PhD Program on Sustainable Energy Systems 2013-14
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Energy Systems integration
Assignment (Proposal)
Implementation of a C...
2 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
INDICE
1 Introdução .............................................
3 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
1 INTRODUÇÃO
Hoje em dia a conversão de energia através de fon...
4 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
2 CASO DE ESTUDO
2.1. APRESENTAÇÃO
Este trabalho pretende foca...
5 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Fig.2 – Perfil de consumo mensal de Gás de Cozinha (m3
)
Fig.3...
6 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Fig.5 –Aspecto geral do CHP no Sistema (heat and electricity)
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7 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Figura 7 – Distribuição de energia eléctrica do sistema integr...
8 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
A água que sai a temperaturas da ordem dos 80-100ºC (Ballard, ...
9 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Ainda em relação ao “fluido quente” da pilha de combustível, u...
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Tabela 8 – Valores de velocidade óptima em função da massa es...
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4.7 Painéis fotovoltaicos
Os painéis fotovoltaicos a instalar...
19 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
electrolisador a implementar, será da marca AGE com o modelo ...
20 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
No presente exemplo escolheram-se os depósitos e capacidades ...
21 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
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22 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Tabela 14 – Preços do gas produzido/consumido
Gas Preço
Hidro...
23 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Tabela 15 – Custos/investimento com o equipamento a implement...
24 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Conforme se observa, um maior dispendio do excedente de energ...
25 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Tabela 17 – Cenário 1: Excedente de energia totalmente vendid...
26 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Tabela 19 – Cenário 3 - 70% do excedente de energia, vendido ...
27 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
Como se pode observar, o 8º ano, é o ano referente ao final d...
28 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805
6 CONCLUSÕES
No presente trabalho, procurou-se avaliar o pote...
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7. Bibliografia
[1] Brasil H2 Fuel Cell Energy, Eng. Emilio H...
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[20] "Safety Standard for Hydrogen and Hydrogen Systems: Guid...
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  1. 1. PhD Program on Sustainable Energy Systems 2013-14 . Energy Systems integration Assignment (Proposal) Implementation of a CHP solution on a commercial building (Hotel) by using hydrogen systems -Case study - Student Ricardo Simões Santos (PhD)
  2. 2. 2 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 INDICE 1 Introdução .............................................................................................................................. 3 2 Caso de estudo ...................................................................................................................... 4 3 Dimensionamento do Sistema a ser implementado .............................................................. 9 3.3. Determinação da potência eléctrica de entrada do electrolisador .......................... 10 3.4. Dimensionamento dos depósitos de Hidrogénio e Oxigénio .................................. 10 3.5. Dimensionamento do depósito de água.................................................................. 11 4 Escolha dos equipamentos.................................................................................................. 15 4.1 Escolha dos depósitos............................................................................................. 15 4.2 Tubagens................................................................................................................. 16 4.3 Válvulas ................................................................................................................... 16 4.4 Redutores de pressão ............................................................................................. 16 4.5 Instrumentação............................................................................................................ 16 4.6 Controlo ....................................................................................................................... 17 4.7 Painéis fotovoltaicos.................................................................................................... 18 4.8 Pilha de combustível ................................................................................................... 18 4.9 Electrolisador............................................................................................................... 18 4.10 Compressor de hidrogénio/oxigenio............................................................................ 19 4.11 Permutador de calor.................................................................................................... 20 5 Analise Economica e de exploração.................................................................................... 20 5.1 Valores tarifarios de venda da energia, de compra/venda de Gas Natural, Oxigenio e Hidrogénio ........................................................................................................................... 20 Tarifas aplicáveis na venda/compra da energia eléctrica á rede - Regime tarifário da Minigeração ......................................................................................................................... 21 Tarifas de venda de hidrogénio, oxigénio e de compra de gas Natural.................................. 21 5.2 Pressupostos adoptados............................................................................................. 22 5.3 Definição de cenários.................................................................................................. 22 5.4 Custos envolvidos ....................................................................................................... 22 5.5 Exploração do investimento ........................................................................................ 23 5.6 Mapas dos cash-flows................................................................................................. 24 6 Conclusões........................................................................................................................... 28
  3. 3. 3 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 1 INTRODUÇÃO Hoje em dia a conversão de energia através de fontes de energia de origem renovável , como a energia eólica ou a fotovoltaica (PV), combinado com um sistema de armazenamento de energia adequado, pode desempenhar um papel importante no desenvolvimento e operação de sistemas de origem A Distribuição de energia (stand alone ou ligado à rede) (Dixon et al, 2007) (Cavallaro et al, 2007). Além disso, o uso de tecnologias de armazenamento de energia em sistemas integrados, permite minimizar os custos da procura de energia durante os horários de pico, bem como os custos associados com as falhas que possam existir no sistema de produção centralizada, associado à rede pública de energia eléctrica (Harrison & Levene , 2008) ( Ulleberg , 1998). Contudo, e no caso do uso da energia solar para a produção de energia eléctrica, exige sistemas de armazenamento adequados, de forma a adaptar a imprevisibilidade associada ao perfil de produção fotovoltaico ao perfil da procura, associada por sua vez ao consumo de energia, armazenando deste modo o excedente de energia produzida para depois a mesma ser fornecida em períodos de indisponibilidade solar (Cavallaro et al, 2007). Por outro lado, e em alguns locais, a incapacidade no transporte de calor ao longo de grandes distâncias conduziu a um modelo completamente diferente em material de aquecimento de agua quente sanitária (AQS), dando origem a produção de agua quente in situ e quando necessário, dando lugar a produção descentralizada ( Staffel , 2009). O sistema normalmente usado em centros urbanos e em grandes edifícios comerciais, baseia-se na utilização de caldeiras a gás natural, apresentando eficiências até 90% pela queima do combustivel numa unidade compacta ( Staffel , 2009). No entanto, é sabido que as pilhas de combustível , podem produzir calor, (para além de electricidade) cuja gama de temperaturas, varia de acordo com a tecnologia utilizada (PEM , AFC , MOFC, etc). Tratando-se de pilhas de combustivel com a tecnologia PEM (Proton Echange Membrane), a produção de energia electrica é possivel e isenta de emissões de CO2, reduzindo-se desta forma, a dependência de combustíveis fósseis do exterior (Ballard, 2002) bem como a pegada ecológica com a produção de electricidade e calor. Este trabalho pretende assim incidir sobre a implementação de um sistema de cogeração num edifício comercial típico, nomeadamente um hotel com necessidades especificas de AQS, para as mais diversas aplicações associadas (casa de banho, piscinas, restaurantes, lavandaria, etc.). Tendo em conta as diferentes necessidades energéticas deste tipo de edifício, quer em termos de energia eléctrica, quer de água quente, um sistema de Cogeração surge como uma solução disponível a fim de aumentar a disponibilidade das fontes energéticas descritas acima (de origem renovável), bem como a autonomia deste tipo de edifícios em termos energéticos, reduzindo adicionalmente as emissões de CO2 (de um modo geral). Contudo é sabido que o investimento inicial neste tipo de tecnologia é bastante significativo, representando actualmente cerca de 2500 €/kW aprox., bem mais do que a tecnologia eólica (658 €/kW) ou até mesmo outros sistemas de cogeração (800 €/kW) [25]. Contudo, se analisarmos os diferentes ganhos que se podem obter com a utilização desta tecnologia, nomeadamente com a venda de oxigénio, de hidrogénio, bem como as principais poupanças, obtidas com a energia eléctrica e agua quente e ainda tendo em conta que o preço da tecnologia têm vindo a baixar nos últimos anos, é de se esperar um maior interesse neste tipo de tecnologia nos próximos tempos. Este trabalho, pretende de alguma forma demonstrar o potencial desta tecnologia e os benefícios que dela se podem obter, através de um exemplo de aplicação, neste caso numa unidade hoteleira,
  4. 4. 4 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 2 CASO DE ESTUDO 2.1. APRESENTAÇÃO Este trabalho pretende focar o desenvolvimento de uma solução baseada num sistema integrado do tipo CHP (Combined Heat Power) que satisfaça as necessidades energéticas de uma unidade hoteleira, neste caso, um hotel de 3 estrelas, localizado na zona do Alentejo, nomeadamente em termos de água quente sanitária (AQS) e electricidade. O edifício, possui uma potência instalada de cerca de 31 kWe (aprox.), sendo que com base no seu diagrama de carga, será realizado um estudo de forma a se avaliar a viabilidade técnico-económica do sistema integrado a implementar, com base na tecnologia a implementar. Um dos desafios deste trabalho, é projectar um sistema integrado de modo a satisfazer o seu consumo sem a necessidade de se recorrer á rede pública, seja em termos de gás natural, ou energia eléctrica, ou pelo menos reduzir o máximo possível a sua dependência, maximizando a rentabilização do seu investimento. Nesse contexto, procura-se explorar os benefícios de um sistema deste tipo, através dos seus produtos e sub-produtos, nomeadamente energia eléctrica, agua quente, hidrogénio e oxigénio, onde o excedente de hidrogénio/oxigénio pode ser vendido, havendo a vantagem de haver um grau de pureza de 99,999% de hidrogénio, dado o tipo de tecnologia empregue, assim como haver um elevado teor de pureza em relação ao oxigénio, que pode ser aproveitado para aplicações industriais, ou até mesmo (e com o necessário tratamento) para aplicações medicinais por exemplo. Os ganhos obtidos com a energia eléctrica produzida, poder-se-ão traduzir em poupanças auferidas, assim como o calor gerado pelo processo, no que toca a poupança em gás natural. 2.2. Características do local e necessidades energéticas específicas do empreendimento 1 Como referido anteriormente, o edifício comercial onde será implementado o sistema, será uma unidade hoteleira de 3 estrelas, cujas principais características são as seguintes:  62 quartos (with private bathroom)  1 Restaurante  1 Lounge Bar  1 Piscina exterior  Outros pontos de consumo (lavandaria, casas de banho, zonas comuns) A potência eléctrica total instalada (incluindo factor de simultaneidade), situa-se nos 31 kW, apresentando um perfil mensal de consumo médio diário de Águas Quentes Sanitárias (AQS) de 90 m 3 (Fig.1). Fig.1 – Perfil de consumo mensal de água quente (m 3 ) Nas Figs. 2 e 3, apresentam-se os valores médios mensais, referentes ao consumo de agua quente sanitária (AQS), bem como a taxa de ocupação na unidade hoteleira para o mês de Maio de 2013.
  5. 5. 5 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Fig.2 – Perfil de consumo mensal de Gás de Cozinha (m3 ) Fig.3 – Volume de ocupação mensal (pessoas) 1 Chama-se a atenção que os gráficos acima apresentados, constituem outputs, exportados em ficheiros “.xls”, provenientes de sistemas de monitorização automática, não tendo havido possibilidade de tratamento (em termos de definição de unidades nos eixos dos gráficos (embora seja perceptível) por esse mesmo facto. Através da taxa de ocupação, e do volume de água consumido, procurar-se-á definir as necessidades de AQS, e qual o caudal máximo de AQS que o sistema em estudo pode fornecer. Através dos valores monitorizados da carga eléctrica ao longo de cada mês, representando deste modo o seu perfil de consumo, pode-se elaborar um digrama de carga, cuja representação gráfica, encontra-se na Fig.4. 2 410 3 7 965 8 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0 kW Hours Fig.4 – Diagrama de carga diário da unidade hotel 2.3. Enquadramento do sistema a ser implementado A Fig.5 permite apresentar o enquadramento do sistema que se pretende implementar no Hotel, através dos pontos de consumo, quer sejam de energia eléctrica, quer de água quente.
  6. 6. 6 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Fig.5 –Aspecto geral do CHP no Sistema (heat and electricity) Fonte: adaptado de Staffel, I. (2009) O sistema CHP, não exclui por si só, a ligação ao sistema centralizado/rede de energia eléctrica ou de gás natural, devido á insuficiência por exemplo em termos de recurso solar em determinado dia, ou em casos de falha do próprio sistema (disponibilidade de serviço) ou até mesmo para uma eventual venda da energia á rede nos períodos de menor energia consumida e maior disponibilidade em termos de recurso solar. Nos períodos onde este recurso é inexistente (períodos nocturnos) haverá o recurso ao sistema de armazenamento através da energia química contida no hidrogénio e oxigénio, do qual se abordara com mais detalhe na secção seguinte. 2.4. Caracterização do recurso solar existente no local e da integração com o diagrama de cargas da instalação do edifício Pretendendo-se dimensionar um sistema integrado de produção de energia eléctrica, recorrendo a um sistema fotovoltaico (PV) e a um sistema de hidrogénio, foram recolhidos dados médios diários de irradiação solar provenientes de uma estação meteorológica local (Fig.20), registados na base de dados europeia PVGIS 1 , disponível online e cuja representação gráfica, pode ser observada através da Fig.6. Figura 6 – Valores de radiação solar médios diários no local Através da curva de irradiação solar obtida, e com base na área e eficiência dos painéis fotovoltaicos, obteve-se a respectiva curva de potência do sistema, sobrepondo posteriormente o diagrama de carga obtido na Fig.4, do qual se obteve a distribuição de energia eléctrica (consumida e produzida) afecta ao sistema integrado em estudo (Fig.7) 1 PVGIS - Photovoltaic Geographical Information System (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php) 0,0 125,0 250,0 375,0 500,0 625,0 750,0 875,0 1000,0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223 Irradiaçãosolar(W/m2) horas
  7. 7. 7 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Figura 7 – Distribuição de energia eléctrica do sistema integrado (consumida + produzida) Com base na Fig.7, e recorrendo a software de calculo, o valor de energia média resultante, foram obtidos os valores de energia eléctrica diária: E1 = 478 kWh → Energia total diária consumida pela instalação; E2 = 983 kWh → Energia (média diária) produzida pela central fotovoltaica; E3 = 193 kWh → Energia consumida pela instalação que não é coberta pelo sistema fotovoltaico; E4 → Excedente de energia produzida pelo sistema fotovoltaico; E5 → Energia que satisfaz a carga directamente durante produzida pelo sistema fotovoltaico; E6 → Excedente de energia produzida pelo sistema fotovoltaico, que será vendido á rede 2.5. Breve descrição do funcionamento do sistema a implementar A Central fotovoltaica alimentará directamente a carga e o electrolisador através de dois conversores de potência (Fig.8). Em caso de falha da energia proveniente do sistema fotovoltaico, a carga passa a ser alimentada pela Pilha de Combustível recorrendo ao hidrogénio armazenado. O hidrogénio e o oxigénio são produzidos electroquimicamente no electrolisador e armazenados em depósitos próprios. A Pilha de Combustível, do tipo PEM, é alimentada por Hidrogénio por ar forçado, podendo ser enriquecido ou não com parte do oxigénio produzido, gerando uma força electromotriz e como subprodutos, água e calor, obtidos sob a forma de vapor de água. Este vapor de água será posteriormente reaproveitado, sendo condensado e armazenado no depósito de água que abastecerá mais tarde o electrolisador. Figura 8 – Aspecto geral do sistema integrado a implementar (Fonte: do autor) DC/AC Converter Electrical load Photovoltaic (PV) Power systems System Monitoring & Control Fuel CellElectrolyser O2 Deposit H2 Deposit H2O Deposit Desalination Air TI PITI PI PI TI Flow control and mix system DC/DC Converter 1 DC/DC Converter 2 Heat Changer House apliances Fresh water Fresh water Hot Water Water 2 410 3 7 965 8 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 20 50 60 80 100 120 kW 140 PV System Load E3 E3 E5 E2 E1
  8. 8. 8 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 A água que sai a temperaturas da ordem dos 80-100ºC (Ballard, 2002), será posteriormente arrefecida por meio de um permutador de calor, que ira transmitir o calor daí resultante para aquecer a água que será usada para o abastecimento da rede de AQS do edifício, através de um sistema térmico que incorpora caldeira, termoacumulador e camara de combustão, com possibilidade de fornecer agua quente, através do sistema integrado em estudo, quer através da queima de gás natural, através da camara de combustão. A gestão é realizada pelo próprio sistema, sendo dependente do caudal de água quente a disponibilizar a saída, e de acordo com as necessidades do edifício. Mais adiante, será explicada esta integração. Nestas condições, e conforme referido anteriormente, o sistema é concebido para que o edifício seja auto-suficiente em termos da energia eléctrica que consome, prevendo-se no entanto a possibilidade de socorrer-se da rede pública de abastecimento de energia eléctrica em situações pontuais, como por exemplo a falha do sistema acima mencionado, ou em situações onde se possa vender o excedente de energia eléctrica produzido/armazenado á rede pública de energia eléctrica. Integração do sistema integrado com o sistema térmico de produção de AQS e descrição do sistema de produção de agua quente através da pilha de combustível De acordo com a Fig. 8, o permutador de calor, será instalado junto á pilha de combustível, destinando-se a funcionar em série com o circuito de refrigeração auxiliar da mesma. O “fluido quente” do permutador, será a água desmineralizada, responsável pelo arrefecimento da pilha de combustível, que transmitirá calor através do permutador, que será de placas, pelas razões que se apresentam na secção dedicada á sua escolha. O “fluido frio” do permutador, será a água que alimentara o sistema AQS, através do sistema de caldeira com entrada própria, tipicamente usada para sistemas termo-solares, e que será uma entrada adicional de agua quente, adicionando-se á já existente através de gás natural para garantir a máxima disponibilidade de água quente para o edifício, através de qualquer uma das entradas disponíveis, sendo a gestão feita pelo sistema térmico integrado existente no edifício. Na Fig.9, encontra-se esquematizado um sistema deste tipo. Figura 9 – Diagrama esquemático da integração do subsistema de produção de agua quente (através da pilha de combustível) no sistema térmico de AQS ja existente no edificio (Fonte: Solvis (http://www.ffsolar.com))
  9. 9. 9 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Ainda em relação ao “fluido quente” da pilha de combustível, um sensor de caudal, devera monitorizar o caudal do respectivo fluido, enviando dados ao CPU responsável pela gestão integrada do sistema “pilha de “combustível”+”depósitos”+”fotovoltaico”+”sistemas auxiliares” (Fig.8) que ficara encarregue pela articulação entre o sistema de arrefecimento da pilha de combustível e o permutador. De referir que na eventualidade de não haver um arrefecimento eficaz do liquido de refrigeração da pilha de combustível, pelas mais diversas razões e para a temperatura de operação desejada, o próprio sistema de arrefecimento da pilha de combustível devera funcionar integralmente, de forma a garantir as temperatura de operação, previamente estabelecida, evitando assim a sua degradação (e eventual destruição) por excesso de temperatura. 3 DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA A SER IMPLEMENTADO 3.1. Considerações prévias do dimensionamento Na parte respeitante ao dimensionamento dos sistemas de hidrogénio, e uma vez que não se conhece ainda qual a quantidade de gás que pode ser armazenada nos depósitos, pois o volume de hidrogénio armazenado, varia essencialmente em função da pressão de armazenamento, da temperatura e da tecnologia de armazenamento disponível, torna-se essencial partir de pressupostos de dimensionamento, sendo que, e no que respeita á tecnologia de armazenamento escolhida, serão utilizados para o efeito, depósitos em aço. Ainda no âmbito dos sistemas de hidrogénio, consideram-se os seguintes parâmetros: Pressão do hidrogénio e oxigénio á saída do electrolisador: 25 Bar Pressão á entrada da pilha de hidrogénio: 2 Bar Observando-se o diagrama de carga da Fig.4, verifica-se que a potência máxima estimada na carga, é de 31 kW aproximadamente, pelo que entendeu-se escolher duas pilhas de combustível de 16 kW, devido ao facto de se estar limitado aos valores nominais dos equipamentos existentes no mercado. Relativamente a rendimentos, quer no que respeita a electrolisadores, pilhas ou a conversores de potência, foram considerados os seguintes valores no dimensionamento: ηCP1 = 0,98 ηCP2 = 0,98 ηElect = 0,78 ηFC = 0,60 ηDepH2 = 0,95 ηDepO2 = 0,98 ηCP3 = 0,99 3.2. Análise do diagrama de carga e determinação do excedente diário de energia eléctrica que pode ser vendido á rede De forma a garantir a sustentabilidade do sistema, torna-se necessário que a energia produzida durante o dia pelo sistema fotovoltaico, seja suficiente para alimentar a carga directamente nas horas de maior radiação solar, i.e, de maior produção de energia eléctrica, assegurando de igual forma o fornecimento de energia eléctrica á carga durante as horas de ausência de produção de energia eléctrica á noite, através do sistema de hidrogénio implementado. Tendo em conta os dados do projecto obtidos até agora, procede-se a essa verificação. 5 1 3E E E 478 193 285 kWh        5F 5 1 3E E . 285 0,98.0,99 293,75 kWhCP CP    4 2 5FE E E 983,00 293,75 689,25kWh     Verificação da viabilidade na obtenção de energia de forma a satisfazer a carga durante a noite
  10. 10. 10 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 4C 4 1 2 3E E . 689,25 0,98 0,78 0,95 0,60 0,98.0,99 291,36kWhCP Elect DepH FC CP CP                  4C 3291,36 193 E E   Conclui-se portanto que o volume de energia armazenado sob a forma de hidrogénio (energia química), satisfará o diagrama de carga durante as horas de não produção/produção insuficiente por parte do sistema PV, onde naturalmente se inclui o horário nocturno de funcionamento. Determinação do excedente de energia eléctrica vendida á rede Para a estimativa da energia vendida á rede (E6), procurou-se achar o respectivo excedente de energia que não será aproveitado pelo sistema de hidrogénio, para armazenamento de energia química, que permitirá desenvolver a energia E3. Assim sendo, a energia diária (E6), vendida á rede pode ser estimada através da seguinte expressão:         4C 3 6 1 3 1 2 3 . . 2 E E 291,36 193,00 E . . .0,98.0,99 225,75 0,98.0,98.0,99.0,78.0,95.0,60. . . . . CP CP CP CP CP Electr Depos H FC kWh             3.3. Determinação da potência eléctrica de entrada do electrolisador Através do diagrama de carga obteve-se a potência eléctrica inerente á pilha de combustível, obtida para o presente exemplo de dimensionamento, i.e: P 32,00kW Calculando agora o valor de potência do electrolisador, obtêm-se: . 2 . P 83,05kW . . FC Electrolis FC DepositoH Electrolis P      3.4. Dimensionamento dos depósitos de Hidrogénio e Oxigénio Para o cálculo do depósito de hidrogénio fora considerado um depósito onde o volume de hidrogénio produzido provém do excedente de energia (E4) durante a exposição solar. Tendo em conta, que se pretende adquirir um depósito, constituído por garrafas de 200 bar para o armazenamento do hidrogénio, e afectando a mesma energia pela eficiência do conversor de potência (CP1) e pela eficiência do electrolisador, têm-se a energia química correspondente á saída do mesmo, ou seja: 4 1[ ] 689,25 0,98 0,78 526,86 [ ] [ ] 3600 1896706,00CP ElectE kWh E kWh E kJ E kWh kJ            Utilizando o poder calorifico superior (ou capacidade calórica bruta do Hidrogénio (Hn)), e calculando o volume de hidrogénio para a pressão de armazenamento de 1 atm, obtêm-se: 3 3 H [ ] 1896706 V [ ] 175,62 10800n E kJ m m H    K273,15ºC0ºTPa,101bar,1,01325bar1atm 5  Recorrendo á equação dos gases perfeitos, procede-se ao cálculo do número de moles para o volume de H2, acima calculado, ou seja: Pelo que o volume de hidrogénio para a pressão de 200 bar (pressão de armazenamento considerada) pode ser calculado da seguinte forma:   5 H 1,01325 10 175,62 n 7301,14 8,314 20 273,15 P V mol R T         
  11. 11. 11 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805     2 20 3 3 H 5 20 7301,14 8,314 20 273,15 V 0,89 200 10bar Hn R T m m P            Através da equação química da reacção redox (redução-oxidação) do hidrogénio com o oxigénio, sabe-se que para duas moléculas de água (2H2O) serão necessárias duas moléculas de hidrogénio (2H2) e uma molécula de oxigénio (O2) pelo que, e com base nesta premissa, o volume do oxigénio para 200 bar, fora calculado através da seguinte expressão:   2 2 3 3 O 20 0,89 V 0,44 2 2 H bar V m m      Porque poderá acontecer uma situação de indisponibilidade de energia por parte do sistema fotovoltaico, ou por razões de produção insuficiente (dias seguidos de céu nublado por exemplo, ou avaria de painéis fotovoltaicos), foi previsto o armazenamento de hidrogénio, oxigénio e água para 7 dias, sendo que na prática corresponderia activar o sistema de produção, (previamente) sem haver qualquer consumo pela unidade hoteleira. Assim, e para o oxigénio armazenado, e relembrando que se estipulou inicialmente uma eficiência de armazenamento associada ao depósito de 98% (ηDepO2 = 0,98), verifica-se que se obtêm uma perda diária de 2% do volume armazenado, já para o hidrogénio armazenado, estipulou-se uma eficiência de 95 % (ηDepH2 = 0,95), obtendo-se uma perda diária de 5% do volume armazenado. (Tabela 1): Tabela 1 – Previsão do volume de oxigénio para 7 dias, valores diários e valores semanais (7 dias) Hidrogénio Oxigénio Dias Hidrogénio Perdas [-5%] Total armazenado Oxigénio Perdas [-2%] Total armazenado V [m3 ] 200 bar V [m3 ] 200 bar V [m3 ] 200 bar V [m3 ] 200 bar V [m3 ] 200 bar V [m3 ] 200 bar 1 0,89 0.04 0,85 0,44 0.09 0,43 7 6,23 0,31 5,92 3,08 0.06 3,02 Assim e na determinação dos volumes estimados, associados a cada um dos gases, e contemplando as fugas em cada um dos depósitos ao longo da semana, determina-se que os valores mínimos que os depósitos, deverão ter em matéria de capacidade máxima, serão os seguintes: 3.5. Dimensionamento do depósito de água Para o cálculo do depósito de água, necessitou-se de conhecer qual o número de moles do volume calculado de hidrogénio. Tendo em conta as perdas associadas a pilha de combustível e ao armazenamento do hidrogénio, há que ter em conta a reposição de água diária. De seguida apresentam-se os cálculos para os volumes de água consumida, produzida e a resposta diária: Volume de água consumida pelo electrolisador Como a água entra no electrolisador á pressão atmosférica (1,0325 bar=1,01325x10 5 Pa), os cálculos serão realizados nessas condições e á temperatura de 20ºC, considerando este valor como o valor á temperatura ambiente. Refira-se que se poderia ter usado a capacidade calórica liquida (Ho), embora para efeitos de dimensionamento e querendo assegurar disponibilidade de água disponível ao Electrolisador, considerou-se a capacidade calórica bruta (Hn) como o parâmetro adoptado neste dimensionamento. 3 . 2 3 . 2 . [ ] [ ] .3600 1610753,00 . . . . Electrolis CP CP FC Depos H Electr E kWh E J j        2 2 3 O min 3 H min V 3,08 V 6,23 m m  
  12. 12. 12 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 , 3 3. H [ ] 1610753,00 V [ ] 149,14 10800 Electrolis n E J m m H      5 H 1,01325 10 149,14 n 6200,43 8,314 20 273,15 P V mol R T           2 H2O-C 6200,43 2 16 V 111,61 1000 1000 H On l       Volume de água produzida pela pilha de combustível Como a água sai da pilha de combustível á pressão atmosférica (1,0325 bar=1,01325x105 Pa), os cálculos serão realizados nessas condições e á temperatura de 20ºC, considerando este valor como o valor referente á temperatura ambiente. Refira-se que se poderia ter usado a capacidade calórica liquida (Hn), embora para efeitos de dimensionamento e querendo prever a situação mais desfavorável, considerou-se a capacidade calórica bruta (Ho) como o parâmetro adoptado neste dimensionamento. 3 2 3 [ ] 193 [ ] .3600 .3600 716141 . 0,98.0,99 FC CP CP E kWh E j j      , 3 3 H 0 [ ] 716141 V [ ] 56,19 12745 FCE J m m H      5 H 1,01325 10 56,19 n 2312,65 8,314 20 273,15 P V mol R T           2 H2O-P 2312,65 2 16 V 41,63 1000 1000 H On l       Volume de água reposta Querendo tornar o sistema o mais sustentável possível, mantendo ao mesmo tempo a continuidade no seu funcionamento, procede-se á determinação da quantidade de água a repor no sistema, sendo esta obtida através da seguinte expressão: Rep H2O-C H2O-PV V V 69,98l   Como se prevê o funcionamento durante 7 dias do sistema, e conforme o analisado em cima na determinação dos volumes dos depósitos de hidrogénio e oxigénio, procede-se então á seguinte estimativa (Tabela 2) dos volumes produzidos e consumidos: Tabela 2 – Previsão dos volumes de água produzida, consumida e reposta Consumido Produzido Reposição Situação V [l] Água V [l] Água V [l] Água 1 dia 111,61 41,63 69,98 7 dias 781,27 291,39 489,96 Nota: Consideram-se desprezáveis as perdas ocorridas na canalização e no depósito de água Prevê-se assim, a utilização de um depósito de 500 litros de forma a contemplar as exigências tidas no dimensionamento, i.e, contemplando as perdas de água, que ocorrem durante os 7 dias de funcionamento (e assumindo que a agua é reposta semanalmente). 3.6. Determinação do número de painéis fotovoltaicos a instalar na cobertura e numa zona contígua ao edifício Tendo em conta os níveis de recurso solar existentes na região onde a unidade hoteleira se situa, e as necessidades de energia eléctrica associadas ao conjunto sistema
  13. 13. 13 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 integrado+carga em estudo, bem como o rendimento dos painéis fotovoltaicos, a potência a disponibilizar pelos painéis no seu conjunto, terá que ser tal que verifique as seguintes condições: PVSist Carga PVSist Electrolisador P P P P    como Carga Electrolisador P 31 P 83,05 kW kW    logo SistP 85kW Como cada painel apresenta uma potência nominal de 270 Wp, possuindo ainda como dimensões 990 x 1660 mm, logo o nº de paineis pode ser obtido da seguinte forma: Sist PV P 85000 n 304 P 280 o de paineis paineis   2 n 500o SistemaPV PainelArea Area de paineis m   Como o hotel apresenta uma area de cobertura disponivel de 2040 m 2 , optou-se por instalar os paineis na cobertura do edificio. A inclinação dos mesmos será optimizada, recomendado-se 35º, de acordo com simulações efectuadas, baseadas em dados do local, e com software apropriado. 3.7. Determinação das necessidades de AQS Conforme referido anteriormente, já existe um sistema térmico integrado (Gás Natural+Aquecimento Solar), pelo que as necessidades de agua quente far-se-ão de acordo com o caudal máximo admissível na entrada do sistema térmico, e também com base no caudal de refrigeração da pilha de combustível. Para efeitos de se estimar a poupança na produção de agua quente através deste sistema, o qual será tido em conta na analise de viabilidade económico-financeira, adiante descrita, procedeu-se ao calculo da potência calorifica necessária para aquecer água, considerando como temperatura media inicial Ti, 20ºC e como temperatura media final Tf, de 80º. De acordo com [26], e com base no diferencial de temperatura ∆T, procede-se ao calculo da potência calorifica que a pilha de combustível desenvolve, para aquecer o liquido de refrigeração de 20ºC para 80ºC    . . . .T f iP W cQ cQ T T    Em que: P – Potência de produção do aparelho (W) C – calor especifico da agua (1,16 Wh/kg.ºC) Q - Caudal de consumo (l/h) Tf – Temperatura da agua a saída do aparelho Ti – Temperatura da agua a entrada do aparelho (ºC) Logo, para: Ti=20ºC Tf=80 ºC Q= 398,28 l/h (caudal resultante dos 2 circuitos de refrigeração de cada uma das duas pilhas de combustível) Têm-se:      27720 27,72 / 23835,04 /P W W P kW kW P kcal h kcal h     Com base neste valor, pode-se estimar o consumo volumétrico de Gas Natural que seria necessário para produzir a mesma potência, através da seguinte expressão, e considerando a pilha de combustível a funcionar durante 14h.
  14. 14. 14 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805       388,08 333690,59E kWh P kW t h kWh kcal    Com base no poder calorifico superior (PCS) do gás natural, obtêm-se o volume de gás natural diariamente consumido:       3 3 3 33,26 / /diario E kcal V m m dia PCS kcal m   sendo o PCSGas Natural = 10032 kcal/m 3 Com base no valor tarifário de uma das companhias a operar em Portugal, é possível calcular a poupança auferida, quer diária, quer anual:    3 74 /diaria diaria PoupancaGN euros V m tarifa euros dia      3 365 27009,67 /anual anual PoupancaGN euros V m tarifa euros ano    3.8. Dimensionamento do permutador de calor Apesar de alguns fabricantes já disponibilizarem algumas “tabelas de selecção rápida” de permutadores, em função de alguns parâmetros a ter em conta (caudal necessário, a potência calorifica, etc), com vista a uma selecção “optimizada” e efectivamente rápida, torna-se contudo necessário fazerem-se algumas verificações, pois na maioria das vezes as condições a que deve obedecer o permutador, podem ser diferentes das verificadas nos catálogos, pelo que dever-se-á dimensionar o permutador, para que seja obtida uma solução favorável do ponto de vista técnico e também económico. Assim, e recorrendo á equação geral dos permutadores de calor, que define a transferência de calor entre dois fluidos, vêm:  t h cdP UdA T T UdA T    Em que dA é um elemento de área requerido para a transferência de potência térmica (taxa de transferência de calor), dPt, U (W/m 2 K) é o coeficiente global de transmissão de calor, e a diferença de temperatura entre os dois fluidos é ∆T(k). Como método para calcular ∆T(k), usar-se-á o método da diferença de temperatura média logarítmica ∆Tlm(k) Através do fabricante da pilha de combustível, sabe-se que a potência térmica libertada pela reacção, pode ser estimada a partir da seguinte expressão:    1.23 /P kW V V cell n Cells I    Através das folhas técnicas das duas pilhas de combustível em questão, e com base em ensaios realizados, sabe-se que: U/célula (V/celula)= 0,68 V/celula Nº células= 84 I(A)=300 A O que resulta em P(kw)= 13,860 kW. Como são duas pilhas de combustível, o caudal de água resultante da associação de ambos os circuitos de refrigeração, pode ser estimado, através da seguinte expressão:         . . .2 / / / min 6,64 / min 60T P kW m l h m l h m l l Cp       Sendo este o caudal de agua quente, resultante das duas pilhas de combustível que irá transmitir calor (através do permutador), aquecendo a água para abastecimento do sistema de AQS existente no edifício. No dimensionamento do permutador, teve-se em conta o seguinte diagrama, suportado pelos respectivos parâmetros e dados de entrada:
  15. 15. 15 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Th2 Pilha de combustivel I Permutador de calor equicorrente Tc2Tc1 Th1 . . Pilha de combustivel II AQS (Returno) . AQS (Ida) . Admitindo uma eficiência de 80% para um permutador de placas de equicorrente (escoamento paralelo), têm-se que a potência térmica transmitida á água fria, será:     11088c hP kW P kW kW   Assim, e com base no caudal mc (frio), na temperatura Tc1, e com base na expressão seguinte:    2 1 2 2 1. . . . 343,48 69,998 . o o c p c T p c c c c c c p c P P kW C m C m T T T T K T C C m            Calculando ∆T(k), através do método da diferença de temperatura média logarítmica ∆Tlm(k):    2 2 1 12 1 2 2 2 1 1 11 21,64 ln ln h c h c lm h c h c T T T TT T T T T T T T T                        Considerando o coeficiente de transmissão global de calor constante, e a potência térmica total a ser transferido, fica-se com a seguinte expressão seguinte, onde através da qual se obtêm a área total do permutador: Escolhendo um permutador Lux Magna da gama M3-FGL, cujas placas apresentam como dimensões, 480 mm x 180 mm (c x L) e uma área de APlaca=0,0864 m 2 , apenas se tem de seleccionar o numero de placas que ira compor o permutador, sendo que esse nº, terá um valor tal que verifique a seguinte condição: Ou seja, para se transferir a potência acima considerada, tendo em conta as respectivas temperaturas de entrada e saída de ambos os fluidos, e restantes parâmetros, o permutador escolhido deverá ter um nº de placas acima do considerado, pelo que e com base no catálogo do fabricante, seleccionou-se um permutador de placas c/ escoamento paralelo, com 25 placas. 4 ESCOLHA DOS EQUIPAMENTOS 4.1 Escolha dos depósitos De acordo com o obtido no dimensionamento referente aos depósitos, os valores mínimos de capacidade dos depósitos para o hidrogénio, oxigénio e água, serão os seguintes: Th1=353,15 ºK (80 ºC) Th2=338,15 ºK (65 ºC) Tc1=343,148 ºK (69,998 ºC) Tc2=343,15 ºK (70 ºC) U(W/m 2 .k)=250 W/m 2 .k Cp(J/Kg.K)=4177 J/Kg.K mh= 6,64 l/min (0,110 kg/s) mc= 86,0 l/min (1,433 kg/s)   2 . .. 2,049c t Tot Tlm Tot Tlm P P kW UA A m U       . 23,724 24 24o oTot Placa A n placas n placas A     
  16. 16. 16 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Tabela 8 – Valores de velocidade óptima em função da massa específica Tendo em conta a dimensão do terreno proposto pelo dono da instalação, e as tabelas de depósitos fornecidas pelos fabricantes, seleccionaram-se os seguintes depósitos: Tabela 9 – Características dos depósitos seleccionados Substância Dimensões/Características Diâmetro [mm] Comprimento [mm] Espessura [mm] Volume [m 3 ] Peso [kg] Marca Água 680 1964 5 0,71 200 Arsopi Oxigénio 230 1650 21 5x10,50 5x90 Air Liquide Hidrogénio 230 1650 21 8x8,80 8x73 Air Liquide 4.2Tubagens Tendo em conta o diâmetro interno dos tubos e com base nos aparelhos a instalar (válvulas, redutores, depósitos, etc.), bem como nos valores de pressão máximos admitidos por estes a que vão estar sujeitos, os tubos serão de aço inox com costura, para hidrogénio e oxigénio, respeitando as dimensões mínimas pré-estabelecidas através de cálculo, obtendo-se o respectivo diâmetro nominal, através de tabelas normalizadas. Refira-se que para canalizações superiores a 100 bar, opta-se pela série média em virtude de uma maior espessura da canalização escolhida, caso contrario opta-se pela serie ligeira, de forma a respeitar o compromisso técnico-económico na escolha de uma solução. Para a água, e dada a sua baixa pressão, a escolha recai em tubos de polietileno fabricados para o efeito e cuja escolha obedece aos mesmos critérios, que no caso anterior, escolhendo-se os valores a partir de tabelas normalizadas para o efeito. 4.3 Válvulas Com base nas dimensões interiores dos tubos nas curvas limite de operação pressão/temperatura, as válvulas a implementar, serão do tipo macho esférico de ¼ de volta de marca Klinger*, tipo Ball Valve RK-Ecoball Khe 2T M (ou equivalente). Para a escolha destas válvulas, teve-se em conta a pressão limite considerada, que foi de 200 bar, de forma a assegurar que a válvula opere a um valor de pressão abaixo da pressão limite, atendendo ao mesmo tempo á temperatura de funcionamento, considerando neste caso a temperatura ambiente de (20º), como temperatura normal de funcionamento. 4.4 Redutores de pressão Com o intuito de se pretender reduzir a pressão dos gases oxigénio e hidrogénio, á saída dos depósitos, para valores admissíveis para a pilha de combustível, introduziram-se dois redutores de pressão para reduzir a pressão do gás á saída dos depósitos. 4.5 Instrumentação Medidores de pressão Dado que se têm um valor de pressão nominal máximo nas tubagens de 200 bar, os manómetros de pressão, deverão ter uma gama de operação que abranja esse valor, pelo que os manómetros escolhidos serão da marca AEP transducers (ou equivalente), cujas características se apresentam em baixo: Substância Volume do depósito (valor dimensionado) [m 3 ] Água 0.601 Oxigénio 32,90 Hidrogénio 63,80
  17. 17. 17 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Marca: AEP transducers PRESSÂO RELATIVA (R) 0.5 - 1 - 2.5 - 5 - 10 - 20 bar 50 - 100 - 250 - 350 - 500 bar 700 - 1000 - 1500 - 2000 bar. RESOLUÇÃO INTERNA: 65000 DIVISÕES TEMPERATURA DE REFERÊNCIA: +23°C GAMA DE TEMPERATURA S DE FUNCIONAMENTO: -10/+60°C Medidores de temperatura Dado que se têm um valor de temperatura nominal máxima nas tubagens de 20 graus celsius, os termómetros, deverão ter uma gama de operação que abranja esse valor, pelo que os termómetros escolhidos serão da marca Sika (ou equivalente), cujas características se apresentam em baixo: Marca: Sika ALCANCES: -40 a 300 ºC TEMPERATURA AMBIENTE: -20 ºC a 60 ºC ALIMENTAÇÃO: Por célula fotovoltaica/externa RESOLUÇÃO: 4 Digitos PRECISÃO: ≤ 1% do valor final de escala 4.6 Controlo Sistema de controlo para caudal de ar/oxigénio controlador Com o intuito de controlar o caudal de oxigénio de forma a enriquecer a mistura que entra como oxidante para a pilha, (com mais ou menos oxigénio), será usado um controlador de marca PBI-Dansenso*, (ou equivalente) cujas características serão as indicadas em baixo: Marca: PBI-Dansenso Caudal: 1000L/m Controlo em malha aberta ou fechada O sistema de controlo será construído com base no diagrama seguinte: Sendo que os actuadores escolhidos, basear-se-ão em electroválvulas de marca Danfoss, ou de características semelhantes as que se apresentam de seguida: Marca: Danfoss Pressão max. Gás: 754 Psi Step motor 4-20mA,0-20mA,2-10Vdc,0-10Vdc
  18. 18. 18 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 4.7 Painéis fotovoltaicos Os painéis fotovoltaicos a instalar, serão construídos com módulos de Silício Monocristalino da marca Bosch Solar Module c-Si M 60 (ou equivalente), cujas características, são as que se apresentam de seguida: Tensão nominal: 24 V Potência máx. (Pnom): 270 W Tolerância: +/- 3% Tensão com Potência máx.: 30,85 V Corrente com Potência máx.: 8,76 A Tensão Circuito Aberto: 38,22 V Corrente Curto-circuito: 9,33 A Garantia de potência de saída: 10 anos (90% Pnom) Garantia de potência de saída: 25 anos (80% Pnom) Tabela 10 – Características do sistema PV 4.8 Pilha de combustível Tendo em conta as necessidades de potência da instalação fabril (24 kW), bem como os valores tidos em conta (nomeadamente o rendimento da pilha), para a realização do balanço energético, a opção recai na escolha de duas pilhas de combustível HYpm HD Mobility Power da Heliocentris (ou equivalente), tendo como principais características as seguintes: Tabela 11 – Características das duas pilhas de combustivel utilizadas As duas pilhas de 16kW, serão dispostas electricamente em paralelo de forma a satisfazer a máxima potência previsível pela unidade hoteleira em questão . 4.9 Electrolisador Tendo em conta as necessidades de hidrogénio das duas pilhas de combustível, bem como os valores tidos em conta (nomeadamente o rendimento do electrolisador), para a realização do balanço energético, o Desscrição Painel Fotovoltaico Largura Comprimento Altura Peso Bosh Solar Module c-Si M 60 990 mm 1660 mm 50 mm 15,4 kg Potência nominal 16 kW Gama de tensões 48..76 V Gama de correntes 0..350 A Rendimento 56 % Consumo de combustível 220 l/min. Temperatura de funcionamento 65 Dimensões (C x L x A) 96 x 51x 41 [cm] Temperatura ambiente 5..40 ºC Pressão máxima admissível de hidrogénio na entrada 4 a 5 bar
  19. 19. 19 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 electrolisador a implementar, será da marca AGE com o modelo 20.0, ou equivalente, tendo como principais características as seguintes: Tabela 12 – Características do electrolisador escolhido Capacidade [m 3 /h] de H2 20 Quantidade de Electrólito [L] 240 Consumo de Água á entrada [l/h] 16,5 Rendimento [%] (KWh/Nm 3 ) 77 Potência Electrica Consumida [kW] 92 Embora as duas pilhas apresentem á plena carga e em simultâneo, um consumo de 220 l/min + 220l /min= 440 l/min e dado que o electrolisador apenas fornece 20 [m3/h] de H2, a que corresponderá a um consumo de: Por razões de custos acrescidos na aquisição de um electrolisador com maior potência e dado que não se usa á plena carga a potência nominal das duas pilhas em simultâneo, optou- se assim pela escolha deste electrolisador. 4.10 Compressor de hidrogénio/oxigenio No que concerne ao compressor escolhido, este apresenta-se com as seguintes características: Marca: Pure Energy Centre Tipo: Alternativo de diafragma Pressão de funcionamento (bar): 200 Motor (bar): 200 Capacidade: 89 l/min Compressor: 900-1400 rpm Motor: 1,2 kW (3cv) 230 V 50Hz Dimensões: 65 x 38 x36 cm Peso: 39 kg Nº de estágios: 4 Nível de ruido: 78 dB (ISO 3746) Nº de cilindros: 4 Serão usadas 2 unidades, para comprimir hidrogénio e oxigénio respectivamente na pressão de armazenamento requerida (200 Bar), sendo que o seu consumo, já se encontra contemplado no consumo global da instalação de utilização E1. De qualquer forma, procede-se á estimativa do seu consumo, procedendo-se aos seguintes cálculos: Q=89 l/min=5,34 m3/h . . 3 3 . 1,20 Consumo especifico de energia / 0,225 / 5,34 CW kWh m kWh m Q         
  20. 20. 20 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 No presente exemplo escolheram-se os depósitos e capacidades acima indicados, pelo que se deve prever o consumo para o pior caso, i.e, o consumo associado ao enchimento de cada um dos depósitos até á sua capacidade nominal, assim: Tabela 13 – Características dos compressores escolhidos Compressor Volume unit.(m 3 ) Nºunid. Volume total.(m 3 ) Volume total (m 3 ) Consumo Especifico Ecomp. [kWh] Ecomp.total [kWh] Oxigénio 10,50 5 52,50 10,50 0,225 11,80 27,62 Hidrogénio 8,80 8 70,40 8,80 15,82 Volume de hidrogénio: 45 m 3 (8x8,80) Volume de oxigénio: 584 m 3 (8x8,80) 2Comp.HE . 0,225 70,40 15,82Consumoespecifico volumearmaz kWh     2Comp.OE . 0,225 52,50 11,80Consumoespecifico volumearmaz kWh     Sendo a energia consumida pelos dois compressores:  2 2Comp.total Comp.O Comp.HE E E kWh  De referir que, esta é apenas um método de cálculo, o que não inviabiliza outras formas de ´calculo, desde que justificadas convenientemente. 4.11 Permutador de calor Com base nas necessidades de AQS, o permutador seleccionado, consiste numa unidade de 25 placas, marca: Luxmagna modelo M3-FGL 25, cujas características são apresentadas de seguida: 5 ANALISE ECONOMICA E DE EXPLORAÇÃO 5.1 Valores tarifarios de venda da energia, de compra/venda de Gas Natural, Oxigenio e Hidrogénio A venda de energia eléctrica na rede publica, segue o enquadramento de acordo com a legislação vigente, nomeadamente o Decreto-Lei n.º 34/2011 de 8 de Março, que de acordo com a potência instalada, e com a potência de ligação da presente instalação, enquadra a mesma no regime tarifario de Minigeração, pelo facto da sua potência de ligação ser inferior Principais Caracteristicas Tipo: Permutador de Placas M3 de Aço Inox 316 Marca: Lux Magna Modelo: M3-FGL25 Caudal maximo:39 kg/s Gama temperaturas:-15 - 85 ºC Nº de Placas: 25 Dimensões: 480 x 180 mm Espessura: 4 mm Tipo de escoamento: Paralelo
  21. 21. 21 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 aos 250 kW de valor limite, e ser ao mesmo tempo ser superior aos 5,75 kW de valor mínimo (abaixo deste valor passa ao regime da microgeração). Tarifas aplicáveis na venda/compra da energia eléctrica á rede - Regime tarifário da Minigeração O regime da Miniprodução/Minigeração, é o regime tarifário, no qual se enquadra o presente projecto, pelo facto de o mesmo ter possuir uma potência instalada superior ao limite fixado pelo regime da microgeração (5,75 kWe), e se encontrar abaixo dos 250 kWe de limite pelo presente regime. A renumeração da miniprodução encontra-se dividida em dois regimes à escolha do produtor, nomeadamente o regime geral e o regime bonificado, cujas condições são as seguintes: Regime Geral: Potência de ligação é limitada a 50% da potência contratada com um máximo de 250 kW, sendo necessário que a energia consumida na instalação de utilização seja igual ou superior a 50% da energia produzida pela unidade de miniprodução. A tarifa é fixada pelas condições de Mercado, vigentes. Regime Bonificado: Para além das condições exigidas para o regime geral, será também obrigatório a existencia de audotorias energeticas, que serão comprovadas à data do respectivo pedido de inspecção, da realização da mesma, onde serão determinadas medidas de eficiência energética, com o seguinte período de retorno: a) Escalão I (até 20 kW): 2 anos; b) Escalão II (de 20 kW até 100 kW): 3 anos; c) Escalão III (de 100 kW até 250 kW): 4 anos. A venda de electricidade neste regime obedece a duas tarifas que estão repartidas em 2 modos, sendo que no 1º modo, ou seja até 20 kW de potência de ligação, sera aplicado uma tarifa de referência fixa de 151 €/MWh por um período de 15 anos. No entanto, mais recentemente e conforme Despacho da DGEG de 26 de dezembro de 2013, a tarifa fixar-se-á nos 106/MWh para tecnologias solar fotovoltaico e € 159/Mwh para as demais tecnologias. Como o presente projecto, possui como potência instalada cerca de 31kW, e como potência de ligação á rede de 15,5 kW (venda de energia electrica através da produção obtida pela pilha de combustivel), optou-se pelo regime de tarifa bonificado, dado que na unidade hoteleria, são realizadas anualmente auditorias energéticas, com vista a melhoria da eficiência energética do edifício. Assim sendo, e durante 15 anos, a tarifa bonificada de venda de energia eléctrica á rede será de 159€/MWh, ou seja 0,159€/kWh. A tarifa de compra de energia electrica, fixou-se no valor referente ao regime regulado, actualmente em vigor, ou seja nos 0,1132 €/kWh. Tarifas de venda de hidrogénio, oxigénio e de compra de gas Natural Na realização da presente analise económica, foram ainda tidos em conta os valores tarifarios, referentes á comercialização de gases, actualmente em vigor, sendo os estipulados na Tabela 14:
  22. 22. 22 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Tabela 14 – Preços do gas produzido/consumido Gas Preço Hidrogénio [€/m 3 ] 1,038 Oxigénio [€/m 3 ] 1,715 Gas Natural [€/kWh] 0,191 5.2 Pressupostos adoptados Para além dos dados já descritos anteriormente, foram ainda adoptados, os seguintes pressupostos: Taxa de actualização (i)= 7% Taxa de amortização (a): 3,0% Ciclo de vida util da Pilha de combustível: 40000 horas (aprox.) Ainda no âmbito do ciclo de vida util da pilha de combustível, e com base nos diagramas apresentados na Fig.7, considera-se que a pilha de combustível funciona diariamente durante 14 horas seguidas, sendo a restante energia eléctrica, fornecida pelo sistema através do sistema fotovoltaico nas restantes horas 5.3 Definição de cenários Tendo em vista a a escolha de uma estratégia que maximize a rentabilidade do investimento, foram definidos 3 estratégias/cenários neste caso, considerando o excedente de energia eléctrica disponível, que poderá ser vendido a rede ou utilizado em parte, para a produção de oxigénio/hidrogénio.Foram assim considerados 3 cenários:  Cenário 1 - Excedente de energia totalmente vendido á rede  Cenário 2 - 50% do Excedente de energia, vendido á rede e 50% transformado em O2 e H2  Cenário 3 - 30% do Excedente de energia, vendido á rede e 70% transformado em O2 e H2 Os proveitos com a produção de agua quente, bem como com as poupanças na compra de energia eléctrica á rede, manter-se-ão as mesmas em ambos os cenários, sendo que o que altera, é a produção de energia eléctrica para ser directamente vendida a rede, bem como a produção de oxigénio e hidrogénio, de acordo com as proporções acima fixadas. Os custos vão alterar nos dois últimos cenários, em virtude de os depósitos de oxigénio/hidrogénio, sofrerem uma redução no volume adicional, de acordo com os dois últimos cenários considerados. 5.4 Custos envolvidos Com base no que for a referido anteriormente, e tendo em vista uma descrição mais fiel do investimento a ser realizado, apresenta-se na Tabela 15, qual o investimento a ser realizado para cada um dos cenários considerados.
  23. 23. 23 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Tabela 15 – Custos/investimento com o equipamento a implementar em cada um dos cenários Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Descrição Preço/unid. Nr.Unid. Valor (€) Preço/unid. Nr.Unid. Valor (€) Preço/unid. Nr.Unid. Valor (€) 304 Painéis fotovoltaicos (270W) 315,25 304,00 95836,00 315,25 304,00 95836,00 315,25 304,00 95836,00 Conversor Dc/Dc (106 kw)* 9852,00 1,00 9852,00 9852,00 1,00 9852,00 9852,00 1,00 9852,00 Inversor (30 kW)* 5300,00 1,00 5300,00 5300,00 1,00 5300,00 5300,00 1,00 5300,00 Electrolisador (92Kw) 112533,00 1,00 112533,00 112533,00 1,00 112533,00 112533,00 1,00 112533,00 Pilhas de combustível tipo PEM (16 kW) 51000,00 2,00 102000,00 51000,00 2,00 102000,00 51000,00 2,00 102000,00 Tubos aço inox c/costura (diam.25 a 28 mm) 72,52 varios 72,52 74,69 varios 74,69 82,25 varios 82,25 Depósitos (H2 e O2) 2100,00 2,00 4200,00 2100,00 2,00 4200,00 2100,00 2,00 4200,00 Depósitos adicionais (H2 e O2 ) 0,00 0,00 0,00 854,00 2,00 1708,00 1025,00 2,00 2050,00 Depósitos (H2O) 120,00 1,00 120,00 120,00 1,00 120,00 120,00 1,00 120,00 Permutador Placas 1234,74 1,00 1234,74 1234,74 1,00 1234,74 1234,74 1,00 1234,74 Compressores 425,00 2,00 850,00 425,00 2,00 850,00 425,00 2,00 850,00 Condutores e cabos eléctricos* 158,00 varios 158,00 158,00 varios 158,00 158,00 varios 158,00 Redutores de Pressão e válvulas 87,00 3,00 261,00 87,00 3,00 261,00 87,00 3,00 261,00 Instrumentação (temperatura e pressão) 17,00 4,00 68,00 17,00 4,00 68,00 17,00 4,00 68,00 Controlador de enriquecimento de hidrogénio 423,00 1,00 423,00 423,00 1,00 423,00 423,00 1,00 423,00 Actuador (electroválvula) 13,00 6,00 78,00 13,00 6,00 78,00 13,00 6,00 78,00 Sistema de controlo de carga* 721,00 1,00 721,00 721,00 1,00 721,00 721,00 1,00 721,00 Total 333707,26 335417,43 335766,99 5.5 Exploração do investimento Como referido anteriormente, foram considerados 3 cenários de exploração possiveis, para se avaliar qual a melhor decisão acerca do uso para o excedente de energia produzido, no que toca a venda de gases/energia eléctrica. Na Tabela 16, são apresentados os resultados previsionais de exploração referentes aos 3 cenários considerados. Tabela 16 – Mapa de exploração para os diferentes cenários considerados Cenário 1 - Excedente de energia eléctrica Cenario2 - 50% Excedente de energia eléctrica Cenário 3 - 30% Excedente de energia electrica totalmente vendido á rede Vendido á rede e 50% Prod.Gas Vendido á rede e 70% Prod.Gas Diario Anual Diario Anual Diario Anual VOLUME DE GASES PRODUZIDOS H2 (produzido auto-consumo) [m3] 37,42 13657,70 37,42 13657,70 37,42 13657,70 H2 (produzido para venda) [m3] 0,00 0,00 21,88 7878,21 30,64 11029,50 O2 (produzido auto-consumo) [m3] 18,71 6828,85 18,71 6828,85 18,71 6828,85 O2 (produzido para venda) [m3] 0,00 0,00 10,94 3939,11 15,32 5514,75 ELECTRICIDADE PRODUZIDA Excedente Elect.vendido á rede [kWh] 225,75 82398,75 112,88 41199,38 67,73 24719,63 Excedente Elect.Auto-Consumo [kWh] 193,00 70445,00 193,00 70445,00 193,00 70445,00 AQS Produção Auto-consumo [m3] 31,50 11497,37 31,50 11497,37 31,50 11497,37 Produção Auto-consumo [kWh] 4891,00 1785215,00 4891,00 1785215,00 4891,00 1785215,00
  24. 24. 24 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Conforme se observa, um maior dispendio do excedente de energia na produção de oxigénio/hidrogénio, poderá implicar uma menor disponibilidade de energia para auto-consumo, e em situações onde a produção de energia solar fotovoltaica poderá ser insuficiente. Contudo, dado o sistema se encontrar ligado a rede, e em situações de tarifas mais atractivas (tarifa bi- horaria, tarifa tri-horaria, por ex.), poderá ser uma boa opção abdicar da energia electrica disponivel/vendida a rede, para a produção de hidrogénio/oxigénio, conforme se verá na secção seguinte. 5.6 Mapas dos cash-flows Na concepção da analise economico-financeira, tiveram-se em consideração alguns aspectos, par além dos já mencionados anteriormente, que influenciam os resultados obtidos, mas que reflectem a realidade e context actual, de forma a fornecerem-nos uma previsão o mais aproximada possivel da realidade. Os pressupostos adoptados, foram os seguintes: Vida util (pilha de combustivel e electrolisador): 40000 horas (manuais do fabricante) Funcionamento diario do Sistema de hidrogénio: 14 horas (diagramas de carga da instalação) Taxa de depreciação/amortização activos: 11% (retirado do Dec. Regulamentar n.º 25/2009) Nas Tabelas seguintes, encontram-se os mapas de cashflows referentes aos 3 cenários do projecto.
  25. 25. 25 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Tabela 17 – Cenário 1: Excedente de energia totalmente vendido á rede Tabela 18 – Cenário 2: 50% do excedente de energia, vendido á rede e restantes 50%, transformado em O2 e H2
  26. 26. 26 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Tabela 19 – Cenário 3 - 70% do excedente de energia, vendido á rede e restantes 30%, transformado em O2 e H2
  27. 27. 27 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 Como se pode observar, o 8º ano, é o ano referente ao final do ciclo de vida útil das membranas das duas pilhas de combustível e do respectivo electrolisador, sendo daí extraído um valor residual, que corresponderá ao valor de venda de todo o equipamento, caso se deseje maximizar o retorno do investimento. Este valor, resulta da diferença do valor investido inicialmente e da soma das amortizações registadas durante o seu funcionamento. Em cada cenário, e como aumentou-se a produção de H2 e O2,, houve alterações nas dimensões dos depósitos dos gases, o que se reflectiu no investimento inicial apriori considerado, conforme se verifica nas tabelas seguintes, nomeadamente, nas Tabelas 18 e 19. Com base nos preços constantes da Tabela 14, e nos valores das tarifas de venda/compra de energia eléctrica, obtiveram-se os proveitos para os receptivos cenários considerados. Verifica-se (como seria de esperar) uma forte influência dos preços de mercado na avaliação do payback associado ao investimento, embora também se verifique uma forte influência da eficiência das pilhas de combustível, que conjuntamente com o electrolisador, condicionam fortemente a produção de energia. Contudo e dada a permanentemente evolução da tecnologia, torna-se expectável um aumento breve destes valores, associado a redução do investimento inicial com a tecnologia.
  28. 28. 28 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 6 CONCLUSÕES No presente trabalho, procurou-se avaliar o potencial de se instalar um sistema integrado de energia onde fosse produzido como produtos finais, energia eléctrica e energia térmica, com vista a suprir as necessidades energéticas especificas do edifício onde fora previsto instalar o sistema, nomeadamente um hotel com necessidades de AQS e de energia eléctrica. Nesse sentido fora apresentada uma solução de engenharia dimensionada de acordo com o contexto onde ela se insere, procurando corresponder ao solicitado, sendo depois simulada a sua exploração e avaliada segundo critérios económico-financeiros. Dado, a existência de subprodutos existentes no processo de conversão de energia, nomeadamente oxigénio e hidrogénio, tentou-se rentabilizar o investimento, prevendo os proveitos que se podiam obter com a implementação da referida tecnologia, quer pelas poupanças auferidas com a energia eléctrica e AQS consumidos, quer pela venda do excedente de energia eléctrica a rede, bem como através do oxigénio e hidrogénio produzidos para o efeito. Para o efeito, foram previstos 3 cenários de exploração, cuja variabilidade prendia-se com a percentagem de energia eléctrica a ser vendida a rede, bem como o oxigénio e hidrogénio vendidos. Através dos cálculos efectuados, cujos resultados, foram apresentados no mapa de exploração, verifica-se a viabilidade técnica do sistema, garantindo-se o abastecimento de energia ao edifício, embora o seu desempenho seja condicionado pelo recurso solar existente. Através dos mapas de cash-flows apurados, verificou-se - conforme seria de esperar - um elevado investimento inicial com a solução obtida, embora se verificasse um menor período de recuperação do investimento (15-9 anos) face ao apontado pela generalidade dos estudos existentes (>30 anos), que apenas contemplam a poupança com a electricidade produzida para autoconsumo, e não contemplam a venda de energia electrica á rede, ou atém mesmo e em sistemas de cogeração, as poupanças no uso de combustíveis fosseis para aquecimento de águas para sistemas AQS. Verificou-se igualmente, que face ao aumento da produção de hidrogénio/oxigénio em detrimento da venda do excedente de energia electrica á rede, houve maiores proveitos do ponto de vista global, o que resultou numa redução do payback , sendo que e conjuntamente com a venda do equipamento (através do seu valor residual) no fim do seu tempo de vida util, conseguiu-se um valor actual liquido positivo (VAL), conseguindo-se recuperar o investimento ao 9º ano do projecto. Refira-se no entanto, que são cenários que se encontram fortemente dependentes de variáveis como os preços de mercado referentes aos combustíveis fosseis, á venda de hidrogénio/oxigénio, e das tarifas da energia eléctrica (venda e compra a rede), pelo que pode haver uma redução nos proveitos auferidos, assim como um aumento… Contudo também é sabido que nos últimos anos a tecnologia de produção, e inerente aos sistemas de hidrogénio têm vindo melhorar, aumentando a eficiência do equipamento (mais produção e energia) e correspondente redução de custos de investimento, o que permite cada vez mais “contrabalançar a equação”, tornando-se cada vez mais viável a sua utilização num futuro mais próximo do que aquele que se espera, procurando este trabalho dar conta dessa mesma observância.
  29. 29. 29 Energy Systems Integration (ESI ) Ricardo Santos Nº 79805 7. Bibliografia [1] Brasil H2 Fuel Cell Energy, Eng. Emilio Hoffmann Gomes Neto www.ambientebrasil.com.br/composer.php3?base=./energia/index.html&conteudo=./energi a/celulacombustivel.html#historia [2] H2_Storages_for_GC_Application_DM – Brochura do fabricante de sistemas de hidrogénio HBank [3] Seminário de Desenvolvimento Sustentável/ O Hidrogénio como vector energético nos transportes – IST 2004 [4] European Hydrogen & Fuel Cell Technology Platform (www.HFPeurope.org) 01-2009 [5] General Motors, www.gm.com 01-2009 [6] Fuel Cell Bus Club, www.fuel-cell-bus-club.com 01-2009 [7] Novas Tecnologia Energéticas e Sistemas Híbridos, FEUP, J.A Peças Lopez [8] Sistema Híbrido Fotovoltaico Celula de combustível, GEFRE, GSEP, UFTP, Silva S.B. [9] Novas Tecnologia Energéticas e Sistemas Híbridos, FEUP, J.A Peças Lopez [10] R. Blom, T. Gjervan, “Hydrogen production and storage", SINTEFMaterials and Chemistry, Hydrocarbon Process Chemistry and Process Technology, Jan. 2006. [Online].Disponivel em: http://www.sintef.no/upload/Materialer_kjemi/Prosesskjemi/Faktaark/hydrogen.pdf [11] S. B. Silva, F.L. Albuquerque, M. M Severino, M. A. G Oliveira, R.A Shayani, A. Barbieiro, “Sistema Híbrido Fotovoltaico-Célula a Combustível: Estudo de Caso no Centro de pesquisas Cangaçu, Tocantis, Brasil," in IX Congresso Iberoamericano de Energia Solar, pp. 811-816. [12] C. Cavallaro, F. Chimento, S. Musumeci, C.Sapuppo, C.Santonocito, “Electrolyser in H2 Self-Producing Systems Connected to DC Link with Dedicated Phase Shift Converter”, in IEEE transactions, 2007, pp. 632-638. [13] A. Moschetto, G. Giaquinta, S. Tina, “Modelling of integrated Renewable Energy Systems Supported by Hydrogen Storage”, in IEEE Power Technologies, 2007, pp. 2088-2092 [14] K. Agbossou, J. Hamelin, A. Laperrière, F.Laurencelle, T. K. Bose, “Load commutation for standalone wind PV hydrogen energy system”, in IEEE transactions, 2000, pp. 555-558. [15] E.P. da Silva, A.J.M Neto, P.F.P. Ferreira, J.C.Camargo, F. R. Apolinário, “Analysis of hydrogen production from combined phtovoltaics, wind energy and secondary hydroelectricity supply in Brazil”, in solar energy 78 Elsevier, pp. 670-677. [16] A. W. A. Cavalcante, P.C. Carvalho, L. C. Lima,“Célula de combustível integrado a sistema fotovoltaico" in IX Rev. Tecnologica , Fortaleza, 2005, vol.26, No.2, pp. 196-206 [17] O. Ulleberg, "Stand alone power systems for the future: optimal design, operation and control of solar hydrogen energy systems”, Ph.D. thesis, Dept. Thermal Energy and Hydropower, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, 1998. [18] P. C.,S.,Telles, "Tubulação industriais: materiais, projecto e desenho”, Livros Técnicos e Científicos, SA Editora, Rio de Janeiro, 2002 [19] P.Mata, R.Lopes, "Unidade de produção de energia recorrendo ao hidrogénio”, Projecto final de curso , Departamento de Engenharia Electrotécnica, Instituto Superior de Engenharia de Lisboa, Lisboa, 2007.
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