Recursos Energéticos - 6 ARMAZENAMENTO DE ENERGIA 29c69e8a-0a5b-45ef-86fd-9e6c1ca94ed6

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ARMAZENAMENTO DE ENERGIA
GUSTAVO DE ANDRADE BARRETO
Laboratório de Sistemas Energéticos Alternativos (SISEA)
Departamento de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da USP
BRUNO MEDEIROS LEITE
Laboratório de Sistemas Energéticos Alternativos (SISEA)
Departamento de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da USP
JOSÉ AQUILES BAESSO GRIMONI
Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da USP
As tecnologias de armazenamento de energia absorvem energia, conservam-na por um período e a devolvem para
suas fontes ou para usos finais.
A intermitência e as variações características de diversas fontes de energias renováveis dificultam mais a
compatibilização desses tipos de energia com as demandas dos sistemas de distribuição do que as fontes
tradicionais. Para regularizar o fluxo de energia dessas fontes renováveis, conferindo-lhes maior confiabilidade,
sistemas de armazenamento de energia foram sendo incorporados aos projetos de fontes renováveis, ou instalados
nas redes de distribuição próximas. Podem fazer um papel de reguladores de fluxo momentâneo ou funcionar em
ciclos independentes de carga e descarga em diferentes períodos.
Este capítulo apresenta o estado atual das tecnologias de armazenamento, aborda as características desses
sistemas, os parâmetros comparativos mais relevantes e, em linhas gerais, o modo de funcionamento dos sistemas
atuais.
Tais sistemas de armazenamento são utilizados há bastante tempo em redes elétricas como reguladores de fluxo
e qualidade. Porém, em conjunto com as fontes renováveis, adquiriram um papel mais relevante, propiciando a
continuidade do aumento de projetos que utilizam essas fontes.
Ao contrário dos sistemas ultrarrápidos, porém de pouca capacidade e que funcionam nas redes elétricas, os
sistemas dedicados às fontes renováveis têm tomado outra direção, visando ao armazenamento de quantidades
maiores de energia para confiabilidade e autonomia por períodos mais longos.
Podemos armazenar energia na forma em que se encontra ou transformá-la em outra forma de energia adequada
ao meio de armazenamento. Ao recuperá-la do nosso estoque, teremos novamente a opção de utilizá-la na forma em
que se encontra ou transformá-la em outra mais conveniente à aplicação final. O número de diferentes formas
primárias de energia, de modos de armazenamento e de solicitações nos usos finais, bem como a combinação desses
parâmetros eleva o número de rotas possíveis para cada cenário.
1)
2)
3)
4)
5)
6.1
6.1.1
a)
Como perdas ocorrem nesses processos de transformação, e no próprio armazenamento, o principal mote de
desenvolvimento tecnológico visa à redução dessas perdas ou à seleção de uma rota de transformações que ofereça
maior eficiência. Novas tecnologias estão em constante pesquisa e desenvolvimento, o que torna o assunto de
armazenamento de energia um assunto tão empolgante quanto inesgotável.
Considera-se que a forma como a energia é armazenada está mais diretamente ligada à fonte de energia e deve-
se ter isso em mente para compreender as aplicações dos métodos de armazenamento apresentados a seguir.
Armazenamentos de energia mecânica são métodos de estocagem de energia cinética e potencial. Nessa
categoria estão incluídos os vários tipos de usinas hidrelétricas, rodas de inércia (ou volantes de inércia) e gases
comprimidos.
Armazenamentos eletroquímicos de energia são os métodos que convertem entre energia química e eletricidade.
Nesta categoria estão as baterias, primárias (não recarregáveis) e secundárias (recarregáveis), bem como as
células combustíveis.
Armazenamentos diretos de energia elétrica são métodos para manter a energia em um campo elétrico. Nessa
categoria encontramos os capacitores e supercapacitores, também conhecidos como capacitores de dupla
camada, assim como as bobinas supercondutoras, ou SMES (Superconducting magnetic energy storage).
Armazenamentos de energia térmica são os métodos de acumulação de calor em um meio, de forma que se
possa recuperar esse calor para uso direto (por exemplo, aquecimento ambiental) ou para conversão em outra
forma de energia (por exemplo, usinas termoelétricas).
Armazenamentos químicos de energia são métodos para manter a energia em um elemento ou composto
químico para posterior uso desse potencial visando à recuperação da energia originalmente empregada. Nessa
categoria podemos citar o estoque de hidrogênio (cuja origem poderia ser de eletrólise da água ou de reforma de
gás natural) para uso em células de combustível, gerando eletricidade. Existem muitos outros compostos
químicos e rotas de reações químicas atualmente em desenvolvimento.
Mostraremos a seguir um apanhado de técnicas de armazenamento, algumas mais consolidadas e outras ainda
em evolução, bem como metodologias de comparação e mensuração usuais no setor, com o intuito de municiar o
leitor de uma visão abrangente dos progressos e das possibilidades que o tema representa para o setor de energias
renováveis.
Armazenamento de energia mecânica
O armazenamento de energia mecânica engloba todos os tipos de armazenamento nos quais a energia é convertida
e/ou armazenada como energia cinética ou potencial (as formas mais comuns são potencial gravitacional e potencial
elástica). Em muitos casos, os sistemas de armazenamento de energia mecânica são utilizados em conjunto com
sistemas de produção de energia elétrica, e seu funcionamento é condicionado à demanda de energia elétrica. Por
essa razão, a forma de energia convertida em energia mecânica mais comum para armazenagem é a energia elétrica.
Armazenamento por bombeamento hidráulico
O armazenamento por bombeamento hidráulico consiste em acumular energia elétrica na forma de energia potencial
gravitacional. As bombas realizam trabalho sobre a água e elevam sua altura manométrica, criando desse modo um
reservatório de água de altura elevada que pode ser utilizado futuramente.
Usina hidrelétrica reversível (UHR)
Em uma UHR existem dois reservatórios em alturas manométricas diferentes, e é essa diferença de altura que
permite a geração ou armazenamento da energia elétrica. A geração de energia elétrica é feita quando a água do
reservatório superior escoa por gravidade até o reservatório inferior e ativa as turbinas, transformando energia
potencial gravitacional em energia elétrica. O armazenamento de energia, por sua vez, é feito quando as bombas
realizam trabalho e transportam a água do reservatório inferior para o reservatório superior, transformando energia
elétrica em energia potencial gravitacional. Na Figura 6.1 é ilustrada a configuração de uma UHR convencional.
b)
c)
d)
e)
Figura 6.1 UHR convencional.
Os reservatórios, sobretudo o reservatório superior, têm grande influência na capacidade de armazenamento da
UHR. Em geral, é preferível trabalhar com um reservatório pequeno e uma grande altura manométrica do que com
um reservatório grande e uma altura manométrica baixa. Isso agrega uma série de vantagens, tais como: menor
custo e impacto ambiental no que diz respeito ao reservatório; menor custo com tubulações e menor tamanho da
bomba por se ter uma vazão menor para mesma potência (Gallo, 2012).
As UHR convencionais são divididas, quanto ao bombeamento, em dois tipos: as off-stream, que realizam o
bombeamento fora do curso de água e as pump-back, que fazem a inversão do curso de água. Um exemplo nessa
última categoria, pump-back, é a Usina Elevatória de Pedreira, inaugurada em 1939 na cidade de São Paulo,
considerada a primeira usina reversível em operação comercial no mundo.
Independentemente do tipo, as UHR convencionais sofrem algumas restrições de uso: a necessidade de
instalação de dois reservatórios com uma diferença de altura manométrica adequada e o fato de que a grande
maioria das bombas reversíveis não são capazes de trabalhar com carga variada.
UHR com uso de água do mar
Esse tipo de UHR aproveita-se de desníveis geológicos presentes em costas marítimas para criar o reservatório
superior e utiliza o próprio mar como reservatórioinferior. A primeira usina desse tipo foi construída no Japão e
funciona de forma exatamente igual às UHR convencionais, porém questões como corrosão são muito mais
relevantes.
UHR de velocidade variável
Essas usinas utilizam bombas reversíveis com velocidade de operação variável, o que é uma vantagem em relação
às UHR convencionais, pois permite que elas consigam acompanhar a curva do sistema elétrico e, por conseguinte,
torna a operação da usina mais rápida e flexível.
UHR com reservatório aquífero
Nessas usinas um reservatório aquífero é utilizado como reservatório inferior, de modo que o armazenamento de
energia é feito pelo bombeamento de água do aquífero até a superfície, e a geração é feita mediante a liberação de
água da superfície de volta para o aquífero.
No que diz respeito a restrições geológicas, as UHR com reservatório aquífero podem ser instaladas em mais
regiões do que uma UHR convencional, contudo há questões legais e ambientais quanto à perfuração e utilização de
aquíferos que inviabilizam projetos desse tipo.
UHR com reservatório subterrâneo
f)
As UHR com reservatório subterrâneo são similares à UHR com reservatório aquífero, porém contornam as
questões legais e ambientais ao não utilizar uma estrutura previamente existente na natureza e, sim, construir um
reservatório subterrâneo com a finalidade de operar na usina. Uma representação esquemática de uma UHR com
reservatório subterrâneo pode ser vista na Figura 6.2.
Figura 6.2 UHR com reservatório subterrâneo.
UHR com pistão hidráulico subterrâneo
Todo o maquinário se encontra na superfície e executa o bombeamento para erguer o cilindro dentro do poço
subterrâneo, acumulando energia. Para a geração de energia, o sistema de válvulas permite a movimentação por
gravidade do pistão em sentido inverso. Diferentemente das configurações anteriores, essa alternativa opera
completamente em circuito fechado, conforme exemplificado na Figura 6.3, e a grande vantagem é não haver
necessidade de um grande reservatório na superfície.
Figura 6.3 UHR com pistão hidráulico subterrâneo.
6.1.2
a)
Armazenamento de energia em ar comprimido (CAES)
A energia elétrica utilizada para acionar compressores é armazenada como energia mecânica na forma de ar
comprimido em reservatórios pressurizados. Em termos de capacidade instalada, o armazenamento de energia em ar
comprimido, ou, do inglês, compressed air energy storage (CAES), atinge aproximadamente 500 MW, sendo 320
MW em uma instalação na Alemanha e 110 MW em uma instalação nos EUA (Gallo et al., 2016).
O sistema mais básico de CAES, apresentado na Figura 6.4, é composto de compressor, turbina, gerador, câmara
de combustão e um local para armazenamento de ar. Para realizar o armazenamento de energia, o ar proveniente da
atmosfera é armazenado em um reservatório com uso de um compressor. Para realizar a geração de energia, é feita a
retirada desse ar que passa por uma câmara de combustão e por uma turbina, a qual, por sua vez, aciona o gerador.
Figura 6.4 CAES clássico.
Normalmente, o reservatório é uma formação subterrânea composta de rochas porosas, salinas, antigas minas ou
rochas escavadas. Os custos de construção desse tipo de armazenamento são muito inferiores ao de utilizar
reservatórios pressurizados na superfície, algo semelhante às jazidas de gás natural. Por outro lado, isso implica uma
restrição geológica para a instalação.
Outro ponto fraco é a necessidade de aquecimento pela turbina. O ar é armazenado em temperatura ambiente,
mas, para expandir, precisa estar em temperatura elevada. A solução para isso é utilizar o ar diretamente na câmara
de combustão da turbina a gás.
CAES assistido por energia solar
No CAES clássico, o aquecimento do ar comprimido é feito por combustíveis fósseis, o que faz com que essa forma
não seja de armazenamento totalmente renovável. O uso da energia solar visa a contornar essa característica,
entretanto, em contrapartida, o custo do investimento eleva-se devido ao sistema heliotérmico. A Figura 6.5 ilustra o
funcionamento de um CAES assistido por energia solar.
Figura 6.5 CAES assistido de energia solar.
Outro fator que deve ser levado em consideração em toda tecnologia que utiliza energia solar como fonte de
energia é a disponibilidade. Uma vez que o objetivo de um sistema de armazenamento é armazenar energia quando
b)
c)
d)
6.1.3
há excedente e gerar energia quando há escassez, utilizar energia solar seria prejudicar essa flexibilidade devido à
intermitência.
CAES adiabático
O CAES adiabático propõe que o calor dissipado no resfriamento do compressor seja conservado e direcionado para
um sistema de armazenamento de energia térmica. No armazenamento o ar é comprimido, gerando um fluxo quente
que passa através do sistema de armazenamento de energia térmica antes de ser armazenado no reservatório
pressurizado. E, na geração, o ar é extraído do reservatório e passa pelo sistema de armazenamento de energia
térmica antes de ser expandido pelas turbinas (Andrade, 2014). Esse processo de armazenamento e geração é
ilustrado na Figura 6.6.
Figura 6.6 CAES adiabático.
Nessa configuração ocorrem dois tipos de armazenamento: o armazenamento mecânico de ar comprimido e o
armazenamento térmico de calor que será visto em sessão futura.
CAES isotérmico
O CAES isotérmico tenta resolver o problema da dissipação de calor na compressão mediante a minimização da
variação de temperatura na compressão e na expansão. Como indicado na Seção 2.8.2 do Capítulo 2, a potência de
compressão isotérmica (reversível) é inferior a outras formas de compressão com menores taxas de transferência de
calor.
Motogeradores a pistão são utilizados para comprimir e expandir o ar, e com a pulverização de água esse
processo consegue ser quase isotérmico. A água é armazenada em reservatórios isolados termicamente (mais um
caso de armazenamento de energia térmica, portanto), e isso facilita muito a manutenção das variações de
temperaturas baixas. Esse tipo de instalação é muito flexível do ponto de vista da restrição geológica, por utilizar
canalizações ou reservatórios pressurizados com possibilidade de construção modular com associação dos módulos
de potência.
CAES submarino
Essa solução propõe que o reservatório subterrâneo seja substituído por um lago ou oceano, pois, em função da
pressão hidrostática, o ar comprimido sofre menor diferença de pressão interna e externa, reduzindo
consequentemente os custos estruturais.
Assim como o CAES tradicional, seu uso também está condicionado a questões geológicas, e seu maquinário
também é semelhante, sendo a grande diferença a redução dos custos de armazenamento.
Volante de inércia
As rodas de inércia são uma das mais antigas formas de armazenamento de energia utilizada pelo homem, sendo até
hoje utilizadas em rodas de oleiro na produção de cerâmicas e em moinhos de pedra na produção de trigo.
6.2
6.2.1
6.2.2
6.3
Atualmente, os volantes de inércia são utilizados para armazenar energia elétrica na forma de energia cinética.
Na geração, o motogerador é responsável por desacelerar o rotor e converter a energia elétrica em cinética, e, no
armazenamento, a energia elétrica é utilizada para acelerar o rotor. A geometria, o material e a velocidade de rotação
têm influência direta na quantidade de energia que pode ser armazenada, sendo os volantes de inércia classificados
em baixa velocidade (até 10.000 RPM) e alta velocidade (até 100.000 RPM) (Gallo, 2012).
O mancal magnético é a parte mais sensível em termos de eficiência do volante de inércia, pois, afinal, suporta o
volante que gira de forma constante em alta velocidade, o que inevitavelmente provoca perdas. Essas perdas são
traduzidas em taxas de autodescarga de 1 a 3 % da capacidade por hora, sendo maiores na proporção da velocidade
de operação do volante (Gallo, 2012).
Armazenamento de energia térmica
O armazenamento de energia térmica engloba todos os tipos de armazenamento nos quais a energia é convertida
e/ou armazenada como calor (as formas mais comunssão calor sensível e calor latente). Em muitos casos, os
sistemas de armazenamento de energia térmica são utilizados em conjunto com processos que necessitam de calor
para operar, de modo que esses também realizam o ajuste e o controle do fluxo de calor para atender às necessidades
térmicas do sistema.
As tecnologias de armazenamento de energia térmica são divididas em duas categorias, as que realizam o
armazenamento na forma de calor sensível — sem mudança de fase — e as que realizam o armazenamento na forma
de calor latente — com mudança de fase (Haydamus, 2012).
Sem mudança de fase
Nesses sistemas, a energia térmica é armazenada por meio do aumento da temperatura de um sólido, um líquido ou
um gás; ou seja, o armazenamento de energia é limitado em primeira instância pelo calor específico do material
(Haydamus, 2012). É muito comum que a variação térmica venha a causar instabilidade do meio armazenado e, em
geral, isso implica superdimensionamento do reservatório.
Com mudança de fase
Sistemas com mudança de fase são muito referidos por PCM (do inglês phase-change materials). A energia térmica
é armazenada na energia de mudança de fase de um material de sólido para líquido, líquido para gás e vice-versa;
portanto, o armazenamento de energia é limitado pela entalpia da mudança de fase que, em geral, é muito maior que
o calor sensível (Haydamus, 2012). Uma vantagem desses materiais é a possibilidade de estabelecer uma
temperatura de descarga, ou seja, fixar uma temperatura para o sistema.
Dentre os PCM, uma categoria de materiais que vem sendo muito utilizada é a dos sais fundidos. Aliados à alta
entalpia de fusão, os sais fundidos costumam ter elevada temperatura de fusão em comparação com outros PCM,
podendo assim ser utilizados em processos que exijam tais condições de alta temperatura (Hasnain, 1998).
Armazenamento eletroquímico
Deste ponto em diante apresentamos as tecnologias que convertem a energia elétrica em energia química para
armazenamento.
As baterias estão presentes há mais de dois séculos, inicialmente na forma de pilhas eletroquímicas. Desde
então, foram testadas várias reações entre diversos materiais na busca por eficiência e por características desejáveis
a aplicações específicas.
Essas baterias subdividem-se primeiramente em primárias e secundárias. Nas primárias, a reação química não é
reversível, ou seja, esse tipo de bateria não pode ser recarregado e, por isso, não é levado em consideração para o
armazenamento de energia de outras fontes. As baterias secundárias, sobre as quais falaremos a seguir, permitem a
recarga com energia externa.
6.3.1
a)
b)
Mais recentemente, outro tipo de bateria tem merecido a atenção de pesquisadores e investidores: a bateria de
fluxo redox ou simplesmente bateria de fluxo. Apesar de ainda não pertencerem ao nosso cotidiano, estão em
desenvolvimento contínuo e têm sido apontadas como promissoras em diversas aplicações.
Baterias secundárias
Esse grupo compreende diversas tecnologias, sendo as mais importantes a bateria de chumbo-ácido (PbA), a de
níquelcádmio (NiCd), a de níquel-hidreto metálico (Ni-MH), a de íon lítio (Li-íon), a de metal-ar e a de sódio-
enxofre.
Bateria chumbo-ácido (Pba)
Hoje presente em quase todos os automóveis, é o tipo mais antigo de bateria secundária. O cátodo é composto de
óxido de chumbo (PbO2), o ânodo de chumbo (Pb) imersos em um eletrólito líquido de ácido sulfúrico (H2SO4).
Apesar de pequenos melhoramentos construtivos que diferenciam produtos de diferentes fabricantes, considera-
se essa tecnologia, cuja maturidade consiste em sua maior vantagem, como completamente desenvolvida
(Technology Readiness Level, TRL = 9).
Por outro lado, as desvantagens apenas limitam uma aplicabilidade ainda maior: baixa densidade de energia e
perda de capacidade quando descarregadas profundamente ou com alta potência. A preocupação ambiental com o
chumbo parece ter sido resolvida com uma maior conscientização e programas de reciclagem.
Baterias de níquel-cádmio (NiCd) e níquel-hidreto metálico (NiMH)
Inventada em 1899, a bateria de níquel-cádmio foi o segundo tipo de bateria recarregável a ser desenvolvida
comercialmente. As características de densidade de energia, densidade de potência, tolerância a baixas temperaturas
de vida útil em relação às de chumbo ácido foram aprimoradas, mas apresentam um efeito memória característico
que restringe recargas parciais.
A toxicidade do cádmio e o indesejável efeito memória limitaram as aplicações desse tipo de bateria,
apresentando restrições desde 1988 nos Estados Unidos e sendo inclusive proibidas para o consumidor em 2006 na
comunidade europeia.
Com o desenvolvimento das baterias de níquel-hidreto metálico (NiMH) nos anos noventa, essas logo se
difundiram como substitutas das de cádmio, o que foi motivado primordialmente pelas pressões regulatórias
ambientais. Tais regulações baniram o uso do cádmio em veículos elétricos e híbridos em vários países. Como
resultado, os projetistas adaptaram rapidamente seus veículos para o uso de NiMH, tecnologia que prevalece hoje.
A Tabela 6.1 resume informações para células e módulos baseados nas tecnologias NiCd e NiMH.
Tabela 6.1 Informações sobre baterias NiCd e NiMH
Característica da tecnologia
Valores típicos
NiCd
ventilada
NiCd
selada
NiMH
selada
Tensão nominal de uma célula (V) 1,2 1,2 1,2
Capacidade de uma célula (Ah) 2 – 1300 0,05 – 25 0,05 – 110
Potência de descarga (MW) 1 – 50 0,01 – 1 0,001 – 1
Capacidade de armazenamento (kWh) 150 – 4000 1 – 150 0,1 – 15
Tempo de descarga (ordem de grandeza) De minutos a horas Minutos Minutos
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s Inferior a 1 s Inferior a 1 s
c)
Taxa de autodescarga 0,67 %/dia 0,67 %/dia 1 %/dia
Densidade de energia em volume (Wh/L) 15 – 80 80 – 110 80 – 200
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 15 – 40 30 – 45 40 – 80
Densidade de potência (W/L) 75 – 700 N/D 500 – 3000
E�ciência energética (%) 60 – 80 60 – 70 65 – 75
Vida útil            (anos) 5 – 20 5 – 10 5 – 10
                           (ciclos) 1500 – 3000 500 – 800 600 – 1200
Nível de maturidade Comercial (TRL 9) Comercial (TRL 9) Comercial (TRL 9)
Custo de investimento em potência (€/kW) 140 – 1200 140 – 1200 1000 – 3000
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) 300 – 1900 300 – 1900 400 – 2000
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011; IEA, 2011.)
Baterias de íons de lítio (Li-íon)
As baterias de íons de lítio chegaram ao mercado uma década mais tarde, e rapidamente tomaram o posto da
tecnologia níquel-hidreto metálico para aplicações portáteis e móveis. A principal razão reside na capacidade de
armazenamento: o níquel tem uma densidade de energia menor que a do lítio, o que resulta em uma bateria de lítio
menor e mais leve que outra de níquel, para uma mesma capacidade.
Além de representarem um avanço em densidade energética, também apresentam maior tensão por célula, 3,7
volts, possibilitando diversos projetos eletrônicos com apenas uma célula.
Nas tecnologias anteriores, NiCd e NiMH, era necessária a associação de células em série para atender a várias
aplicações portáteis, como os telefones sem fio ou celulares.
Na Tabela 6.2 encontram-se informações sobre as células baseadas na tecnologia Li-íon.
Essa tecnologia, apesar de muito presente no nosso cotidiano, ainda se encontra em desenvolvimento,
principalmente por questões de segurança no seu uso. Os óxidos metálicos, como o que se apresenta no cátodo da
bateria, são instáveis a altas temperaturas, podendo chegar a uma situação de realimentação de calor, com aumento
da temperatura a ponto de disparar e atingir a combustão. Esse é um dos motivos por que essa tecnologia ainda não
é utilizada em automóveis, pois seria exposta a temperaturas perigosas.
Por causa disso, os módulos multicelulares contam com sistemas de monitoramento de temperatura e
sobrecarga, sendo geralmente acondicionados em invólucros antichama.
Tabela 6.2 Informações sobre baterias Li-íon
Característica da tecnologia Valores típicos
Tensãonominal de uma célula (V) 3,7
Capacidade de uma célula (Ah) 0,05 – 100
Potência de descarga (kW) 2 – 20.000
Capacidade de armazenamento (kWh) 1 – 100.000
Tempo de descarga (ordem de grandeza) Alguns minutos a mais de 1 hora
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s
Taxa de autodescarga 0,33 %/dia
Densidade de energia em volume (Wh/L) 200 – 400
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 60 – 200
Densidade de potência (W/L) 1300 – 10.000
E�ciência energética (%) 85 – 98
Vida útil
(anos) 5 – 15
(ciclos) 500 – 10.000
Nível de maturidade Comercial (TRL 7-9)
Custo de investimento em potência (€/kW) 1000 – 3000
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) 300 – 1200
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011; ENEA, 2012.)
d) Baterias metal-ar (M-Air)
Essa variedade de baterias compreende algumas tecnologias em desenvolvimento e outras em estágio mais maduro.
A célula é composta de um ânodo de metal puro e o cátodo exposto ao oxigênio do ar para que ocorra a reação
eletroquímica.
Na teoria, a célula lítio-ar é a que apresenta a maior densidade energética, 11,14 kWh/kg, comparável em termos
de energia a combustíveis líquidos, como a gasolina, cuja densidade energética é de aproximadamente 12 kWh/kg.
Entretanto, essa promissora variante ainda está em desenvolvimento. Já a variante baseada em zinco-ar está
disponível comercialmente e tem potencial teórico de densidade energética de 1,35 kWh/kg.
Na prática, podem ser encontrados módulos pequenos, como baterias primárias para aparelhos de surdez e
eletrônicos com densidades de 0,47 kWh. Os desenvolvimentos visam a levar os tipos secundários (recarregáveis)
ao mercado, além de prover capacidades maiores.
Outros dados sobre a tecnologia zinco-ar são mostrados na Tabela 6.3.
Tabela 6.3 Informações sobre baterias zinco-ar
Característica da tecnologia Valores típicos
Tensão nominal de uma célula (V) 1,0
Capacidade de uma célula (Ah) 1 – 100
Potência de descarga (kW) 1 – 1000
Capacidade de armazenamento (kWh) 1 – 6000
Tempo de descarga (ordem de grandeza) Alguns minutos a mais de 1 hora
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s
Densidade de energia em volume (Wh/L) 130 – 200
e)
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 130 – 200
Densidade de potência (W/L) 50 – 100
E�ciência energética (%) 50 – 70
Vida útil
(anos) > 30
(ciclos) > 5000
Nível de maturidade P&D (TRL 3-5)
Custo de investimento em potência (€/kW) 1000 – 1700
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) 100 – 300
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011.)
Baterias de sódio-enxofre (NaS)
Esse tipo de bateria utiliza sais fundidos como ânodo e catodo e é uma bateria de alta temperatura, pois opera na
faixa de 300 a 350 ºC.
O cátodo é composto de enxofre fundido e ânodo de sódio fundido, que estão separados pelo eletrólito sólido de
beta-alumina, como se observa na Figura 6.7.
Figura 6.7 Composição da célula NaS. Para manter o sódio e o enxofre líquidos, esse tipo de célula opera a 350 °C.
A necessidade de manter essa temperatura é considerada a maior dificuldade imposta por essa tecnologia. Mas
como os materiais empregados são de baixo custo, indica-se sua aplicação para grandes empreendimentos de
regulação da rede elétrica.
As vantagens dessa tecnologia são a capacidade de armazenamento, significativamente maior que de outras
baterias, possibilidade de descargas profundas, alta eficiência energética, elevada densidade de energia e longa vida
útil.
Mais informações sobre essa tecnologia encontram-se na Tabela 6.4.
Tabela 6.4 Informações sobre baterias NaS
Característica da tecnologia Valores típicos
Tensão nominal de uma célula (V) 2,1
Capacidade de uma célula (Ah) 4 – 30
Potência de descarga (MW) 0,05 – 20
Capacidade de armazenamento (MWh) 0,3 – 1000
Tempo de descarga (ordem de grandeza) Horas
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s
Densidade de energia em volume (Wh/L) 150 – 300
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 100 – 250
Densidade de potência (W/L) 120 – 160
E�ciência energética (%) 70 – 85
Vida útil
(anos) 10 – 15
(ciclos) 2500 – 4500
Nível de maturidade Comercial (TRL 7-9)
Custo de investimento em potência (€/kW) 500 – 1500
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) 150 – 500
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011.)
O desenvolvimento dessa tecnologia se deu principalmente no Japão, onde são utilizadas em instalações de
armazenamento de grande capacidade e potência, como na usina eólica Rokkasho-Futamata (51 MW) que recebeu
um conjunto de baterias de 34 MW para equalização da intermitência.
f) Baterias de fluxo redução-oxidação (redox)
As baterias de fluxo foram concebidas no século XIX e logo abandonadas, despertando interesse novamente na
década de 1970. Nelas, a energia é armazenada em uma ou mais espécies eletroquímicas dissolvidas em um fluido
eletrolítico. O fluido que permeia o polo positivo é chamado anólito, e o que permeia o polo negativo, católito.
Anólito e católito ficam em tanques separados e são bombeados para uma célula eletroquímica que faz a
conversão da energia elétrica em química (carga) ou química em elétrica (descarga). A célula eletroquímica é
composta dos eletrodos porosos, dos terminais da bateria, e de uma membrana permeável a prótons que separa os
eletrodos.
A potência de carga/descarga é determinada pelo dimensionamento da célula eletroquímica, ao passo que a
capacidade de armazenamento é determinada pelos reservatórios de fluido eletrolítico.
O diagrama do fluxo eletrolítico está representado na Figura 6.8.
Figura 6.8 Diagrama de fluxo eletrolítico de uma bateria de fluxo redox.
Apesar de requerer uma série de controles ativos e relativos às bombas, o que não representa um problema para
a tecnologia de hoje, esse tipo de bateria tem um forte apelo para as aplicações em veículos já que, além da
possibilidade de recarga pelos terminais, há a opção de se trocar o fluido sem energia por outro carregado. O fluido
sem carga seria recarregado pelo posto de reabastecimento conforme a disponibilidade de energia local e em horário
mais propício.
Essa operação seria muito similar ao reabastecimento de um veículo com combustível líquido. Existem veículos
em pré-produção com essas características, porém ainda não existe uma rede de postos para a opção de
reabastecimento pela troca do fluido.
O detalhamento dessa tecnologia está contido na Tabela 6.5.
Tabela 6.5 Informações sobre baterias de fluxo redox
Característica da tecnologia Valores típicos
Tensão nominal de uma célula (V) 1,6
Capacidade de uma célula (Ah) N/D
Potência de descarga (MW) 0,01 – 10
Capacidade de armazenamento (MWh) 0,1 – 1000
Tempo de descarga (ordem de grandeza) Horas
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s
Densidade de energia em volume (Wh/L) 20 – 70
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 15 – 50
6.3.2
a)
Densidade de potência (W/L) 0,5 – 2
E�ciência energética (%) 60 – 75
Vida útil
(anos) 5 – 20
(ciclos) > 10.000
Nível de maturidade Comercial (TRL 7-9)
Custo de investimento em potência (€/kW) 500 – 2300
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) 100 – 400
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011.)
Supercapacitores e supercondutores eletromagnéticos
Essas duas tecnologias acumulam energia elétrica diretamente e, por isso, são bastante indicadas para sistemas
elétricos os quais podem oferecer capacidade de armazenamento sem requerer nenhuma transformação da forma de
energia e as inerentes perdas do processo.
Os supercapacitores armazenam a energia elétrica como cargas elétricas (eletrostática), e os supercondutores
eletromagnéticos como um campo magnético.
Supercapacitores
Atendendo por nomes superlativos (supercapacitor, megacapacitor, ultracapacitor, supercondensador etc.), mas com
um princípio de operação bastante similar a um capacitor comum, os supercapacitores podem, à primeira vista, ser
considerados uma evolução dos capacitores. Contudo, a maior parte das aplicações não justificaria o seu emprego
devido ao alto custo de produção desses dispositivos realmente especiais.
Os compostos empregadosexigem graus maiores de pureza, como os eletrodos de carbono construídos a partir
da deposição de finas camadas sucessivas de carbono poroso que serão preenchidas com eletrólito. As formas de
disposição do carbono mais encontradas nesses dispositivos são os nanotubos de carbono, o grafeno ou o aerogel de
carbono, todos materiais bastante porosos. Essa construção confere uma grande área de contato entre o material e o
eletrólito (já ultrapassando 1000 m2/g), permitindo uma grande movimentação de cargas em tempos reduzidos. Essa
característica se traduz em alta taxa de resposta, alta densidade de potência e reduzidos tempos de carga e descarga.
Quanto à vida útil, apresentam ótima capacidade de ciclagem, mesmo com potências elevadas.
Comparando-as com as baterias de lítio, a densidade de energia dessa tecnologia ainda é menor, embora sua
densidade de potência já seja superior.
No quesito de ciclagem também é muito superior e essa é a característica que torna os supercapacitores
indicados para sistemas de frenagem regenerativa em automóveis, elevadores etc., bem como na redução de
variações bruscas de tensão, como as encontradas em várias fontes de energia renovável.
A Figura 6.9 compara a construção de um capacitor comum com um supercapacitor. Na Tabela 6.6
apresentamos informações para comparação com outras tecnologias.
Figura 6.9 Esquemas das estruturas de um capacitor convencional e um capacitor de dupla camada (ou supercapacitor). A
camada de eletrólito é fina, da ordem de alguns nanômetros.
Tabela 6.6 Informações sobre supercapacitores
Característica da tecnologia Valores típicos
Tensão nominal de uma célula (V) 2,5
Capacidade de uma célula (F) 0,1 – 1500
Potência de descarga (MW) 0,01 – 5
Capacidade de armazenamento (kWh) 1 – 5
Tempo de descarga (ordem de grandeza) Segundos
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s
Densidade de energia em volume (Wh/L) 10 – 20
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 1 – 15
Densidade de potência (W/L) 40.000 – 120.000
E�ciência energética (%) 60 – 75
Vida útil
(anos) 4 – 12
(ciclos) 10.000 – 100.000
Nível de maturidade Comercial (TRL 7-9)
Custo de investimento em potência (€/kW) 100 – 500
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) 10.000 – 20.000
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011.)
b) Supercondutores eletromagnéticos (SMES)
Os supercondutores magnéticos armazenam a energia elétrica em um campo magnético formado pela passagem de
uma corrente elétrica continua (CC) em uma bobina supercondutora. Devido às características da supercondução,
não haveria resistência ôhmica à passagem da corrente elétrica e, depois de formado o campo magnético, a bobina
supercondutora pode armazenar a energia indefinidamente, sem perdas.
Em sistemas de corrente alternada (CA), seria necessário um retificador para carregar o sistema e um inversor
para descarregá-lo, porém, mesmo considerando as perdas nesses dois dispositivos, os supercondutores magnéticos
apresentam um rendimento superior a 95 % (Cheung, 2009).
A geometria da construção da bobina pode ser a de um solenoide ou a de um toroide, sendo que a escolha
dependerá basicamente da capacidade de energia do conjunto. Os modelos em forma toroidal são mais indicados
para maiores capacidades devido à superioridade das características mecânicas que a geometria confere aos
enrolamentos. Tal resistência mecânica é necessária devido às forças de Lorentz, que atuam em condutores imersos
em um campo magnético. Enquanto essas forças não são um grande problema para os condutores usuais, de cobre,
para os supercondutores representam um desafio tecnológico, pois são compostos de material cerâmico pouco
resistente à tração.
Esses condutores representam a maior parte do custo inicial do sistema, seguidos da estrutura mecânica e do
sistema de resfriamento.
Como os supercondutores ainda necessitam de temperaturas criogênicas para manter sua supercondutividade, o
sistema de resfriamento e a isolação térmica devem manter a bobina em temperaturas da ordem de 4 K ~ 70 K,
dependendo da temperatura crítica de supercondutividade do material dos condutores. Novos materiais que
apresentem supercondutividade a temperaturas maiores são objeto de constantes pesquisas.
O custo dessa tecnologia ainda é muito elevado para as grandes capacidades de armazenamento desejáveis em
sistemas elétricos; entretanto, como a energia é disponibilizada quase instantaneamente e com altas potências de
descarga, sistemas de 1 MWh têm sido utilizados para finalidades de controle de qualidade de energia e estabilidade
de redes elétricas.
Um resumo de informações sobre essa tecnologia é dado na Tabela 6.7.
Tabela 6.7 Informações sobre supercondutores magnéticos
Característica da tecnologia
Valores típicos
Micro-SMES SMES
Potência de descarga (MW) 1 – 3 25 – 100
Capacidade de armazenamento (kWh) 0,8 – 1,6 28 – 112
Tempo de descarga (ordem de grandeza) Segundos
Tempo de reação (ordem de grandeza) Inferior a 1 s
Densidade de energia em volume (Wh/L) ~ 6
Densidade de potência (W/L) ~ 2600
E�ciência energética (%) 90 – 95
Vida útil 20 – 30 anos
Nível de maturidade Comercial
(TRL 8-9)
P&D
(TRL 5-7)
Custo de investimento em potência (€/kW) 200 – 300 N/D
6.3.3
Custo de investimento em armazenamento (€/kWh) > 700.000 N/D
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011; IEA, 2009.)
Armazenamento de hidrogênio
O uso de energia em reações químicas que geram elementos ou compostos químicos estocáveis, e o posterior uso
desses produtos na geração de outras formas de energia é classificado como armazenamento químico ou
termoquímico de energia.
As formas convencionais de produção de hidrogênio, como a eletrólise, são abordadas detalhadamente no
Capítulo 14. Formas não convencionais e promissoras de produção de gás hidrogênio também podem ocorrer por
meio de ciclos metalúrgicos termoquímicos, como descrito na Seção 14.6 daquele capítulo, com o uso de energia
solar concentrada, ou mesmo com o emprego de energia nuclear. O gás hidrogênio produzido pode ser usado de
imediato ou ser estocado para uso posterior. Portanto, o uso do elemento ou composto químico equivale à parte de
descarga do sistema de armazenamento. Nesse, os gases seriam utilizados em algum uso final ou intermediário de
geração de energia elétrica ou térmica. O gás hidrogênio, do ponto de vista do armazenamento, é um portador
excelente, apresentando a maior densidade de energia por unidade de volume. No entanto, sua extrema
inflamabilidade e baixa densidade tornam o transporte e a estocagem do hidrogênio caros e perigosos, o que impõe
barreiras ao seu uso.
A liquefação do gás hidrogênio só ocorre em temperaturas criogênicas extremamente baixas, inferiores a –240
ºC (temperatura crítica). Dessa forma, o hidrogênio na temperatura ambiente estará sempre na fase gasosa, o que
exige elevadas pressões de armazenamento. As alternativas seriam a utilização de hidretos, compostos, mais
estáveis, que liberam o hidrogênio lentamente, ou a utilização desse hidrogênio em uma reação de Sabatier (Paul
Sabatier, químico francês), na qual o dióxido de carbono (CO2) reage com o hidrogênio e resulta em metano (CH4) e
água.
Atualmente, a indústria prefere a reforma de gás natural para produção de grandes volumes, ao passo que a
eletrólise é empregada apenas quando se necessita de hidrogênio de alta pureza para processos específicos.
Entretanto, fica claro que essas avaliações de viabilidade dependem do custo da energia elétrica local. Com
relação ao custo, as fontes renováveis poderiam representar um diferencial.
Na Figura 6.10 é apresentado um fluxo energético em que energia elétrica de diversas fontes, hidrogênio puro e
metano (gerado a partir do hidrogênio) são utilizados em rotas diferentes, funcionando como um sistema de
armazenamento intermediário. A Tabela 6.8 apresenta informações técnicas do que pode ser obtido com as
tecnologias atuais.
6.4
•
Figura 6.10 Fluxo de energia com armazenamento na forma de H2 e SGN (IEC, 2011).
Tabela 6.8 Estimativas para aplicações de armazenamento dehidrogênio e metano
Característica da tecnologia
Valores estimados
Armazenamento via hidrogênio Armazenamento via metano
Potência de descarga (MW) 0,5 – 800 1 – 1000
Capacidade de
armazenamento
Pequena escala (MWh) 3 – 10 10 – 100
Grande escala (GWh) Até 100 Até 1000
E�ciência energética (%) 34 – 44 30 – 38
Densidade de energia em massa (Wh/kg) 33.330 10.000
Densidade de energia em volume (Wh/L) 600 18001
Vida útil 10 – 30 anos
1 Armazenamento de hidrogênio e metano no estado gasoso pressurizado a 200 bar.
Fonte: (EPRI, 2015; IEC, 2011.)
Como analisar o armazenamento de energia
Como sugerido anteriormente, a grande variedade de tecnologias envolvidas e de possíveis rotas de armazenamento
de energia torna necessário o estabelecimento de uma metodologia para que se possa analisar um sistema de
armazenamento, em parte ou no todo, e possibilitar a comparação com outros sistemas, outras tecnologias ou ainda
com o próprio sistema à medida que esse evolui.
A seguir são apresentados critérios de mensuração, grandezas envolvidas e características pertinentes a esses
sistemas.
Capacidade de armazenamento
•
•
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•
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•
•
•
•
•
Refere-se à quantidade máxima de energia que pode estar contida em um sistema em determinado instante.
Usualmente, é expressa em watts-hora (Wh) pelo Sistema Internacional de Unidades (SI).
Essa capacidade, em geral, sofre uma degradação com o passar do tempo, com os ciclos de carga/descarga ou
ainda devido a condições de operação (temperatura, profundidade de descarga etc.). Essa informação é expressa em
percentual da capacidade original por unidade de tempo ou por ciclagem, ou ainda graficamente, em curvas.
Potência de carga e de descarga
Refere-se à taxa máxima com que a energia pode entrar ou sair do sistema, respectivamente, incluindo-se as taxas de
transformação de forma de energia, se houver. É expressa em watts (W).
Em geral, os sistemas são classificados pela potência de descarga, para compatibilização com as características
da carga a que estarão ligados. A maior parte dos sistemas apresenta potência de descarga maior que de carga.
Tempo de (re)carga e de descarga
Exprime o tempo decorrido para que toda a capacidade de armazenamento seja carregada ou descarregada na taxa
da potência de carga ou descarga, respectivamente.
O tempo de descarga é mais frequentemente comparado por demonstrar a autonomia de um sistema, ou seja,
em situação de ilhamento. O tempo de carga também pode ser chamado de tempo de recarga, porém deve-se
observar se a informação se refere a uma carga completa ou apenas a uma recarga parcial (profundidade de
descarga).
Taxa de autodescarga
Representa as perdas de energia armazenada. Dependendo da tecnologia empregada, perdas podem ocorrer por
correntes elétricas de fuga, trocas de calor, reações químicas, atritos, vazamentos etc. São expressas em watt-hora
(Wh) por unidade de tempo ou ainda em percentual da capacidade de armazenamento por unidade de tempo, que
é mais útil para comparações de tecnologias (por exemplo, baterias de chumbo-ácido ≈ 0,1–0,3 %/dia; volantes de
inércia ≈ 20–100 %/dia).
Tempo de resposta
Esse parâmetro exprime o tempo de reação da saída do sistema a partir de uma condição estacionária, sem carga
nem descarga, até o fornecimento da potência nominal de operação.
Taxa de resposta (ramp rate)
Máxima taxa com a qual o sistema pode variar as potências de carga ou descarga durante a operação. Um sistema
que suporte amplas variações de carga, por exemplo, é indicado para fontes solares ou eólicas. Parâmetro expresso
em watts por segundo (W/s).
Energia específica ou densidade de energia
Relação entre a capacidade de armazenamento e o volume ocupado ou o peso do sistema. Tem importância em
projetos com restrições de peso (por exemplo, no topo de edifícios) ou volume (por exemplo, em veículos). É
expressa como a energia armazenada por unidade de massa (Wh/kg) ou por unidade de volume (Wh/m3).
Potência específica ou densidade de potência
Relação entre a potência de descarga com o volume ocupado ou o peso do sistema. É expressa como potência de
descarga por unidade de massa (W/kg) ou por unidade de volume (W/m3).
Densidade de área (footprint)
Exprime a área ocupada pelo sistema de armazenamento em relação à capacidade de armazenamento. É expressa em
unidade de área por energia armazenada (m2/Wh). Item importante em áreas muito urbanizadas ou valorizadas.
Eficiência energética
Relação entre a energia empregada na carga e a energia fornecida em descarga nominal pelo sistema para cada ciclo.
Vida útil ou durabilidade
Exprime o número de ciclos que o sistema pode realizar em condições nominais.
•
•
Há variações no modo pelo qual essa informação é fornecida, dependendo da tecnologia, podendo ser em
número de ciclos (um ciclo corresponde a uma carga e a uma descarga, considerando-se a profundidade de descarga
nominal), em tempo de operação, ou ainda em energia fornecida cumulativamente em descarga.
Profundidade de descarga
Em algumas tecnologias, a retirada de toda a energia disponível é prejudicial ao sistema, impactando negativamente
a sua durabilidade, caso clássico das baterias de chumbo-ácido. Nesses casos, o projetista estabelece um nível
máximo de descarga considerando determinada vida útil nominal, em geral fornecendo outras curvas de
compromisso entre descargas mais ou menos profundas e a respectiva vida útil cogitada para o conjunto em cada
situação.
Em algumas tecnologias pode-se praticamente exaurir o armazenamento, se a aplicação tiver flexibilidade para
tolerar uma diminuição dos níveis de potência de descarga ao final do ciclo.
Na Figura 6.12 podem-se observar alguns exemplos do efeito da profundidade das descargas na vida útil de
baterias de chumbo-ácido e também o melhor desempenho das baterias estacionárias, mais avançadas, em relação às
automotivas.
Nível de maturidade da tecnologia
Por vezes, uma tecnologia promissora para certa aplicação ainda não se encontra em fase comercial ou tem apenas
um fornecedor, o que impõe riscos aos investidores.
Figura 6.11 Exemplos da influência da profundidade das descargas na vida útil de baterias. Elaborado a partir de dados técnicos
de fabricantes.
Para saber determinar o nível de maturidade das tecnologias, foi estabelecida uma escala crescente de 10
estágios, desde as bases científicas (princípios) até o estágio em que a tecnologia se torna um produto disponível
comercialmente.
Tal escala é chamada de Technology Readiness Level (TRL) e tem sido aceita pela comunidade científica e
governos.
No entanto, é mais comum o emprego de uma escala simplificada de apenas três grandes níveis quando se
pretende comparar tecnologias de armazenamento: o primeiro, até o estágio de prova de conceito; o segundo, até o
projeto piloto (escala 1:1); o terceiro, de comercialização.
•
•
6.4.1
Existe também a escala Manufacturing Readiness Level (MRL), que pretende determinar a inserção das
tecnologias no mercado (viabilidade de produção industrial) possibilitando a investidores identificar os riscos
envolvidos.
Flexibilidade de implantação
Esse critério avalia a existência de restrições geográficas (relevo ou subsolo característicos necessários) e técnicas
(essencialmente questões de conexão à rede elétrica), e de que forma essas restrições afetam a implantação da
tecnologia.
Impactos ambientais
Neste tópico sumarizam-se os impactos ambientais durante a instalação, operação e eventual desinstalação e
descarte, incluindo-se as possibilidades de reciclagem de partes e produtos em todas essas fases.
Classi�cações das aplicações de armazenamento
Os sistemas de armazenamento podem ser conectados a: redes de transmissão e distribuição (T&D), intermunicipais
ou maiores, ou a sistemas isolados. Por sistema isolado entende-se uma rede de distribuição de pequenas proporções
e isolada de outras redes maiores, como pequenas comunidades atendidas por geração própria ou edifícios que
gerem a energia que consomem e operem sem necessitar da energia da rede na maior partedo tempo.
Também é comum classificar o armazenamento por sua portabilidade e mobilidade. A maioria das aplicações é
conectada a determinado ponto no sistema de T&D, porém existem aplicações temporárias, para demanda eventual,
ou aplicações móveis como as do setor automotivo.
Porém, o mais usual é classificar as aplicações pela quantidade de energia armazenada e pelo tempo de descarga.
Esses dois parâmetros servem para balizar a escolha, entre as tecnologias disponíveis, do sistema mais adequado à
determinada aplicação.
Da mesma forma, os diagramas que representam em um mesmo gráfico as diversas tecnologias, posicionando-as
conforme suas capacidades, custos etc. são bastante úteis na avaliação inicial de soluções de armazenamento. A
seguir apresentamos algumas dessas ferramentas.
Como os dois parâmetros técnicos mais relevantes para a definição da tecnologia a ser utilizada são a capacidade
de armazenamento e a potência de descarga, o gráfico da Figura 6.12, a seguir, é o mais utilizado para o projeto
conceitual. Porém, ressaltamos que essas características podem mudar com o passar do tempo, em especial para
tecnologias de ponta.
Dependendo da perspectiva desejada e dos dados disponíveis para avaliação, outros tipos de gráficos podem ser
encontrados, como o de capacidade pelo tempo de descarga, mostrado a seguir, com a indicação de aplicação mais
usual:
Figura 6.12 Diagrama conceitual de posicionamento das tecnologias de armazenamento em relação à energia e potência de
descarga.
Figura 6.13 Diagrama conceitual de tempo de descarga versus capacidade e indicação de aplicação para tecnologias de
armazenamento.
Bibliogra�a
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