estudo de viabilidade do uso de aquecimento...

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO

DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS AMBIENTAIS E TECNOLÓGICAS

CURSO DE ENGENHARIA DE ENERGIA

PROGRAMA MULTIDISCIPLINAR DE FORMAÇÃO DE RECURSOS HUMANOS NA

ÁREA DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL, BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIA PRH-56

THALITA FAHEINA CHAVES

ESTUDO DE VIABILIDADE DO USO DE AQUECIMENTO SOLAR TÉRMICO NA

CADEIA DE GERAÇÃO DE VAPOR PARA INJEÇÃO EM POÇOS MADUROS DE

PETRÓLEO

MOSSORÓ-RN

2016

THALITA FAHEINA CHAVES

ESTUDO DE VIABILIDADE DO USO DE AQUECIMENTO SOLAR TÉRMICO NA

CADEIA DE GERAÇÃO DE VAPOR PARA INJEÇÃO EM POÇOS MADUROS DE

PETRÓLEO

Monografia apresentada à Universidade

Federal Rural do Semi-Árido – UFERSA,

Departamento de Ciências Ambientais e

Tecnológicas para a obtenção do título de

Bacharel em Engenharia de Energia.

Orientadora: Prof. M. Sc. Romênia Gurgel

Vieira – UFERSA

MOSSORÓ

2016

http://www.niemeyer.org.br/

As minhas amadas vovós, Lili (in

memorian) e Santa (in memorian), por todo

carinho e amor que me deram durante os

anos em que estiveram presentes.

Aos meus pais, Jacqueline e Iran.

AGRADECIMENTOS

A Deus, por ter me guiado e por nunca ter me abandonado nas horas difíceis.

A minha orientadora, Romênia Gurgel Vieira, pela orientação, confiança, paciência e por

todos os conhecimentos que compartilhou comigo. Por ter dedicado parte do seu tempo a mim

e ter feito tudo que podia para me ajudar a realizar esse trabalho. Muito obrigada!

A minha mãe, Jacqueline Faheina, pelas madrugadas de segunda em claro, me fazendo

companhia antes de viajar para Mossoró. Ao meu pai, Iran Chaves, por ter me mostrado a

beleza da matemática e da física. Aos dois, pelo carinho e amor incondicional! Amo vocês!

Ao meu irmão e a minha cunhada, Thiago Faheina e Diana Nara, pelo apoio e pelos

conselhos. Vocês são minha inspiração!

Ao meu namorado, Rhaony Holanda, por toda paciência, compreensão, carinho e amor, por

ter compartilhado minhas tristezas e desesperos, e também minhas alegrias e conquistas.

Obrigada pelo apoio de sempre!

Aos meus amigos, principalmente Arthur Vieira, Teresa Silveira, Rony Nicodemos,

Rochanny Gouveia, Kaíck Viana e Magno Monteiro, pelas risadas e momentos bons, pelo

carinho e companheirismo de sempre. Obrigada por tudo, de verdade.

Ao programa de Recursos Humanos da Agência Nacional de Petróleo (PRH-ANP/56), pelo

apoio financeiro a minha pesquisa.

A toda minha família e aos amigos que contribuíram, direta ou indiretamente, para a

realização deste trabalho. Obrigada!

“São as nossas escolhas, que revelam o que

realmente somos, muito mais do que as nossas

qualidades.”

(Albus Dumbledore)

RESUMO

O presente trabalho estuda a viabilidade de utilização de energia solar térmica na geração de

vapor para injeção em poços maduros de petróleo. A metodologia utilizada foi a escolha de

cinco situações para inserir os concentradores solares, de modo a substituir o pré-aquecedor

e/ou complementar a quantidade de calor fornecida pela caldeira. Utilizando os valores da

quantidade de água e das temperaturas inicial e final do processo, foi determinada a

quantidade de calor que pode ser fornecida em cada uma das situações. A partir desses

valores, foram determinadas as áreas necessárias para cada situação, bem como a quantidade

de concentradores. A área escolhida para o concentrador foi de 3,0 m². Em um dos casos, no

qual foi considerada uma variação de temperatura da água de 35°C a 150°C, foram

necessários 1318 concentradores e foi reduzido o uso de gás natural em 28% e o consumo de

energia elétrica em 34%, aproximadamente. Consequentemente, 11,33 g de material

particulado e 634,44 g de óxidos de nitrogênio deixariam de ser emitidos com a utilização

dessa tecnologia.

Palavras-chave: Energia solar. Concentrador solar. Petróleo. Injeção de vapor.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Fases da vida de um campo de petróleo .................................................................... 15

Figura 2: Processos de recuperação do petróleo ....................................................................... 16

Figura 3: Injeção de água.......................................................................................................... 17

Figura 4: Métodos miscíveis .................................................................................................... 18

Figura 5: Comportamento do óleo ............................................................................................ 19

Figura 6: Injeção contínua de vapor ......................................................................................... 20

Figura 7: Mecanismo de injeção de vapor ................................................................................ 21

Figura 8: Injeção cíclica de vapor............................................................................................. 21

Figura 9: Caldeiras aquatubulares ............................................................................................ 23

Figura 10: Caldeira flamotubular ............................................................................................. 23

Figura 11: Sistema solar de aquecimento de água .................................................................... 26

Figura 12: Sistema de geração de energia elétrica utilizando concentradores solares ............. 27

Figura 13: Tipos de tecnologias de concentradores solares ..................................................... 27

Figura 14: Esquema da concentração da radiação em um concentrador parabólico ................ 28

Figura 15: Esquema da concentração da radiação em sistema com concentrador do tipo

Fresnel ...................................................................................................................................... 29

Figura 16: Esquema de um concentrador de disco parabólico ................................................. 30

Figura 17: Sistema de torre de concentração para geração de energia elétrica ........................ 31

Figura 18: Sistema usual de injeção de vapor .......................................................................... 35

Figura 19: Configuração 1 para o sistema proposto ................................................................. 36





Figura 24: Dimensões do concentrador .................................................................................... 42

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Comparativo entre as tecnologias de coletores solares concentradores ................... 32

Tabela 2: Escolha das dimensões ............................................................................................. 41

Tabela 3: Quantidade de coletores para cada situação ............................................................. 43

Tabela 4: Fatores de emissão .................................................................................................... 46

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 11

2 OBJETIVOS ........................................................................................................................ 13

2.1 OBJETIVO GERAL ....................................................................................................... 13

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................................... 13

3 REVISÃO DA LITERATURA .......................................................................................... 14

3.1 PETRÓLEO .................................................................................................................... 14

3.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO ................................................................................ 15

3.1.1 Métodos Convencionais de Recuperação ............................................................. 17

3.1.2 Métodos Especiais de Recuperação ...................................................................... 17

3.1.2.1 Métodos Químicos ............................................................................................. 18

3.1.2.2 Métodos Miscíveis ............................................................................................. 18

3.1.2.3 Métodos Térmicos ............................................................................................. 19

3.2 INJEÇÃO DE VAPOR ................................................................................................... 20

3.2.1 Geração de Vapor................................................................................................... 22

3.3 ENERGIA SOLAR ......................................................................................................... 24

3.3.1 Coletores Solares .................................................................................................... 25

3.3.2 Sistemas Térmicos Solares..................................................................................... 26

3.4 CONCENTRADORES SOLARES – TECNOLOGIAS EXISTENTES ....................... 27

3.4.1 Concentrador Cilíndrico Parabólico (Parabolic Trough Collector) ................... 28

3.4.2 Concentrador Fresnel (Linear Fresnel Reflector – LFR) .................................... 29

3.4.3 Concentrador Disco Parabólico (Parabolic Dish Reflector – PDR) ................... 30

3.4.4 Torre de Concentração .......................................................................................... 31

3.5 CONCENTRADORES SOLARES – COMPARATIVO ............................................... 32

4 MATERIAIS E MÉTODOS ............................................................................................... 33

4.1 METODOLOGIA ........................................................................................................... 33

4.2 DIMENSIONAMENTO ................................................................................................. 33

4.2.1 Massa de Água ........................................................................................................ 33

4.2.2 Área Total ............................................................................................................... 34

4.2.2.1 Situação 1 .......................................................................................................... 35

4.2.2.2 Situação 2 .......................................................................................................... 37

4.2.2.3 Situação 3 .......................................................................................................... 38

4.2.2.4 Situação 4 .......................................................................................................... 39

4.2.2.5 Situação 5 .......................................................................................................... 40

4.2.3 Área do Receptor .................................................................................................... 41

5 ANÁLISE DOS RESULTADOS ........................................................................................ 43

5.1 ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA .................................................................... 44

5.1.1 Situação 1 ................................................................................................................ 44

5.1.2 Situação 2 ................................................................................................................ 45

5.1.3 Situação 3 ................................................................................................................ 45

5.1.4 Situação 4 ................................................................................................................ 45

5.1.5 Situação 5 ................................................................................................................ 46

5.2 ANÁLISE DE VIABILIDADE AMBIENTAL ............................................................. 46

5.2.1 Situações 1 e 5 ......................................................................................................... 47

5.2.2 Situações 2 e 4 ......................................................................................................... 47

6 CONCLUSÃO ...................................................................................................................... 49

6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS ......................................................................................... 49

6.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS .......................................................... 50

REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 51

11

1 INTRODUÇÃO

No Brasil, a sondagem em busca de petróleo começou na última década do

século XIX, produzindo os primeiros resultados em 1939, com a perfuração de poço em

Lobato, no estado da Bahia. O poço, apesar de antieconômico, foi fundamental para o

desenvolvimento das atividades de exploração de petróleo (MORAIS, 2015).

Atualmente, apesar de grandes empresas de petróleo terem como objetivo

principal a descoberta de novos poços, há uma preocupação também com os campos

que se encontram em fase de declínio produtivo, que é a situação de muitos dos campos

onshore no Brasil. Esses campos, chamados campos maduros, possuem baixa

rentabilidade, embora ainda possam ter um volume razoável de petróleo e/ou gás natural

(CABRAL & ROLINO, 2013).

Em campos maduros, o diferencial de pressão entre o reservatório e o poço é

insuficiente para que o óleo seja extraído naturalmente. Para suplementar a energia

natural desses poços, podem ser utilizados métodos de elevação artificial, cujos

métodos mais comuns na indústria de petróleo são: gas-lift, bombeio centrífugo

submerso (BCS), bombeio mecânico com hastes (BM) e bombeio por cavidades

progressivas (BCP). Também podem ser utilizados métodos de recuperação, sejam eles

os convencionais ou os especiais. Entre os convencionais, podem ser destacadas a

injeção de água e a injeção de gás. Entre os especiais, estão os métodos térmicos, os

métodos químicos e os métodos miscíveis. Cada método apresenta vantagens e

desvantagens, e a escolha do método depende das características do poço ou campo

(THOMAS, 2001).

Os métodos térmicos de recuperação têm sido largamente empregados como um

método estratégico na recuperação de óleo pesado, pois melhoram o escoamento de

óleos através da redução da viscosidade, viabilizando a produção de petróleo em

campos considerados inviáveis comercialmente pelos métodos convencionais de

recuperação. Este método tem como princípio o aumento da temperatura do reservatório

através da utilização de uma fonte de calor, a qual é fornecida através da injeção de um

fluido cuja temperatura é maior do que a encontrada no reservatório (SANTANA,

2009).

Um dos processos de recuperação suplementar, a injeção de vapor,

tradicionalmente produz vapor através da queima de combustível. Uma alternativa a

queima de combustíveis é o aproveitamento da energia solar para aquecimento da água

12

e geração de vapor. Esse tipo de aquecimento pode gerar a mesma qualidade de vapor

com o gás natural, podendo assim diminuir os custos com a geração de vapor para

injeção nos poços maduros.

13

2 OBJETIVOS

Os objetivos do presente trabalho dividem-se em objetivo geral e objetivos

específicos.

2.1 OBJETIVO GERAL

Estudar a viabilidade da utilização de energia solar na cadeia de geração de

vapor para injeção em campos de petróleo maduros.

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Realizar um estudo teórico da energia solar e suas propriedades térmicas;

Analisar e comparar os sistemas de aquecimento solar;

Realizar um levantamento teórico dos métodos de recuperação de petróleo;

Determinar a área de concentradores necessária de um sistema de aquecimento

solar a ser inserido em um sistema de geração de vapor em estudo;

Analisar a viabilidade técnica/ambiental do aproveitamento da energia solar

térmica para geração de vapor na cadeia produtivo do petróleo.

14

3 REVISÃO DA LITERATURA

Este capítulo apresenta os métodos de recuperação de petróleo, aborda sobre

energia solar, sobre as tecnologias existentes de concentradores e realiza um

comparativo entre estas.

3.1 PETRÓLEO

Do ponto de vista físico-químico, o petróleo é uma combinação de moléculas de

carbono e hidrogênio, de origem orgânica, encontrado em bacias sedimentares. Estas

são depressões existentes no relevo preenchidas por sedimentos de origem orgânica, que

se transformaram, em milhões de anos, em rochas sedimentares. Contudo, apenas a

presença de uma bacia sedimentar não garante a existência de jazidas de petróleo, pois é

necessário que haja condições propícias para a formação e acumulação do óleo. Para

isso, é preciso que haja uma rocha geradora, que contém a matéria-prima que se

transforma em petróleo, uma rocha-reservatório, que é capaz de armazenar o óleo, e

uma rocha selante, que funciona como barreira. Estas rochas são envolvidas em

armadilhas, chamadas rochas de cobertura, caracterizadas por compartimentos isolados

no subsolo onde o petróleo se acumula e que impede a migração do óleo para outras

áreas (KIMURA, 2005).

Durante as atividades de exploração e produção, os campos de petróleo passam

por fases. A partir do início da produção, a vazão aumenta até atingir o pico de

produção, alcança a estabilidade e depois decai. As fases da vida de um campo desde a

sua descoberta até o momento do abandono, para grande parte dos reservatórios, são

ilustradas na Figura 1.

De acordo com a Figura 1, o pico de produção é atingido geralmente nos cinco

primeiros anos a partir do início da produção, essa etapa representa a capacidade de

produção máxima, para o qual os equipamentos de produção foram dimensionados.

Após esta fase, inicia-se o período de declínio em direção ao limite econômico.

Entretanto, se houver aplicação de técnicas de recuperação, esta curva de declínio pode

ser alterada e desacelerada, mas sem ser interrompida. É a partir das análises das curvas

de produção dos campos, que se inserem os conceitos de campos maduros e campos

marginais, que são largamente utilizados nas indústrias (BORGES, 2009).

15

Figura 1: Fases da vida de um campo de petróleo

Fonte: SAMPAIO (2004) apud BORGES (2009).

Segundo Borges (2009), pode-se definir como campo maduro todo campo que se

encontra em avançado estágio de exploração, com índices de produção declinante que já

ultrapassaram seu pico de produção, sendo necessária a aplicação de técnicas de

recuperação. Já os campos marginais são os campos produtores, em geral de pequeno

porte, cuja lucratividade encontre-se no limiar da viabilidade econômica, isto é, não são

economicamente viáveis para empresas devido ao baixo retorno.

O desenvolvimento de tecnologias para aumentar a produção dos poços e o fator

de recuperação (percentual do volume original do reservatório que se deseja produzir)

tem sido uma preocupação constante da indústria petrolífera, pois assegura a maior

longevidade das suas operações. O fator de recuperação de petróleo nos reservatórios

assume, em média, baixos índices, especialmente quando a viscosidade do óleo é alta.

Assim, ao longo da vida produtiva desses campos, geralmente são empregados métodos

de recuperação que possibilitam a extração do maior volume possível de petróleo.

A seguir, serão apresentados os métodos de recuperação mais utilizados na

indústria de petróleo.

3.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO

Após a exaustão de sua energia natural, os reservatórios ainda retêm grandes

quantidades de hidrocarbonetos. Com o objetivo de manter ou melhorar sua

16

produtividade, são empregados os métodos de recuperação avançada que se baseiam no

fornecimento de energia externa para dentro do reservatório, sob a forma de injeção de

fluidos. Esses processos são chamados de métodos de recuperação (THOMAS, 2001).

Segundo Thomas (2001), os processos de recuperação do petróleo eram

categorizados em três estágios: primário, secundário e terciário de acordo com sua

cronologia de aplicação. Porém, nas últimas décadas, esta classificação tornou-se

inadequada à medida que muitas operações de desenvolvimento de campos de petróleo

não são conduzidas nesta ordem específica. Com o passar do tempo, os métodos de

recuperação secundária e terciária perderam sua conotação cronológica e passaram a

designar a natureza do processo.

Assim, as nomenclaturas usadas para os processos de recuperação suplementar

foram métodos convencionais e métodos especiais. São chamados métodos

convencionais de recuperação os processos que tem tecnologia bastante conhecida e alto

grau de confiabilidade. Os métodos especiais de recuperação são aqueles que são muito

complexos e que ainda não tem tecnologia suficientemente desenvolvida. A Figura 2

apresenta os processos de recuperação do petróleo.

Figura 2: Processos de recuperação do petróleo

Fonte: Adaptado de BORGES (2013).

Nos tópicos a seguir serão apresentados de maneira mais detalhada os métodos

convencionais e especiais de recuperação.

17

3.1.1 Métodos Convencionais de Recuperação

De acordo com Thomas (2001), os métodos convencionais de recuperação são

aqueles que têm como objetivo deslocar o óleo através da injeção de fluidos. Esse

comportamento puramente mecânico, sem qualquer interação química ou

termodinâmica, é o que se espera ao realizar a injeção de água ou gás não miscível, pois

o fluido empurra o óleo para fora dos poros da rocha e ocupa o espaço que foi deixado a

medida que este é expulso, ou seja, não se espera que os fluidos se misturem ou

interfiram na rocha-reservatório. A Figura 3 ilustra o processo de injeção de água. É

importante ressaltar que processo de injeção de gás é semelhante.

Figura 3: Injeção de água

Fonte: Adaptado de SAMPAIO (2004).

3.1.2 Métodos Especiais de Recuperação

Os Métodos Especiais de Recuperação são empregados para atuar nos pontos

onde os Métodos Convencionais falharam ou falhariam caso fossem empregados.

Normalmente, baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção

de fluidos podem ser creditadas basicamente a dois aspectos principais: alta viscosidade

18

do óleo e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo (THOMAS,

2001).

Os processos especiais de recuperação podem ser divididos em quatro

categorias: químicos, miscíveis, térmicos e outros que não se enquadram em nenhum

das anteriores, como é o caso da recuperação microbiológica e da recuperação

utilizando ondas eletromagnéticas.

3.1.2.1 Métodos Químicos

Estão agrupados como métodos químicos alguns processos em que se pressupõe

uma certa interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório. Entre

esses métodos, podem ser destacados a injeção de solução de tensoativos, injeção de

solução de polímeros, injeção de soluções alcalinas, etc. (THOMAS, 2001).

3.1.2.2 Métodos Miscíveis

Segundo Thomas (2001), os métodos miscíveis são usados em situações em que

o fluido injetado não consegue deslocar o óleo para fora da rocha, devido a altas tensões

interfaciais. Os fluidos normalmente utilizados são o dióxido de carbono, o gás natural e

o nitrogênio. A Figura 4 ilustra o método miscível utilizando injeção de gás carbônico.

Figura 4: Métodos miscíveis

19

Fonte: Adaptado de SAMPAIO (2004).

3.1.2.3 Métodos Térmicos

Em reservatórios cujos óleos são muito viscosos, geralmente, o resultado da

utilização de um processo convencional de recuperação não é satisfatório. A alta

viscosidade do óleo dificulta o seu movimento dentro do meio poroso, enquanto que o

fluido injetado, água ou gás, tem uma mobilidade muito maior resultando em baixas

eficiências de varrido e, por consequência, uma recuperação convencional normalmente

muito baixa. A ideia de que o óleo tem a sua viscosidade reduzida ao ser aquecido foi

uma das motivações para o desenvolvimento dos métodos térmicos. A Figura 5 mostra a

relação entre a viscosidade e a temperatura (QUEIROZ, 2006).

Figura 5: Comportamento do óleo

Fonte: QUEIROZ (2006).

De acordo com Queiroz (2006), os métodos de recuperação mais indicados para

reservatórios com óleos do tipo pesado são os métodos térmicos. Através da Figura 5,

pode-se perceber que há um decréscimo da viscosidade do óleo com o aumento da

temperatura. Assim, estes métodos consistem basicamente no aumento da temperatura

do reservatório através da utilização de uma fonte de calor, provocando a diminuição da

viscosidade do óleo e o aumento de sua mobilidade, facilitando sua produção.

Segundo Santana (2009), há dois tipos de métodos térmicos que diferem na

maneira como é feito o aquecimento do fluido do reservatório. Em um deles, a injeção

de fluidos aquecidos (água quente ou vapor), o calor é gerado na superfície e em

seguida transportado para o interior da formação, utilizando-se um fluido. No outro, a

20

combustão in Situ, o calor é gerado no interior do próprio reservatório a partir da

combustão de parte do óleo ali existente.

Na injeção de fluidos aquecidos, dois tipos de processos são mais utilizados, a

injeção de água quente e a injeção de vapor. Esses fluidos são usados como meio para

transportar o calor da superfície até o reservatório.

O tópico seguinte trata sobre a injeção de vapor, que é o método de recuperação

utilizado no campo maduro em estudo, no Rio Grande do Norte, local em que parte dos

campos possuem óleo adequado a aplicação dos métodos térmicos, principalmente a

injeção de vapor.

3.2 INJEÇÃO DE VAPOR

A injeção de vapor é um método complexo de deslocamento de óleo que envolve

simultaneamente transporte de calor e massa (SANTANA, 2009). Pode ser usada de

maneira cíclica ou contínua. A Figura 6 o processo de injeção de vapor.

Figura 6: Injeção contínua de vapor

Fonte: Adaptado de SAMPAIO (2004)

O processo contínuo, ilustrado na Figura 6, consiste na injeção de vapor em um

poço injetor central, com o objetivo de deslocar o óleo na direção dos poços produtores.

Quando o vapor se desloca através do reservatório entre os poços injetores e produtores,

21

são criadas várias regiões de diferentes temperaturas e saturações de fluidos, como é

mostrado na Figura 7.

Figura 7: Mecanismo de injeção de vapor

Fonte: BORGES (2013).

O processo de injeção cíclica de vapor consiste em três etapas: injetar vapor em

um poço por um determinando período, manter o poço fechado por alguns dias,

denominado período de soaking, para depois produzir o óleo. No início, as vazões de

óleo são altas, mas com o tempo e com a repetição dos processos, estas vazões

diminuem bastante. A Figura 8 ilustra esse processo.

Figura 8: Injeção cíclica de vapor

22

Fonte: QUEIROZ (2006).

3.2.1 Geração de Vapor

O vapor é um dos fluidos de trabalho mais empregados na indústria,

principalmente na indústria petrolífera para recuperação de poços de petróleo, pois tem

alto conteúdo de energia por unidade de massa e volume (BIZZO, 2003).

O vapor é gerado em uma caldeira ou em um gerador de vapor pela transferência

do calor dos gases quentes para a água. Quando a água absorve quantidade suficiente de

calor, muda da fase líquida para a de vapor. A energia para gerar o vapor pode ser

obtida da combustão de combustíveis ou da recuperação de calor residual de processo

(ELEKTRO, 2016).

Gerador de vapor é um trocador de calor complexo que produz vapor a partir de

energia térmica (combustível), ar e fluido vaporizante, constituído por diversos

equipamentos associados, perfeitamente integrados, para permitir a obtenção do maior

rendimento térmico possível. Na caldeira, a transferência de calor entre os gases quentes

e a água é efetuada nas superfícies de troca térmica (geralmente um conjunto de tubos).

Após a geração do vapor, o efeito da pressão faz o vapor fluir da caldeira para o sistema

de distribuição.

23

Segundo Elektro (2016), as caldeiras mais comuns são as que produzem vapor

pela queima de combustíveis e podem ser classificadas em dois grandes grupos:

caldeiras aquatubulares e caldeiras flamotubulares.

Nas caldeiras aquatubulares, a água a ser aquecida passa pelo interior de tubos

que, por sua vez, são envolvidos por gases de combustão. A Figura 9 ilustra uma

caldeira aquatubular.

Figura 9: Caldeiras aquatubulares

Fonte: ELEKTRO (2016).

Nas caldeiras flamotubulares, os gases quentes da combustão circulam no

interior de tubos que atravessam o reservatório de água a ser aquecida para produzir

vapor. Geralmente são de pequeno porte e apresentam baixa eficiência, sendo utilizadas

apenas para pressões reduzidas. Utiliza qualquer tipo de combustível, líquido, sólido ou

gasoso, mas é muito comum o seu uso com óleo e gás (ELEKTRO, 2016). A Figura 10

ilustra uma caldeira flamotubular.

Figura 10: Caldeira flamotubular

24

Fonte: ELEKTRO (2016).

Uma caldeira aquatubular pode custar até 50% mais do que uma caldeira

flamotubular de capacidade equivalente. Em contrapartida, as caldeiras aquatubulares

tem valor de investimento baixo e a manutenção é mais fácil. Além disso, apresentam

uma maior capacidade de produção de vapor por unidade de área de troca de calor e a

possibilidade de utilizar temperatura superior a 450°C e pressão acima de 60 kgf/cm².

As caldeiras industriais podem apresentar desperdícios e elevadas perdas de

energia se não forem adequadamente dimensionados e se a sua operação e manutenção

não forem praticadas de acordo com certos critérios e cuidados. Em geral, o custo dos

combustíveis representa uma parcela significativa da conta dos insumos energéticos.

Nesse contexto, a utilização da energia solar pode ser uma alternativa na geração

de vapor, podendo contribuir para redução do consumo de energia e para a redução dos

custos de produção.

3.3 ENERGIA SOLAR

Quase todas as fontes de energia – hidráulica, biomassa, eólica, combustíveis

fósseis e energia dos oceanos – são formas indiretas de energia solar. O sol é a maior

fonte de energia disponível na Terra, fornecendo anualmente para a atmosfera terrestre

cerca de 1,5 x1018

kWh de energia. Esse valor corresponde a 104 vezes o consumo

mundial de energia neste período (BIANCHINI, 2013).

A radiação solar pode ser utilizada diretamente como fonte de energia térmica,

para aquecimento de fluidos e ambientes e para geração de potência mecânica ou

elétrica. Além disso, pode ser convertida diretamente em energia elétrica (ANEEL,

2002).

A radiação solar depende das condições climáticas e atmosféricas. Apenas parte

da radiação solar atinge a superfície terrestre, devido à reflexão e absorção dos raios

solares pela atmosfera. Mesmo assim, estima-se que a energia solar incidente sobre a

superfície terrestre seja da ordem de 10 mil vezes o consumo energético mundial

(CEPEL-CRESESB, 2004). Porém, a maior parte da radiação solar que chega a terra

está dispersa, sujeitando a utilização desta fonte a variações climáticas, como latitude e

longitude, período do ano e variáveis de condição atmosférica.

25

Em relação a energia solar fotovoltaica, estima-se que o Brasil possua

atualmente cerca de 20MW de capacidade de geração instalada, em sua grande maioria

destinada ao atendimento de sistemas isolados e remotos, principalmente em situações

em que a extensão da rede de distribuição não se mostra economicamente viável (EPE,

2012).

Também há um enorme potencial de utilização de energia solar por meio de

sistemas de captação e conversão em energia térmica. O aproveitamento térmico para

aquecimento de fluidos é feito com o uso de coletores ou concentradores solares. Os

coletores solares são mais usados em aplicações residenciais e comerciais para

aquecimento de água. Os concentradores solares destinam-se a aplicações que requerem

temperaturas mais elevadas, como a produção de vapor. Neste último caso, pode-se

gerar energia mecânica com o auxílio de uma turbina a vapor, e, posteriormente,

eletricidade, por meio de um gerador. Essa forma de geração de eletricidade é a

heliotérmica, também chamada de termo solar ou Concentrated Solar Power (CSP)

(OLIVEIRA FILHO, 2014).

A tecnologia CSP é considerada madura internacionalmente e as primeiras

plantas comerciais entraram em operação na Califórnia, nos EUA, entre 1984 e 1991,

com uma capacidade instalada de 354 MW. Atualmente, existe aproximadamente 1 GW

de capacidade instalada no mundo e há expectativa de 15 GW em projetos sendo

desenvolvidos ou em construção em diversos países, tais como EUA, Espanha,

Austrália, Marrocos, China e Índia, motivados por políticas governamentais

(PHILIBERT et al., 2010 apud LODI, 2011).

3.3.1 Coletores Solares

Segundo Malagueta (2012), coletores solares são trocadores de calor que

transformam radiação solar em calor. O coletor capta a radiação solar, a converte em

calor, e transfere esse calor para um fluido (ar, água ou óleo em geral). Basicamente, os

coletores podem ser de dois tipos: não-concentradores e concentradores.

Os coletores não-concentradores, ou simplesmente coletores solares planos, são

aplicáveis em sistemas que precisam de temperaturas baixas, inferiores a 100°C. Essa

tecnologia é empregada predominantemente no setor residencial, mas também é

aplicada em outros setores, tais como hotéis, hospitais, edifícios públicos e comerciais e

26

similares. Outro setor que começa a experimentar os aquecedores é o industrial, mas

ainda de forma pontual. A Figura 11 ilustra um sistema solar de aquecimento de água.

Figura 11: Sistema solar de aquecimento de água

Fonte: ANEEL (2002).

Em sistemas que requerem temperaturas mais elevadas, bem acima de 100°C, é

indicado que o aproveitamento da energia seja feito por meio de concentradores solares,

pois segundo Malagueta (2012), sistemas sem concentradores ou com baixa taxa de

concentração não são eficientes, tanto do ponto de vista térmico quanto econômico.

O concentrador solar capta a energia solar incidente numa área relativamente

grande e concentram-na numa área muito menor, de modo que a temperatura desta

última aumente substancialmente. Geralmente, os coletores concentradores possuem

uma superfície refletora que direcionam a radiação direta a um foco, onde há um

receptor pelo qual escoa o fluido absorvedor de calor. O funcionamento dos

concentradores será ilustrado nos próximos tópicos.

3.3.2 Sistemas Térmicos Solares

Os sistemas industriais ligados aos coletores concentradores não diferem muito

de sistemas convencionais que geram calor de processo. A peça chave do sistema é o

campo de coletores e o arranjo dos coletores no solo ou em terraços de edifícios. Um

fluido de calor circula pelo campo. Ao medir a temperatura do fluido na saída do

coletor, um sistema de controle regula a vazão do fluido em função da radiação. O calor

absorvido pelo fluido é então transferido em um trocador de calor, de onde é utilizado

em algum processo industrial ou armazenado em tanques para uso posterior. A Figura

27

12 ilustra um sistema que utiliza concentradores solares para a geração de energia

elétrica.

Figura 12: Sistema de geração de energia elétrica utilizando concentradores solares

Fonte: Adaptado de MALAGUETA (2012).

3.4 CONCENTRADORES SOLARES – TECNOLOGIAS EXISTENTES

Existem quatro tipos demonstrados de sistema CSP: cilíndrico parabólico,

Fresnel, disco parabólico (ou prato parabólico) e torre de concentração (ou torre

central). A Figura 13 apresenta a configuração básica dessas tecnologias, que serão

discutidas nos próximos tópicos.

Figura 13: Tipos de tecnologias de concentradores solares

28

Fonte: BIANCHINI (2013).

3.4.1 Concentrador Cilíndrico Parabólico (Parabolic Trough Collector)

Segundo Kalogirou (2009) apud Malagueta (2012), esse tipo de coletor é

revestido por um material refletor em formato parabólico. E também é composto por um

tubo de metal preto, coberto com um tubo de vidro para reduzir as perdas de calor, é

colocado ao longo da linha focal do receptor.

Quando a parábola aponta para o sol, os raios solares são refletidos pela

superfície e concentrados no receptor. A radiação concentrada aquece o fluido que

circula internamente no tubo (MALAGUETA, 2012).

Na Figura 14 é apresentado o esquema da concentração da radiação em um

concentrador parabólico.

Figura 14: Esquema da concentração da radiação em um concentrador parabólico

29

Fonte: MALAGUETA, 2012.

O concentrador cilíndrico parabólico é a tecnologia solar mais madura para gerar

calor em temperaturas de até 400°C. A energia do fluido pode ser utilizada para geração

de eletricidade ou de calor de processo.

3.4.2 Concentrador Fresnel (Linear Fresnel Reflector – LFR)

O concentrador solar Fresnel é uma tecnologia que se baseia em uma série de

faixas de espelhos lineares que concentram a luz para um receptor fixo, montado em

uma torre. Os espelhos podem ser alinhados como uma parábola ou dispostos no chão.

(KALOGIROU, 2009 apud MALAGUETA, 2012).

De acordo com Lodi (2011), a tecnologia de Fresnel é menos eficiente que a

tecnologia cilíndrico-parabólica para a conversão de energia solar em energia elétrica,

além do fato de ser mais difícil incorporar o armazenamento térmico, uma forte

aplicação para esta tecnologia é o fornecimento de calor para processos industriais, tais

como recuperação de óleos pesados, refinarias, celulose e papel, alimentos e

dessalinização.

Essa tecnologia ainda não é muito madura e a maior parte das plantas existentes

no mundo são plantas pilotos, como a presente na Austrália (10 MW), que foi

desenvolvida por uma companhia australiana chamada Ausra. Na Figura 15 é mostrado

o esquema da concentração da radiação em um sistema com concentrador do tipo

Fresnel.

Figura 15: Esquema da concentração da radiação em sistema com concentrador do tipo Fresnel

30

Fonte: Adaptado de KALOGIROU, 2009 apud MALAGUETA, 2012.

3.4.3 Concentrador Disco Parabólico (Parabolic Dish Reflector – PDR)

O concentrador disco parabólico é um coletor que segue o sol em dois eixos,

concentrando energia solar em um receptor localizado no ponto focal do disco, como

mostrado no esquema da Figura 16 (KALOGIROU, 2009 apud MALAGUETA, 2012).

Figura 16: Esquema de um concentrador de disco parabólico

Fonte: Adaptado de MALAGUETA, 2012.

Por possuir uma concentração pontual e sistema de rastreamento em dois eixos,

o disco parabólico possui as maiores taxas de concentração e por essa razão é o coletor

mais eficiente. Consequentemente, atinge temperaturas de 100°C a 1500°C, atrás apenas

da torre de concentração, que pode atingir até 2000°C. (MALAGUETA, 2012)

31

Ainda segundo Malagueta (2012), o disco pode operar de forma independente

(indicado para uso em regiões isoladas) ou como parte de uma planta composta por

vários discos.

Os raios solares incidem sobre a parábola e são concentrados no ponto focal da

parábola, onde aquecem o fluido circulante. Esse calor pode ser transportado por

tubulação para um sistema central ou ser transformado diretamente em eletricidade em

um gerador acoplado diretamente no receptor.

3.4.4 Torre de Concentração

Malagueta (2012) afirma que torre de concentração é um tipo de tecnologia de

aquecimento solar composta por um campo de coletores de heliostatos, formada por

vários espelhos planos (ou levemente côncavos), que são capazes de rastrear o sol em

dois eixos, e que reflete os raios do sol na direção de um receptor central, instalado no

alto de uma torre. Cada heliostato é composto por quatro espelhos instalados no mesmo

pilar, com área refletora total de 50 a 150m². O calor concentrado absorvido no receptor

é transferido para um fluido circulante que pode ser armazenado e/ou utilizado para

produzir trabalho. A Figura 17 mostra um sistema de torre de concentração.

Figura 17: Sistema de torre de concentração para geração de energia elétrica

Fonte: BIANCHINI (2013).

32

Entre as vantagens da torre de concentração, é possível destacar que as perdas de

energia térmica devido ao transporte são mínimas, visto que os espelhos coletam a luz

solar e a concentram em um único receptor. Além disso, segundo Malagueta (2013), por

rastrear o sol em dois eixos, possui altas taxas de concentração (entre 300 a 1000, menor

apenas que o disco). Essa tecnologia é indicada para sistemas de maior porte (acima de

10 MW).

3.5 CONCENTRADORES SOLARES – COMPARATIVO

Os principais tipos de sistema encontram-se listados na Tabela 1.

Tabela 1: Comparativo entre as tecnologias de coletores solares concentradores

Tecnologia

Faixa de

capacidade

indicada (MW)

Taxa de

concentração

Eficiência

solar-elétrica

(%)

Área

requerida

(m²/kW)

Parabólico 10-200 70-80 10-15 18

Fresnel 10-200 25-100 9-11 -

Torre 10-150 300-1000 15-30 21

Disco 0,01-0,4 1000-3000 20-30 20

Fonte: Adaptado de LODI (2011).

De acordo com a Tabela 1, os concentradores mais eficientes são os de torre e os

de disco parabólico. Segundo Lodi (2011), a tecnologia cilíndrico-parabólica, Fresnel e

torre solar podem ser integradas a ciclos de vapor, e terem capacidades de geração

elétrica entre 10 a 200 MW. Assim, a eficiência térmica neste ciclo passa a ser entre 30

a 40%.

A tecnologia cilíndrico-parabólica concentra a radiação solar entre 70 a 80

vezes, a tecnologia de Fresnel entre 25 a 100 vezes, a torre solar entre 300 a 1000 vezes

e o disco parabólico entre 1000 a 3000 vezes. No disco parabólico, devido à elevada

concentração que pode ser obtida, a eficiência costuma ser mais alta do que as das

outras tecnologias de concentração (KALOGIROU, 2009 apud LODI, 2011).

Devido às vantagens apresentadas e ao fato de ser a tecnologia mais consolidada

até o momento, para a realização deste trabalho, a tecnologia adotada foi a cilíndrico-

parabólica.

33

4 MATERIAIS E MÉTODOS

No presente Capítulo, serão apresentadas informações referentes à metodologia

e aos processos utilizados para determinar a área de concentradores necessária para um

sistema de aquecimento solar a ser inserido no sistema de geração de vapor em estudo.

4.1 METODOLOGIA

Será realizado o dimensionamento do sistema proposto baseando-se na

quantidade de calor que é fornecida ao sistema, na configuração convencional. Para

isso, primeiramente, foi determinada a massa de água utilizada no processo e a

quantidade de calor total. Em seguida, foram escolhidas cinco situações para inserir os

concentradores solares, de modo a substituir o pré-aquecedor e/ou complementar a

quantidade de calor fornecida pela caldeira, bem como determinar a quantidade de calor

e, consequentemente, a área necessária para fornecer o calor ao processo em cada uma

das configurações. Por fim, foi definida a área do concentrador.

4.2 DIMENSIONAMENTO

Para realizar o dimensionamento, foi necessário acompanhar o processo de

injeção de vapor de uma empresa de petróleo e foi verificado in loco que são

necessários 514 m³ de combustível por hora para gerar 145 m³ de vapor. O combustível

comumente utilizado no processo é o gás natural.

Inicialmente, será dimensionada a massa de água correspondente a quantidade

de vapor solicitado pelo sistema, tomando como base o trabalho de Curinga (2013). A

partir desse valor, poderá ser encontrada a quantidade de calor que pode ser fornecida

pelo sistema e, consequentemente, a área dos coletores.

4.2.1 Massa de Água

No processo de injeção, são utilizados 145 m³ de vapor de água por hora, com

temperatura de 281°C e pressão de 63 kgf/cm². A partir dessas informações, é possível

34

encontrar a densidade do vapor gerado, a massa de vapor e, consequentemente, a massa

de água necessária no processo, através das Equações 1, 2 e 3. Esse valor de massa será

utilizado no dimensionamento do receptor.

(1)

(2)

(3)

Onde

P = pressão (Pa)

V = volume (m³)

n = número de moles

R = constante dos gases ideais (8,314 J/mol K)

T = temperatura (K)

m = massa (kg)

M = massa molar (kg/mol)

D = densidade (kg/m³)

Substituindo as Equações 2 e 3 na Equação 1:

(4)

Para determinar a densidade do vapor, foram utilizados os valores de pressão e

temperatura do vapor do processo de injeção e a massa molar da água.

PV = 63 kgf/cm² = 6178189,5 Pa

MV = 18 g/mol = 18˖10-3

kg/mol

R = 8,314 J/mol K

TV = 281°C = 554,15 K

A massa de vapor de água, que é igual a massa de água, é:

(5)

Esse valor corresponde a massa de água necessária para gerar 145 m³ de vapor

de água, por hora.

4.2.2 Área Total

A Figura 18 mostra o sistema usual de geração de vapor. Nesse sistema, há um

pré-aquecedor que eleva a temperatura da água de 35°C a 65°C. Em seguida, a água

35

entra na caldeira e sai no estado de vapor com temperatura de 281°C e pressão de 63

kgf/cm², condições adequadas para a realização do processo de injeção.

Figura 18: Sistema usual de injeção de vapor

Fonte: Autoria própria.

A partir do sistema apresentado na Figura 18, foram estabelecidas cinco

situações, nas quais foi alterada a temperatura de entrada na caldeira, devido a inserção

dos concentradores solares no sistema.

No processo de geração de vapor, a temperatura inicial da água é de 35°C e a

temperatura final do vapor é de 281°C. Sabendo disso, foi calculada a quantidade de

calor que os concentradores deveriam fornecer para complementar a quantidade de calor

fornecida pela caldeira, dependendo das temperaturas de entrada e de saída da água nos

concentradores e da massa de água a ser aquecida.

Segundo Vieira (2014), as horas de insolação diária média em Mossoró para os

meses do ano variam de 6 a 9 horas. Considerando o tempo útil de Sol de 8 horas, a

massa de água por dia a ser aquecida pelo concentrador pode ser encontrada utilizando a

Equação 6.

(6)

Onde

mt = massa total (kg)

mA = massa de água por hora (3500 kg/h)

ts = tempo útil de sol (h)

(7)

Assim, a massa de água a ser aquecida por dia é de 28.000 kg.

4.2.2.1 Situação 1

36

Na Situação 1, na qual foi considerado que toda a massa de água a ser aquecida

pelo concentrador é de 28.000 kg, o concentrador solar é inserido em série no sistema

usual, entre o pré-aquecedor e a caldeira. A temperatura inicial da água inserida no

concentrador é de 65°C e a temperatura final é de 150°C. O objetivo dessa situação é

diminuir o gasto com energia e com combustível. A Figura 19 mostra o sistema

proposto para a Situação 1.

Figura 19: Configuração 1 para o sistema proposto


Para a Situação 1, há mudança de estado da água, então são considerados os

calores latente e sensível. A quantidade de calor necessária nessa etapa do processo é

dada pelas Equações 8, 9 e 10.

(8)

(9)

(10)

Onde

QS = quantidade de calor sensível (cal)

m = massa (g)

c = calor específico (cal/g °C)

ΔT = variação de temperatura (°C)

QL = quantidade de calor latente (cal)

L = calor latente (cal/g)

Q = quantidade de calor total (cal)

O calor específico da água é 1 cal/g °C e que o calor latente de vaporização da

água é 539,1 cal/g (HALLIDAY et al., 2006). Assim:

(11)

(12)

(13)

(14)

37

Essa é a quantidade de calor necessária para aquecer a água a 65°C e transformá-

la em vapor a 281°C, ou seja, é a quantidade de calor útil.

A partir desse valor e através da Equação 15, pode-se encontrar a potência útil

(Pu). A potência absorvida (Pabs) pode ser encontrada através da Equação 16, na qual a

potência perdida (Pperdida) é decorrente de perdas por radiação e convecção. Para efeito

de cálculo e determinação da área do concentrador, foi estipulado que a potência

perdida corresponde a 15% da potência útil. Assim, através da potência absorvida e da

Equação 17, a área do receptor pode ser determinada.

(15)

(16)

(17)

Onde

Pabs = potência (W)

Q = quantidade de calor total (J)

t = tempo (s)

ID = irradiação solar no ambiente (W/m²)

AU = área útil (m²)

ρ = refletividade do receptor

Krd = fração da radiação que chega ao tubo absorvedor

α = absortividade do absorvedor

Considerando o valor para a irradiação em Mossoró – RN aproximadamente 960

W/m² (VIEIRA, 2014), a refletividade do aço inox polido como 90%, que 95% da

radiação que chega ao tubo receptor e que a sua absorção seja 90% (CURINGA, 2013):

(18)

(19)

(20)


Na Situação 2, na qual foi considerado que a massa de água a ser aquecida pelo

concentrador é de 28.000 kg, o concentrador solar é inserido em série no sistema usual,

entre o pré-aquecedor e a caldeira. A temperatura inicial da água inserida no

concentrador é de 65°C e a temperatura final é de 100°C. O objetivo dessa situação é

38

diminuir o gasto com combustível. Diferentemente da Situação 1, não há mudança de

estado da água, sendo necessário calcular apenas o calor sensível, através da Equação 8.

A Figura 20 mostra o sistema proposto para a situação 2.



(21)

Para calcular a área para a Situação 2, também foram utilizadas as Equações 15,

16 e 17, visto que apenas a quantidade de calor foi alterada.

(22)

(23)

(24)




substituindo o pré-aquecedor. A temperatura inicial da água é 35°C e a temperatura

final é de 65°C, que é a temperatura na qual a água deve entrar na caldeira. O objetivo

dessa situação é diminuir o gasto com energia. Assim como na Situação 2, não há

mudança de estado da água, sendo necessário calcular apenas o calor sensível, através

da Equação 8.

(25)

(26)

Na Figura 21 é mostrado o sistema proposto para a Situação 3.

39





(27)

(28)

(29)




substituindo o pré-aquecedor e aquecendo a água até a temperatura de 100°C. O

objetivo dessa situação é diminuir o gasto com combustível e com energia. Assim como

nas Situações 2 e 3, não há mudança de estado da água, sendo necessário calcular

apenas o calor sensível, através da Equação 8. Na Figura 22 é mostrado o sistema

proposto para a situação 4.


40


(30)

(31)



(32)

(33)

(34)




substituindo o pré-aquecedor e aquecendo a água até a temperatura de 150°C. O

objetivo dessa situação é diminuir o gasto com combustível e com energia. Assim como

na Situação 1, há mudança de estado da água, então são considerados os calores latente

e sensível. A quantidade de calor necessária nessa etapa do processo é dada pelas

Equações 8, 9 e 10. Na Figura 23 é mostrado o sistema proposto para a situação 5.


41


(35)

(36)

(37)

(38)



(39)

(40)

(41)

A situação 5 representa o máximo de energia que pode ser fornecida através de

energia solar, considerando que a temperatura máxima que pode ser alcançada pelo

concentrador é de 150°C.

4.2.3 Área do Receptor

Para a escolha da área do concentrador, deve ser levada em consideração a área

disponível do local. Para facilitar a montagem e para obter uma melhor distribuição dos

concentradores, foi considerada a área do receptor do concentrador igual a 3 m². A

Tabela 2 apresenta diferentes valores de largura e comprimento do concentrador que

resultam em uma área de 3 m², para facilitar a escolha das dimensões.

Tabela 2: Escolha das dimensões

Largura (m) = L Comprimento (m) = B

1,00 3,00

1,10 2,73

42

1,20 2,50

1,30 2,31

1,40 2,14

Fonte: Autoria Própria.

As dimensões escolhidas para largura e comprimento foram L = 1,20 m e B =

2,50 m, respectivamente.

Para encontrar o foco do concentrador, foi considerada a Equação 42, que é a

equação reduzida da parábola (WINTERLE, 2008).

(42)

Sabendo que

(43)

(44)

Onde

y = altura máxima da concavidade da parábola

f = altura do ponto focal

Substituindo as Equações 43 e 44, obtém-se a Equação 45.

(45)

A partir do valor da largura e do valor de y = 0,2 m aplicados na Equação 36, o

foco do concentrador pode ser encontrado. O valor de y foi escolhido e é igual a 0,2 m.

Substituindo os valores de L e y:

A Figura 24 apresenta um esquema com as principais dimensões do

concentrador, em metros.

Figura 24: Dimensões do concentrador

43


A Tabela 3 mostra a quantidade de concentradores com área A = 3,00 m²

necessários para cada uma das situações apresentadas no tópico 4.4.2.

Tabela 3: Quantidade de coletores para cada situação

Situação Área (m²) N° de Concentradores

1 3952,7 1318

2 221,61 74

3 189,73 64

4 411,22 138

5 4142,3 1381

Fonte: Autoria Própria.

5 ANÁLISE DOS RESULTADOS

No presente capítulo, será realizada a análise de viabilidade técnica dos

resultados, que apresenta a quantidade de gás natural deixa de ser queimado e/ou quanto

de energia deixa de ser consumida devido à inserção dos concentradores solares no

processo de geração de vapor. Também será realizada a análise de viabilidade ambiental

dos resultados, que mostra quanto de material particulado e de óxidos de nitrogênio

deixam de ser emitidos para a atmosfera.

Para que seja realizada a análise, é necessário calcular a quantidade de calor que

é fornecida para gerar a quantidade total de vapor utilizada no processo. Por dia, são

gerados 3.480 m³ de vapor a 281°C, utilizando 12.336 m³ de combustível para aquecer

84.000 kg de água.

44

A quantidade de calor obtida através da queima de combustível (caldeira) e a

quantidade de calor obtida através de energia elétrica (pré-aquecedor) podem ser obtidas

através das Equações 8, 9 e 10. A temperatura inicial da água é 65°C e a temperatura

final é 281°C, para a caldeira. Para o concentrador, as temperaturas inicial e final são,

respectivamente, 35°C e 65°C.

Para a caldeira:

(46)

Para o pré-aquecedor:

(47)

A razão entre a quantidade de calor fornecida pelos concentradores para as

Situações de 1 a 5, calculadas no tópico 4.2.2, e a quantidade de calor total necessária,

apresentada pelas Equações 46 (caldeira) e 47 (pré-aquecedor), informa a porcentagem

de combustível e/ou energia que deixa de ser consumido.

5.1 ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA

Nesta seção, será analisado quanto de gás natural deixará de ser queimado e

quanto de energia elétrica deixará de ser consumida devido a utilização de energia solar

para gerar vapor.

5.1.1 Situação 1

Para a Situação 1, na qual a temperatura de entrada no sistema de aquecimento é

65°C e a temperatura de saída é 150°C, a quantidade de calor calculada, como mostrado

no tópico 4.2.2.1, na Equação 13, foi de:

Essa quantidade de calor corresponde a

(48)

Nesse caso, 27,55% do calor gerado serão por meio de energia solar, ou seja, há

uma redução de 27,55% de combustível. Não há diminuição do consumo de energia

elétrica.

45

5.1.2 Situação 2



no tópico 4.2.2.2, na Equação 21, foi de:


(49)

Nesse caso, 1,55% do calor gerado será por meio de energia solar, ou seja, há

uma redução de 1,55% de combustível. Assim como na Situação 1, não há redução no

consumo de energia elétrica.

5.1.3 Situação 3

Para a situação 3, na qual a temperatura de entrada no sistema de aquecimento é


no tópico 4.2.2.3, na Equação 25 foi de:


(50)

Para a situação 3, não há redução de combustível, apenas de energia elétrica,

pois o sistema substitui o pré-aquecedor. A redução é de 33,34%, pois o sistema

funciona durante um terço do dia.

5.1.4 Situação 4

Para a situação 4, na qual a temperatura de entrada no sistema de aquecimento é

35°C e a temperatura de saída é 100°C.

Para a caldeira, a quantidade de calor corresponde a:

46

(51)

Para o pré-aquecedor, a quantidade de calor corresponde a:

(52)

Nesse caso, há redução do uso de combustível é de 1,55%, enquanto a redução

de energia corresponde a 33,34%.

5.1.5 Situação 5


35°C e a temperatura de saída é 150°C.

Para a caldeira, a quantidade de calor corresponde a:

(53)

Para o pré-aquecedor, a quantidade de calor corresponde a:

(54)

Nesse caso, há redução do uso de combustível é de 27,55%, enquanto a redução

de energia corresponde a 33,34%.

5.2 ANÁLISE DE VIABILIDADE AMBIENTAL

Nesta seção, será calculada a quantidade de combustível que pode ser

economizada, bem como o quanto pode ser reduzido de emissão de material particulado

e NOX nas Situações 1, 2, 4 e 5. Não foi realizada análise de viabilidade ambiental para

a Situação 3, pois não houve redução no uso de combustível.

A Tabela 4 apresenta os fatores de emissão para o gás natural em caldeiras, que

serão aplicados na Equação 55 para encontrar a massa de poluentes.

Tabela 4: Fatores de emissão

Material Fator de Emissão

47

Particulado 0,016 a 0,08 g/m3

NOX 4,48 g/m³

Fonte: CARVALHO JÚNIOR (2003).

(55)

Onde

mp = massa de poluentes

fe = fator de emissão

Vge = volume de gás economizado

O volume de gás natural economizado pode ser encontrado através da Equação

55.

(56)

Onde

rg = redução de gás natural

Vg = volume de gás natural utilizado

O volume de gás natural utilizado por hora é de 514 m³. Assim, por dia, são

utilizados 12.336 m³.

5.2.1 Situações 1 e 5

Para as Situações 1 e 5, utilizando as Equações 55 e 56, a massa de poluentes

que deixou de ser emitida foi de:

(57)

(58)

(59)

Desta forma, são economizados 3.398,57 m³ de gás natural, resultando em

271,89 g de material particulado e 15.225,59 g de óxidos de nitrogênio que deixam de

ser emitidos na atmosfera, por dia.

5.2.2 Situações 2 e 4

Para as Situações 2 e 4, a massa de poluentes que deixou de ser emitida foi de:

(60)

(61)

48

(62)

Desta forma, são economizados 191,21 m³ de gás natural, resultando em 15,30 g

de material particulado e 856,62 g de óxidos de nitrogênio que deixam de ser emitidos

na atmosfera.

49

6 CONCLUSÃO

O presente capítulo apresenta a avaliação geral do sistema proposto, com a

inserção de concentradores solares na cadeia de geração de vapor, de acordo com os

resultados obtidos nas análises de viabilidade técnica e ambiental. São apresentados

também sugestões para trabalhos futuros.

6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS

A injeção de vapor é um dos métodos de recuperação mais adequados para os

campos maduros da região, devido às características do óleo. Na geração de vapor, o

custo com combustíveis representa uma parcela significativa. Nesse contexto, a

utilização de energia solar para gerar vapor pode ser uma das alternativas para diminuir

os gastos a longo prazo.

Para todas as situações analisadas, a temperatura inicial do processo foi de 35°C

e a temperatura final foi de 281°C. A massa de água a ser aquecida foi de 28000 kg,

33,34% da massa total diária.

Na Situação 1, a temperatura da água foi elevada de 65°C até 150°C. Parte do

calor que seria gerado pela caldeira foi produzido pelos concentradores solares,

reduzindo em 27,55% o uso de gás natural. Na Situação 2, a temperatura da água foi

elevada de 65°C até 100°C. Houve redução de 1,55% o uso de gás natural. Na Situação

3, a temperatura da água foi elevada de 35°C até 65°C e foi considerada a substituição

do pré-aquecedor, o que reduziu o uso de energia elétrica em 33,34%. Na Situação 4,

além de ter reduzido o uso de energia elétrica em 33,34% devido a substituição do pré-

aquecedor, houve redução de 1,55% de uso de gás natural. Por fim, na Situação 5, a

temperatura da água foi elevada de 35°C a 150°C. Assim como nas situações 3 e 4, o

pré-aquecedor foi substituído, reduzindo em 33,34% o uso de energia elétrica e como na

Situação 1, houve redução de 27,55% do uso de gás natural.

Com a redução da queima do gás natural, há redução de emissão de poluentes,

como metano, gás carbônico e óxidos de nitrogênio. Para as Situações 1 e 5, 3.398,57

m³ de gás natural deixam de ser queimados, 271,89 g de material particulado e

15.225,59 g de óxidos de nitrogênio deixam de ser emitidos por dia. Já para as

Situações 2 e 3, 191,21 m³ de gás natural deixam de ser queimados, 15,30 g de material

50

particulado e 856,62 g de óxidos de nitrogênio deixaram de ser emitidos na atmosfera.

Não foi realizada análise de viabilidade para a Situação 3, pois não há redução de

queima de gás natural, já que, para essa situação, apenas o pré-aquecedor é substituído.

Considerando a análise de viabilidade técnica, a situação na qual resultaria em

um menor investimento é a Situação 3, pois a área de concentradores é a menor em

comparação com as outras situações. Porém, a utilização da energia solar não resultaria

em redução de custos com gás natural, que é uma parcela significativa do processo de

geração de vapor, nem na redução de emissões de poluentes.

Considerando a análise de viabilidade ambiental, as situações mais adequadas

seriam as Situações 1 e 5, pois há redução acima de 25% do uso de gás natural. Porém,

ambas as áreas para as situações estão em torno de 4.000 m², sendo necessária uma

avaliação da disponibilidade do local para a construção do sistema.

6.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS

Considerando que o presente trabalho teve por finalidade realizar um estudo

teórico da inserção da energia solar na cadeia de geração de vapor, sugere-se a

elaboração de um projeto prático a partir do que foi dimensionado, visando a realização

de uma estudo comparativo entre os resultados obtidos teoricamente e os obtidos na

prática.

Visto que, para essa análise, foi utilizado o concentrador cilíndrico-parabólico,

sugere-se o estudo desse tipo de aplicação utilizando outras tecnologias de

concentradores.

Sugere-se ainda que seja realizado um estudo sobre a aplicação em outros

setores da indústria o vapor gerado utilizando concentradores solares ou para a geração

de energia.

51

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