UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE
JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
ESTUDO DE AMPLIAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE VAPOR E DE
AUMENTO DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE UMA
TERMELÉTRICA
Eduardo Henrique Braga de Pinho
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Mecânica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientador: Prof. Manuel Ernani de
Carvalho Cruz, Ph.D.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
FEVEREIRO DE 2014
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
ESTUDO DE AMPLIAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE VAPOR E DE
AUMENTO DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE UMA
TERMELÉTRICA
Eduardo Henrique Braga de Pinho
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE
ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
________________________________________________
Prof. Manuel Ernani de Carvalho Cruz, Ph.D. (Orientador)
________________________________________________
Prof. Gustavo César Rachid Bodstein, Ph.D.
________________________________________________
Prof. Nísio de Carvalho Lobo Brum, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
FEVEREIRO DE 2014
i
Pinho, Eduardo Henrique Braga de.
Estudo de ampliação de extração de vapor e de aumento de eficiência
energética de uma termelétrica / Eduardo Henrique Braga de Pinho – Rio
de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2014.
VII,54p.:il.; 29,7 cm
Orientador: Prof. Manuel Ernani de Carvalho Cruz, Ph.D.
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso de Engenharia
Mecânica, 2014.
Referências Bibliográficas: p. 50-51
1. Cogeração. 2. Simulação. 3. Software Thermoflow. 4. Eficiência
Energética. I. Cruz, Manuel Ernani de Carvalho. II. Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III.
Estudo de ampliação de extração de vapor e de aumento de eficiência
energética de uma termelétrica.
iii
AGRADECIMENTOS
Ao meu pai, César Augusto, pelo que ele representa na minha vida, pelos
exemplos e pelo caráter. A pessoa que sou hoje, sem dúvida, deve muito a ele em vários
aspectos.
À Maria Orita, minha mãe, por toda a educação, carinho, pela luta e dedicação.
Ao meu irmão, Flávio Augusto, pela parceria de cada dia e pela amizade.
À minha namorada, Stella Rodrigues, pelo amor, paciência, atenção,
cumplicidade, as longas conversas e os vários conselhos em momentos difíceis.
Agradeço à Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ e aos professores
que aqui tive, por todo o aprendizado.
Agradeço ao meu orientador, prof. Manuel Ernani de Carvalho Cruz, bem como
ao engenheiro Francisco Miller pela orientação, os aprendizados, disponibilidade para
ajudar e pela confiança investida em mim.
Agradeço à equipe da gerência de Gás, Energia e Gás-química
(CENPES/PDEDS/GEGQ), onde estagiei por quase um ano, agregando muito
conhecimento.
Por fim, agradeço a todos os amigos que estiveram comigo nos desafios e nas
conquistas do curso de Engenharia, seja nas provas ou nas comemorações, por tornar
muito mais agradável essa jornada.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
ESTUDO DE AMPLIAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE VAPOR E DE
AUMENTO DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE UMA
TERMELÉTRICA
Eduardo Henrique Braga de Pinho
Fevereiro/2014
Orientador: Manuel Ernani de Carvalho Cruz, Ph.D.
Curso: Engenharia Mecânica
Nos dias atuais, o setor energético passa por grandes transformações nas
decisões de novos investimentos devido a crescente demanda mundial por energia. As
grandes preocupações dessas reformas são garantir eficiência econômica para o setor,
reduzindo desperdícios, pois grandes investimentos em projetos de engenharia são
voltados para o uso eficiente de energia. Neste contexto que se inserem os sistemas de
cogeração de energia, que são responsáveis por garantir uma maior eficiência na
utilização dos recursos energéticos. Simuladores computacionais são utilizados com
objetivo de ajudar investidores sobre diversas decisões, sendo a principal delas o retorno
dos investimentos de maneira satisfatória. Neste trabalho, foi utilizado o software
Thermoflow para simulação de uma usina termelétrica a fim de realizar um estudo de
cogeração de dois blocos da usina e outro estudo da melhoria energética utilizando um
chiller a absorção de duplo efeito para resfriar o ar na entrada do compressor.
Palavras-chaves: Cogeração, Simulação, Software Thermoflow, Eficiência Energética
v
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO.......................................................................................1
1.1 MOTIVAÇÃO.................................................................................................5
1.2 OBJETIVOS....................................................................................................7
2. TERMELÉTRICAS E SEUS EQUIPAMENTOS...............................9
2.1 BREVE HISTÓRICO....................................................................................10
2.2 CICLOS E FUNCIONAMENTO..................................................................14
2.3 PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS..................................................................16
2.4 COGERAÇÃO...............................................................................................27
3. AS PLANTAS DE ESTUDO................................................................33
3.1 DESCRIÇÃO DAS PLANTAS.....................................................................34
3.2 SOFTWARE THERMOFLOW.....................................................................39
3.3 AS PLANTAS NA SIMULAÇÃO................................................................40
4. RESULTADOS......................................................................................44
5. CONCLUSÕES ....................................................................................48
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS....................................................50
APÊNDICE A – DIAGRAMA DE FLUXO DE PROCESSO...............52
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1 – AEOLIPILE, DISPOSITIVO TÉRMICO DE HERO DE
ALEXANDRIA, 50 D.C. [8]...........................................................................................10
FIGURA 2.2 – MÁQUINA A VAPOR DE GIOVANNI DE BRANCA, 1629 [8]........11
FIGURA 2.3 – MÁQUINA A VAPOR DE JAMES WATT, 1781 [7]..........................11
FIGURA 2.4 – MÁQUINA A GÁS DE JOHN BARBER, PUBLICADA EM SUA
PATENTE, 1971.............................................................................................................13
FIGURA 2.5 – USINA TERMELÉTRICA EM CICLO COMBINADO [8].................15
FIGURA 2.6 – TURBINA A GÁS 7FA HEAVY DUTY DA GE [12]..........................18
FIGURA 2.7 – CÂMARA DE COMBUSTÃO TUBOANULAR [13]..........................19
FIGURA 2.8 – COMPRESSOR TÍPICO DE DOIS EIXOS [13]...................................21
FIGURA 2.9 – CALDEIRA DE RECUPERAÇÃO DE CALOR COM DOIS NÍVEIS
DE PRESSÃO [14]. ........................................................................................................22
FIGURA 2.10 - TURBINA FÓSSIL G SÉRIES DA GE [12]........................................24
FIGURA 2.11 – CHILLER DE ABSORÇÃO DE DUPLO EFEITO [15] .....................26
FIGURA 2.12 – ESQUEMA DE COGERAÇÃO DE ENERGIA [17]..........................28
FIGURA 3.1 – USINA TERMELÉTRICA GOVERNADOR LEONEL BRIZOLA –
TERMORIO. ..................................................................................................................34
FIGURA 3.2 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO BLOCO 1....................................36
FIGURA 3.3 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DOS BLOCOS 2 E 3.........................38
FIGURA 3.4 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO CHILLER DO BLOCO 1............42
FIGURA 3.5 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO CHILLER DOS BLOCOS 2 E 3.43
FIGURA 4.1 – GRÁFICO DE POTÊNCIA E VAPOR DE PROCESSO PARA CADA
EXTRAÇÃO...................................................................................................................46
vii
ÍNDICE DE TABELAS
TABELA 3.1 – COMPOSIÇÃO VOLUMÉTRICA DO GÁS NATURAL...................41
TABELA 4.1 – VALIDAÇÃO ENTRE OS DADOS DE PROJETOS E OS
SIMULADOS COM O SOFTWARE DO BLOCO 1......................................................44
TABELA 4.2 – VALIDAÇÃO ENTRE OS DADOS DE PROJETOS E OS
SIMULADOS COM O SOFTWARE DOS BLOCOS 2 E 3...........................................44
TABELA 4.3 – NOVOS DADOS DA OPERAÇÃO DO BLOCO 1.............................45
TABELA 4.4 – NOVOS DADOS DE OPERAÇÃO DOS BLOCOS 2 E 3...................45
TABELA 4.5 – RESULTADOS COM A EXTRAÇÃO DE VAPOR DOS BLOCOS 2 E
3.......................................................................................................................................46
TABELA 4.6 – RESULTADOS COM A COLOCAÇÃO DO CHILLER A
ABSORÇÃO PARA O BLOCO 1..................................................................................46
TABELA 4.7 – RESULTADOS COM A COLOCAÇÃO DO CHILLER A
ABSORÇÃO PARA OS BLOCOS 2 E 3.......................................................................47
1
1. Introdução
A presente monografia aparece num momento em que o novo modelo no setor
elétrico brasileiro surge ajudado pela urgência de atender a demanda por energia. Com o
aumento expressivo no consumo de energia, acompanhado com os problemas jurídicos
da construção da hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, e as imprevisibilidades das
chuvas que alimentam nossa principal fonte de energia elétrica, as termelétricas
ganharam importância, por serem construídas de forma mais rápida e com alta
capacidade de produção anual integral, além de serem econômicas com linhas de
transmissão, já que podem ser construídas próximas aos locais de consumo.
A segurança do suprimento de energia elétrica no Brasil passa, necessariamente,
pela diversificação das suas fontes primárias de geração. Essa diversificação deve
acontecer com um mínimo impacto na tarifa do consumidor final. Este objetivo é
particularmente difícil de ser alcançado devido ao baixo custo da energia gerada pelas
centrais hidrelétricas [1].
Subsídios com recursos públicos federais é uma opção para auxiliar o
desenvolvimento de mercados para tecnologias renováveis alternativas de geração de
energia. Esses incentivos podem ser tributações específicas e podem ser destinados
tanto a consumidores quanto a produtores de energia.
Além dos empreendimentos de fontes renováveis, a diversificação deverá contar
com tecnologias já maduras para que possam fornecer energia a todos com o menor
custo possível, sejam elas pequenas ou grandes potências, desde que utilizem recursos
energéticos disponíveis no país, que atenda às determinações do modelo energético e à
legislação ambiental.
Centrais termelétricas são as que melhor atendem estas especificações,
utilizando indistintamente motores de combustão interna, externa, motores alternativos,
turbinas a gás ou turbinas a vapor. Esses tipos de centrais podem utilizar uma grande
variedade de combustíveis disponíveis no país como, por exemplo, o diesel, o biodiesel,
o gás natural e a biomassa renovável [1].
O Brasil tem sua competência em biomassa reconhecida, ao utilizar a cana-de-
açúcar, produtos de florestas energéticas e também de manejo florestal. As centrais
termelétricas permitem até mesmo a utilização de resíduos agrícolas ou urbanos, a um
custo de geração que, apesar de serem maiores que a média das centras hidrelétricas
2
instaladas no país, ainda são valores menores se comparados com as outras tecnologias
[1].
O Brasil é o segundo produtor mundial de etanol limpo e renovável e foi
pioneiro a usá-lo em veículos automotores durante a década de 1970. Em 2010, deu
novamente um grande passo em relação ao uso desse combustível, quando em janeiro
foi inaugurada a primeira usina termelétrica flexfuel do mundo. Usina que além de
operar com gás natural, passa a gerar energia através do etanol. Instalada em Juiz de
Fora - MG, a usina tem duas turbinas aeroderivativas GE-LM 6000, fabricadas pela
General Electric (GE), e capacidade total instalada de 87 MW. Está conectada ao
Sistema Interligado Nacional (SIN) e tem contratos de fornecimento de energia até
2020.
Uma dessas turbinas, com capacidade instalada de 43,5 MW, foi adaptada para
utilizar também o etanol. Foi necessária uma conversão da turbina com a troca da
câmara de combustão, de dois bicos injetores e instalação de equipamentos periféricos,
como bombas e filtros, que vão ser responsáveis por receber, armazenar e movimentar o
etanol para a turbina. Essa geração de energia a partir do etanol traz ao nosso país
grande avanço, pois além de uma segurança energética nos traz ganhos econômicos e
ambientais com a redução dos níveis de emissões atmosféricas [2].
Para a viabilização deste potencial, nos deparamos com dois grandes desafios: O
de criar no país uma infraestrutura de suprimento e distribuição dos combustíveis, em
quantidades e qualidades compatíveis com as necessidades das plantas geradoras; e o de
promover a internalização no Brasil das competências de projetos, fabricação, uso e
manutenção das diversas tecnologias citadas.
Como solução para a infraestrutura, o governo federal vem fazendo esforços
para disponibilizar gás natural a preços competitivos e elaborando programas para
promover o uso de novos combustíveis para centrais termelétricas como PROINFA e o
PROBIODIESEL. Para promover a internalização da competência é necessário,
simultaneamente, o desenvolvimento da capacidade tecnológica industrial e a formação
de recursos humanos, tanto para o setor produtivo, quanto para as universidades e
centros de pesquisa. Deverão atuar de forma cooperativa, permitindo a permanente
introdução de produtos inovadores para o setor elétrico.
No Brasil e em vários outros países, o setor energético passa por grandes
transformações na sua estrutura de gerenciamento, nas decisões de novos investimentos
e nas formas da sociedade implementar mecanismos de controle e regulação. Este é um
3
fenômeno relacionado com novas condições financeiras, tecnológicas e econômicas
principalmente para a geração de eletricidade. De uma forma geral, a grande
preocupação dessas reformas é garantir competitividade, eficiência econômica para o
setor e maiores investimentos da iniciativa privada. Dependendo da situação em cada
país tem se observado maior ou menor ênfase em um desses aspectos [3].
O grande desafio dessas mudanças é garantir que a indústria de eletricidade além
de ser competitiva, seja capaz também de atender objetivos sociais, de proteção
ambiental, e assegurar investimentos que promovam maior sustentabilidade do sistema
energético para o futuro [3].
Desde a criação de dois programas nacionais em meados da década de 80,
PROCEL (eletricidade) e CONPET (derivados do petróleo), o Brasil vem
desenvolvendo esforços para conservar energia. Embora outras iniciativas anteriores
tivessem ocorrido, esses dois programas foram a maior expressão do interesse do
governo federal e uma manifestação favorável de se estabelecer uma política pública
para a área de energia que incorporasse a necessidade de controlar a demanda de
energia. Na verdade, o mais razoável é aceitar que os principais fatores que motivaram a
criação dos programas foram as fortes pressões ambientais internacionais que
começaram a pesar sobre o Brasil na época e que foram traduzidas em condicionantes e
cláusulas nos empréstimos de bancos e governos ao setor de energia brasileiro [4].
Em 2001/2002 tivemos um apagão que nos trouxe uma demonstração concreta
das possibilidades e o impacto das medidas de conservação e de eficiência energética.
Com isso, acelerou um projeto de lei no fim de 2001, conhecida por Lei de Eficiência
Energética e objetiva estabelecer índices de consumo máximo de equipamentos
comercializados no país, muito embora o progresso da implementação da lei tenha sido
muito lento.
A matriz energética brasileira depende dos rumos que o desenvolvimento
econômico do país vai seguir. A necessidade de uma política energética que reconheça
esse fato fundamental é crescente, visto que parte do sistema energético foi privatizado
e depende, portanto, de investimentos não-governamentais que não ocorrerão até que
regras claras sejam estabelecidas [5].
O segmento de geração de energia elétrica constitui no modelo estabelecido para
o setor elétrico brasileiro, atividade de caráter competitivo, sendo o seu exercício e a
colocação da energia produzida no mercado por conta e risco do empreendedor. A
energia produzida pode ser comercializada diretamente com comercializadores,
4
consumidores livres ou concessionárias distribuidoras, através de contratos bilaterais, ou
ofertados no Mercado Atacadista de Energia. Atualmente, em observância ao período de
transição do modelo regulado para o competitivo, fixado em lei, atuam no setor três
classes de produtores de energia elétrica: os concessionários de serviço público, os
produtores independentes e os autoprodutores [1].
Os concessionários de serviço público, ainda de controle estatal, constituem a
sustentação dos contratos iniciais, celebrados com as distribuidoras com base em
montantes e tarifas estabelecidas pela ANEEL. Dentro do programa de desestatização
do Governo, este parque gerador deveria ser privatizado. Constituindo, em curto prazo,
forma de ingresso de novos agentes privados e significativa oportunidade de negócio no
setor. A produção independente de energia elétrica constitui a forma de outorga de
exploração de geração de energia para novos empreendimentos concedidos ou
autorizados pela ANEEL. Esta produção é livremente negociada no mercado, sendo
exercida por empreendedores vencedores de processos licitatórios, conduzidos para
empreendimentos hidrelétricos, ou detentores de autorizações emitidas, por licitação dos
interessados, para termelétricas, pequenas centrais hidrelétricas ou fontes alternativas de
geração, observadas as restrições e requisitos de direito em cada caso [1].
Os resultados das ações visando a maior eficiência no uso final de energia ainda
são considerados modestos, por isso, ainda há muito espaço para que a gestão
governamental no setor de energia seja ampliada, não deixando de lado aspectos como a
segurança no fornecimento, a criação de empregos e a sustentabilidade ambiental [4].
Além disso, devemos levar em conta como o perfil industrial brasileiro tem
grande impacto na quantidade e no tipo de energia final que teremos que produzir.
Historicamente, o país tem uma grande produção de produtos intensivos no uso de
energia, como papel e celulose, ferro, aço e alumínio. A mudança desse perfil para
produtos com menos impacto no setor elétrico pode alterar, no longo prazo, a demanda
de energia no país e adicionar valor à nossa produção e exportações [4].
A conservação de energia não é algo novo para os brasileiros. O discurso
público e privado aprendeu a incorporar muito bem o conceito politicamente correto de
conservação e eficiência energética. Mas, na prática parece sempre haver uma
prevalência de aspectos de marketing relacionado com a eficiência energética tanto por
parte das empresas como também dos órgãos públicos do que uma efetiva preocupação
com estabelecimento de metas e conhecimento das ações de eficiência energética [5].
5
O país foi capaz de criar recursos significativos, leis e regulação favoráveis à
conservação e uso eficiente. Paradoxalmente, quase que anulando esses esforços, tem
faltado visão, coordenação entre agentes e consistência de ações. A natureza dos
esforços de eficiência energética é muito diferente daquele relacionado com a oferta de
energia. As oportunidades existentes são mais difusas e os efeitos mais significativos e
permanentes só aparecem através de uma política consistente de transformação do
mercado de energia. Essas transformações são conseguidas persistentemente através de
acompanhamento, e avaliação da introdução de mudanças tecnológicas e informação ao
mercado. Não haverá progressos enquanto continuarmos com uma política que não é
capaz de convergir esforços e investimentos para potencializar os benefícios da
eficiência energética para a sociedade [5].
Quando se começou a privatização de empresas do setor elétrico, foram
colocadas cláusulas nos primeiros contratos de concessão sobre obrigações de
investimentos em eficiência energética, mostrando a importância que o setor público
conferiu ao tema. Desde então o país nunca teve tantos recursos dedicados a programas
de eficiência energética. Iniciou-se uma fase onde os recursos passaram a ser muito
maiores que aqueles historicamente destinados a essas atividades [5].
No entanto, devemos repensar se valem mesmo a pena todos esses investimentos
e avaliar se a energia gerada é ou não recuperada. As concessionárias por melhor
intencionadas que sejam estão sempre em conflitos de interesses, pois como realizar
bons programas de conservação se serão remuneradas pelas vendas de energia? Porém,
o que realmente nos interessa é a conservação máxima de energia com o menor
investimento possível. É provável que se esteja gastando muito para se economizar
pouco.
1.1 Motivação
As projeções do consumo de eletricidade e as perspectivas de expansão do
sistema elétrico indicam que as participações dos óleos combustíveis, da
hidroeletricidade e da energia nuclear devem cair nos próximos anos. Por outro lado, as
participações do gás natural e fontes renováveis (exceto hidroeletricidade) tendem a
crescer. Para atender ao crescimento da demanda, além da hidroeletricidade, cujo
potencial remanescente é expressivo, novas opções de geração termelétrica,
especialmente a gás natural, podem se revelar atrativas ao investidor, em face da
6
disponibilidade deste combustível no mercado brasileiro e à existência de políticas
energéticas de incentivo. Também é esperado um crescimento expressivo das fontes
locais de energias renováveis, ainda pouco exploradas [1].
Para que possamos obter ganhos econômicos, energéticos, ambientais e ter a
garantia de energia no futuro é necessário estabelecer indicadores, metas e políticas
relacionadas às emissões de CO2, à eficiência energética e ao desenvolvimento de novas
tecnologias para otimizar o uso de energia.
Os principais focos de empresas verdes, ou seja, aquelas que possuem
comprometimento ambiental estão relacionadas ao sequestro de carbono e a eficiência
energética. Além disso, fazem a avaliação do desempenho ambiental de produtos da
empresa ao longo de seu ciclo de vida referente a emissões de gases de efeito estufa e
desenvolvem tecnologias e modelos para avaliação dos impactos das mudanças
climáticas. Ainda pode-se dizer que o principal objetivo é desenvolver tecnologias que
possibilitem a avaliação e o controle, em tempo real, da qualidade da energia gerada e
das perdas em todas as unidades da empresa.
O projeto se insere no contexto de investimento, outro aliado na tentativa de
garantir uma maior eficiência energética, em pesquisa e desenvolvimento para a
obtenção de maior eficiência nos processos de conversão e uso de energia nas empresas.
No Brasil, o fato de a legislação do país determinar que uma parte da renda
advinda da produção de campos gigantes devem ser revertidos em P&D é um estímulo a
mais na busca pela eficiência energética e na superação constante dos resultados
obtidos.
Ainda pode-se fazer o uso de energias renováveis, tais como a energia eólica, a
energia solar e a hidroeletricidade, é uma contribuição paralela à eficiência energética,
já que evita ou substitui a geração de energia por fontes fósseis, além de reduzir
emissões de CO2 e gerar energia limpa. Seja como for, ciente de que cada organização
pode ser energeticamente eficiente, cada entidade ou cidadão pode economizar energia e
essa postura contribui para preservar recursos naturais, evitar emissões de gases de
efeito estufa e garantir energia para o futuro e um futuro melhor para as gerações que
estão por vir.
7
1.2 Objetivos
Em tempos em que o aquecimento global e as mudanças climáticas são motivo
de preocupação no mundo, a melhoria da eficiência energética é a solução mais
econômica, eficaz e rápida para minimizar impactos ambientais acarretados pela
utilização da energia. A ideia de um país, sempre, é crescer mais, o que implica maior
consumo de energia, porém tornar esse consumo eficiente, reduzindo desperdícios, é
tornar o Brasil melhor e cada vez mais sustentável.
A melhoria da eficiência energética traz, ainda, outras vantagens: poupa recursos
naturais; diminui custos de produção; possibilita a produção de bens cada vez mais
baratos e competitivos; melhora o desempenho econômico de empresas; reduz a
necessidade de se investir em infraestrutura e energia, pois é mais barato conservar do
que gerar energia; garante mais verba para ser destinada a outros fins. Além disso,
assegura o retorno do investimento realizado, já que o montante é recuperado ao longo
da vida útil de equipamentos, por conta da economia de energia ocorrida. Nesse
contexto, considerando que, no mundo, hoje, a grande maioria da energia consumida
têm origem fóssil e não renovável, melhorar a eficiência energética significa, ainda,
poupar recursos para as próximas gerações.
Uma solução para situação do setor elétrico brasileiro é a cogeração, que é um
método efetivo de conservação de energia primária que pode ser aplicado ao setor
industrial ou ao setor terciário. Este termo é usualmente empregado para designar
geração simultânea de calor útil (vapor, água quente, água gelada, ar quente e frio) e
potência (mecânica ou elétrica) a partir da queima de um único combustível, e sua
racionalidade comporta visões distintas de acordo com a aplicação a que se destina.
No Brasil, a evolução deste modo de geração de energia vem ocorrendo
principalmente nas indústrias de grande porte (açúcar e álcool, papel e celulose,
químicas, petroquímicas). A cogeração se mostra mais economicamente justificável
quando da disponibilidade de combustíveis originados nos próprios processos
industriais, como é o caso do bagaço de cana, na indústria de açúcar e álcool, licor
negro ou lixívia, casca de madeira, na indústria de papel e celulose.
A utilização de sistemas de cogeração é uma decisão empresarial, devido ao seu
porte de investimento, os prazos de retorno e a complexidade técnica e econômica de
sua implantação, estando, portanto, inserida na esfera de planejamento estratégico da
empresa. Assim sendo, por questões econômicas muitas vezes o empresário opta por
8
implantar uma tecnologia menos eficiente sob o aspecto energético, porém com
menores riscos financeiros [6].
O presente estudo disponibiliza uma avaliação de eficiência energética de uma
unidade operacional, permitindo a viabilização de integração energética entre processos.
Diante dos fatos citados, o presente documento descreve um estudo de
ampliação de extração de vapor de processo da Usina Termelétrica Governador Leonel
Brizola - TermoRio, localizada no município de Duque de Caxias, Rio de Janeiro, feito
com o objetivo de atender a demanda de calor de processo da REDUC (Refinaria Duque
de Caxias), e também, descreve um estudo de aumento de eficiência energética das
plantas da mesma usina. Além de analisar os seus principais equipamentos (turbina a
gás, câmara de combustão, compressor, caldeira de recuperação, turbina a vapor,
chiller, condensador, desaerador e torre de resfriamento) e suas funcionalidades.
Basicamente, o trabalho foi desenvolvido em três etapas. Inicialmente, foi feito a
validação do software Thermoflow, comparando o projeto físico com os dados
simulados através de modelos criados no simulador computacional.
Em seguida, foi feito um estudo de cogeração de dois blocos da usina para
diferentes demandas de vapor de processo exportado.
Posteriormente, foi feito a análise da colocação de chiller a absorção de duplo
efeito para resfriamento do ar antes da entrada no compressor, com objetivo de
aumentar a eficiência energética das plantas da usina.
9
2. Termelétricas e Seus Equipamentos
As usinas termelétricas são responsáveis por produzir energia a partir da queima
de óleo combustível, carvão e gás natural, ou pela ruptura de material radioativo.
Importante em regiões com poucos recursos hidrográficos, mas com boa reserva desses
materiais para que seja possível girar as pás das turbinas. Em função do grande
potencial hídrico, o Brasil utiliza a energia termelétrica de forma estratégica. Esse uso
ocorre quando há diminuição de água, provocada pela carência de chuvas, nas represas
que abastecem as usinas hidrelétricas.
A principal vantagem é poderem ser construídas em locais próximos às regiões
de alto consumo onde são mais necessárias, reduzindo assim o custo com torres e linhas
de transmissão. Em comparação com usinas hidrelétricas, são mais rápidas para se
construir, podendo assim suprir carências de energia de forma mais rápida. São
alternativas para países que não possuem outros tipos de fontes de energia [7].
O que a faz ser questionada é o fato de serem usados combustíveis fósseis para
gerar energia onde há uma grande liberação de poluentes na atmosfera que vão demorar
a se dissipar. Além disso, o alto preço do combustível pode ser também um fato
desfavorável. Estes poluentes são responsáveis pela emissão de gases de efeito estufa e
do aumento do aquecimento global. Portanto, este tipo de energia é altamente
prejudicial ao meio ambiente. Outras desvantagens são que o custo final deste tipo
energia é mais elevado do que a gerada em hidrelétricas e uma termelétrica necessita de
enormes volumes de água para a refrigeração de seus equipamentos [7].
No Brasil, há de se ressaltar também que o modelo de produção das usinas
termelétricas adotado é feito predominantemente da queima de combustíveis fósseis.
Apenas um terço das usinas termelétricas do país são à base de biomassa, tendo a cana
de açúcar como o principal combustível. Esses fatos ressaltam a importância de se
investir em tecnologias que primem pela produção mais econômica.
Um dos principais equipamentos das termelétricas são as turbinas a vapor e a
gás. Essas turbinas são um dos motores térmicos de combustão mais difundida,
justamente por possibilitar unidades de grande potência unitária, além de proporcionar
alta confiabilidade, vida útil e eficiência. A energia térmica dos gases medida pela
entalpia é transformada em energia cinética devido à sua expansão através dos bocais.
Esta energia então é transformada em energia mecânica de rotação devido à força do gás
10
agindo nas pás rotativas. Uma vantagem importante das turbinas a vapor constitui no
fato de que, mediante a organização de extrações reguláveis na sua seção de fluxo,
pode-se fornecer calor com os parâmetros requeridos pelo consumo externo. Neste caso,
o custo deste calor não é alto, já que nos sistemas de cogeração, os gases antes de serem
fornecidos a um consumidor de calor aproveitam o seu alto conteúdo em energia
térmica na turbina durante o processo de produção de eletricidade [1].
2.1 Breve Histórico
Alguns autores (Elliot, Chen e Swanekamp, 1997; Li e Priddy, 1985),
consideram a famosa aeolipile, proposta por Hero, da Alexandria, como a primeira
turbina a vapor, mas alguns outros não consideram pelo fato de não possuir uma parte
constituinte obrigatória de uma turbina, as pás. Mas na verdade foi o primeiro passo
para um dispositivo térmico que trabalhava sobre o princípio de reação. Ela consistia de
uma esfera oca na qual o vapor era introduzido sob pressão através de um eixo vazado,
e escapava através de dois tubos curvos diametricamente opostos e com direções
também opostas. Então a reação do vapor escapando causava a rotação da esfera.
Porém, nenhum trabalho útil foi realizado com este dispositivo. Desde Hero, cerca de
dois mil anos transcorreram antes que qualquer ideia fosse dada na utilização real do
vapor para produzir energia ou trabalho mecânico [1].
Figura 2.1 – Aeolipile, dispositivo térmico de Hero de Alexandria, 50 d.C. [8].
11
O cientista italiano, Giovanni de Branca, em 1629, foi o primeiro a propor o uso
de um jato de vapor escapando de um dispositivo tal como a aeolipile para produzir
rotação. Sua ”roda de vapor” apresentava limitações para a eventual utilização, sendo
que a mais importante era as altas perdas que aconteciam na máquina, devido ao baixo
desenvolvimento, na época, do estado da arte da construção mecânica, fato que também
levou a não implementação prática de algumas sugestões posteriores [1].
Figura 2.2 – Máquina a vapor de Giovanni de Branca, 1629 [8].
Em 1781, James Watt construiu a primeira máquina a vapor que teve aplicação
prática, e que se tornou um dos impulsores da Revolução Industrial que aconteceria no
século seguinte. Essa máquina a vapor combinava os diversos mecanismos
desenvolvidos até então, capaz de utilizar o vapor de forma econômica e conveniente,
por intermédio dos princípios físicos de domínio da comunidade científica [8].
Figura 2.3 – Máquina a vapor de James Watt, 1781 [8].
12
As turbinas a vapor modernas, evidentemente, em muito se distanciam destes
modelos rudimentares. A história aponta o também inglês Sir Charles Parsons e o sueco
Carl Gustaf de Laval, em 1884, por ter criado o primeiro modelo moderno de turbina a
vapor, muito depois, portanto, do advento da Revolução Industrial [1].
Embora existissem muitos outros engenheiros e cientistas, cujos nomes estão
intimamente associados com o progresso das turbinas a vapor, coube ao americano
George Westinghouse, o mérito de desenvolver e implementar a primeira turbina
comercial de 400 kW de capacidade, acionando gerador elétrico. Outro que merece
destaque é Aurel Stodola, nascido na Eslováquia, que praticamente estabeleceu os
fundamentos da teoria de turbomáquinas e seu controle automático. É também
pertinente mencionar o nome do russo Andrey Vladimirovich Shcheglyaev, que
estabeleceu uma grande escola soviética de ideias e projeto em turbinas a gás e vapor,
iniciou a edição de numerosas monografias e livros valiosos neste campo e, também,
contribuiu significativamente para a teoria de turbomáquinas e seu controle [1].
Desde o início da utilização de turbinas a vapor para a geração de energia
elétrica, elas aumentaram significativamente suas capacidades e eficiências e tornaram-
se mais complexas e sofisticadas, ancoradas por utilidades bélicas, industriais e de
geração de eletricidade. Boa parte do grande desenvolvimento técnico observado em
diversos campos da nossa sociedade no século passado deveu-se à utilização e ao
aprimoramento das turbinas [1].
Historicamente, muitas foram as tentativas frustradas de se obter um
funcionamento satisfatório da turbina a gás. O ciclo a vapor e as máquinas a pistão eram
muito fáceis de projetar, construir e funcionar, uma vez que o trabalho e a sofisticação
da compressão são muito menores, comparados com o trabalho e a sofisticação da
compressão da turbina a gás. As perdas na compressão da turbina a gás eram muito
maiores, impedindo de se conseguir um trabalho útil. Por muitas décadas, várias foram
as tentativas de se obter trabalho útil a uma temperatura que o material da turbina a gás
pudesse suportar [1].
A ideia de utilizar o ar como fluido de trabalho, comprimindo-o e aquecendo-o
para transformar sua energia em trabalho, foi publicada pelo inventor inglês John
Barber em uma patente datada de 1791. Uma ilustração de sua máquina segue na Figura
2.4. Em sua invenção, Barber separou o ar e o combustível em dois compartimentos
diferentes para em seguida comprimi-los e encaminhá-los a uma câmara de combustão,
onde o processo de queima gerava gases que eram expelidos em um mecanismo
13
rotacional. A inexistência de materiais adequados associada às dificuldades técnicas
referentes principalmente à compressão incubou a ideia de Barber por mais de um
século [1].
Figura 2.4 – Máquina a gás de John Barber, publicada em sua patente, 1971.
A primeira tentativa bem-sucedida a produzir trabalho foi obtida em 1903, por
Aegidius Elling. Sua turbina a gás produziu um trabalho de eixo de 11 hp, com câmara
de combustão a pressão constante. Em 1904, Elling construiu uma turbina a gás
regenerativa que produziu uma potência de eixo de 44 hp, sendo a câmara de
combustão, também, a pressão constante. A primeira turbina a gás com câmara de
combustão a volume constante foi proposta por Hans Holzawarth entre 1906 e 1908,
sendo construída pela Brown Boveri entre 1908 e 1913 [1].
Várias foram as tentativas de se obter trabalho útil com as turbinas a gás nas
primeiras duas décadas do século XX, incluindo Adolph Vogt (1904 a 1905), Barbezat e
Karavodine, e outros. A primeira turbina a gás industrial comercializada com sucesso
foi vendida pela Brown Boveri em 1939, que foi colocada em uma locomotiva. Muitos
dos trabalhos em turbinas a gás pra potência de eixo foram iniciados na Suíça. Em 1936,
Sulzer estudou três tipos alternativos de turbinas a gás e continuou a produzi-las com
máquinas axiais, trabalhando com câmara de combustão a pressão constante. A Escher
Wyss continua sendo a líder em turbinas a gás de ciclo fechado, usando, principalmente,
hélio como fluido de trabalho [1].
As turbinas de aplicação aeronáutica também tiveram o seu desenvolvimento
independente e com sucesso, na mesma década das turbinas industriais, por quatro
14
pessoas, Whittle (Inglaterra), Von Ohain, Wagner e Schelp (Alemanha). Em 40 anos,
desde o final da II Guerra Mundial, a turbina a gás tem sido desenvolvida com muita
rapidez. Os grandes desenvolvimentos foram, basicamente, na aerodinâmica dos
compressores e no aumento da temperatura máxima do ciclo, obtidos graças ao
desenvolvimento de materiais resistentes a altas temperaturas associados a novas
tecnologias de resfriamento [1].
2.2 Ciclos e Funcionamento
Uma das opções disponíveis para as centrais termelétricas são os ciclos
combinados. O ciclo combinado é o arranjo entre dois ou mais ciclos, com a principal
finalidade de aumentar-se o rendimento global da planta. Seu princípio coincide com o
da própria cogeração, caracterizado pelo aproveitamento da rejeição térmica de um ciclo
primário de geração eletromecânica numa segunda máquina térmica. A combinação
mais utilizada é o arranjo entre o ciclo Brayton e o ciclo Rankine, onde os gases de
exaustão da turbina a gás são encaminhados à caldeira de recuperação do ciclo a vapor,
fazendo com que o rendimento elétrico total supere os 60% [9].
Considerando a baixa temperatura utilizada na maioria dos processos industriais,
a cogeração em ciclos combinados, em geral, recupera calor dos gases mediante
extrações intermediárias da turbina a vapor, bem como no calor rejeitado pela mesma no
condensador. O resultado disso são sistemas de cogeração com eficiências totais que
podem chegar a valores de 85%. A cogeração em ciclo combinado é empregada quando
há a necessidade da maximização da produção de energia elétrica em relação ao calor de
processo. Na maioria dos casos a energia disponibilizada pelo combustível é
aproveitada em dois ciclos termodinâmicos consecutivos, e só então se obtém a parcela
do calor. É importante frisar que a cogeração em ciclo combinado só é viabilizada em
regimes de tempo integral, que possuem alto fator de capacidade, dada a contribuição
do valor elevado de investimento inicial do empreendimento [9].
As turbinas a gás utilizadas na configuração de ciclo combinado, quando
comparadas às utilizadas em ciclo simples, possuem eficiência energética inferior,
propositadamente afim de que se obtenha temperaturas mais elevadas nos gases de
exaustão. O propósito disso é a valorização do ciclo a vapor subsequente, onde a
temperatura mais elevada otimiza sua operação, com maior rendimento. Em uma planta
15
de ciclo combinado, o ponto ótimo de operação não necessariamente otimiza cada ciclo
em separado [9].
Figura 2.5 – Usina termelétrica em ciclo combinado [7].
As plantas de cogeração mais comuns são concebidas com caldeira e turbina a
vapor, utilizando o ciclo termodinâmico de Rankine. O combustível, fonte de toda a
energia produzida pela planta, é introduzido para queima numa caldeira e o vapor
gerado, de alta pressão, é levado a uma turbina a vapor, de contrapressão ou de
condensação com extração, que aciona o gerador elétrico [10].
O vapor que sai da turbina é utilizado para atender à demanda de energia térmica
do consumidor. Uma vantagem dessa concepção é a possibilidade de uso de um elenco
de diferentes combustíveis, tais como gás, lenha, carvão, bagaço de cana, cascas de
arroz, óleo combustível, resíduos orgânicos em geral. Por outro lado, o projeto
conceitual que apresenta mais eficiência é o da turbina a gás associada a uma caldeira
16
de recuperação. O combustível é queimado na câmara de combustão de uma turbina que
aciona o gerador. Os gases de combustão, quentes, rejeitados pela turbina são então
conduzidos a um equipamento de recuperação do calor para gerar vapor [10].
O funcionamento das mais simples centrais termelétricas é semelhante,
independentemente do combustível utilizado. O combustível é armazenado em parques
ou depósitos adjacentes, de onde é enviado para a usina, onde será queimado na
caldeira. Esta gera vapor a partir da água que circula por uma extensa rede de tubos que
revestem suas paredes. A função do vapor é movimentar as pás de uma turbina, cujo
rotor gira juntamente com o eixo de um gerador que produz a energia elétrica. Essa
energia é transportada por linhas de alta tensão aos centros de consumo [11].
O vapor é resfriado em um condensador e convertido outra vez em líquido, que
volta aos tubos da caldeira, dando início a um novo ciclo. A água em circulação que
esfria o condensador expulsa o calor extraído da atmosfera pelas torres de refrigeração,
grandes estruturas que identificam essas centrais. Parte do calor extraído passa para um
rio próximo ou para o mar. Para minimizar os efeitos contaminantes da combustão
sobre as redondezas, a central dispõe de uma chaminé de grande altura [11].
A potência mecânica é obtida pela passagem do vapor através da turbina,
fazendo com que esta gire. No gerador, que também gira acoplado mecanicamente à
turbina, há a transformação de potência mecânica em potência elétrica. A energia assim
gerada é levada através de cabos ou barras condutoras, dos terminais do gerador até o
transformador elevador, onde tem sua tensão elevada para adequada condução, através
de linhas de transmissão, até os centros de consumo. Daí, através de transformadores
abaixadores, a energia tem sua tensão levada a níveis adequados para utilização pelos
consumidores [11].
2.3 Principais Equipamentos
- Turbina a gás
A turbina gás tem basicamente a função de transformar a energia proveniente da
combustão em energia mecânica. Esta será em seguida aproveitada para acionamento de
um gerador elétrico, ou de um compressor ou qualquer outra máquina que exija um
acionador. Outra função é a produção de grande quantidade de energia térmica. Essa
17
energia térmica se apresenta totalmente em forma de gases de combustão na descarga,
gases esses constituídos principalmente de ar e de CO2.
Numa turbina a gás, de toda a energia disponível no combustível obtém-se entre
22 e 35% de energia elétrica nos bornes do gerador acionado. Em contrapartida, suas
dimensões não trazem dificuldades físicas para o projeto, existem desde pequenas
potências como 600 kW até as grandes de 300 MW.
A turbina, ainda, tem vantagem do ponto de vista térmico na medida em que
quase toda a energia disponibilizada pela queima do gás e não transformada em energia
mecânica é descarregada nos gases a temperatura que fica na faixa de 450 ºC a 900 ºC.
Uma das principais funções do ar é refrigerar o equipamento.
A turbina a gás consiste numa máquina de combustão interna de construção
compacta, e que apesar do nome pode utilizar uma diversidade de combustíveis tanto
líquidos quanto gasosos. Trata-se de uma máquina composta por diversos elementos,
resumidamente pelo compressor, câmara de combustão e turbina.
Esta máquina térmica trabalha em ciclo Brayton aberto (entretanto existem
ciclos com realimentação), em que o ar atmosférico é comprimido em vários estágios no
compressor, com taxas da ordem de 15:1 a 30:1. Depois é levado à câmara de
combustão, onde é injetado o combustível para formar uma chama contínua, fazendo
elevar a temperatura e pressão da mistura. Na turbina se expande em vários estágios,
convertendo a energia cinética do escoamento em trabalho mecânico.
Nesta máquina térmica, grande parte do trabalho obtido na turbina é consumida
no compressor e rejeitada nos gases de exaustão. É importante destacar a alta razão ar-
combustível, em torno de 50:1 em massa, o que faz com que as condições climáticas
(temperatura ambiente e umidade relativa) influenciem de forma significativa no seu
desempenho. Provocando alterações tanto no rendimento quanto na potência gerada,
ambos piorando conforme a elevação da temperatura. Por trabalhar com excesso de ar,
os gases de exaustão ainda possuem concentrações de oxigênio suficiente para viabilizar
a sua queima posterior em algumas aplicações.
As turbinas a gás são divididas em duas classes principais, com aplicações
específicas: aeroderivativas e heavy duty. As aeroderivativas possuem construção
compacta e rendimento superior, da ordem de 35% a 42%, encontradas com potências
entre 2,5 a 50 MW. As do tipo heavy duty são turbinas que possuem propositalmente
rendimentos inferiores, com a finalidade de aproveitar-se seus gases de exaustão a
temperaturas elevadas o suficiente para trabalhar em ciclo combinado, ou algum
18
processo industrial específico, como veremos a seguir. São encontradas com potências
superiores a 250 MW, em alguns casos.
A operação das turbinas a gás é bastante elástica em relação aos regimes de
carga, com vantagens para a cogeração por possuir baixo custo de instalação, alto fator
de disponibilidade, baixo custo de manutenção, altas temperaturas de exaustão e boa
eficiência.
Figura 2.6 – Turbina a gás 7FA Heavy Duty da GE [12] – adaptado de GE.
- Câmara de combustão
A câmara de combustão tem a finalidade de queimar uma quantidade de
combustível fornecida pelo injetor, com uma grande quantidade de ar proveniente do
compressor. O calor é liberado de tal maneira que o ar é expandido e acelerado para dar
uma corrente suave e uniforme do gás quente, necessária à turbina. Esse processo deve
ser alcançado com a mínima perda de pressão e a máxima eficiência.
A quantidade de combustível adicionada à corrente de ar dependerá do aumento
de temperatura requerida. Entretanto, a temperatura máxima é limitada pela temperatura
19
do material das palhetas da turbina. A câmara de combustão deve também ser capaz de
realizar um combustão estável e eficiente em toda a faixa de operação da turbina a gás.
Figura 2.7 – Câmara de combustão tuboanular [13] – adaptado de Rolls-Royce (1986).
- Compressor
O compressor é um componente que precisa ser considerado na fase de
avaliação econômica do projeto, pois um compressor pode ter peso razoável no cálculo
do investimento, frente a outros equipamentos.
Os compressores projetados para trabalhar com eficiência máxima não teriam
problemas se funcionassem nas condições nominais de operação. Entretanto, os
compressores devem ter boa eficiência em uma ampla faixa de operação. Assim, um
bom projeto de compressor é feito com máxima vazão de ar através de certo diâmetro
do compressor com um número mínimo de estágios, mantendo relativamente alta
eficiência e estabilidade aerodinâmica em toda faixa de operação.
20
O compressor centrífugo trabalha com pequenas e médias vazões de ar e com
razão de compressão 3:1. Em geral, podemos dizer que os compressores centrífugos se
empregam para maiores relações de compressão e menores vazões. Os avanços
alcançados no projeto de compressores axiais têm permitido que estes apresentem
maiores rendimentos do que os compressores centrífugos, o que justifica sua maior
utilização em plantas com turbinas a gás.
O compressor centrífugo consiste basicamente em um rotor, que está no interior
de uma carcaça que contém outro componente fundamental, chamado difusor. O ar
aspirado e impulsionado ao longo do rotor, devido à sua elevada rotação. A velocidade
do fluido é convertida parcialmente em pressão no mesmo rotor, em seguida, na saída
do compressor, o ar passa pelo difusor, onde outra parte da energia cinética é convertida
em aumento de entalpia. Geralmente, projeta-se o compressor de forma que metade da
pressão final seja produzida no rotor e a outra metade no difusor. Este consiste em
palhetas divergentes, que são tangenciais ao rotor. O aumento de pressão que se
consegue em cada um dos estágios é tal que, geralmente, nas turbinas a gás não se usa
mais do que dois estágios.
O compressor axial é constituído de uma série de palhetas, com seção de perfil
aerodinâmico, colocadas ao longo de um disco chamado de rotor, e um conjunto
estacionário, de palhetas com seção de perfil aerodinâmico, colocadas ao longo da
carcaça, chamado de estator. O rotor seguido do estator é chamado de estágio, sendo
que o compressor todo é formado de uma série de estágios.
Da entrada para saída do compressor, existe uma redução gradual da área anular.
A redução gradual é necessária para manter a velocidade média axial do ar
aproximadamente constante na medida em que a densidade aumenta através do
comprimento do compressor. Alguns projetos de compressores têm dois ou mais
compressores, os quais são acionados por diferentes turbinas e são, portanto, livres para
girar com diferentes velocidades.
O compressor simples consiste em vários estágios, montados sobre um único
eixo, para atingir a razão de pressão e a vazão em massa desejada. O compressor de
múltiplos eixos consiste de dois ou mais rotores com vários estágios, cada um acionado
por turbinas diferentes, para alcançar altas razões de pressão e dar grande flexibilidade
de operação. Compressores axiais têm a vantagem de serem capazes de alcançar altas
razões de pressão com eficiências relativamente altas, se comparando com os
21
compressores radiais. A Figura 2.8 ilustra, junto com a turbina a gás, um compressor
axial.
Figura 2.8 – Compressor típico de dois eixos [13] – adaptado de Rolls-Royce (1986).
- Caldeira de recuperação
A preocupação com o uso da energia “residual” contida num fluxo de gases
existe há muito tempo. O aumento progressivo no custo do combustível, a necessidade
de recuperar o calor em vários processos industriais e uma legislação ambiental cada
vez mais exigente, fazem da recuperação de calor um processo necessário, visando o
máximo aproveitamento energético.
Numa central termelétrica, o calor de escape das turbinas a gás pode servir como
fonte de energia para um ciclo a vapor. A maximização da recuperação de calor
acontece combinando a geração de eletricidade com o uso de calor num processo
produtivo, denominado cogeração.
Na geração de eletricidade, onde se procura combinar os ciclos a gás com os
ciclos a vapor, a caldeira de recuperação representa o acoplamento entre os dois ciclos.
É comum que a caldeira de recuperação seja identificada pela sigla em inglês HRSG
(Heat Recovery Steam Generator).
A caldeira de recuperação é, basicamente, um trocador de calor em
contracorrente, composto por uma série de seções: superaquecedor, evaporador e
economizador. Estes são montados geometricamente em sequência, desde a entrada do
gás até sua saída, visando maximizar a recuperação do calor dos gases e a geração de
22
vapor. Ela representa um componente fundamental numa instalação de ciclo combinado,
afetando, além do custo inicial de investimento, custo de operação e eficiência global.
Figura 2.9 – Caldeira de recuperação de calor com dois níveis de pressão [14] –
adaptado de Victory Energy.
- Turbinas a vapor
Sua maior aplicação é em sistemas de cogeração ou em ciclo combinado. O
princípio de funcionamento é similar ao da turbina a gás, só que o vapor, superaquecido,
já entra na turbina com a energia que precisa para acionar os rotores. O vapor pode ser
retirado ainda com pressão e temperatura para ser utilizado no processo, ou no estado
chamado "exausto", em que está saturado e pronto para entregar seu calor latente e se
tornar líquido no condensador. Uma importante vantagem da turbina a vapor, quando
comparada com a turbina a gás, é a sua baixa necessidade de manutenção, pois recebe
um fluido em temperatura não muito alta e limpo e, se este for sempre seco e a turbina
tiver manutenções preventivas frequentes e manutenção preditiva, sua vida útil pode ser
de várias décadas.
Este sistema utiliza a água como fluido de trabalho, em regra em circuito
fechado. O ciclo inicia-se com a pressurização do fluido de trabalho ou o bombeamento
23
de água, que segue para o gerador de vapor ou caldeira. Nesta ocorre a queima do
combustível na qual a energia térmica liberada é transferida ao fluido de trabalho, que
atinge elevadas temperaturas. No lugar da caldeira podem também ser utilizados
reatores nucleares. Por outro lado, este sistema pode empregar energia renovável como
biomassa ou radiação solar concentrada. Além da queima de combustível, a caldeira
poderá ainda ser alimentada com o calor residual de outros processos industriais como
fornos e reatores químicos. Em seguida, o vapor a alta pressão e temperatura é então
expandido na turbina, onde a entalpia do vapor é então convertida em energia cinética
durante sua expansão, e em seguida a quantidade de movimento do fluxo de vapor é
transferida às palhetas móveis do rotor, em um ou mais estágios, transformando-se em
trabalho de eixo.
Após a saída da turbina, o vapor saturado encontra-se comumente a baixa
pressão e temperatura, havendo a necessidade de retirada de calor para a condensação
da água, que ocorre no condensador rejeitando calor ao ambiente. Este é o principal
ponto onde a cogeração é agregada, no momento em que há a necessidade da rejeição de
energia térmica do ciclo, que pode então ser encaminhada para utilização posterior.
Entretanto, o vapor de processo poderá ser extraído também de outros pontos do
ciclo, como nas extrações intermediárias da turbina. Existem dois arranjos básicos de
cogeração: o primeiro com a turbina em contrapressão, onde o condensador é
substituído pelo próprio processo industrial. O segundo arranjo com a turbina em
condensação, onde há o condensador, porém o vapor destinado ao processo industrial é
extraído em estágios intermediários da turbina, ou recuperado do condensador, e
posteriormente retornado ao ciclo na forma de condensado. Na sequência, a água
condensada, com a devida reposição, é bombeada no estado líquido novamente à
caldeira, fazendo o fechamento do ciclo.
O rendimento neste tipo de ciclo pode ser melhorado mediante a utilização de
artifícios como o reaquecimento do vapor superaquecido, com extrações intermediárias
na turbina ou o pré-aquecimento da água de alimentação da caldeira pela recuperação de
calor em diversos pontos do ciclo, inclusive na chaminé. Um dos fatores limitantes ao
rendimento deste ciclo é a temperatura de exaustão na chaminé, que não pode ser
demasiadamente baixa devido à formação de ácido sulfúrico na presença de água e
enxofre proveniente do combustível utilizado.
24
Figura 2.10 - Turbina Fóssil G Séries da GE [12].
- Chiller
As máquinas de refrigeração por absorção caracterizam-se por apresentar como
fluido refrigerante uma mistura binária, sendo mais utilizadas as combinações de água-
amônia e brometo de lítio-água. A maioria dessas máquinas, comercializadas, tem como
fluido de trabalho o brometo de lítio-água. Essas máquinas são constituídas por quatro
elementos básicos: um absorvedor e um evaporador localizados no lado de baixa
pressão do sistema, um condensador e um gerador no lado de alta pressão do sistema.
Os chillers de refrigeração por absorção do tipo brometo de lítio-água são
fabricados nos tipos simples e duplo efeito, sendo que a diferença marcante entre esses
dois tipos é que o de duplo efeito possui dois geradores; um de baixa e outro de alta
pressão, onde o segundo gerador aproveita o calor contido no refrigerante evaporado no
primeiro gerador para o seu funcionamento.
O equipamento duplo efeito possui um melhor desempenho devido ao seu tipo
de arranjo, sendo assim, considerando-se que a máquina opere com vapor, a mesma será
capaz de gerar maior quantidade de frio com o mesmo consumo de vapor que a de
simples efeito, mas necessitará que o vapor seja gerado em uma pressão mais alta,
25
levando a uma diferença no recuperador de calor a ser selecionado ou a uma restrição
em sua utilização, dependendo da disponibilidade da fonte energética.
O chiller de absorção utiliza o fenômeno da retirada de calor de um ambiente no
qual se provoca a expansão de um fluido. A diferença está no processo, que no chiller
de compressão é físico e no de absorção é físico-químico. A expansão, num dos
diversos tipos existentes, seria da água ao penetrar numa câmara contendo solução
concentrada de um sal, como o brometo de lítio, que apresenta alta afinidade com água.
A absorção pela solução concentrada da água que entra, mantém uma baixa pressão na
câmara, que propicia a expansão e, consequentemente, a retirada de calor de um fluido
aquecido que circule numa serpentina instalada no seu interior. A solução agora menos
concentrada é retirada para outro compartimento no qual é aquecida vaporizando a água
e se tornando novamente concentrada, retornando à câmara de expansão, a qual receberá
novamente a água resultante da condensação do vapor produzido nesse aquecimento
[10].
Quando se concebe um sistema de cogeração para uma instalação de utilidades
que inclui fornecimento de refrigeração ambiental, há uma preferência em optar por um
chiller de absorção, em substituição ao tradicional chiller por compressão. Porque,
enquanto, este último se apresenta como carga elétrica, o outro é carga térmica, visto
que este equipamento é suprido por vapor, gases quentes ou água quente. Na realidade,
o sistema por absorção tem como principal virtude o fato de depender pouco de energia
elétrica. Apesar de ter uma eficiência menor do que o convencional por compressor, o
sistema de absorção viabiliza o de cogeração na medida em que desloca para a parcela
de demanda térmica o que seria uma demanda elétrica, melhorando o balanço
termelétrico [10].
26
Figura 2.11 – Chiller de absorção de duplo efeito [15] – adaptado de
OLIVEIRA (2004)
- Condensador
O condensador é um trocador de calor no qual se realiza a conversão do vapor de
exaustão da turbina ao estado líquido, utilizando na maioria das vezes água como fluido
de resfriamento. O fato de os últimos estágios da turbina a vapor operarem com pressão
negativa, faz com que nesta região aconteçam infiltrações de ar. Para manter um nível
adequado de vácuo no condensador, precisam-se remover, constantemente, os gases não
condensáveis, o que é realizado com ejetores.
O vapor de exaustão da turbina entra no condensador através da seção de
exaustão da turbina. A condensação ocorre quando o vapor entra em contato com a
superfície dos tubos, os quais são resfriados pela água que circula pelo interior dos
mesmos, com ajuda da bomba. O ejetor a vapor remove os gases não condensáveis do
condensador e mantém um nível de vácuo ótimo para operação da turbina. A mudança
súbita do volume específico da água, durante a condensação, é responsável pelo
aparecimento de vácuo no condensador.
A temperatura e pressão do vapor e sua pressão no condensador dependem da
temperatura e da vazão de água de resfriamento. O condensado acumulado na parte
inferior do condensador é bombeado através do sistema de aquecimento regenerativo
para a caldeira de vapor, fechando o ciclo.
27
- Desaerador
O desaerador é responsável pela remoção dos gases dissolvidos na água (O2 e
CO2). A presença destes gases em forma dissolvida constitui uma causa de corrosão
interna das superfícies dos equipamentos energéticos. Além de fazer a desaeração,
possui as funções de fazer o aquecimento regenerativo do condensado e fazer a reserva
de água de alimentação no sistema suficiente para poucos minutos de operação das
usinas.
A água fornecida na coluna do desaerador flui através dos orifícios das bandejas,
fracionando-se em gotículas. Em contracorrente à água, movimenta-se o vapor. A água
esquenta até atingir a temperatura de ebulição, quando os gases dissolvidos na água são
liberados, saindo através da tubulação.
- Torre de resfriamento
As torres de resfriamento constituem um elemento típico dos sistemas de água
de resfriamento de ciclo fechado, e sua função é reduzir a temperatura da água de
circulação, incorporando-a, novamente, ao circuito de resfriamento do condensador. As
torres de resfriamento são classificadas segundo seu tipo de acionamento (mecânico ou
natural), sentido da movimentação dos fluxos de ar e de água (fluxo cruzado ou
contracorrente) e pelo tipo predominante de transferência de calor (evaporativo –
úmido; sensível – seco).
2.4 Cogeração
Embora sejam feitos enormes investimentos do setor elétrico na infraestrutura de
suprimento, sempre ocorreu à busca pela autossuficiência por parte dos consumidores
de eletricidade, de maneira geral. Existem indústrias que possuem como subprodutos
combustíveis de pequeno valor, ou poluentes, que aproveitam tudo o que podem ao
extrair-lhes a energia. Como por exemplo, o bagaço da cana no setor de açúcar e álcool,
do licor negro no de papel e celulose, do resíduo asfáltico no de refino do petróleo, entre
outros.
A cogeração é uma solução de engenharia, aplicável para determinados usuários
de energia, que pode, em algumas condições, viabilizar economicamente a
28
autoprodução de energia. Melhor definida na língua inglesa como CHP (combined heat
and power), em tradução livre, combinação de calor e energia, a cogeração é
usualmente entendida como a geração simultânea, e combinada, de energia térmica e
energia elétrica ou mecânica, a partir de uma mesma fonte. A vantagem principal, e
inicial, é o maior aproveitamento da energia contida na fonte, reduzindo
consideravelmente os custos de produção da energia nas duas formas citadas. A Figura
2.11 a seguir mostra de forma esquemática esse entendimento.
Figura 2.12 – Esquema de cogeração de energia [17].
O Brasil encontra-se com a economia em plena fase de ascensão, ancorado pela
industrialização e a consequente exploração de seus recursos energéticos. É exatamente
neste ponto que a indústria brasileira deveria surpreender e usar a cogeração, uma
poderosa arma para aumentar sua competitividade. Nos países desenvolvidos,
principalmente na Europa e Estados Unidos, a cogeração é apoiada por políticas
setoriais e se mostrou consolidada pelo próprio mercado devido à racionalidade
econômica deste processo e, com isso, está presente em todos os segmentos da
sociedade. Porém, a elevada carga tributária e os altos preços de insumos energéticos
aqui no Brasil provocam a utilização de processos de produção separados de
eletricidade e calor ao invés da cogeração [9].
29
O projeto de uma central cogeradora de uma rede elétrica independente
frequentemente esbarra nos altos custos, o que geralmente inviabiliza o
empreendimento. Considerando o processo de cogeração como um processo de
exportação e importação de eletricidade, não é possível uma análise de viabilidade
completa sem ser avaliada a inserção da central de cogeração no sistema elétrico para
absorver seus excedentes e suprir, dessa forma, as necessidades de energia elétrica [9].
A maior parte da energia contida no combustível usado para acionar um gerador
termelétrico, por mais eficiente que ele seja, é transformada em calor e perdida para o
meio ambiente, essa perda se dá devido a uma limitação física que independe do motor
ou do tipo de combustível. A vantagem ao utilizar a cogeração é que o consumidor
economiza o combustível que necessitaria para produzir o calor do processo. A
eficiência energética é bem mais elevada. A desvantagem da cogeração é que o calor só
pode ser usado relativamente perto do equipamento, o que limita estas instalações [17].
Até meados do século XX, a cogeração chegou a ser muito usada nas indústrias,
perdendo depois a competitividade para a eletricidade produzida pelas concessionárias
nas grandes centrais geradoras com ganhos de escala. Assim, a cogeração ficou limitada
a sistemas isolados (plataformas submarinas) e indústrias com lixos combustíveis
(canavieira e de papel e celulose). Nos últimos quinze anos, porém, um novo modelo do
setor elétrico voltou a estimular a produção elétrica local que fosse mais eficiente e de
baixo custo, levando ao aperfeiçoamento da tecnologia da cogeração, inclusive para
pequeno porte. A necessidade de reduzir emissões de CO2 também incentivou a adoção
deste processo eficiente [16].
As quedas d’água e vento através de moinhos disponibilizam energia mecânica,
onde os processos de aquecimento utilizavam outros meios que não o vapor. Como
exemplo temos os engenhos de café, cujos grãos eram secados em grandes pátios
submetidos ao calor do Sol e depois moídos em pilões movimentados por alavancas e
roldanas ligadas a correias, tudo acionado por grandes rodas d’água, aproveitando o
represamento de algum riacho da fazenda. O mesmo mecanismo encontramos também
nas salinas em que o vento ajuda o calor do Sol a evaporar a água, separando
fisicamente os sais minerais, ao mesmo tempo em que move os moinhos acionadores
das bombas, que movimentam a água retirada do mar [10].
Ainda em relação à máquina a vapor, que fazia papel semelhante ao da roda
d’água dos engenhos de café, a distribuição da energia mecânica, via eixos, roldanas e
correias, pode ser substituída pela distribuição de energia elétrica, produzida num
30
gerador central acionado pela máquina a vapor, e levada a motores elétricos por meio de
cabos. Com todos esses exemplos podemos perceber que a cogeração já era um conceito
energético nas empresas antes da chegada das companhias de fornecimento de
eletricidade [10].
A racionalidade energética em sistemas de produção de energia está em foco há
séculos, desde James Watt, que recebeu uma máquina a vapor para ser consertada,
proporcionando grandes avanços na concepção de sistemas mais eficientes. Com isso,
ocorreu um estímulo para melhorar o rendimento de tais máquinas e Watt realizou
diversos experimentos para quantificar e qualificar o aproveitamento útil da energia
fornecida pela queima do carvão. Assim, providenciou adaptações que melhoraram o
rendimento das máquinas como, por exemplo, o isolamento para tubos e caldeiras, o
condensador externo, entre outros [9].
A racionalização energética seja em qualquer setor, industrial, comercial,
serviços e residencial, deve ser entendido primeiramente como racionalização
econômica. O objetivo dessa redução do consumo de insumos energéticos é, de fato,
reduzir custos ou maximizar lucro para determinados setores econômicos. Em
contrapartida, no caminho para a racionalização nos deparamos com o custo do
investimento para alcançar esse objetivo. De maneira quase paradoxal, para reduzir o
consumo de insumos energéticos é necessário gastar dinheiro. Esse fator econômico fez
com que só ocorresse a preocupação com a contenção de recursos energéticos a partir da
década de 1970, década em que ocorreram duas grandes crises internacionais de
abastecimento de petróleo, em 1973 e 1979.
Durante a segunda crise, houve uma intensificação de ações que buscavam
racionalização energética no Brasil, embora ainda num estágio inicial. A conservação de
energia pode ser explicada por um conjunto de práticas que buscam o fim dos
desperdícios latentes no consumo da energia.
A redução de custos operacionais atraem as empresas pela alternativa de usar
cogeração. Em muitas empresas, o custo final do produto possui uma participação muito
grande do custo de energia e, para eles, a possibilidade de aumentar a eficiência no
aproveitamento de energia adquirida é sempre muito atraente. Outro atrativo de grande
importância está na confiabilidade, já que estamos falando de um sistema de
autoprodução de energia elétrica, obtida de equipamentos confiáveis e de combustíveis
cujo fornecimento não está sujeito aos tipos de interrupções que, em determinados
lugares, ocorrem suprimento de energia elétrica. Como no momento atual, o setor
31
elétrico sofre devido a poucos investimentos na geração e transmissão, ou seja, com
grandes tendências a apresentar déficit de geração e problemas no transporte, a
cogeração, como sendo uma geração distribuída, apresenta-se com uma imensa
atratividade para consumidores e consequentemente para a sociedade, em geral [10].
Para um consumidor de energia elétrica é muito difícil ter uma escala suficiente
para produzir sua própria energia elétrica a um custo menor do que a energia oferecida
pela empresa concessionária. Para calcular o custo do MWh gerado deve levar em conta
o preço da aquisição do combustível fóssil adicionado ao custo de capital necessário
para transformá-lo em energia útil. Com isso, somente conseguirá um preço menor ou
igual ao que se apresenta na sua conta mensal da distribuidora local se o consumidor
tenha como obter combustível a um baixo custo, como, por exemplo, é o caso do setor
sucroalcooleiro ou do segmento de papel e celulose.
A análise de viabilidade da implantação da cogeração é uma decisão de risco, e
não uma análise técnico-econômica, como era denominada antes. Para que um projeto
como esse dê certo é necessário estar mais ligado ao cálculo dos custos de não
confiabilidade do suprimento tradicional, e a mecanismos de mitigação de riscos
associados aos preços de combustíveis e energia elétrica. Por outro lado, os modelos de
análise de viabilidade deixam de ser um fator determinante e passam a possuir variáveis
probabilísticas e refletindo sobre as incertezas desse projeto de cogeração [10].
A cogeração tem sido considerada uma solução energética benéfica para o meio
ambiente já que, para produção de uma mesma quantidade de energia (elétrica +
térmica), gasta menos combustível fóssil. Determinados setores como o sucroalcooleiro,
por exemplo, aproveitam resíduos que impactariam de forma negativa no meio ambiente
se fossem despejados sem serem queimados. Do ponto de vista ambiental, a
autoprodução a gás natural, sob a forma de cogeração só se apresenta como redutora de
emissões quando promove a substituição do uso de energéticos mais poluentes. A
cogeração significa a introdução de fonte emissora que não existia no local da instalação
[10].
Em países em que predominam geração térmica de energia elétrica, não sendo o
caso do Brasil, a cogeração aumenta o impacto global pela perda de eficiência com
planta menor, mas aumenta a diluição de outros componentes pela geração distribuída.
Na busca por minimizar os impactos causados pelas emissões das plantas de cogeração
algumas medidas mitigadoras poderiam ser tomadas, como por exemplo, instalar as
plantas nas coberturas dos prédios, ou se não houver essa possibilidade, levar a chaminé
32
até lá para facilitar a dispersão dos gases ou instalar filtros nas chaminés para que ocorra
uma retenção de pelo menos parte das substancias poluidoras. É necessário levar em
conta o problema do ruído, que pode ser reduzido com o uso de cabines isoladas
acusticamente.
33
3. As Plantas de Estudo
A Usina Termelétrica Governador Leonel Brizola (TermoRio), localizada no
município de Duque de Caxias – RJ, representada na Figura 3.1 é a maior usina
termelétrica com cogeração em ciclo combinado do Brasil. Essa usina também é a maior
termelétrica a gás natural do país, com 1058 MW de potência instalada e entrou em
operação comercial em novembro de 2004.
A termelétrica teve seu acesso ao sistema elétrico brasileiro definido por Furnas,
com base num Acordo de Cooperação Técnica firmado entre Eletrobrás, Furnas e
TermoRio. Atualmente fornece 400 ton/h de vapor para a REDUC (Refinaria Duque de
Caxias), onde situa seu ramal de gás. Ela adota a configuração de mais de uma turbina a
gás, como a maioria das plantas térmicas, para obter maior flexibilidade de operação.
A Alstom é a empresa responsável pelo suporte de operação e de manutenção
diária e por toda a manutenção planejada. A empresa também foi responsável pelo
fornecimento contratado em regime turn key¹ [18].
A usina compõe-se de três unidades autônomas, de fato três termelétricas a ciclo
combinado, das quais a primeira, o chamado Bloco 1, opera segundo um ciclo de
cogeração produzindo eletricidade e vapor. Responsável pela exportação de vapor para
a refinaria, podendo produzir até 400 toneladas por hora de vapor (cogeração), a fim de
abastecer, por meio de um sistema de dutos, a REDUC. Os Blocos 2 e 3 são idênticos e,
diferentemente do primeiro bloco, não exportam calor de processo.
______________________________________________________________________
¹ Turn key é um tipo de operação empregada em processos licitatórios no qual a empresa
contratada fica obrigada a entregar a obra em condições de pleno funcionamento [18]
34
Figura 3.1 – Usina Termelétrica Governador Leonel Brizola – TermoRio.
3.1 Descrição das plantas
Os três blocos constituintes da usina são formados por seis turbo-geradores a gás
e três turbo-geradores a vapor. Cada um deles é composto por duas turbinas a gás GT-
11N2 e uma turbina a vapor DKZ1/DKZ2 (com os respectivos geradores), duas
caldeiras de recuperação e sistemas auxiliares. O Diagrama de Fluxo de Processo com
os dados de projeto das duas plantas está inserido no apêndice A.
Nos dados de projeto da planta do Bloco 1 temos o ar atmosférico (22 ºC de
temperatura; 1,01 bar; 75 UR) sendo admitido e comprimido no compressor da turbina a
gás. O ar, já comprimido, junto com o combustível (gás natural pressurizado), são
queimados na câmara de combustão. Os gases produzidos na combustão são expandidos
na turbina a gás produzindo potência mecânica de 107,2 MW.
. Após a expansão, os gases da exaustão da turbina passam por um queimador
suplementar – duct burner - onde há uma injeção extra de combustível. Neste caso a
temperatura dos gases à entrada do HRSG é 795 °C, após passagem nos queimadores
suplementares. Os queimadores tem a finalidade de aumentar a temperatura e/ou a
disponibilidade energética do gás, visando atender a demanda de vapor.
35
A caldeira de recuperação opera em um nível de pressão única, e as condições de
projeto para a produção de vapor são 124,1 bar de pressão e temperatura 567,4 ºC com
95,09 kg/s de fluxo de vapor. Em cada HRSG, os gases quentes de exaustão da turbina a
gás passam através de dois superaquecedores, um evaporador e dois economizadores e
deixam a caldeira pelas chaminés – stack.
Para compensar o fluxo mássico de vapor de processo exportado, tanques de
água desmineralizada alimentam o circuito da planta de água/vapor. A água é então
direcionada para o desaerador - do inglês deaerator – e em seguida entra nas bombas de
alta pressão.
A água que sai das bombas flui através do lado do tubo de cada HRSG e ganha
energia primeiramente nos economizadores. Vapor saturado é então formado no
evaporador, quee segue para o superaquecedor. Em condições normais de
funcionamento, o vapor de água supereaquecido produzido nos HRSGs segue para a
primeira fase da turbina a vapor – ST, do inglês steam turbine.
A turbina a vapor de condensação foi projetada para variar as condições
operacionais, produz 179,3 MW de potência e 200 ton/h de vapor exportado na
condição de projeto. Após a expansão, na primeira fase, 200 ton/h de vapor é exportado
a 417 °C e 45,2 bar, que servirão a linha de processo da refinaria vizinha. Na segunda
fase, mais vapor é extraído para servir o desaerador no processo de desaeração.
Finalmente, depois da expansão no terceiro estágio, vapor a 0,078 bar e 41,1 ºC
segue para o condensador refrigerado a água. O condensador recebe água de
resfriamento a 25 ºC, a partir de uma torre de resfriamento por convecção forçada, do
inglês cooling tower – e a água sai a 37,1 ºC. Uma bomba de baixa pressão dirige o
condensado para o desaerador.
A Figuras 3.2 mostra o diagrama esquemático de fluxo de processo do Bloco 1
após a realização da simulação termodinâmica das condições de projeto da termelétrica
utilizando o simulador.
37
Os Blocos 2 e 3 são idênticos e nos dados de projeto das plantas temos o ar
atmosférico (22 ºC de temperatura; 1,01 bar; 75 UR) sendo admitido e comprimido no
compressor da turbina a gás. O ar, já comprimido, junto com o combustível (gás natural
pressurizado), são queimados na câmara de combustão. Os gases produzidos na
combustão são expandidos na turbina a gás produzindo potência mecânica de 107,2
MW.
Diferentemente do primeiro bloco, esses blocos não têm queima suplementar, a
temperatura dos gases à entrada do HRSG é 795 °C. A caldeira de recuperação opera
em dois níveis de pressão, e as condições de projeto para a produção de vapor são 70,8
bar de pressão e temperatura 521 ºC com 47,2 kg/s de fluxo de vapor. Estes blocos não
possuem vapor de processo exportado para refinaria.
A água que está no desaerador entra nas bombas de alta e baixa pressão com
objetivos distintos. A água do nível de alta pressão ganha energia nos dois
economizadores, é evaporada no único evaporador de alta pressão, depois segue para os
dois superaquecedores. Depois dessa etapa vai para os estágios de alta pressão da
turbina a vapor.
A água do nível de baixa pressão ganha energia no único economizador, é
evaporada no evaporador de baixa pressão, depois segue para seu único superaquecedor.
Após saída da caldeira de recuperação uma pequena quantidade de vapor é extraído para
servir o desaerador no processo de desaeração antes de ir para os estágios de baixa
pressão da turbina a vapor.
A turbina a vapor de condensação foi projetada para variar as condições
operacionais e produz 119,9 MW de potência. Após a expansão, o vapor a 41 ºC segue
para o condensador refrigerado a água. O condensador recebe água de resfriamento a 25
ºC, a partir de uma torre de resfriamento por convecção forçada. Uma bomba de baixa
pressão dirige o condensado para o desaerador.
A Figura 3.3 mostra o diagrama esquemático de fluxo de processo dos Blocos 2
e 3 após a realização da simulação termodinâmica das condições de projeto da
termelétrica utilizando o simulador.
39
3.2 Software Thermoflow
Atualmente, o uso eficiente da energia principalmente nas indústrias, onde o
custo operacional é resultante também do gasto com energia como nas plantas de
geração de eletricidade. Tornou-se uma das grandes preocupações no desenvolvimento
dos projetos de engenharia, ou seja, como podemos baratear o preço final reduzindo
custos com a energia. Além de reduzir os impactos ambientais provenientes de resíduos
industriais o uso eficiente de energia reduz o consumo dos recursos não renováveis.
Observamos um interesse cada vez maior no desenvolvimento e uso de
ferramentas de análise, modelagem e de otimização para atuarem tanto no projeto
quanto na avaliação de sistemas já existentes. Como, por exemplo, o uso de
simuladores, que são ferramentas que nos auxiliam nos cálculos termodinâmicos de
forma prática e confiável. Além de nos fornecer uma interface gráfica que permite uma
melhor visualização e entendimento da planta como um todo. Pode nos fornecer
também os valores de saída e cálculos de entalpia e entropia. Com essa simulação,
podemos avaliar condições de operação, identificar melhorias no projeto e efetuar
modificações durante o processo.
Para este estudo foram utilizadas ferramentas de simulação computacional,
representadas pelos softwares Thermoflow GT Pro e Thermoflow GT Master. O
Thermoflow GT Pro automatiza o processo de concepção de um ciclo combinado ou
turbina a gás. É particularmente eficaz para a criação de novos projetos e encontrar os
seus parâmetros de configuração e de design ideal. O Thermoflow GT Master simula o
desempenho de uma determinada planta em diferentes condições de operação, tais como
diferentes ambientes e cargas.
A interface gráfica desses simuladores é de fácil compreensão, estando todas as
ferramentas acessíveis para a simulação da planta térmica desejada. O Thermoflow é um
simulador computacional bastante flexível e detalhado, ideal para modelagem e análise
de plantas e processos termodinâmicos. Através deste programa é possível calcular as
energias, potências, entropia, entalpia, monitorar e otimizar o desempenho de uma
planta, realizar estimativas de custos e verificar e validar medições durante os testes.
Os softwares Thermoflow GT Pro e Thermoflow GT Master são simuladores que
possuem inúmeras configurações reais para a simulação, mas em alguns momentos, os
valores selecionados por eles não conduzia com os dados de projeto. Essas
configurações definidas, por muitas vezes, restringem para fazer uma simulação mais
40
satisfatória e para plantas mais complexas que exijam mais detalhes é necessário utilizar
o simulador Thermoflow Thermoflex que possui uma biblioteca mais ampla com
recursos compatíveis aos da planta simulada.
3.3 As plantas na simulação
Para a viabilização do estudo foram realizadas duas visitas à termelétrica, onde
foram informados as necessidades da usina, como o de aumentar o fornecimento de
vapor de processo para a refinaria e a busca para o melhor aproveitamento energético
das plantas. A ampliação de extração de vapor dos Blocos 2 e 3 e o aumento de
eficiência com a colocação do chiller a absorção de duplo efeito da usina foram
realizados através das condições operacionais do segundo dia de visita.
O primeiro passo para a realização desse trabalho foi checar o projeto físico das
plantas com os modelos simulados. Posteriormente, foi necessário verificar as
condições operacionais da central energética e, com isso, propor as alternativas para
melhorar a eficiência e estudar as consequências de uma nova extração de vapor.
Para isso, o método de simulação utilizado neste trabalho foi modelar
gradativamente os ciclos, acrescentando-se os componentes e eliminando-se as causas
das mensagens de erros do simulador a cada nova inserção. Por fim, foram realizados
ajustes em determinadas variáveis da simulação visando o melhor enquadramento com
o projeto físico.
Para a composição do gás natural, utilizou-se, nesta simulação, a mesma
composição química do gás natural utilizado como combustível pela Alstom. A Tabela
3.1 abaixo nos fornece os valores da composição do gás natural em volume e o valor do
Poder Calorífico Inferior (PCI) – número positivo associado ao valor absoluto da
entalpia de combustão – é de 48528 kJ/kg na condição de referência ( pressão igual a 1
atm e temperatura igual a 25 ºC.
41
Tabela 3.1 – Composição volumétrica do gás natural.
Composição Volumétrica do Gás Natural
Nitrogênio (N2) 0,68 %
Dióxido de Carbono (CO2) 0,44 %
Metano (CH4) 90,92 %
Etano (C2H6) 6,52 %
Propano (C3H8) 1,3 %
n-Butano (C4H10) 0,11 %
Isobutano (C4H10) 0,03 %
Para a colocação do chiller foi feito um modelo no qual ele é alimentando por
uma fonte externa para depois utilizar calor de processo através das extrações de vapor
das turbinas a vapor.
Nas Figuras 3.4 e 3.5 são mostrados o esquema de funcionamento do chiller que
através da alimentação externa resfria a água que recebe da torre de resfriamento e essa
água gelada através de um trocador de calor resfria o ar na entrada do compressor.
44
4. Resultados
Os resultados apresentados abaixo fornecem os valores obtidos na simulação das
plantas da termelétrica no Thermoflow. As Tabelas 4.1 e 4.2 comparam o resultado
entre os dados de projeto e o simulado através de modelos com seu erro relativo dos
Blocos 1 e dos Blocos 2 e 3.
Tabela 4.1 – Validação entre os dados de projetos e os simulados com o software do
Bloco 1.
Dados Resultado Erro relativo
Consumo de Combustível (LHV) 907,4 MW 901,3 MW 0,7 %
Potência da Turbina a Gás 214,4 MW 213,0 MW 0,7 %
Potência da Turbina a Vapor 179,3 MW 180,8 MW 0,8 %
Potência Total 393,7 MW 393,8 MW 0,0 %
Eficiência 43,4 % 43,7 % 0,7 %
Consumo de Auxiliares 10,5 MW 9,7 MW 7,9 %
Potência Líquida 383,2 MW 384,1 MW 0,2 %
Eficiência Líquida 42,2 % 42,6 % 0,9 %
Heat Rate 8525 kJ/kWh 8446 kJ/kWh 0,9 %
Vapor de Processo 170,6 MW 170,5 MW 0,0 %
Eficiência geral 61,0 % 61,5 % 0,8 %
Tabela 4.2 – Validação entre os dados de projetos e os simulados com o software dos
Blocos 2 e 3.
Projeto Simulado Erro relativo
Consumo de Combustível (LHV) 661,2 MW 658,5 MW 0,4 %
Potência da Turbina a Gás 214,4 MW 213,0 MW 0,7 %
Potência da Turbina a Vapor 119,9 MW 117,2 MW 2,2 %
Potência Total 334,3 MW 330,2 MW 1,2 %
Eficiência 50,6 % 50,1 % 0,8 %
Consumo de Auxiliares 7,7 MW 6,8 MW 11,3 %
Potência Líquida 326,6 MW 323,3 MW 1,0 %
Eficiência Líquida 49,4 % 49,1 % 0,6 %
Heat Rate 7288 kJ/kWh 7332 kJ/kWh 0,6 %
Nota-se uma diferença nos dados relativos a consumo de auxiliares. Tal fato
deve estar ocorrendo por requerer mais precisão das informações de projeto e/ou do
próprio software, com isso, devido a esses valores pequenos comparados com os
demais, em nada impedem a constatação da validez da simulação. Nos outros valores
notam-se algumas pequenas divergências que, se analisadas, não apresentam impactos
significativos nos cálculos finais.
45
Após a confirmação da simulação, o presente trabalho avaliou o comportamento
da termelétrica nas condições de operação do dia da visita. As Tabelas 4.3 e 4.4
apresentam esse novo teste.
As principais diferenças entre os dados de operação e de projeto refere-se as
condições climáticas (temperatura ambiente e umidade relativa) que influenciam de
forma significativa. Além disso, o Bloco 1 está operando com capacidade máxima de
exportação de vapor para refinaria de 400 ton/h ao invés de 200 ton/h que é o valor de
projeto.
Tabela 4.3 – Novos dados da operação do Bloco 1.
Operação
Consumo de Combustível (LHV) 880,6 MW
Potência da Turbina a Gás 204,1 MW
Potência da Turbina a Vapor 140,5 MW
Potência Total 344,6 MW
Eficiência 39,1 %
Consumo de Auxiliares 9,5 MW
Potência Líquida 335,1 MW
Eficiência Líquida 38,1 %
Heat Rate 9461 kJ/kWh
Vapor de Processo 331,9 MW
Eficiência geral 75,7 %
Tabela 4.4 – Novos dados de operação dos Blocos 2 e 3.
Operação
Consumo de Combustível (LHV) 637,8 MW
Potência da Turbina a Gás 204,0 MW
Potência da Turbina a Vapor 115,4 MW
Potência Total 319,5 MW
Eficiência 50,1 %
Consumo de Auxiliares 6,8 MW
Potência Líquida 312,6 MW
Eficiência Líquida 49,0 %
Heat Rate 7345 kJ/kWh
Em seguida, na Tabela 4.5, são apresentados os resultados de ampliação de
extração de vapor os dois blocos que ainda não geravam calor de processo para a
refinaria. O gráfico, representado pela Figura 4.1, mostra para cada valor de extração
seus respectivos ganhos de calor de processo e perda de potência.
46
Tabela 4.5 – Resultados com a extração de vapor dos blocos 2 e 3.
Com_Vapor_de_Processo 0 50 100 150 200 250 300 ton/h
Consumo de Combustível (LHV) 637,8 637,9 637,9 638,0 638,0 638,1 638,1 MW
Potência da Turbina a Gás 204,0 204,0 204,1 204,1 204,2 204,2 204,3 MW
Potência da Turbina a Vapor 115,4 101,7 87,8 73,8 59,8 45,6 31,7 MW
Potência Total 319,5 305,7 291,9 277,9 263,9 249,8 236,1 MW
Eficiência 50,1 47,9 45,8 43,6 41,4 39,1 37,0 %
Consumo de Auxiliares 6,8 6,7 6,7 6,6 6,6 6,5 6,5 MW
Potência Líquida 312,6 299,0 285,2 271,3 257,4 243,3 229,6 MW
Eficiência Líquida 49,0 46,9 44,7 42,5 40,3 38,1 36,0 %
Heat Rate 7,3 7,7 8,1 8,5 8,9 9,4 10,0 kJ/kWh
Vapor de Processo 0 42,6 85,3 127,9 170,6 213,2 255,8 MW
Eficiência geral 50,1 54,6 58,1 62,6 67,1 71,5 76,1 %
Figura 4.1 – Gráfico de Potência e Vapor de Processo para cada extração.
Através das Tabelas 4.7 e 4.8, onde foi escolhido o valor de 15 ºC para a
temperatura do ar na entrada do compressor, é possível estudar os valores encontrados e
verificar o aumento da eficiência energética.
Tabela 4.6 – Resultados com a colocação do chiller a absorção para o Bloco 1.
Operação Com_Chiller
Consumo de Combustível (LHV) 880,6 MW 920,5 MW 4,5 %
Potência da Turbina a Gás 204,1 MW 221,0 MW 8,3 %
Potência da Turbina a Vapor 140,5 MW 141,1 MW 0,4 %
Potência Total 344,6 MW 362,1 MW 5,1 %
Eficiência 39,1 % 39,3 % 0,5 %
Consumo de Auxiliares 9,5 MW 10,0 MW 5,3 %
Potência Líquida 335,1 MW 352,1 MW 5,1 %
Eficiência Líquida 38,1 % 38,3 % 0,5 %
Heat Rate 9461 kJ/kWh 9410 kJ/kWh -0,5 %
Vapor de Processo 331,9 MW 329,8 MW -0,7 %
Eficiência geral 75,7 % 74,1 % -2,2 %
47
Tabela 4.7 – Resultados com a colocação do chiller a absorção para os Blocos 2 e 3.
Operação Com_Chiller
Consumo de Combustível (LHV) 637,9 MW 677,8 MW 6,2 %
Potência da Turbina a Gás 204,1 MW 221,0 MW 8,3 %
Potência da Turbina a Vapor 87,8 MW 88,2 MW 0,5 %
Potência Total 291,9 MW 309,2 MW 5,9 %
Eficiência 45,8 % 45,6 % -0,3 %
Consumo de Auxiliares 6,7 MW 7,3 MW 9,3 %
Potência Líquida 285,2 MW 301,9 MW 5,9 %
Eficiência Líquida 44,7 % 44,5 % -0,4 %
Heat Rate 8053 kJ/kWh 8082 kJ/kWh 0,4 %
Vapor de Processo 85,3 MW 85,3 MW 0,0 %
Eficiência geral 58,1 % 57,1 % -1,6 %
48
5. Conclusões
Este documento apresenta resultados e conclusões provenientes de um estudo de
ampliação de extração de vapor, feito com o objetivo de atender a demanda de calor de
processo de uma refinaria. Também, descreve um estudo de aumento de eficiência
energética das plantas da mesma usina. Para este estudo foram utilizadas ferramentas de
simulação computacional, representadas pelos softwares Thermoflow GT Pro e
Thermoflow GT Master.
Os resultados das simulações sobre o estudo da cogeração demonstraram que
quanto mais vapor de processo for exportado dos Blocos 2 e 3 da termelétrica para a
refinaria menos energia é gerada pelos blocos. Com isso, menos se arrecada com a
venda de energia para a concessionária que administra na região e se arrecada mais com
a venda de vapor de processo para a refinaria.
Não foi possível, por questões de privacidade da empresa, revelar valores dos
preços de venda e compra de energia e vapor para fazer a análise econômica. Porém é
de fácil percepção que o coeficiente angular da reta que representa o vapor de processo
é bem superior à reta da perda de energia, ou seja, a perda de potência é pequena
comparada ao ganho de vapor de processo.
Na análise da eficiência energética, com a adição do chiller no Bloco 1 houve
aumento da potência e da eficiência energética, como era esperado. Porém nos Blocos 2
e 3 houve aumento da potência e diminuição da eficiência. O que representa um
aumento do consumo de combustível em relação ao ganho de potência das plantas.
Com a diminuição da temperatura de entrada do ar, este fica mais denso e é
necessário um maior consumo de combustível. Foram feitas simulações com o objetivo
de realizar comparações com o projeto físico mantendo o consumo de combustível
invariável, entretanto, ao manter esse consumo, o fator de carga da turbina deixa de
trabalhar 100% gerando resultados abaixo do esperado, já que esse fator de carga
representa uma condição de eficiência máxima.
Na escolha do software como método de estudo, alguns pontos devem ser
notados. Primeiramente, a sua simplicidade de utilização favoreceu o estudo de
eficiência energética, cogeração e a análise detalhada das operações termodinâmicas
envolvidas na planta. Em contrapartida, o software, por diversas vezes, adotava algumas
condições operacionais de funcionamento, impedindo que fossem feitas alterações.
49
É de interesse prático, considerar como alternativa a realização de um estudo
futuro mais aprofundado sobre os motivos pelos quais os Blocos 2 e 3 apresentaram
uma eficiência energética menor, ou seja, o gasto de combustível foi consideravelmente
maior que o aumento de potência dessas plantas.
Por fim, considerou-se que os objetivos deste trabalho foram atingidos, tanto em
relação ao estudo de ampliação de extração através dos Blocos 2 e 3, quanto ao estudo
de aumento de eficiência energética da termelétrica, sendo os resultados aqui
apresentados passíveis de utilização.
50
Referências Bibliográficas
[1] LORA, E. E. S., NASCIMENTO, M. A. R., “Geração termelétrica:
planejamento, projeto e operação”, 1ª edição, Editora Interciência. Rio de Janeiro – RJ,
2004.
[2] PETROBRAS. Disponível em: http://www.petrobras.com.br/pt/noticias/
primeira-termica-do-mundo-a-operar-com-etanol/. Acessado em 20 de Novembro de
2013.
[3] JANNUZZI, G. M., “Políticas públicas para eficiência e energia renovável
no novo contexto de mercado: Uma análise da experiência recente dos EUA e do
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[4] GOLDEMBERG, J., LUCON, O., “Energia e meio ambiente no Brasil”,
Estudos Avançados v.21 n.59, São Paulo – SP, 2007. Disponível em
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[5] JANNUZZI, G. M., “A conservação e uso eficiente de energia no Brasil”,
2005. Disponível em http://www.fem.unicamp.br/. Acessado em 20 de Novembro de
2013.
[6] RAMON, D., MARQUES, E., “Análise e recomendações para superação
das barreiras à cogeração com bagaço de cana no Nordeste”, Brasília – DF, 2001.
Disponível em http://www.vibhava.com.br/. Acessado em 13 de Janeiro de 2014
[7] FURNAS. Disponível em http://www.furnas.com.br/hotsites/sistemafurnas/
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[8] THURSTON, R. H., “A History of the Growth of the Steam-Engine”, 1878.
Disponível em http://www.history.rochester.edu/steam/thurston/1878/index.html.
Acessado em 13 de Janeiro de 2014.
[9] BARJA, G. J. A., “A cogeração e sua inserção ao sistema elétrico”,
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[10] BRASIL, N. P., “Co-geração”, 2005. Disponível em http://www.
professores.uff.br/dulcemar/Doc_PDF/Apostila_Cogeracao_Otima.pdf. Acessado em 20
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[11] AMBIENTEBRASIL. Disponível em http://ambientes.ambientebrasil.
com.br/energia/termeletrica/usina_termeletrica.html. Acessado em 20 de Novembro de
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51
[12] GE – General Electric Company. Disponível em http://www.ge-ergy.com/.
Acessado em 13 de Janeiro de 2014.
[13] ROLLS-ROYCE, “The Jet Engine”, 4ª Edição, 1986.
[14] VICTORYENERGY. Disponível em http://www.victoryenergy.com/heat-
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[15] OLIVEIRA, S., TRIBESS, A., HERNANDEZ, A., FIORELLI, F. A. S.,
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[16] COBAS, V. M., “Geração Distribuída”, FUPAI, Cogeração e Geração
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[17] INEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética. Disponível em
http://www.inee.org.br/forum_co_geracao.asp. Acessado em 13 de Janeiro de 2014.
[18] ALSTOM. Disponível em http://www.alstom.com/brazil/pt/projetos/power/
TermoRio/. Acessado em 20 de Novembro de 2013.
[19] AIRCAV. Disponível em http://www.aircav.com/histturb.html. Acessado
em 13 de Janeiro de 2014.
52
APÊNDICE A – DIAGRAMA DE FLUXO DE PROCESSO
O diagrama de fluxo de processo, algumas vezes simplificado para esquema de
processo ou fluxograma de processo, do inglês Process Flow Diagram (PFD), é um
diagrama utilizado para indicar o esquema geral do processo e seus fluxos de materiais,
substâncias, misturas e equipamentos de uma planta. Para o estudo foram fornecidos o
PFDs com os dados do projeto das duas plantas da termelétrica, onde foi possível
validar os resultados simulados através dos softwares.