Mendes, João FarinhaCardoso, João PereiraEusébio, Tiago Ribeiro2018-02-222018-02-2220172017http://hdl.handle.net/10451/31935Tese de mestrado integrado em Engenharia da Energia e do Ambiente, apresentada à Universidade de Lisboa, através da Faculdade de Ciências, 2017Tendo em conta o enorme potencial energético e ambiental do recurso solar e que cerca de um quinto da energia primária é direcionada para os edifícios, este trabalho pretende averiguar a viabilidade de implementar uma central solar termoelétrica com recetor central de pequena dimensão (na escala de 100 kWe e 165 kWt – idêntico ao sistema Aora Tulip instalado em Almeria, Espanha), de modo a fornecer energia elétrica e térmica a um edifício de serviços, na região de Lisboa, Portugal (com um consumo elétrico anual próximo de 577 MWhe e consumos anuais de calor de 178 MWht e 131 MWht de frio). O sistema tem capacidade de recuperar o calor residual do processo de conversão termoelétrico fornecendo serviços de aquecimento e arrefecimento ao edifício, o último através de um chiller de absorção de efeito simples. Este é um sistema híbrido sendo utilizada uma microturbina a gás solarizada, fornecendo ao bloco de potência energia solar, combustível ou ambos, o que permite uma produção de energia mais nivelada e constante face à variabilidade do recurso solar. Em termos de análise e simulação, utilizou-se a ferramenta computacional Tonatiuh que efetua um traçamento de raios a fim de determinar a matriz de eficiência anual do campo solar em função da posição solar, sendo posteriormente introduzida num dos componentes (types) do modelo criado em TRNSYS para modelar a performance anual da central, com uma discretização temporal de 5 minutos. Estudaram-se cenários com 3 tipos de combustíveis gasosos (gás natural, propano e biogás), 3 ficheiros de clima e com 3 formas de operação: a combustível (fuel-only), solar (solar-only) e híbrido. Em modo híbrido, a contribuição solar anual em termos da energia entregue ao bloco de potência (CSBP) atinge valores entre 43 % e 52 %. A eficiência anual do campo solar (considerando apenas as horas de operação) ronda em média os 59 % e está nos 54 % e 71 % nos meses de agosto e dezembro, respetivamente. O recetor solar apresenta um rendimento médio de 71 % em condições nominais. As eficiências máximas globais do sistema CHCP ocorrem nos meses com maior carga térmica de aquecimento, obtendo valores médios mensais próximos de 81 %, 57 % e 39 % para os cenários fuel-only, híbrido e solar-only, respetivamente, e nos meses de verão (arrefecimento) dada uma CSBP entre os 54 % a 62 %, atingem-se eficiências globais de 51 %, 26 % e 19 %, respetivamente (anualmente são próximos de 51 %, 26-30 % e 19-21 %, idem). Verificou-se uma redução próxima de 34 % do consumo elétrico referente ao arrefecimento, consumindo em média 0,11 kWhe/kWhc. A fração solar de arrefecimento apresenta anualmente valores entre 30 % e 35 % nos cenários híbridos e próximo dos 52 % nos cenários solar-only. Relativamente ao aquecimento a fração solar oscila em termos anuais entre os 30 % e 38 % nos cenários híbridos e entre 33 % e 42 % nos cenários solar-only. A fração solar inerente à eletricidade consumida no campus ronda os 13 % e 22 %. O consumo de energia primária fóssil relativamente ao edifício de referência é reduzida nos cenários híbridos e solar-only entre 14,5 % e 19,7 % (ou até 45,8 % considerando o biogás como fonte renovável). Dado que se diminui consumos da rede à custa de adição de combustível, existem reduções de emissões apenas quando o fator de emissões da rede é superior a 280 gCO2/kWh, podendo chegar a uma poupança de 13,5-101,8 tCO2/ano (utilizando biogás poderá ser até 40,5 tCO2/ano para um fator de 175 gCO2/kWh). O LCE em operação híbrida pode atingir valores de 25,9, 18,4 e 17,4 c€/kWh em termos de eletricidade, produção combinada CHP e CHCP, respetivamente. Caso exista uma carga térmica mais constante ao longo do ano (i.e., maximizando a recuperação do calor residual), valores de LCE em produção CHP de 9,6 c€/kWh são possíveis. Considerando benefícios fiscais a solução em modo CHP pode atingir um PBT de 15,4 anos (ROI de 22,4 %) em 20 anos, e pode recuperar o capital investido em CHCP com taxas de atualização baixas em conjunção com aumentos anuais dos custos de eletricidade e combustível.By aknowledging the energetic and environmental potentials of solar resource and that about a fifth of the primary energy is directed towards buildings, this works seeks to analyse the viability of implementing a small sized solar thermoeletrical hybrid system with central receiver (in the 100 kWe and 165 kWt scale – similar to the Aora Tulip system installed in Almeria, Spain) to provide electric energy to a comercial building, in the region of Lisboa, Portugal (with an annual electric consumption of nearly 577 MWhe). The system has the ability to recover the solar/gas to electric conversion’s residual heat, providing considerable heating and cooling services to the main building (with termal loads of around 178 MWht and 131 MWht, respectively), the latter using a water-fired single effect absorption chiller. This is a hybrid system as it uses a solarized micro gas turbine where solar energy, fuel or both energies can be delivered to the power block, which allows a more constant and levelized energy production in spite of the variability and intermittence of the solar resource. For the purpose of simulation and analysis, the ray-tracing Tonatiuh software was used in order to create a global solar field efficiency matrix as a function of the solar path, introduced afterwards in one of the components (types) for the TRNSYS model created to simulate the system performance in an annual basis with a 5 minute period discretization. Scenarios with 3 different gaseous fuels (natural gas, propane and biogas), 3 DNI files and 3 operating schemes (fuel-only, solar-only and hybrid) were performed. In hybrid mode, the solar contribution to the power block (CSPB) is around 43-52 % annually. The solar field efficiency (considering operating hours only) is in the region of 59 % annualy and ranges from 54 % to 71 % in august and december, respectively. The solar receiver thermal efficiency is around 71 % in nominal conditions. The system maximum global efficiencies in CHCP occur in months where the heating loads are highest, reaching monthly means near 81 %, 57 % and 39 % for the fuel-only, hybrid and solar-only scenarios, respectively, and in summer (while providing cooling with a CSBP between 54 % and 62 %) can reach 51%, 26 % and 19 %, respectively (annual values are close to 51 %, 26-30 % and 19-21 %, likewise). It was found that the electric consumption for the reference cooling system was reduced by 34 %, consuming about 0,11 kWhe/kWhc. The cooling solar fraction represents about 30 % to 35 % annualy in hybrid mode and about 52 % in solar-only. Solar fraction for heating is the range of 30 % to 38 % in hybrid mode and between 33 % and 42 % in solar-only. In terms of electricity the solar fraction ranges from 13 % to 22 %. The fossil primary energy savings are reduced by 14,5 % and 19,7 % for hybrid and solar-only systems (or even 45,8 % when considering biogas as a renewable resource). Since electric consumption from the grid is reduced by means of adding fuel to a hybrid system, CO2 emissions reduction is possible for an emission factor associated to the electric grid above 280 gCO2/kWh and can achieve savings of 13,5-101,8 tCO2/year (using biogas these savings can reach 40,5 tCO2/year even for an emission factor of 175 gCO2/kWh). The LCE in hybrid mode can reach 25,9, 18,4 and 17,4 c€/kWh in terms of electricity, combined production CHP and CHCP, respectively. If there is a more constant thermal load throughout the year (i.e., maximizing the recuperated residual heat), LCE in CHP mode of 9,6 c€/kWh is possible. Considering tax benefits the system in CHP mode can reach a PBT of around 15,4 years (ROI of 22,4 %) for a 20 year project lifetime, and can pay itself in CHCP mode only with low interest rates combined with an annual increase of the electricity and fuel costs.porEnergia solar concentrada (CSP)Sistema solar com recetor centralPoligeraçãoTRNSYSMicroturbina a gás solarizadaTeses de mestrado - 2017master thesis201854600