquecimento solar para suprir a demanda do poço de produção MUI-15 foi adotado peloCENPES (51), sendo apresentado esquematicamente na figura3.1. O sistema de aquecimento solar deve operar em circuito fechado com aquecimento indireto, através de serpentina imersa no reservatório térmico. Essa medida se deve ao fato de a qualidade da água fornecida na localidade ser inferior aos requisitos mínimos de qualidade físico-química necessários para a água que circula no interior dos coletores solares. Outra justificativa é a possibilidade da adoção de fluidos de transferência de calor distintos no circuito hidráulico dos coletores, por exemplo, elevar a temperatura de ebulição da água.
O campo solar é composto por um conjunto de 50 coletores, sendo arranjados em cinco fileiras dispostas em paralelo, com 10 coletores cada, como ilustrado na figura3.1. O circuito hidráulico dos coletores solares possui um dissipador de calor, o qual é utilizado como dispositivo de segurança no sistema. Dessa forma evita-se que o coletor solar atinja ou opere à níveis de temperatura próximos a temperatura de estagnação, preservando a sua integridade, como recomendado porFrank et al. (44). Os dados meteorológicos utilizados correspondem à cidade de Cruz das Almas, também no estado da Bahia, localizada a 60 km de Candeias.
Figura 3.1 – Esquema conceitual do layout do sistema de aquecimento solar para injeção de água no poço MUI-15.
Bomba de circulação
Dissipador de calor Campo de coletores solares planos
Reservatório térmico Serpentina imersa Válvulas XV Válvulas de retenção Resistência de aquecimento auxiliar
Saída de água aquecida para o poço de produção de petróleo
Fonte–adaptado deCENPES (51)
O sistema opera com uma injeção diária de água quente na coluna de produção, estan-do essa programada para ocorrer às 15:00. Desse moestan-do, diariamente às 15 h o controle verifica se a temperatura média do reservatório térmico é igual ou maior que 95◦C (temperatura
14 Capítulo 3. Metodologia
de injeção), em caso afirmativo o fluxo de água do circuito dos coletores é desviado para o dissipador e a água do reservatório térmico é injetada na coluna de produção. Caso contrário, isto é, temperatura média inferior à 95◦C, o sistema auxiliar de aquecimento é acionado
até a água do reservatório atingir a temperatura de injeção, enquanto o fluido térmico dos coletores escoa através do dissipador de calor, evitando a estagnação dos coletores. Quando a temperatura média do reservatório atinge 95◦C a injeção de água é realizada. É importante
salientar que é prevista uma injeção de água quente no poço por dia. Após a injeção, o reservatório térmico é reabastecido com água não aquecida. Em seguida, a água do circuito hidráulico dos coletores volta a circular na serpentina imersa, reiniciando o aquecimento da água do reservatório, caso houver ganho térmico no circuito dos coletores (radiação solar suficiente pare aquecer o circuito).
Com base no projeto conceitual do sistema de aquecimento solar para injeção de água no poço MUI-15 e de seu sistema de controle, pode-se propor um modelo de simulação no ambiente de simulação TRNSYS. O programa TRNSYS possui um ambiente de simulação generalizado, desenvolvido para simular o comportamento transiente de sistemas, com seu foco principal sendo a simulação de sistemas térmicos, possuindo estrutura modular e de código-aberto. A ferramenta trabalha com componentes modulares, denominados types1, contando com uma biblioteca padrão e uma biblioteca adicional de componentes . Esses
typessão modelos matemáticos consolidados que representam o comportamento físico de um
componente, normalmente implementados com a linguagem de programação FORTRAN. A construção de um projeto dentro do ambiente gráfico do TRNSYS inicia com a seleção dos types que representarão os componentes do sistema. A seção3.1 apresenta e descreve os componentes utilizados para a construção das simulações. Na sequência, na seção3.2explana-se o sistema de controle implemento, e por fim, na seção3.3, são mostrados os parâmetros de entrada dos componentes para a realização da simulação, bem como seus valores e as justificativas para adoção dos respectivos valores.
3.1 COMPONENTES PARA A SIMULAÇÃO
Conhecidos os equipamentos necessários para a central de aquecimento solar e suas respectivas funções, faz-se necessário selecionar dentro das bibliotecas do programa TRNSYS, quais modelos melhor representam os fenômenos físicos de interesse. Além disso, por vezes, os componentes das bibliotecas do programa podem não possuir todas as características necessá-rias para a simulação, fazendo-se necessário editar os modelos matemáticos dos componentes existentes, ou criar novos componentes. Os componentes utilizados são listados na tabela3.1, com a explicação detalhada do funcionamento e das considerações físicas adotadas para cada um dos componente sendo realizada na seção seguinte.
Para seu funcionamento, os componentes precisam de dois tipos de entradas, os parâmetros e os inputs. Os parâmetros são constantes que permanecem inalteradas durante
1 O termo type será utilizado no decorrer do trabalho para nomear os componentes utilizados, por exemplo,
Tabela 3.1 –Componentes utilizados para a simulação do sistema de aquecimento solar para o poço de MUI-15.
Componente Nome Função
Bomba dos coletores Type3d Bombeia o fluido térmico através do sistema. Processador de dados meteorológicos Type 99 Realiza a leitura e determinação das irradiações
incidentes no plano do coletor.
Cabeçote de entrada Type8001 Componente que direciona o fluxo de massa do sistema para cada uma das fileiras de coletores. Cabeçote de saída Type8002 Realiza a mistura dos fluxos de massas das fileiras
de coletores em um único fluxo de massa. Tubulações isoladas Type8003 Calcula a perda térmica e queda de pressão das
tubulações isoladas do sistema.
Reservatório térmico Type8004 Reservatório térmico vertical com serpentina i-mersa e sistema auxiliar de aquecimento.
Dissipador de calor Type8005 Dissipador de calor composto por tubos aletados sujeitos a convecção mista.
Coletor solar de placas planas Type8006 Coletor solar de placas planas associados em série e paralelo.
Válvula misturadora Type8007f Realiza a combinação de dois fluxos de massa em um fluxo de massa.
Válvula divisora Type8007h Divide um fluxo de massa em dois fluxos de massa controlada por sinal externo.
Válvulas Type8008 Calcula a perda de carga de válvulas gaveta e de retenção abertas.
toda a simulação, por exemplo, a área do coletor solar, já os inputs, são variáveis, que dependem de outros componentes do sistema, por exemplo, a temperatura de entrada dos coletores solares. Salienta-se que o termo type é utilizado para nomear os componentes utilizados dentro das simulações no ambiente TRNSYS.
3.1.1 Bomba dos coletores
O componente considera uma bomba de velocidade constante, com vazão máxima especificada pelo usuário. A bomba é acionada através de uma função de controle externa, de valor 0 ou 1. A potência consumida pelo componente pode ser calculada por uma função linear entre a potência e a vazão mássica, ou, por uma relação fornecida pelo usuário.
Os parâmetros que devem ser fornecidos pelo usuário para o funcionamento do componente são a máxima vazão, 𝑚̇𝑚𝑎𝑥, calor específico do fluido de trabalho, 𝑐𝑝, máxima
potência da bomba, 𝑃𝑚𝑎𝑥, e o coeficiente de conversão de potência em energia térmica para
o fluido, 𝐹𝑝𝑎𝑟. Já os inputs do Type são a temperatura de entrada do fluido, 𝑇𝑖𝑛, e o sinal de
controle, 𝛾. Os três outputs do Type são, a temperatura de saída do fluído, a vazão e a potência consumida. A temperatura de saída do fluido da bomba, 𝑇𝑜𝑢𝑡, é obtida através da equação da
energia térmica para sistemas com escoamento em regime permanente, na qual é isolada a temperatura de saída, conforme a equação que segue,
𝑇𝑜𝑢𝑡 = 𝑇𝑖𝑛+
𝑃𝑝𝑢𝑚𝑝 𝐹𝑝𝑎𝑟
16 Capítulo 3. Metodologia
A vazão de saída, 𝑚̇𝑜𝑢𝑡, é simplesmente o produto entre a vazão máxima fornecida
pelo usuário e o sinal de controle da bomba, como segue,
𝑚̇𝑜𝑢𝑡 = 𝛾 𝑚̇𝑚𝑎𝑥 (3.2)
A potência consumida é calculada linearmente através do produto entre a potência máxima e o sinal da função de controle, sendo,
𝑃𝑝𝑢𝑚𝑝 = 𝛾 𝑃𝑚𝑎𝑥 (3.3)
3.1.2 Dados climáticos
O conjunto de dados meteorológicos utilizados para as simulações é chamado de ano meteorológico típico, (TMY - Typical Meteorological Year),este que reúne as condições meteorológicas médias da localidade para um período 30 anos (35).
No Brasil existem três fontes principais de dados de radiação solar: a base dados do projeto SWERA (Solar and Wind Resource Assessment), as estações da rede SONDA e os dados das estações meteorológicas do INMET. Na cidade de Candeias, estado da Bahia, não existem estações ou dados disponíveis, entretanto, existe uma estação automática do INMET na cidade Cruz das Almas, localizada a 60 km de Candeias.
Os dados de radiação solar das estações do INMET compreendem somente a radiação total incidente (soma da parcela direta e da parcela difusa), não existindo o detalhamento necessário para realizar as simulações, isto é, a radiação direta e radiação solar difusa incidentes no plano horizontal (52). De modo a resolver esse problema, podem ser utilizados modelos para determinar a radiação direta incidente. Dentre os modelos disponíveis, foi utilizado o modelo BRL-Brasil. Esse modelo é uma evolução do modelo de Boland-Ridley-Laurent (BRL), que foi ajustado para as características do clima brasileiro, com a descrição completa do modelo disponível no trabalho deLemos et al. (52).
Com o conhecimento das radiações incidentes no plano horizontal faz-se necessário determinar a radiação que incide no plano inclinado da placa absorvedora do coletor. No presente trabalho foi empregado o modelo de céu isotrópico de Liu e Jordan (53) , uma vez que esse modelo já se encontra implementado nos componentes do TRNSYS.
Os dados climáticos e de radiação solar são adicionados à simulação através de um processador de dados meteorológicos, o qual realiza a leitura de um arquivo de texto em formato padronizado que contém os dados medidos. Os parâmetros que devem ser fornecidos são: o arquivo de texto com os dados mensurados, qual o modelo de céu empregado para o cálculo da radiação difusa no plano coletor (inclinado), a inclinação do coletor, seu ângulo de azimute e o modo de rastreamento da superfície (fixa, eixo vertical (azimute), eixo da superfície ou biaxial).
