Análise termoeconômica de arranjos de armazenamento de calor sensível em centrais heliotérmicas: Thermoeconomic analysis of sensible heat storage arrangements for concentrated solar power facilities

Abstract

Entre as principais estratégias definidas para proporcionar a descarbonização da economia global, definidas no âmbito do Acordo de Paris em 2015, está a progressiva eletrificação do setor energético em um horizonte de poucas décadas, com a substituição da geração termelétrica convencional, altamente dependente de combustíveis fósseis, por fontes renováveis. Como consequência, prevê-se uma demanda de soluções de armazenamento de energia em grande escala para possibilitar a integração de fontes de geração intermitente e garantir suprimento de energia seguros e estáveis. Inserido nesse contexto, este estudo foca na comparação de arranjos de armazenamento de calor sensível empregados em usinas heliotérmicas (Concentrated Solar Power ? CSP), apontadas como uma tecnologia que desempenhará um papel importante na transição energética. Para isso, foram realizadas simulações computacionais em um horizonte anual, por meio do software EBSILON Professional, considerando plantas CSP com coletores de calhas parabólicas (Parabolic Trough Collectors ? PTCs) com capacidade útil de 125 MWe, localizadas em Bom Jesus da Lapa (BA). Essas simulações visaram estimar o desempenho de quatro configurações de usina: as duas primeiras, com campo solar convencional, utilizando óleo sintético como fluido de transferência de calor (Heat Transfer Fluid ? HTF), sendo uma com sal fundido como fluido de armazenamento térmico (Heat Storage Medium ? HSM), empregado em um sistema indireto de duplo tanque (I2T), e outra sem capacidade de armazenamento; já as duas últimas, com na configuração de aquecimento direto de sais fundidos (Direct Molten Salt ? DMS), empregando sal fundido como HTF, com uma alternativa também empregando-o em um sistema de armazenamento direto de duplo tanque (D2T), e outra sem capacidade de armazenamento. Em seguida, realizou-se uma análise paramétrica entre combinações de múltiplo solar (Solar Multiple ? SM) e capacidade do sistema de armazenamento de energia térmica (Thermal Energy Storage ? TES) para obter o menor custo nivelado de energia (Levelized Cost of Energy ? LCOE) em cada arranjo. Para a configuração com óleo térmico e I2T, o menor LCOE foi de 16,77 ¢USD kWh-1, para um SM de 2,04 e capacidade de armazenamento de 2,42 h. Já sem armazenamento, esse custo foi de 17,14 ¢USD kWh-1, para um SM de 1,74. Por sua vez, na configuração com sal fundido e D2T, o menor LCOE foi de 14,18 ¢USD kWh-1, obtido para uma planta com SM de 3,00 e TES de 12,00 h, enquanto sem armazenamento esse valor foi de 17,38 ¢USD kWh-1, para um SM de 1,76. Tais resultados apontam grandes benefícios econômicos provenientes da utilização de sistemas de armazenamento de energia em centrais heliotérmicas, como a redução do LCOE e incremento da geração anual, fator de capacidade e receita, em detrimento de um maior custo de capital (Capital Expenditure ? CAPEX). Além disso, ao comparar os arranjos de armazenamento de calor sensível, a alternativa D2T se destaca, com maior fator de capacidade e eficiência, uma vez que sua configuração otimizada apresenta maior capacidade de armazenamento a um menor LCOE que a alternativa I2T, indicando que o uso combinado de sal fundido como HTF e armazenamento na configuração D2T apresenta potencial para proporcionar uma maior competitividade para as usinas heliotérmicas de calhas parabólicas.

Abstract: Among the main strategies defined to provide the decarbonization of the global economy, defined under the Paris Agreement in 2015, is the progressive electrification of the energy sector, over the horizon of a few decades, with the replacement of conventional thermoelectric generation, highly dependent on fossil fuels, by renewable sources. Consequently, large-scale demand for energy storage solutions is expected to integrate intermittent generation sources into the global energy matrix and ensure a secure and stable power supply. In this context, this study focuses on comparing sensible heat storage arrangements employed in CSP, pointed out as an important technology in the energy transition. To this end, computer simulations were performed within an annual time horizon, using EBISILON Professional, considering PTC CSP plants with a net power of 125 MWe, located in Bom Jesus da Lapa (BABA). These simulations aimed to estimate the performance of four plant configurations: the first two, using thermal oil as HTF, with and without molten salt as HSM, employed in an I2T system; the last two, using molten salt in the solar field, and with and without a molten salt-based TES, in a D2T layout. Then, a parametric analysis was employed between combinations of SM and storage capacity to obtain the lowest LCOE in each arrangement. For the I2T configuration with storage, the lowest LCOE was 16.77 ¢USD kWh-1 for an SM of 2.04 and TES with a storage capacity of 2.42 h. Whereas without storage, this cost was 17.14 ¢USD kWh-1 for an SM of 1.74. In the D2T configuration with storage, the lowest LCOE was 14.18 ¢USD kWh-1, obtained for a plant with an SM of 3 and a TES of 8 h, while without storage, it was 17.38 ¢USD kWh-1, for an SM of 1.76. The results point to large economic benefits from energy storage systems in CSP plants, such as reduced LCOE and increased annual power output, capacity factor, and revenue, at the expense of higher CAPEX. When comparing the sensible heat storage arrangements, the D2T alternative stands out, with a higher capacity factor and efficiency, since its optimized configuration presents higher storage capacity at a lower LCOE than I2T, indicating the combined use of molten salt as HTF and D2T as TES can provide greater competitiveness for CSP.