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.

ii

“Não há um homem vivo que não possa fazer mais do que ele pensa que pode.”

Henry Ford

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.

36

Figura 3.2 – Diagrama esquemático do Bloco 1.

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.

38

Figura 3.3 – Diagrama esquemático dos Blocos 2 e 3.

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.

42

Figura 3.4 – Diagrama esquemático do chiller do Bloco 1.

43

Figura 3.5 – Diagrama esquemático do chiller dos Blocos 2 e 3.

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:

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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.

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