Esi final report ricardo_santos_n79805_mit_portugal_sesphd

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 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

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,

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.

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.

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

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

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))

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

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
  
  
  

 
 
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



, 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

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.

      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:

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
    

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

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

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

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
        

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

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:

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.

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

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.

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

Tabela 19 – Cenário 3 - 70% do excedente de energia, vendido á rede e restantes 30%, transformado em O2 e H2

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.

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.

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