Pesquisadores da Universidade de Tecnologia Lappeenranta (LUT) na Finlândia desenvolveram uma série de métodos de controle para aquecimento de água quente doméstica (AQS) produzida por uma bomba de calor de fonte subterrânea (GSHP), em combinação com um sistema fotovoltaico coberto em climas nórdicos.
GSHPs, que também são conhecidos como bombas de calor geotérmicas, usam energia do solo raso para produção de aquecimento e resfriamento e podem transferir calor de ou para o solo.
Os quatro métodos foram testados em dois tipos de sistemas localizados na Finlândia. Um sistema é baseado em uma bomba de calor F1255-12 R EM com capacidade de 12 kW fornecida pelo fornecedor do Reino Unido Nibe Energy Systems Limited, e um sistema fotovoltaico de telhado de 21 kW orientado leste-sul. O segundo sistema é baseado no mesmo tipo de bomba de calor e um sistema fotovoltaico de 5 kW voltado para o sul.
Ambos os sistemas incluem um tanque de água quente com capacidade de 500 litros e, em ambas as configurações, a energia solar é primeiramente utilizada para atender às necessidades de carga de base da casa e depois disponibilizada para aquecimento de água quente. A solução proposta não prevê aquecimento ambiente e a bomba de calor é utilizada exclusivamente para aquecer o armazenamento do reservatório de água quente.
“O consumo de energia da água quente é calculado assumindo que a casa é uma casa típica de quatro pessoas com um consumo de água quente de 200l por dia”, especificaram os pesquisadores. «A temperatura da água fria de entrada é considerada de 10 graus Celsius, enquanto a temperatura da água quente de saída é de 60 graus Celsius.» Com base nesses dados, a demanda de eletricidade para AQS foi estimada em cerca de 11,64 kWh por dia. O aquecimento realiza-se entre as 8:00 da manhã e as 8:00 da tarde.
Com o primeiro dos quatro métodos, que o grupo finlandês definiu como “caso-base”, a caixa d’água é aquecida a 45 a 55 graus Celsius duas vezes ao dia e os maiores picos de consumo ocorrem pela manhã e à noite. Quanto ao segundo método, que os cientistas chamaram de «controle de relógio», o tanque é aquecido uma vez por dia de 45 a 65 graus Celsius, e o aquecimento é feito principalmente ao meio-dia, quando a geração de energia fotovoltaica é maior.
O terceiro método, denominado «energia ideal», visa otimizar o valor do coeficiente de desempenho (COP) da bomba de calor. O COP define a relação entre a transferência de calor útil para aquecimento ou resfriamento e a energia de acionamento necessária. De acordo com o grupo finlandês, esta abordagem reduz o consumo de eletricidade no aquecimento de água, mantendo a temperatura do tanque de armazenamento em 45 graus Celsius. “O limite de baixa temperatura escolhido pode ser justificado pelo fato de ser suficiente para garantir o conforto proporcionado pela água quente”, explicam os acadêmicos.
O quarto método, denominado “custo ótimo”, visa minimizar os custos de aquecimento e usar eletricidade barata da rede junto com a energia solar. Nessa configuração, a água é aquecida uma vez ao dia, de 45 a 64 graus Celsius, e a duração do aquecimento é estabelecida com base na curva COP, demanda de AQS, projeções de geração fotovoltaica e preços no mercado spot.
“Os resultados no período de junho a setembro de 2020 mostram que o método de ótimo custo-benefício desenvolvido reduz os custos de aquecimento de AQS em relação aos outros três métodos, mesmo com a utilização de uma previsão real de produção fotovoltaica”, afirmou a equipe de pesquisa. “Levando em consideração a participação da produção fotovoltaica no aquecimento de AQS, o método de custo otimizado com o sistema fotovoltaico de 5 kWp mostra uma contribuição maior da produção fotovoltaica do que os outros três métodos de controle, embora seja utilizada a previsão fotovoltaica. Imperfeito”.
Com o sistema de 21 kW, a proporção de energia solar é maior com o método de controle de relógio do que com a abordagem de custo otimizado e, se as previsões fotovoltaicas forem precisas, os custos de aquecimento de AQS são menores. “Os resultados da simulação também indicam que à medida que o tamanho do sistema fotovoltaico aumenta, a precisão da previsão da produção fotovoltaica perde importância”, explicaram os cientistas. “No caso do sistema fotovoltaico de 21,1 kWp, o custo de aquecimento aumentou 9% quando se aplicou a previsão PV real, em vez da previsão perfeita, enquanto, no caso de 5 kWp, o custo de aquecimento aumentou 11%”.
As quatro abordagens são apresentadas no documento “Ground source heat pump control methods for solar photovoltaic-assisted domestic hot water heating“, publicado na Renewable Energy.
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