identificar oportunidades para redução das perdas

DEPTº DE ENGENHARIA AMBIENTAL - DEA

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIAESCOLA POLITÉCNICA

MESTRADO PROFISSIONAL EMGERENCIAMENTO E TECNOLOGIAS

AMBIENTAIS NO PROCESSO PRODUTIVO

OSMAR CARVALHO SERRA

IDENTIFICAÇÃO DE OPORTUNIDADES PARA REDUÇÃO DAS PERDAS DE ÁGUA E ENERGIA EM UM SISTEMA DE GERAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE

VAPOR

SALVADOR 2006

OSMAR CARVALHO SERRA

IDENTIFICAÇÃO DE OPORTUNIDADES PARA REDUÇÃO DAS PERDAS DE ÁGUA E

ENERGIA EM UM SISTEMA DE GERAÇÃO E DISTRIBUIÇÂO DE VAPOR

Dissertação apresentada ao curso de Mestrado Profissional em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no Processo Produtivo, Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre. Orientador: Prof. Dr. Ricardo de Araújo Kalid.

Salvador – BA 2006

S4871i Serra, Osmar Carvalho

Identificação de oportunidades para redução das perdas de água e energia em um sistema de geração e distribuição de vapor. / Osmar Carvalho Serra. – Salvador, 2006.

204 p.; il., color.

Orientador: Prof. Dr. Ricardo de Araújo Kalid Dissertação (Mestrado em Gerenciamento e Tecnologias

Ambientais no Processo Produtivo. Ênfase em Produção Limpa) – Departamento de Engenharia Ambiental, Universidade Federal da Bahia, 2006.

1. Vapor d’água 2. Termoeletricidade – Aspectos Ambientais

3. Indústria Petroquímica – Aspectos ambientais I. Braskem II. Pólo Petroquímico de Camaçari III. Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica. IV. Kalid, Ricardo de Araújo. V. Título.

CDD: 621.1

Dedico este trabalho a meu pai, Manoel, (in memoriam) quem, apesar de nunca ter freqüentado uma escola, soube ter a visão do valor da educação como meio de libertação do ser e de fortalecimento da cidadania. Um dia teve o sonho de oferecer a mim e a meus irmãos a oportunidade de estudar. Não mediu esforços para transformar o sonho em realidade. Agradeço profundamente por ter me incluído no seu sonho, pela dedicação irrestrita e por ter sido o meu maior mestre.

Embora ninguém possa voltar atrás e fazer um novo começo, se pode mudar o começo agora e fazer um novo fim.

Francisco Cândido Xavier

AGRADECIMENTOS

À empresa Braskem, em especial ao Líder da Industrial Energia e Serviços

Essenciais, Hélcio Deni Colodete, pelo apoio e investimento na minha qualificação

profissional, além do reconhecimento, incentivo e confiança no meu trabalho.

Ao meu orientador, Prof. Dr. Ricardo de Araújo Kalid, pelo incentivo e pelas

contribuições no aprimoramento deste trabalho.

A minha esposa, Penha, e minha filha, Patrícia, pelo apoio e incentivo e por terem

me ajudado a encontrar tempo para desenvolver as atividades demandadas para a

conclusão desse trabalho, tendo paciência e abrindo mão das horas de lazer.

À minha mãe, Josenita, por ter sido a minha primeira professora e pelo incentivo na

busca do crescimento através da educação.

Aos colegas da Braskem pela presteza com que forneceram dados e informações

relevantes para a elaboração desta dissertação.

Aos colegas da NALCO, Joilton e Romilson, pelo fornecimento de dados sobre o

controle químico dos sistemas de geração de vapor, bem como pela indicação de

importantes artigos sobre o tema desta dissertação.

Aos professores do curso de Mestrado, pelo empenho em passar os melhores

ensinamentos.

Ao núcleo de Pós-Graduação em Tecnologias Limpas (TECLIM) da UFBA, pelo

apoio, infra-estrutura, qualificação e simpatia dos seus professores e funcionários.

Às bibliotecárias, Linda, do TECLIM, Carla e Geane, da Braskem, por terem me

ajudado a encontrar referências bibliográficas fundamentais para a elaboração desta

dissertação.

Muito obrigado a todos por possibilitarem essa experiência enriquecedora e

gratificante, da maior importância para o meu crescimento como ser humano e

profissional.

Acima de tudo, agradeço a Deus, inesgotável fonte de inspiração e poder, por ter me

iluminado e me dado forças para superar todas as dificuldades.

RESUMO

Esta dissertação consiste num estudo de caso do sistema de geração e distribuição

de vapor que serve a um grande pólo petroquímico, localizado no município de

Camaçari, região metropolitana de Salvador, na Bahia. Este sistema de vapor é

parte de uma termelétrica de co-geração, a qual produz energia elétrica e vapor e é

integrada com muitas indústrias petroquímicas nesse complexo industrial. A

pesquisa buscou alcançar três objetivos: O primeiro foi quantificar as perdas de água

e energia no sistema de geração e distribuição de vapor. O segundo foi caracterizar

as perdas, identificando os principais pontos onde estas ocorrem. O terceiro foi

mostrar a viabilidade da implantação de melhorias nesse sistema, através da

apuração de ganhos econômicos e ambientais obtidos com dois trabalhos já

realizados. A base de dados para o desenvolvimento da pesquisa compreendeu

registros de processo, dados de faturamento, dados de análises de laboratório e de

analisadores em linha, abrangendo o período de 2002 a 2004. Usando-se princípios

consagrados das leis de conservação de massa e energia, o tratamento desses

dados mostrou que as perdas de água e energia no sistema de vapor são

expressivas e que os ganhos ambientais e econômicos que poderão ser obtidos com

ações de melhoria são bastante atrativos. À luz desses resultados, recomendou-se a

realização de estudos futuros para aprofundar o conhecimento sobre esse sistema,

focando-se principalmente nos pontos onde as perdas são mais significativas.

Palavras chave: Sistema de vapor; Geração e distribuição de vapor; Sistema de

distribuição de vapor; Co-geração de energia elétrica e vapor; Perda de água; Perda

de energia; Balanço de água; Efeito ambiental; Ganho econômico; Braskem;

Indústria petroquímica; Pólo petroquímico de Camaçari-BA.

ABSTRACT

This dissertation is a case study focused on the steam system that serves to a great

petrochemical complex, located in the municipal district of Camaçari, in the Salvador

Metropolitan Area, State of Bahia. This steam system is part of a cogeneration power

plant that produces electricity and steam, being integrated with many petrochemical

industries in this industrial complex. This study was intended to achieve three goals:

The first goal was to quantify losses of water and energy in the generation steam

system and in the steam distribution system. The second goal was to characterize

these losses, identifying the main points where they happen. The last one was to

evaluate the feasibility of improvements in that system, through the measurement of

environmental and economic results obtained with two improvements already

accomplished. The information to support this study comprised data of process,

sales, laboratory analyses, on line analyzer, etc., embracing the period from 2002 to

2004. Applying the principles concerned with mass and energy conservation, the

analysis of these data showed that the losses of water and energy in the steam

system are significant and that the environmental and economic results that can be

obtained with improvements are very attractive. Based on these results, it was

recommended the accomplishment of future studies to increase the knowledge of this

system, giving focus mainly in the points where the losses were more significant.

Key words: Steam System; Generation and Distribution of Steam; Steam

Distribution System; Cogeneration of Electricity and Steam; Loss of Water; Loss of

Energy; Balance of Water; Environmental Effect; Economic Result; Braskem;

Petrochemical Industries; Petrochemical pole; Camaçari-BA.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Representação esquemática do Pólo Petroquímico de Camaçari,

mostrando as centrais de produção de matérias-primas e de

utilidades da UNIB e as empresas de segunda ação ................. 33

Figura 2.1 – Ciclo de Rankine com superaquecimento do vapor ..................... 43

Figura 2.2 – Representação esquemática de uma planta com ciclo de

co-geração de energia elétrica e vapor ...................................... 45

Figura 2.3 – Ilustração de um sistema de geração de vapor ........................... 49

Figura 2.4 – Concentração máxima de sílica na água do tubulão da caldeira

para que o limite de 20 ppb no vapor não seja ultrapassado ..... 53

Figura 2.5 – Estimativa da perda de vapor por vazamento em purgadores .... 64

Figura 2.6 – Aplicação da lei de conservação da matéria em um volume de

controle genérico ........................................................................ 65

Figura 3.1 – Volume de controle do subsistema 1 (caldeiras) ......................... 73

Figura 3.2 – Volume de controle do subsistema 2 (Fornos de pirólise de

Olefinas 1 e fornos de processo de Aromáticos 1) .................... 74

Figura 3.3 – Volume de controle do subsistema 3 (Fornos de pirólise de

Olefinas 2) ................................................................................... 74

Figura 4.1 – Volume de controle para o balanço de água em uma caldeira ...... 99

Figura 4.2 – Volume de controle para o balanço de água no vaso separador

de vapor em um forno de pirólise ou de processo ...................... 103

Figura 4.3 – Evolução da purga percentual dos fornos de pirólise do

subsistema 2 ................................................................................ 105

Figura 4.4 – Vasos de “flash” da purga dos fornos de pirólise do subsistema

2 ................................................................................................... 106

Figura 4.5 – Vaso de “flash” atmosférico com condensador de vapor ............. 113

Figura 4.6 – Controle de pressão dos coletores de ......................................... 125

Figura 4.7 – Saídas efetivas de água do ciclo de geração de vapor através

dos sistemas de purga ................................................................. 131

Figura 5.1 – Condutividade da água das caldeiras no período anterior a

sistemática de acompanhamento e monitoração da purga ......... 141

Figura 5.2 – Concentração de sílica na água das caldeiras ............................. 142

Figura 5.3 – Concentração de sílica no vapor produzido pelas caldeiras ....... 142

Figura 5.4 – Purga das caldeiras no período anterior a implantação da

sistemática para minimização das perdas ................................... 144

Figura 5.5 – Purga das caldeiras após a implantação da sistemática para

minimização das perdas ............................................................. 144

Figura 5.6 – Histogramas dos dados referentes à purga das caldeiras ........... 145

Figura 5.7 – Condutividade da água das caldeiras após a implantação da

sistemática de acompanhamento para redução da purga ......... 146

Figura 5.8 – Histogramas dos dados referentes à condutividade da água das

caldeiras ...................................................................................... 147

Figura 5.9 – Vazão de vapor para atmosfera pelo sistema de controle de

pressão do coletor de 4,6 bar, antes das medidas para reduzir

perdas ......................................................................................... 153

Figura 5.10 – Vazão de vapor para atmosfera pelo sistema de controle de

pressão do coletor de 4,6 bar após as medidas para reduzir

perdas ......................................................................................... 155

Figura 5.11 – Distribuição de freqüências das vazões de vapor de 4,6 bar para

atmosfera antes da implantação das melhorias para redução

das perdas ................................................................................... 156

Figura 5.12 – Distribuição de freqüências das vazões de vapor de 4,6 bar para

atmosfera após a implantação das melhorias para redução

das perdas ................................................................................... 157

Figura A.1 – Representação esquemática do pólo petroquímico de Camaçari,

mostrando as unidades de produção de matérias primas e

utilidades da UNIB e as empresas de segunda geração ............. 173

Figura A.2 – Representação esquemática do processo na UTA .................... 175

Figura A.3 – Representação esquemática do sistema de geração de vapor

e energia elétrica na UTE ........................................................... 177

Figura A.4 – Visão geral de uma caldeira de queima frontal ........................... 178

Figura A.5 – Ilustração dos processos típicos das plantas de Olefinas .......... 181

Figura A.6 – Representação esquemática do sistema de vapor da UNIB,

mostrando as fontes geradoras e os principais grupos

homogêneos de consumo ........................................................... 201

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 – Produtos químicos e petroquímicos cujos processos

apresentam os maiores consumos específicos de vapor ............ 41

Tabela 3.1 – Caracterização dos coletores de vapor ...................................... 75

Tabela 3.2 – Entradas de energia no sistema de distribuição através do

vapor proveniente das fontes primárias de geração ................... 86

Tabela 4.1 – Balanço de água no subsistema 1 de geração de vapor

(Caldeiras da UTE) ..................................................................... 93


(Fornos de Olefinas 1 e Aromáticos 1) ....................................... 94


(Fornos de Olefinas 2) ................................................................ 95

Tabela 4.4 – Balanço de água no sistema de geração de vapor da UNIB ..... 96

Tabela 4.5 – Variação das purgas médias mensais das caldeiras no período

2002 a 2004 ................................................................................ 101

Tabela 4.6 – Perda de energia associada com a perda de água pela purga

das caldeiras ............................................................................... 102

Tabela 4.7 – Variação das purgas médias mensais dos fornos de pirólise

do subsistema 2 no período 2002 a 2004 ................................... 104

Tabela 4.8 – Flash da purga dos fornos de pirólise do subsistema 2 ............. 107

Tabela 4.9 – Perda de energia associada com a perda efetiva de água pela

purga dos fornos de pirólise do subsistema 2 ............................ 107

Tabela 4.10 – Variação das purgas médias mensais dos fornos de processo

da planta de Aromáticos 1 no período 2002 a 2004 ................... 108

Tabela 4.11 – Perda de energia associada com as perdas de água pela purga

dos fornos de processo da planta de Aromáticos 1 ..................... 109

Tabela 4.12– Variação das purgas médias mensais dos fornos de pirólise do

subsistema 3 no período 2002 a 2004 ......................................... 110

Tabela 4.13 – ”flash” da purga dos fornos de pirólise do subsistema 3 ............ 111

Tabela 4.14 – Perda de energia associada com a perda efetiva de água

pela purga dos fornos de pirólise do subsistema 3 .................... 111

Tabela 4.15 – Perdas de água e energia pelo alívio dos desaeradores ........... 112

Tabela 4.16 – Perdas de água e energia pelo alívio dos vasos de “flash”

de condensado ............................................................................ 114

Tabela 4.17 – Perda de energia por convecção e radiação nas tubulações

de distribuição de vapor .............................................................. 117

Tabela 4.18 – Perda de vapor por vazamento nos pontos de drenagem de

condensado ................................................................................ 119

Tabela 4.19 – Saídas de água do ciclo de geração durante o uso do vapor

em processos dentro da UNIB .................................................... 123

Tabela 4.20 – Perdas de vapor lançado na atmosfera pelo sistema de controle

de pressão do coletor de 4,6 bar ................................................ 126

Tabela 4.21 – Perdas de energia associadas com o vapor lançado na atmosfera

pelo sistema de controle de pressão do coletor de 4,6 bar ........ 127

Tabela 4.22 – Suprimento de vapor feito pela UNIB às empresas do

Pólo Petroquímico ....................................................................... 128

Tabela 4.23 – Comparação entre a reposição de água desmineralizada no

sistema de vapor e o somatório das saídas de água desse

sistema sem considerar os vazamentos pelos elementos

da tubulação ............................................................................... 129

Figura 4.24 – Distribuição das formas de saída de água em cada fase do

ciclo de geração, distribuição e uso do vapor ............................. 130

Tabela 4.25 – Relevância das oportunidades para redução das perdas de água

e energia no sistema de vapor com base nos dados de 2004 .... 135

Tabela 5.1 – Parâmetros químicos da água de caldeira .................................. 140

Tabela 5.2 – Teste-Z: duas amostras para médias (purga das caldeiras) ....... 146

Tabela 5.3 – Teste-Z: duas amostras para médias (condutividade da água

das caldeiras) ............................................................................... 148

Tabela 5.4 – Ganhos com a redução da purga das caldeiras ........................... 149

Tabela 5.5 – Balanço de massa no coletor de vapor de 4,6 bar ...................... 151

Tabela 5.6 – Ganhos com a redução da perda de vapor de 4,6 bar para

atmosfera pelo sistema de controle de pressão ......................... 159

Tabela 5.7 – Ganhos ambientais e econômicos obtidos com os trabalhos

realizados para reduzir perdas no sistema de vapor ................... 161

Tabela A.1 – Níveis de pressão do sistema de vapor ...................................... 177

Figura A.2 – Distribuição das turbinas na CEMAP de acordo com a pressão

do vapor de alimentação ............................................................ 197

Tabela A.3 – Distribuição dos trocadores de calor na UNIB que usam vapor

como fonte de calor ................................................................... 197

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

AAC Água de Alimentação das Caldeiras

AGR Água de resfriamento

ARRC Água para recuperação e rejeição de calor

BTX Mistura de benzeno, tolueno e xilenos

CEMAP Central de matérias primas

CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco

COPENE Companhia Petroquímica do Nordeste

CPD Ciclopentadieno

DCPD Di-ciclopentadieno

DMF Dimetil-formamida

GLP Gás liquefeito de petróleo

MTBE metil-terc-butil-éter

ORC Óleo para recuperação de calor

PC Controlador de pressão

UFBA Universidade Federal da Bahia

UNIB Unidade de Insumos Básicos da Braskem

UTA Unidade de tratamento de água

UTE Unidade termelétrica

NOMENCLATURA

AD2 Vazão de água desaerada que sai do desaerador do subsistema 2,

[kg/h]

AD3 Vazão de água desaerada que sai do desaerador do subsistema 3,

[kg/h]

AGD Vazão de água desmineralizada proveniente da UTA, [kg/h]

AGD2 Vazão de água desmineralizada para desaerador do subsistema 2,

[kg/h]

AGD3 Vazão de água desmineralizada para desaerador do subsistema 3,

[kg/h]

c Calor específico do material da tubulação, [kJ/kg oC]

CAGD Custo da água desmineralizada, [R$/t]

COCA1 Custo do óleo combustível OCA1, [R$/t]

COND Vazão de condensado proveniente dos preaquecedores de água das

caldeiras, [kg/h]

COND2 Vazão de condensado para o desaerador do subsistema 2, proveniente

de trocadores de calor do processo que usam vapor, [kg/h]

COND3 Vazão de condensado para o desaerador do subsistema 3, proveniente

de trocadores de calor do processo que usam vapor, [kg/h]

COP Custo das perdas associadas com a oportunidade de melhoria,

[Mil R$/ano]

cp Calor específico à pressão constante, [kJ/kg K]

CPAGD Custo da reposição de água desmineralizada para compensar a perda

de massa, [Mil R$/ano]

CPE Custo da perda de energia, [Mil R$/ano]

De Diâmetro externo do tubo com isolamento térmico, [m]

ECO2 Vazão da emissão equivalente de CO2 associada com cada

oportunidade de melhoria, [t/ano]

Ep Perda de energia pela purga em cada vaso separador de vapor, [kJ/h]

EX Vazão de vapor de exausto proveniente das turbinas da UTE, [kg/h]

Exent Exergia total de uma corrente na entrada do volume de controle

Exsaída Exergia total de uma corrente na saída do volume de controle

ExQ Exergia referente ao calor reversível absorvido em um volume de

controle

fC Fração mássica de carbono no combustível OCA1, [kg/kg]

g Aceleração da gravidade, [9,8 m/s2]

h0 Entalpia na condição ambiente de referência ou entalpia da água a 25 oC e 1 atm, [kJ/kg].

hAD Entalpia da água saturada na pressão do desaerador, [kJ/kg]

hAD2 Entalpia da água saturada na pressão do desaerador do subsistema 2,

[kJ/kg]

hAD3 Entalpia da água saturada na pressão do desaerador do subsistema 3,

[kJ/kg]

hCONDT Entalpia do condensado proveniente de trocadores de calor que usam

vapor no processo, [kJ/kg]

hc Coeficiente de transferência de calor por convecção, [W/m2 K]

hCOND Entalpia do condensado proveniente dos preaquecedores de água das

caldeiras ou na entrada dos vasos de “flash”, [kJ/kg]

hEX Entalpia do vapor de exausto proveniente das turbinas da UTE, [kJ/kg]

hL Entalpia do líquido saturado na pressão do vaso de “flash”, [kJ/kg]

hLsat Entalpia da água saturada na pressão do tubulão, [kJ/kg]

hV Entalpia do vapor saturado na pressão do vaso de “flash” ou nas

condições operacionais do coletor de vapor, [kJ/kg].

hV4,6 Entalpia do vapor de 4,6 bar superaquecido a 180 oC, [kJ/kg].

h1 Entalpia na pressão e temperatura de entrada do volume de controle

h2 Entalpia na pressão e temperatura de saída do volume de controle

I Irreversibilidades de um processo

k Condutividade térmica de um fluido, [W/m K]

ma Vazão de água de alimentação da caldeira, [kg/h]

mc Vazão de condensado na entrada do vaso de “flash”, [kg/h].

Mentrada Fluxo de massa de entrada em um volume de controle

Mestoque Massa que fica acumulada em num volume de controle

mL Vazão de líquido saturado gerado no “flash”, [kg/h]

mp Vazão de purga da caldeira, [kg/h]

Msaída Fluxo de massa de saída em um volume de controle

MT Massa da tubulação por unidade de comprimento, [kg/m]

mv Vazão de vapor produzido na caldeira ou vazão de vapor saturado

gerado no “flash”, [kg/h]

m1 Vazão da corrente na entrada no volume de controle

m2 Vazão da corrente na saída no volume de controle

Nu Número de Nusselt

PA Perda de água associada com cada oportunidade de melhoria, [t/ano]

PA-1 Vazão de purga dos tubulões dos fornos de Aromáticos 1, [kg/h]

PCP Vazão da perda de condensado nos purgadores, [kg/h]

PCI Poder calorífico inferior de um combustível, [kJ/kg].

PCIOCA1 Poder calorífico inferior do óleo combustível OCA1, [kJ/kg]

PE Perda de energia associada com cada oportunidade de melhoria,

[GJ/ano]

PMC Massa atômica do carbono, [g/g-mol

PMCO2 Massa molecular do CO2, [g/g-mol]

POF-1 Vazão de purga dos tubulões dos fornos de Olefinas 1, [kg/h]

POF-2 Vazão de purga dos tubulões dos fornos de Olefinas 2, [kg/h]

PP Percentual de perda da água que alimenta o sistema de vapor, [%]

Pr Número de Prandtl

P0 Pressão atmosférica, 1 atm.

P1 Pressão na qual ocorre a geração de vapor no ciclo de Rankine.

P2 Pressão na qual ocorre a condensação do vapor no ciclo de Rankine

Q Calor ou perda de calor para o meio ambiente, [W/m]

Qa Calor necessária para fazer o aquecimento da tubulação, [kJ/m]

Qc Calor cedido pelo vapor no condensador no ciclo de Rankine; perda de

calor por convecção, [W/m].

QH Calor absorvido pela água na caldeira no ciclo de Rankine.

Qr Perda de calor por radiação, [W/m].

Qrev Calor reversível fornecido ao volume de controle.

Qt Perda total de calor para o ambiente por convecção e radiação, [kJ/h].

QT Calor total fornecido a um sistema.

RaD Número de Rayleigh referente ao diâmetro externo do isolamento

térmico.

RC Índice de reciclo de condensado e de vapor de baixa pressão, [%].

Rcond Vazão de retorno de condensado, [kg/h]

RN Índice de renovação de água no sistema de geração de vapor, [%]

S Entropia

s1 Entropia de uma corrente na pressão e temperatura definidas pelo

estado inicial 1 ou na entrada de um volume de controle

s2 Entropia de uma corrente na pressão e temperatura definidas pelo

estado final 2 ou na saída de um volume de controle

T Temperatura

Ta Temperatura ambiente, [K]

TC Temperatura na qual ocorre a condensação do vapor no ciclo de

Rankine.

TH Temperatura na qual ocorre a vaporização da água no ciclo de Rankine

Tr Temperatura na qual ocorre a transferência de calor reversível

Ts Temperatura da superfície externa, [K]

Tv Temperatura normal de operação do vapor, [K]

T0 Temperatura ambiente de referência, 298 K

T1 Temperatura na condição 1, [K]

T2 Temperatura na condição 2, [K]

V Velocidade relativa ao meio ambiente de referência

VB Vazão de vapor de baixa pressão utilizado nos desaeradores, [kg/h]

V4,6 Vazão de vapor de 4,6 bar para os desaeradores, [kg/h]

V16 A-1 Vazão de vapor de 16 bar gerado nos fornos de Aromáticos 1, [kg/h]

V124 Vazão de vapor de 124 bar gerado nas caldeiras, [kg/h]

V124 OF-1 Vazão de vapor de 124 bar gerado nos fornos de Olefinas 1, [kg/h]

V124 OF-2 Vazão de vapor de 124 bar gerado nos fornos de Olefinas 2, [kg/h]

W Trabalho útil produzido

x Fração da área da tubulação para cada coletor de vapor

Xa Concentração da espécie química chave na água de alimentação da

caldeira

Xp Concentração da espécie química chave na água de purga da caldeira

Xv Concentração da espécie química chave no vapor saturado que sai da

caldeira

z Distância do centro de gravidade do sistema a um ponto de referência

horizontal

SÍMBOLOS

α Significância; Difusividade térmica, [m2/s]

β Coeficiente de expansão térmica, [k-1]

Δ Variação entre duas condições diferentes

ε Emissividade do material da superfície; exergia específica de uma

corrente

εc Εxergia cinética específica de uma corrente

εf Εxergia física específica de uma corrente

εp Εxergia potencial específica de uma corrente

εq Εxergia química específica de uma corrente

η Eficiência energética na geração de vapor, [%]

ηenerg Eficiência energética de um sistema

ηexerg Eficiência exergética convencional ou grau de perfeição termodinâmica

μ Viscosidade, [kg/s m]

μX Média da variável X que segue uma distribuição Log-normal

μY Média da variável Y, sendo que Y = Ln(X).

Φ Razão entre a exergia química de um combustível e o seu poder

calorífico inferior

ν Viscosidade cinemática, [m2/s]

π Constante de proporcionalidade entre o comprimento de uma

circunferência e o seu raio

σ Constante de Stefan – Boltzmann, [5,670 x 10-8 W/m2 K4]

σ2Y Variância da variável Y.

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO .................................................................................... 29

1.1. OBJETO DO ESTUDO ........................................................................ 31

1.2. CARACTERIZAÇÃO DA UNIB DENTRO DO PÓLO PETROQUÍMICO 31

1.3. QUESTÃO-PROBLEMA ...................................................................... 33

1.4. OBJETIVO GERAL ............................................................................. 35

1.5. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 35

1.6. ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ...................................................... 36

2. REFERENCIAL TEÓRICO ................................................................. 37

2.1. INTRODUÇÃO .................................................................................... 37

2.2. HISTÓRICO DA PRODUÇÃO E USO DO VAPOR ............................ 37

2.3. VAPOR D’ÁGUA ......................................................................................

38

2.4. VAPOR COMO VEÍCULO NO TRANSPORTE DE ENERGIA ............ 39

2.5. USO DO VAPOR NA INDÚSTRIA QUÍMICA E PETROQUÍMICA ...... 40

2.6. UNIDADE TERMELÉTRICA ............................................................... 42

2.6.1. Ciclos de vapor com Co-geração ................................... 44

2.7. PERDA DE ÁGUA E ENERGIA EM UM SISTEMA DE VAPOR ......... 47

2.8. SISTEMA DE GERAÇÃO DE VAPOR ................................................ 48

2.8.1. Concentração das impurezas na água da caldeira ....... 49

2.8.1.1. Mecanismos da corrosão ................................................ 50

2.8.1.2. Arraste de impurezas pelo vapor ................................... 51

2.8.2. Purga e o controle químico da água do gerador de vapor 54

2.9. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE VAPOR ........................................ 56

2.9.1. Perdas de calor para o ambiente .................................... 57

2.9.2. Vazamentos de vapor ...................................................... 60

2.9.3. Purgadores ....................................................................... 61

2.10. CONCEITOS TERMODINÂMICOS ..................................................... 64

2.10.1. Entalpia e a primeira lei da termodinâmica ................... 65

2.10.2. Entropia e a segunda lei da termodinâmica .................. 66

2.10.3. Exergia e irreversibilidades ............................................ 67

2.11. CONCLUSÃO SOBRE O REFERENCIAL TEÓRICO ......................... 71

3. METODOLOGIA ................................................................................ 72

3.1. INTRODUÇÃO ................................................................................... 72

3.2. BALANÇO DE ÁGUA NO SISTEMA DE GERAÇÃO DE VAPOR ..... 72

3.2.1. Caracterização dos volumes de controle ...................... 75

3.2.1.1. Subsistema 1 – Caldeiras da UTE ................................. 75

3.2.1.2. Subsistema 2 – Fornos de pirólise de Olefinas 1 e fornos de processo de Aromáticos 1 ............................. 78

3.2.1.3. Subsistema 3 – Fornos de pirólise de Olefinas 2 ........ 80

3.2.2. Cálculo dos indicadores .................................................. 82

3.2.3. Realização dos balanços de massa ............................... 82

3.3. IDENTIFICAÇÃO E QUANTIFICAÇÃO DAS PERDAS DE ÁGUA E

ENERGIA ........................................................................................... 83

3.3.1. Identificação das correntes de saída de água do ciclo 84

3.3.1.1. Identificação das correntes de saída de água no sistema de geração de vapor ......................................... 84

3.3.1.2. Identificação das correntes de saída de água no sistema de distribuição de vapor .................................... 86

3.3.1.3. Identificação das correntes de saída de água durante o uso do vapor ..................................................................... 87

3.3.2. Estimativa das vazões de saída de água do ciclo de vapor .................................................................................. 89

3.3.3. Estimativa das perdas de energia associadas com as saídas de água ................................................................. 90

3.4. APRESENTAÇÂO DE RESULTADOS DE MELHORIAS

IMPLANTADAS .................................................................................. 90

4. RESULTADOS E DISCUSSÃO ......................................................... 92

4.1. INTRODUÇÃO ................................................................................... 92

4.2. BALANÇOS DE MASSA NO SISTEMA DE GERAÇÃO DE VAPOR 92

4.2.1. Discussão dos resultados sobre os balanços de massa do sistema de geração de vapor ........................ 97

4.3. ESTIMATIVA DAS PERDAS DE ÁGUA E ENERGIA ........................ 98

4.3.1. Purga dos tubulões das caldeiras .................................. 98

4.3.2. Purga dos tubulões dos fornos do subsistema 2 de geração de vapor ............................................................. 103

4.3.3. Purga dos tubulões dos fornos do subsistema 3 de geração de vapor ............................................................ 109

4.3.4. Perda de vapor para a atmosfera pelo alívio dos desaeradores .................................................................... 111

4.3.5. Perda de vapor pelo alívio dos vasos de “flash” de condensado ...................................................................... 112

4.3.6. Estimativa das perdas de água e energia no sistema de distribuição de vapor .................................................. 114

4.3.6.1. Perda pelos elementos de drenagem de condensado 114

4.3.6.2. Perda por vazamentos em elementos da tubulação ..... 120

4.3.7. Estimativa das saídas de água do ciclo durante o uso do vapor ............................................................................ 120

4.3.7.1. Estimativa das saídas de água durante o uso do vapor em processos dentro da UNIB ........................................ 121

4.3.7.2. Alívio pelo sistema de controle de pressão do coletor de vapor de 4,6 bar .......................................................... 123

4.3.7.3. Venda de vapor para as empresas do Pólo Petroquímico 127

4.3.8. Balanço de água no sistema de vapor ........................... 128

4.4. OPORTUNIDADES PARA REDUÇÃO DAS PERDAS DE ÁGUA

E ENERGIA ........................................................................................ 130

5. TRABALHOS REALIZADOS PARA REDUZIR PERDAS ................ 138

5.1. INTRODUÇÃO ................................................................................... 138

5.2. REDUÇÃO DA PURGA DAS CALDEIRAS ........................................ 138

5.2.1. Tratamento químico da água das caldeiras .................. 139

5.2.2. Implantação de ações para redução da purga .............. 140

5.2.3. Ganhos obtidos com a redução da purga das caldeiras 148

5.3. REDUÇÃO DA PERDA DE VAPOR DE 4,6 BAR PARA ATMOSFERA 150

5.3.1. Balanço de massa no coletor de vapor de 4,6 bar ........ 150

5.3.2. Levantamento de dados do processo ............................ 152

5.3.3. Implantação de ações para redução da perda .............. 153

5.3.4. Ganhos obtidos com a redução da perda de vapor para a atmosfera ....................................................................... 158

5.4. CONCLUSÕES SOBRE A PURGA DAS CALDEIRAS E A PERDA

DE VAPOR DE 4,6 BAR ..................................................................... 160

6. CONCLUSÕES .................................................................................. 162

7. RECOMENDAÇÕES PARA ESTUDOS FUTUROS .......................... 166

REFERÊNCIAS .................................................................................. 167

APÊNDICE A – Interação dos Processos da UNIB com o Sistema de Vapor .................................................. 173

Capítulo 1 29

1. INTRODUÇÃO

Pode-se conceituar recursos naturais como sendo partes da natureza que

podem ser aproveitadas num dado momento. É um conceito dinâmico, pois são o

trabalho e a inteligência humana que fazem com que a matéria e a energia passem

à condição de recurso.

Os seres humanos são parte integrante da natureza e, portanto, não são

capazes de criá-la. Podem, porém, efetuar ações que a transformem ou alterem,

visando a satisfação de suas necessidades (BELIA, 1996).

Dentre as formas que o homem encontrou para satisfazer seus desejos,

destaca-se a atividade industrial, a qual transforma recursos naturais em bens

capazes de satisfazer as necessidades conhecidas, e até mesmo de fomentar novas

necessidades. Sem dúvida, o vigoroso avanço desta atividade trouxe inúmeros

benefícios, traduzindo-se na melhoria da qualidade de vida como alimentação,

habitação, conforto, lazer, saúde e educação.

Dos recursos naturais mais essenciais para a sobrevivência humana, a água

e a energia destacam-se, sendo itens presentes em praticamente todas as

demandas. Particularmente no segmento industrial, a água e a energia são

indispensáveis, estando direta ou indiretamente presentes em todos os ramos dessa

atividade.

O controle e a utilização das diversas formas de energia sempre foram as

alavancas de todo desenvolvimento humano e social (SANTOS, 2001). Até

recentemente, enquanto esteve preocupado com a busca do desenvolvimento, o

homem utilizou todas as formas possíveis de produção de energia, dando ênfase

aos menores custos possíveis, sem deter-se em analisar as conseqüências.

Água e energia sempre foram recursos considerados abundantes. Não se

tinha noção de quão finitos são, ao ponto em que o consumo se dava sem maiores

preocupações quanto à possibilidade de um dia virem a faltar. O aumento

progressivo da população e o consumo intenso e desordenado verificado nas

últimas décadas, apontaram para uma possibilidade não muito distante: escassez de

água e energia.

Introdução 30

A partir dessa ameaça, veio o despertar para a necessidade do uso racional

desses recursos, onde evitar o desperdício nos processos produtivos passou a ser

uma prioridade cada vez maior dos centros de desenvolvimento de novas

tecnologias. Nesse contexto, as empresas industriais, especialmente as que são

intensivas no consumo de energia e água, sentiram-se obrigadas a fazer grandes

investimentos no sentido de adequarem os seus processos à nova realidade que se

impôs.

O quadro atual mostra que o uso racional, e cada vez mais eficiente dos

recursos naturais, passou a fazer parte da visão estratégica das organizações, não

só pelo aspecto da competitividade e custo, mas, principalmente, pela visão da

sustentabilidade e da sobrevivência dos negócios.

Dentro deste contexto, o grande consumo de água e energia na atividade

industrial, e em particular no segmento da Indústria Petroquímica, vem despertando

o interesse para esse tema por parte das autoridades e da sociedade em geral,

tendo em vista a forte interação que tem com o meio ambiente. O próprio setor

industrial, juntamente com universidades e centros de pesquisa, tem se mobilizado

na busca de alternativas tecnológicas que tornem os processos mais eficientes em

relação ao consumo desses recursos naturais.

A aplicação das técnicas de reciclo e reuso da água, por exemplo, tem

mostrado ser possível diminuir a captação de fontes naturais, constituindo-se numa

estratégia eficaz para a conservação dos mananciais, em seus aspectos qualitativos

e quantitativos (MUSTAFA, 1998). A aplicação sistemática dessas técnicas,

juntamente com o desenvolvimento de novos conhecimentos que levem à

minimização ou eliminação das perdas na fonte, possibilitará o aumento da

disponibilidade hídrica das regiões onde a água é escassa, evitando a disputa por

esse recurso e permitindo a melhoria da qualidade de vida.

Introdução 31

1.1. OBJETO DO ESTUDO

Em consonância com a visão de que as atividades humanas, para serem

sustentáveis, dependem da preservação e do uso racional dos recursos naturais, a

presente Dissertação de Mestrado aborda o tema água e energia estudando uma

das utilidades de maior uso no setor industrial: o vapor d’água. O trabalho trata

desse assunto analisando o vapor nas diversas etapas do seu ciclo, compreendendo

a geração, distribuição, uso e o reaproveitamento do condensado.

O objeto de estudo deste trabalho foi o sistema de geração e distribuição de

vapor da Unidade de Insumos Básicos da Braskem (UNIB), que é uma empresa

localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari e que tem a função de fornecer

matérias primas, vapor e outras utilidades para as demais indústrias desse

complexo.

1.2. CARACTERIZAÇÃO DA UNIB DENTRO DO PÓLO PETROQUÍMICO

O Pólo Petroquímico de Camaçari é o segundo complexo industrial dessa

natureza que foi instalado no país, tendo sido projetado e construído na década de

70. Surgiu da necessidade de crescimento do parque industrial brasileiro nesse

setor, em decorrência da expansão da economia e para fazer frente ao aumento da

demanda por produtos petroquímicos.

Este pólo industrial, no qual está inserido o sistema de geração e distribuição

de vapor que é o objeto de estudo desse trabalho, entrou em operação em 1978,

com o início das atividades da COPENE, que a partir de 2002 passou a ser a

Unidade de Insumos Básicos da Braskem (UNIB).

No Estado da Bahia, onde se localiza o Pólo Petroquímico de Camaçari, é

notória a significativa participação do setor petroquímico em sua economia, como

pauta de exportação e respondendo por 50% do abastecimento nacional de

produtos petroquímicos (SANTANA, HASENCLEVER e MELLO, 2003).

Este Pólo foi planejado de forma integrada, tendo sido concebido de modo

que a produção de matérias primas e utilidades fosse concentrada numa única

Introdução 32

empresa, a partir da qual esses insumos deveriam ser distribuídos por tubovias para

as demais indústrias, denominadas de segunda geração na cadeia petroquímica,

instaladas ao redor (PIRES, 2003).

De fato, a maior parte da produção de matérias primas e utilidades que

serve as empresas de segunda geração do Pólo Petroquímico de Camaçari é

concentrada na UNIB. Esta central recebe derivados do petróleo – principalmente a

nafta – e gás natural e os transforma em produtos petroquímicos básicos (Eteno,

Propeno, Butadieno, Benzeno, Tolueno, Xilenos) que são as matérias primas para

as indústrias de segunda geração.

Da mesma forma, todas as utilidades necessárias para as operações do

complexo petroquímico são também fornecidas pela UNIB, compreendendo: vapor,

em diferentes pressões, energia elétrica, água e ar comprimido. As fontes primárias

de energia utilizadas para produzir essas utilidades são gás natural, óleo

combustível e combustíveis líquidos e gasosos residuais do processo de

transformação da nafta. A captação de água para suprir a demanda do Pólo provém

de duas fontes naturais: Rio Joanes e aqüífero da formação São Sebastião.

A figura 1.1 ilustra o Pólo Petroquímico de Camaçari, mostrando a UNIB com

suas centrais produtoras de matérias primas e utilidades e sua relação com esse

complexo industrial. Observa-se que o conjunto das empresas de segunda geração

situa-se em torno da UNIB, recebendo as matérias primas e as utilidades

necessárias para dar seqüência aos diversos processos da cadeia de produção

petroquímica.

Introdução 33

1.3. QUESTÃO-PROBLEMA

De um modo geral, a indústria petroquímica é intensiva no consumo de água

e energia, em virtude dos múltiplos processos que ocorrem ao longo da cadeia

produtiva que se caracterizam pelas profundas transformações químicas que

imprimem nas estruturas moleculares dos diversos compostos.

A maior parte da energia consumida nesse segmento industrial provém da

queima de combustíveis, podendo a sua utilização se dar de forma direta, nos fornos

de processo, ou de forma indireta, através do aquecimento de fluidos térmicos com a

subseqüente utilização sob a forma de calor ou na geração de trabalho, conforme a

necessidade do processo.

Dentre as formas de utilização indireta da energia térmica dos combustíveis,

a geração de vapor é, certamente, a que tem a maior aplicação na indústria

Figura 1.1 – Representação esquemática do Pólo Petroquímico de Camaçari, mostrando

as centrais de produção de matérias primas e de utilidades da UNIB e as

empresas de segunda geração.

Introdução 34

petroquímica. Pela capacidade que possui de armazenar grandes quantidades de

energia por unidade de massa, o vapor d’água constitui-se num excelente meio de

transporte de energia, sendo por isto uma das utilidades de maior uso

(FRANCESCHINI, 1982).

A UNIB, como central produtora de matérias primas e utilidades para as

empresas do Pólo, apresenta um alto consumo de água e energia, conforme dados

do estudo do projeto Braskem-Água desenvolvido em conjunto com a Universidade

Federal da Bahia (KIPERSTOK e outros, 2003), confirmando a expectativa de alto

consumo desses recursos naturais no segmento industrial petroquímico.

A matriz energética que compõe a demanda da UNIB é composta de duas

parcelas: energia proveniente da queima de combustíveis e energia elétrica

comprada da CHESF. Em 2004, a parcela referente aos combustíveis teve uma

participação de 95% da demanda total de energia da UNIB, enquanto que a compra

de energia elétrica representou 5% (BRASKEM, 2004b). Observou-se ainda que

cerca de 56% da parcela da energia proveniente da queima de combustíveis foi

utilizada na geração de vapor.

Quanto ao consumo de água, a captação de fontes naturais apresentou em

2003 uma vazão média da ordem de 4 300 t/h (KIPERSTOK e outros, 2003), sendo

que 25 % desse total (cerda de 1 100 t/h) foi aplicado na geração de vapor.

De acordo com o acima exposto, o vapor é uma utilidade de grande

relevância para esse complexo industrial, não só pelo atendimento das

necessidades dos diversos processos, mas também pela forte demanda de recursos

naturais fundamentais: água e energia.

Diante deste contexto, justifica-se plenamente a escolha do tema, sendo

relevante estudar esse sistema de vapor, procurando-se responder a seguinte

questão-problema:

“Onde ocorrem e de quanto são as perdas de água e energia no

sistema de geração e distribuição de vapor da UNIB ?”

Introdução 35

1.4. OBJETIVO GERAL

O objetivo geral dessa Dissertação de Mestrado é identificar e estimar as

principais perdas de água e energia no sistema de geração e distribuição de vapor

da UNIB, servindo essas informações como ponto de partida para a implantação de

ações futuras capazes de reduzir as perdas encontradas.

1.5. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Os objetivos específicos deste trabalho são:

Aprofundar o conhecimento sobre a tecnologia de tratamento químico

da água de sistemas de geração de vapor, permitindo a otimização do

processo e a minimização das perdas de água e de energia.

Conhecer as diferentes formas de uso do vapor no processo de uma

planta petroquímica, visando identificar as formas pelas quais ocorrem

as saídas de água do ciclo de geração.

Estudar os diversos aspectos de um sistema de distribuição de vapor,

para identificar as formas em que ocorrem as perdas de água e

energia.

Obter informações quantitativas das principais perdas de água no

sistema de geração e distribuição de vapor, a partir da realização de

balanços de massa com base em dados históricos de processo.

Obter informações quanto ao efeito econômico decorrente de perdas de

água e energia nesse sistema.

Classificar as oportunidades para redução das perdas de água e

energia com base em aspectos econômicos e ambientais.

Introdução 36

1.6. ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO

O trabalho foi desenvolvido buscando identificar e quantificar as principais

perdas de água e energia existentes no sistema de vapor da UNIB, abrindo espaço

para o desenvolvimento de estudos futuros.

A dissertação é composta de sete capítulos assim distribuídos:

Capítulo 1 – Introdução

Capítulo 2 – Referencial teórico – Nesse capítulo, são apresentados fundamentos

teóricos relacionados com sistemas de geração e distribuição de vapor,

considerando especificamente os aspectos que levam a perdas de

água e energia.

Capítulo 3 – Metodologia – Mostra como o trabalho foi desenvolvido, passando pela

definição dos volumes de controle, realização dos balanços de massa,

identificação e quantificação das perdas de água e energia e

classificação das oportunidades de melhoria.

Capítulo 4 – Resultados e discussão – Nesse capítulo, são apresentados e

discutidos os balanços de massa dos sistemas de geração de vapor, as

estimativas das perdas de água e energia e a classificação das perdas

segundo quatro diferentes critérios: perda de água, perda de energia,

emissão equivalente de gás de efeito estufa (CO2) e custo.

Capítulo 5 – Trabalhos realizados para reduzir perdas – Nesse capítulo, são

apresentados dois trabalhos desenvolvidos para reduzir perdas de

água e energia no sistema de vapor, sendo também mostrados os

ganhos ambientais e econômicos decorrentes dessas melhorias.

Capítulo 6 – Conclusões.

Capítulo 7 – Recomendações para estudos futuros.

Capítulo 2 37

2. REFERENCIAL TEÓRICO

2.1. INTRODUÇÂO

Esta revisão bibliográfica tem como objetivo apresentar fundamentos

teóricos relacionados com sistemas de geração e distribuição de vapor,

considerando especificamente os aspectos que levam a perda de água e energia.

Não tem a pretensão de esgotar o assunto, mas de apresentar trabalhos e

conceitos relevantes sobre o tema, de modo a fornecer suporte teórico ao

desenvolvimento dessa Dissertação.

2.2. HISTÓRICO DA PRODUÇÃO E USO DO VAPOR

O vapor d’água é um dos meios mais comuns de transporte e transferência

de energia na indústria. Seu uso é antigo, tendo sido os Gregos e os Romanos os

precursores.

Registros históricos indicam que algumas propriedades do vapor d’água já

eram conhecidas e utilizadas por volta de 150 AC. Nessa época, Hero de Alexandria

descreveu no seu tratado “Pneumática”, instrumentos que utilizavam as forças

expansivas do vapor para fazer elevar a água acima do nível natural.

Também, nas ruínas de Pompéia foi encontrada uma caldeira primitiva para

uso em necessidades domésticas. Porém, naquela época não se tem registro de

qualquer aplicação comercial envolvendo o uso de vapor.

Em 1680, um francês chamado Denis Papin inventou um digestor com

finalidades culinárias, utilizando uma caldeira de alta pressão que chegava a 100

bar. Para evitar explosões, Papin dotou a caldeira de uma válvula de segurança,

sendo considerado o inventor desse dispositivo que hoje é tão vital para a operação

de equipamentos que funcionam sob pressão.

Referencial teórico 38

Em 1718, foi construída a caldeira de Desaglier, a primeira em que os gases

quentes da combustão eram obrigados a seguir um percurso predeterminado, em

torno do recipiente de água.

A primeira caldeira construída com fins industriais foi projetada na Inglaterra

por Newcomen, em meados do século XVIII, e tinha o formato de um cogumelo. Foi

o primeiro equipamento dotado de manômetro de pressão, visor de nível, válvula de

segurança de contrapeso e boca de visita.

O uso do vapor para transporte, no caso da locomotiva de James Watt de

1765, levou a criação da primeira caldeira de forma radicalmente diferente da

esférica. Esta era semicilíndrica na parte superior e suas laterais inferiores e base

eram côncavas, para permitirem o fluxo dos gases de combustão pelo exterior, antes

destes saírem pela chaminé.

Já no século XIX, novos conceitos foram incorporados para melhorar os

aspectos de segurança, tendo em vista o elevado número de acidentes. Em 1865 foi

inventada por Wilcox a caldeira aquatubular, a qual permitiu resolver os sérios

problemas de circulação de água, abrindo caminho para uma série de modelos de

melhor desempenho, chegando aos projetos modernos altamente sofisticados.

2.3. VAPOR D’ÁGUA

O vapor d’água resulta quando se transfere a uma massa de água

quantidade suficiente de calor para causar sua vaporização (SINGER, 1991). A

mudança de estado físico da água, passando de líquido para vapor, ocorre

normalmente em duas etapas, dependendo da pressão e da temperatura inicial:

primeiro, se a massa de água líquida estiver sub-resfriada, a adição de calor faz

aumentar a temperatura até atingir o ponto de saturação, ou seja, a temperatura na

qual a água entra em ebulição; segundo, pela continuação da adição de calor, a

massa de água líquida vaporiza, passando para a condição de vapor.

Quando a água é aquecida a pressão constante, ao atingir o ponto de

ebulição, o suprimento adicional de calor não resulta no aumento de temperatura,

mas sim no aumento da evaporação, até que toda a massa líquida tenha evaporado.


Por outro lado, se a água é aquecida até o ponto de ebulição em um vaso

fechado, o vapor gerado causa o aumento da pressão do sistema. Com o aumento

da pressão, a temperatura na qual a fase líquida estará em equilíbrio com a fase

vapor também irá aumentar. Portanto, a temperatura na qual a água vaporiza

depende da pressão à qual está submetida.

Para a água, como para qualquer substância pura, durante a mudança do

estado líquido para vapor em condições isobáricas, o vapor em contato com o

líquido irá permanecer à temperatura constante até que a vaporização seja

completa. Nesta condição, tem-se o vapor saturado.

Prosseguindo com o aquecimento do vapor saturado, é observado um

gradativo aumento da temperatura. Nesta condição, o vapor é dito superaquecido. O

grau de superaquecimento do vapor é definido pela diferença entre sua temperatura

e a temperatura de saturação na pressão de trabalho.

De acordo com Pereira e Mustafa (2000), em instalações industriais

dificilmente se consegue produzir vapor perfeitamente saturado. Este apresenta

normalmente um certo percentual de umidade, que são gotículas de água que

permanecem em suspensão em sua massa.

O parâmetro de qualidade do vapor que está relacionado com a umidade é o

título. Este parâmetro é definido como o percentual de vapor seco contido na

mistura.

O vapor saturado é mais indicado para uso em sistemas de aquecimento,

pois permite a troca de calor à temperatura constante e apresenta maiores

coeficientes de troca térmica que o vapor superaquecido (BOURÉE, 1982). Já o

vapor superaquecido é mais adequado para gerar trabalho mecânico em turbinas,

sendo estas usadas para movimentar geradores elétricos, bombas e compressores.

2.4. VAPOR COMO VEÍCULO NO TRANSPORTE DE ENERGIA

A água, pela sua abundância na natureza, desempenha um importante papel

na geração e distribuição da energia térmica na indústria (FRANCESCHINI, 1982).

Ainda segundo o autor, a característica básica da água – e do vapor – que a


credencia para este uso é a capacidade de armazenar calor, que é bem maior a dos

outros fluidos térmicos usuais na indústria.

O vapor d’água reúne outras qualidades que tornam seu uso atraente para a

atividade industrial, como elemento de transporte de energia, a saber:

transferência de calor a temperatura constante;

capacidade de possibilitar a transformação de energia térmica em outras

formas;

uso cíclico em vários níveis de pressão e em várias faixas de

temperatura;

passível de ser gerado em equipamentos com alta eficiência;

limpo, inodoro, insípido e não tóxico;

de fácil distribuição e controle.

2.5. USO DO VAPOR NA INDÚSTRIA QUÍMICA E PETROQUÍMICA

Na indústria química e petroquímica, o uso do vapor nos diversos processos

se dá para muitos propósitos, incluindo: aquecimento de correntes de processo,

força motriz para geração de trabalho mecânico em turbinas e acionamento de

geradores elétricos, bombas e compressores, fracionamento de misturas de

componentes com diferentes pontos de ebulição, remoção de componentes voláteis

indesejáveis de correntes do processo, diluição, controle da temperatura de reações

químicas pela injeção direta em sistemas reacionais, geração de vácuo através de

ejetores, controle da pressão parcial de reações em que os reagentes têm baixa

solubilidade na água (US DEPARTMENT OF ENERGY, 2002b).

A tabela 2.1 apresenta os quinze produtos químicos e petroquímicos cujos

processos são mais intensivos no uso do vapor.


Tabela 2.1 – Produtos químicos e petroquímicos cujos processos apresentam os

maiores consumos específicos de vapor.

[Fonte: US DEPARTMENT OF ENERGY (2002b)]

Produto Consumo de energia fornecida por vapor

(kJ/kg)

Etilbenzeno/Estireno 34.900

Caprolactama 22.540

Etileno 17.900

Ciclohexano 17.890

Fenol/Acetona 17.350

Amônia 11.780

Cloro/Hidróxido de Sódio 6.770

Carbonato de Sódio 6.240

Poliestireno 4.940

Borracha de Estireno e Butadieno 4.770

Dicloroetano/PVC 3.840

Borracha de Polibutadieno 3.690

Borracha de Polibutil 1.480

Uréia 1.120

Benzeno, Tolueno e Xilenos 800

Dentre os produtos apresentados na tabela 2.1, apesar de aparecer na

terceira posição na classificação quanto ao consumo específico, o Etileno é o que

apresenta o maior consumo total de vapor dentro do setor da indústria química e

petroquímica (WORRELL e outros, 2000). A razão para isto é que este produto é o

que apresenta o maior volume de produção entre todos os produtos petroquímicos,

fazendo com que o consumo total de vapor no processo para a sua produção

represente cerca de 25% desse consumo em todo setor da indústria química (US

DEPARTMENT OF ENERGY, 1997).


A maioria dos produtos apresentados na tabela 2.1, cujos processos de

produção requerem os maiores consumos específicos de vapor, são produzidos no

Pólo Petroquímico de Camaçari, sendo o Etileno o produto com maior quantidade de

produção na UNIB.

2.6. UNIDADE TERMELÉTRICA

Uma unidade termelétrica pode ser definida como uma instalação cuja

finalidade é a geração de energia elétrica a partir de vapor gerado em caldeiras

(ALMEIDA, 2005). Em unidades que aplicam o ciclo básico de Rankine, o processo

pode ser dividido em quatro etapas.

♦ Geração de vapor numa caldeira a partir do calor gerado pela queima

de um combustível.

♦ Utilização deste vapor de alta pressão numa turbina para acionar um

gerador elétrico, transformando potência mecânica em potência

elétrica.

♦ Condensação do vapor de exausto da turbina, transferindo o calor

latente residual para um circuito independente de refrigeração.

♦ Bombeamento deste condensado de volta para a caldeira, completando

o ciclo.

Ao longo do tempo, os projetos de unidades termelétricas que geram energia

elétrica com base no ciclo de Rankine vêm introduzindo refinamentos nos

equipamentos que terminam por inserir modificações no ciclo básico de Rankine

(SINGER, 1991). Tais refinamentos tiveram como objetivo resolver problemas

operacionais e reduzir as irreversibilidades, aumentando a eficiência do ciclo.

Dentre as principais melhorias que foram incorporadas aos projetos destacam-se:

1) Superaquecimento do vapor saturado que alimenta a turbina.

2) Preaquecimento da água sub-resfriada usando como fonte de calor

extrações parciais de vapor da própria turbina.


O superaquecimento do vapor saturado na própria caldeira pode ser

representado no diagrama T x S conforme a figura 2.1. Nesse caso mais um estágio

de fornecimento de calor pela caldeira é introduzido, sendo representado pela área b

– 2 – 2’ – b’ – b nesta figura.

De acordo com Baurée (1982), o superaquecimento do vapor traz dois

benefícios: aumento do rendimento global do ciclo de Rankine e diminuição da

umidade do vapor no exausto da turbina, melhorando sua condição operacional.

De acordo com Singer (1991), no ciclo de Rankine a eficiência depende da

temperatura média na qual o calor é fornecido ao fluido de trabalho bem como da

temperatura na qual o calor é rejeitado. Assim, qualquer variação que aumente a

temperatura média na qual a caldeira fornece calor ao fluido de trabalho, ou que

diminua a temperatura média na qual o calor é rejeitado para o ambiente, aumenta a

eficiência do ciclo de Rankine.

O recurso normalmente usado para diminuir a temperatura na qual ocorre a

rejeição de calor é o abaixamento da pressão do condensador para valores bem

abaixo da pressão atmosférica. Já para o aumento da temperatura média na qual

ocorre o fornecimento de calor ao fluido de trabalho, um dos recursos usados é a

instalação de trocadores de calor para fazer o preaquecimento da água que alimenta

Figura 2.1 – Ciclo de Rankine com superaquecimento do vapor


a caldeira em múltiplas etapas, usando extrações de vapor ao longo dos estágios da

turbina. O propósito desse preaquecimento seqüencial da água é aumentar a

temperatura média na qual a caldeira fornece calor ao fluido de trabalho,

aumentando assim a eficiência energética do ciclo (SMITH, VAN NESS e ABBOTT,

1996).

Em plantas termelétricas que operam para produzir somente energia elétrica

a partir da queima de combustível em caldeiras, e usando o vapor como fluido de

trabalho, a eficiência global conseguida fica em torno de 40 %, mesmo usando todos

os recursos que permitem aumentar o rendimento do ciclo (SINGER, 1991). Isto

significa que mais da metade da energia liberada pela queima do combustível é

perdida e tem que ser transferida para o ambiente de alguma maneira. A maior parte

dessa perda ocorre no condensador que faz a rejeição do calor no ciclo de Rankine.

2.6.1. Ciclos de vapor com Co-geração

A co-geração se caracteriza pela produção simultânea de energia elétrica e

energia térmica a partir do mesmo combustível (ALMEIDA, 2005). O vapor gerado

na caldeira supre o turbogerador, de onde parte deste é extraído para suprir

demandas de outros processos.

Conforme ilustra a figura 2.2, as plantas de co-geração de energia elétrica e

vapor usam os mesmos elementos de uma outra que faz somente a geração de

energia elétrica, diferindo apenas pela inclusão dos sistemas que usam o vapor nos

níveis de menor pressão. O uso do vapor em outros processos permite o

aproveitamento da energia térmica que seria perdida para o ambiente pelo

condensador, maximizando assim a eficiência energética (HARREL, 2002).

Pela minimização ou eliminação completa da perda de energia que ocorre

no condensador do ciclo convencional de Rankine, os ciclos de co-geração podem

ter uma eficiência global significativamente maior. De acordo com STEAM (1978), a

eficiência energética em tais casos pode chegar a até 70 %.


Os ciclos de vapor com co-geração são aplicáveis a uma faixa muito grande

de capacidades, indo desde pequenas instalações industriais ou institucionais até

grandes centrais que produzem energia elétrica e vapor para servir a grandes

cidades ou para grandes instalações industriais como petroquímica, papel e celulose

(BOISSENIN, 1992).

De acordo com Singer (1991), os ciclos de vapor com co-geração podem

ser fechados ou semiabertos. Nos ciclos fechados, tal como ocorre no ciclo

convencional de Rankine, o calor é adicionado e removido em vários equipamentos

apenas através de troca térmica, havendo o retorno de praticamente todo o

condensado. Nesse caso, a reposição de água no ciclo é mínima, apenas o

suficiente para compensar as perdas que ocorrem por pequenos vazamentos.

Já nos ciclos semiabertos, uma parte do calor é extraída sob a forma de

fluxo de vapor, o qual é usado pelo processo e jamais retorna. Nesses casos, a

necessidade de reposição de água para fechar o balanço de massa pode ser muito

grande, dependendo da intensidade com que se retira vapor ou condensado do

sistema.

Figura 2.2 - Representação esquemática de uma planta com ciclo de co-geração de

energia elétrica e vapor.


Uma das dificuldades encontradas nos ciclos de co-geração interligados com

plantas industriais complexas e de grande porte refere-se ao desacoplamento que

normalmente ocorre entre as demandas de eletricidade e de vapor para uso no

processo. Como existem inúmeros fatores que fazem variar as demandas de energia

térmica, os dispositivos de controle dos ciclos de co-geração precisam ser

adequados para atender às solicitações do processo, corrigindo as perturbações e

evitando as situações que podem por em risco a segurança das instalações.

Os controles desempenham esse papel muito bem, tanto assim que as

modernas instalações são muito seguras. Porém, ao fazer o controle, podem ocorrer

situações que levem a um aumento das irreversibilidades, causando diminuição da

eficiência global do ciclo. Por exemplo, observando-se a figura 2.2, percebe-se que

existem dois controladores (PC-1 e PC-2) para manter a pressão do sistema de

distribuição de vapor dentro dos limites requeridos pelo processo. Analisando o

efeito desses dois controladores sobre a eficiência global do ciclo de co-geração,

tem-se:

♦ O primeiro controlador, identificado como PC-1, controla a pressão do

sistema de distribuição de vapor em uma faixa, de modo a evitar que

fique abaixo de um valor requerido. Para isto, quando ocorre diminuição

da pressão do sistema de distribuição de vapor, o controlador PC-1

comanda a abertura de uma válvula redutora de pressão que injeta

vapor diretamente no coletor de distribuição, sem passar pela turbina.

Ao fazer esse controle, ocorrem irreversibilidades na válvula redutora de

pressão, o que reduz a capacidade do vapor em realizar trabalho,

causando assim a diminuição da eficiência global do ciclo de co-

geração.

♦ O segundo controlador, identificado como PC-2, também faz o controle

da pressão do sistema de distribuição de vapor, só que em uma outra

faixa, evitando que a pressão fique acima de um valor definido como

seguro para o processo. Para fazer esse controle, comanda a abertura

de uma válvula que lança na atmosfera o excesso de vapor, gerando

perdas de energia e água, o que também resulta na diminuição da

eficiência global do ciclo.


2.7. PERDA DE ÁGUA E ENERGIA EM UM SISTEMA DE VAPOR

Na indústria, o vapor constitui o principal veículo de transporte de energia

térmica (ASSOCIAÇÂO EMPRESARIAL DE PORTUGAL, 2005). A preferência pela

utilização deste fluido, comparativamente a outras alternativas, deve-se ao conjunto

de fatores positivos que foram apresentados no item 2.4.

Ao lado dessas vantagens, porém, a sua utilização tem também alguns

aspectos negativos, como: corrosão, necessidade de tratamento da água de

alimentação das caldeiras, exigência de purgas das caldeiras, necessidade de dotar

as instalações de distribuição de vapor de sistemas automáticos de drenagem de

condensado (purgadores), necessidade de sistema para recolher e tratar os

condensados. Esses aspectos, todavia, não são suficientes para anular as grandes

vantagens oferecidas.

Ao se usar o vapor, as ineficiências das diversas etapas do processo

acumulam perdas (SMITH e PETELA, 1992). Nesse processo, a água bruta é

filtrada, desmineralizada, desaerada e tratada com a dosagem de produtos químicos

antes de alimentar a caldeira. Através da queima de combustível, o vapor é gerado a

pressão elevada, sendo reduzida em seguida pela passagem em turbinas que

acionam geradores elétricos, produzindo eletricidade. O vapor de exausto das

turbinas precisa ser condensado, transferindo o calor latente residual para um

circuito independente de refrigeração, para que a massa de água possa ser

bombeada de volta para a caldeira, completando o ciclo (ALMEIDA, 2005).

O vapor de baixa ou de média pressão rejeitado pelas turbinas apresenta

uma menor capacidade de realizar trabalho, mas poderá ser distribuído para uso em

processos industriais quando estes necessitam de vapor ou de energia térmica,

gerando condensado (LORA e NASCIMENTO, 2004).

Normalmente, nem todo vapor produzido pela caldeira chega aos diversos

usuários, como também nem todo condensado gerado a partir do uso do vapor como

fonte de aquecimento retorna à caldeira. Há uma perda contínua de condensado e

vapor, o que resulta num déficit permanente de água no ciclo de geração

(HARRELL, 2002).


Esta constante saída de água do ciclo de geração de vapor implica na

necessidade de uma reposição contínua e equivalente de água proveniente da

captação de fonte natural, para que o balanço de massa do sistema seja mantido.

De acordo com ASSOCIAÇÂO EMPRESARIAL DE PORTUGAL (2005), é

comum encontrar-se fugas de vapor em instalações com algum tempo de operação,

provocadas fundamentalmente, pela ação combinada da temperatura, pressão e

também da corrosão e erosão causadas pelo vapor. Essas fugas podem ser

percebidas em toda a rede de distribuição, com especial incidência em válvulas,

juntas, e flanges.

Estas perdas, se não forem alvo de um controle rigoroso, com vista à sua

detecção e posterior eliminação, têm tendência a agravar-se, podendo constituir-se

na principal causa de desperdício energético da instalação.

2.8. SISTEMA DE GERAÇÃO DE VAPOR

O circuito de água de um sistema de geração de vapor compreende as

etapas que vão desde o recebimento e condicionamento do condensado que retorna

do processo até a geração do vapor propriamente dita, com o atendimento dos

parâmetros de qualidade requeridos pelos usuários. Nesse circuito ocorrem

processos específicos como desaeração do condensado e da água de reposição,

dosagem de produtos químicos, bombeamento da água de alimentação para o

gerador de vapor, transferência de calor para vaporização da água e

superaquecimento do vapor saturado (SMITH e PETELA, 1992).

A figura 2.3 ilustra um sistema típico de geração de vapor, mostrando o

volume de controle com as entradas e saída de água. Observa-se que dentre as

correntes de saída, três representam perda de água em relação ao ciclo de geração:

purga dos vasos separadores de vapor;

vapor de alívio do desaerador;

vapor de alívio dos vasos de recuperação de condensado.

Nos itens a seguir, essas perdas serão abordadas com mais detalhes.


2.8.1. Concentração das impurezas na água da caldeira

De acordo com Barrett e outros (1971), caldeira pode ser considerada como

um sistema composto por trocadores de calor integrados, onde o fluido do lado

quente é a mistura resultante da combustão do combustível e o fluido do lado frio é a

água que entra como líquido e sai como vapor. Em outros sistemas de geração de

vapor, que não caldeira propriamente dita, o princípio básico é o mesmo: a água

recebe energia térmica de uma fonte quente (resistência elétrica, correntes de

processo com altas temperaturas, aproveitamento energético secundário de gases

de combustão de turbinas a gás ou fornos de processo), vaporiza parcialmente e é

feita a separação das fases líquida e vapor em vaso separador denominado de

tubulão.

Geralmente, a água de alimentação dos sistemas de geração de vapor não é

completamente pura. Apresenta impurezas dissolvidas ou em suspensão, mesmo

em concentrações muito baixas, especialmente para sistemas que trabalham com

alta pressão (¨SEVERNS e outros, 1975).

Figura 2.3 – Ilustração de um sistema de geração de vapor


Quando a água evapora parcialmente, o vapor formado é praticamente puro,

sendo que quase todos os sólidos permanecem na água remanescente. Conforme

mais água é evaporada, a concentração dos sólidos restantes aumenta

gradualmente. Desta forma, as caldeiras funcionam como sistemas concentradores

de sólidos (SINGER, 1991), pois as impurezas solúveis, e em baixas concentrações,

que entram com a água de alimentação tornam-se concentradas, porque o vapor

que sai do tubulão carrega quantidades de sólidos bem menores que aquelas que

permanecem na água da caldeira.

O aumento da concentração das impurezas na água da caldeira – ou de

outro sistema gerador de vapor – pode levar a conseqüências indesejáveis e

altamente custosas, representadas por interrupção da produção e danos para os

equipamentos. De acordo com Franchi e Magalhães (1982), os maiores problemas

causados pelas impurezas presentes na água das caldeiras são: corrosão e arraste

das impurezas pelo vapor.

2.8.1.1. Mecanismos da corrosão

A água reage quimicamente com o ferro de forma espontânea e rápida a

altas temperaturas (NAVITSKY e GABRIELLI, 1979). Esta reação produz

fundamentalmente hidróxido ferroso e hidrogênio, conforme é mostrado a seguir.

Em pH alcalino e na ausência de oxigênio, o Fe(OH)2 forma uma fina

película insolúvel e aderente ao metal base, de maneira que a reação que causaria

corrosão não progride.

Em sistemas geradores de vapor de alta pressão, como é o caso do que é o

objeto de estudo deste trabalho, onde a temperatura de saturação da água é em

torno de 330 oC, o hidróxido ferroso se transforma em magnetita (Fe3O4), de acordo

com a reação mostrada a seguir. A magnetita formada é de cor preta, impermeável

adere uniforme e fortemente à superfície, formando uma película protetora que

impede o contato da água com o metal (FRANCHI e MAGALHÃES, 1982).

Feo + 2H2O Fe(OH)2 + H2 (Ferro) (Água) (Hidróxido ferroso) (Hidrogênio)


Assim, nas etapas do processo do circuito de água do sistema gerador de

vapor onde as temperaturas são mais baixas, a película de Fe(OH)2 é que protege o

metal base contra o ataque corrosivo do meio. Já nas etapas do processo onde as

temperaturas são mais elevadas, a película de magnetita (Fe3O4) é que faz a

proteção.

De acordo com o acima exposto, é de fundamental importância que os

fatores químicos que podem enfraquecer as películas protetoras sejam controlados.

Assim, o objetivo do tratamento químico da água de caldeira é proteger o filme

protetor contra a ação agressiva das impurezas introduzidas com a água de

alimentação (NAVITSKY e GABRIELLI, 1979).

São muitos os fatores que podem destruir a película protetora e assim

causar um processo corrosivo. Os mais significativos, porém, estão relacionados

com o aumento da concentração das impurezas junto à superfície do metal, levando

à formação de depósitos.

Quando espécies químicas corrosivas estão presentes na água da caldeira

em concentrações superiores a limites máximos específicos, ocorre a destruição da

película protetora de magnetita, deixando o metal exposto e sujeito ao ataque

corrosivo. Se a água da caldeira contém espécies alcalinas dissolvidas, como

hidróxido de sódio ou sais de potássio, ocorrerá a chamada corrosão cáustica,

enquanto que se estiverem presentes espécies como cloretos e sulfatos poderá

ocorrer o abaixamento do pH, levando à corrosão ácida (SINGER, 1991).

2.8.1.2. Arraste de impurezas pelo vapor

Pureza do vapor é uma expressão que dá idéia da quantidade de impurezas

carreadas por este ao sair da caldeira (NAVITSKY e GRABOWSKI, 1988). Essas

impurezas podem ser materiais dissolvidos no vapor, dissolvidos na água que o

vapor arrasta ou carreados como partículas sólidas com o vapor. Dessas impurezas,

3Fe(OH)2 Fe3O4 + 2H2O + H2 calor (Hidróxido ferroso) (Magnetita) (Água) (Hidrogênio)


as que causam mais problemas são os compostos inorgânicos presentes na água da

caldeira ou na água injetada no vapor para fazer o controle de temperatura.

É importante que o vapor saturado que sai do tubulão seja livre de

impurezas, para evitar que estas sejam depositadas no superaquecedor ou nas

palhetas das turbinas que vão receber o vapor superaquecido. De acordo com

Franchi e Magalhães (1982), há duas causas principais que podem levar à presença

de impurezas no vapor. Uma delas é o arraste de gotículas de água pelo vapor

saturado que sai do tubulão, em decorrência de falha no sistema de separação das

duas fases. A outra causa decorre da propriedade que o vapor possui de dissolver

quantidades significativas de algumas impurezas em pressões e temperaturas mais

elevadas, principalmente a sílica.

Para pressões maiores que 45 bar, a concentração de sílica na água da

caldeira passa a ser um fator importante em relação à pureza do vapor. É que a

partir dessa pressão, a sílica começa a vaporizar, saindo junto com o vapor (COSTA

e BRESTEL, 1989).

De acordo com Navitsky e Grabowski (1988), em caldeiras que operam com

altas pressões, a sílica sai sob a forma de vapor. Porém, ao passar pelas turbinas,

ocorre a redução da pressão e da temperatura, atingindo um ponto em que a

concentração da sílica é maior que o ponto correspondente a sua pressão de vapor,

ocorrendo então a condensação nas palhetas de baixa pressão da turbina, sob a

forma de depósitos sólidos e aderentes.

Ainda de acordo com Navitsky e Grabowski (1988), a vaporização da sílica é

uma função da sua concentração na água da cadeira, do pH e da pressão do vapor.

Como a pressão do vapor não pode ser alterada, em função das necessidades do

processo, tem-se o pH e a concentração de sílica na água da caldeira como

variáveis para o controle.

A concentração de hidroxila (OH-) livre é um fator importante para acomodar

a sílica contida na água de caldeira, pois aumenta a sua solubilidade (COSTA,

PACE e TRUMBETTA, 1988). Isto faz diminuir a volatilização da sílica, o que resulta

na redução das concentrações no vapor produzido, bem como minimiza a formação

de complexos de sílica que formam depósitos insolúveis nos tubos da caldeira onde

há grandes fluxos de calor.


De acordo com Barrett e outros (1971) e Navitsky e Grabowski (1988),

concentrações de sílica no vapor de até 20 ppb não causam problemas nas turbinas.

Considerando este limite, Coulter, Pirsch e Wagner (1956) citados por Costa e

Brestel (1989) levantaram curvas de volatilidade da sílica em função do pH e da

concentração de sílica na água da caldeira. A figura 2.4 mostra como variam os

limites máximos de concentração de sílica na água do tubulão em função da

pressão, de modo que a volatilização da sílica resulte em uma concentração no

vapor de 20 ppb.

Observa-se na figura 2.4 que:

Quanto maior for a pressão, menores serão os limites de

concentração de sílica que precisam ser mantidos na água da

caldeira.

O aumento do pH permite que as concentrações de sílica na água da

caldeira possam ser um pouco maiores.

Figura 2.4 – Curvas de volatilidade da sílica, mostrando as concentrações

máximas na fase líquida do tubulão da caldeira para que o limite

de 20 ppb no vapor não seja ultrapassado.

[Fonte: (COUTLER, PIRSCH e WAGNER, 1956 apud COSTA e

BRESTEL, 1989)]

0

1

2

3

4

5

6

40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

pressão (bar)

Con

cent

raçã

o de

síli

ca n

a ág

ua

da c

alde

ira (p

pm)

pH 8,8 pH 9

pH 9,5 pH 10


O teor de impurezas na água da caldeira, especialmente a sílica, afeta

diretamente a pureza do vapor produzido (NAVITSKY e GRABOWSKI, 1988). Para

isto, há três fatores que são determinantes no processo de geração de vapor:

Qualidade da água de reposição – O processo de purificação da água

bruta para a produção da água de reposição dos sistemas de geração

de vapor é de fundamental importância, pois é através dessa corrente

que as impurezas são introduzidas na água da caldeira.

Tratamento químico da água da caldeira – O papel desse tratamento

é manter sob controle o potencial dos problemas que as impurezas

presentes na água da caldeira, mesmo em baixas concentrações,

podem causar, como: corrosão, formação de depósitos e

contaminação do vapor.

Purga do tubulão – A purga consiste numa retirada contínua ou

intermitente de uma fração da água da caldeira, tendo como função

manter as concentrações das impurezas abaixo de limites que

assegurem a não ocorrência de problemas tanto para a caldeira

quanto para os usuários do vapor.

2.8.2. Purga e o controle químico da água do gerador de vapor

A concentração das impurezas dissolvidas na água da caldeira, se não for

adequadamente controlada, pode levar a falha dos tubos, por corrosão, e danos às

turbinas que recebem o vapor, sendo estes causados pela formação de depósitos

nas palhetas (COSTA e BRESTEL, 1989). Por isto, a água usada na geração de

vapor em sistemas de alta pressão requer um controle rigoroso de qualidade, tendo

uma grande lista de parâmetros que precisam, obrigatoriamente, ser controlados.

De acordo com Boureé e outros (1982), qualquer descontrole no sistema de

tratamento da água de alimentação, que permita a perda de especificação dos

parâmetros estabelecidos, pode causar sérios problemas para a caldeira e para as

turbinas que usam o vapor. Tais problemas podem ser classificados em três grupos:

incrustação e formação de depósitos;


corrosão;

arraste de impurezas pelo vapor;

Segundo Navitsky e Gabrielli (1979), quando o calor é transferido através dos

tubos, existe um gradiente entre a temperatura da superfície interna do tubo e a

temperatura no centro do fluido circulante. À medida que a água evapora, os sais

dissolvidos concentram no filme líquido, resultando numa grande diferença entre as

concentrações dos sais nesse filme e no centro do fluxo. Esses sais tendem a

formar depósitos nas paredes dos tubos, fato este verificado em todas as caldeiras,

variando apenas a intensidade, em função do tipo de tratamento aplicado e do rigor

com que o controle é feito.

Ainda segundo Navitsky e Gabrielli (1979), esses depósitos funcionam como

uma barreira isolante, dificultando a transferência de calor, em virtude da baixa

condutividade térmica. Essa barreira ao fluxo de calor faz aumentar a temperatura

dos tubos, podendo ultrapassar o limite suportável pelo material e causar ruptura

com parada de emergência.

Para evitar esses inconvenientes altamente danosos à operação da caldeira e

dos usuários de vapor, é necessário controlar as concentrações das impurezas

dissolvidas na água circulante, de modo que estas fiquem abaixo de limites

preestabelecidos (SANTOS, 1997). Para isto, deve ser mantida uma retirada

contínua ou intermitente de água através da purga.

A purga consiste numa saída de água do sistema e, sob diversos aspectos,

representa uma perda (US DEPARTMENT OF ENERGY, 2002):

Perda de energia – A água no tubulão encontra-se saturada na

pressão de trabalho da caldeira e, ao ser descartada através da

purga, leva consigo a fração da energia que foi fornecida pelo

combustível para fazer o aquecimento até este estado, diminuindo a

geração de vapor.

Perda de água – Se não for feito o reuso ou reciclo, a água de purga

é perdida para o sistema de efluentes.

Perda de produtos químicos – Uma parte dos produtos injetados na

água da caldeira para fazer o controle dos parâmetros químicos é


perdida através da purga, aumentando os custos de produção e a

carga de contaminantes lançada nos corpos receptores.

Por outro lado, se a purga não for suficiente, serão formados depósitos e

incrustações nos tubos da caldeira, resultando na diminuição das taxas de

transferência de calor e falha por corrosão e superaquecimento (SEVERNS e outros,

1975). Além disto, poderá ocorrer a contaminação do vapor produzido com sílica e

outras impurezas, causando danos às turbinas (NAVITSKY e GRABOWSKI, 1988).

Pelo acima exposto, a purga ainda é uma perda que faz parte processo de

geração de vapor. Por outro lado, é necessário que seja mantido um controle

sistemático sobre os parâmetros químicos que determinam os limites que precisam

ser obedecidos, para que vazões adicionais de purga não venham a ser perdas

desnecessárias.

2.9. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE VAPOR

Na maioria dos casos é impraticável transferir para o processo o calor

extraído do combustível, no ponto onde existe a demanda. Normalmente o calor é

transferido para um fluido que serve como meio de transporte da energia até o

equipamento ou sistema consumidor.

Dentre os meios de transporte de energia térmica na indústria, o vapor de

água é o mais usado, em razão das suas propriedades. Assim, as redes de

distribuição de vapor são sistemas de vias de transporte de energia que interligam

os pontos de produção e os consumidores (INSTITUTO BRASILEIRO DE

PETRÓLEO, 1984). Esses sistemas têm como função servir aos diversos usuários

de vapor, de modo a atender suas necessidades em termos de vazão, pressão e

temperatura (BOURÉE, 1982).

De acordo com Harrell (2002), durante o transporte do vapor há tendência

de dissipação de parte da energia de forma irreversível, podendo ocorrer das

seguintes formas:

perdas de calor para o ambiente;

perda de carga na tubulação;

vazamentos de vapor.


Como as demandas do processo precisam ser atendidas, as perdas de

energia durante a distribuição do vapor terão que ser compensadas com uma

equivalente produção adicional por parte da fonte geradora, resultando num maior

consumo de combustível, maior consumo de água e maior emissão de poluentes

(HOOPER e GILLETTE, 1994).

2.9.1. Perdas de calor para o ambiente

De acordo com SOARES (1982), as perdas térmicas numa rede de

distribuição de vapor podem ocorrer durante a partida ou na operação normal em

regime de trabalho. No primeiro caso, as perdas de calor são para promover o

aquecimento da tubulação desde a temperatura ambiente até a temperatura do

vapor na condição normal de operação. O cálculo da quantidade de calor

necessária para fazer o aquecimento da tubulação pode ser feito através da

seguinte expressão.

Onde:

Qa – Quantidade de calor necessária para fazer o aquecimento da

tubulação, [kJ/m].

MT – Massa da tubulação por unidade de comprimento, [kg/m].

c – Calor específico do material da tubulação, [kJ/kg K].

Tv – Temperatura normal de operação do vapor, [K].

Ta – temperatura ambiente, [K].

Para redes de distribuição de vapor que operam continuamente durante

longos períodos, a perda de calor para o aquecimento da tubulação é pouco

significativa, pois representa perdas pontuais que ocorrem apenas durante a partida

do sistema.

Qa = MT c (Tv - Ta) (2.1)


As perdas de energia para o ambiente durante o regime de operação

normal da tubulação resultam da combinação dos mecanismos de transferência de

calor: condução, convecção e radiação (SOARES, 1982). Essas perdas podem ser

significativas e atingir valores que causam comprometimento ao desempenho dos

equipamentos que usam o vapor.

De acordo com Ludwig (1999), a transferência de calor para o meio

ambiente através da superfície de um tubo com ou sem isolamento térmico se dá

por convecção e radiação, podendo ser representada pela expressão a seguir.

Onde:

Q – Perda de calor para o meio ambiente, [W/m].

Qc – Perda de calor por convecção, [W/m].

Qr – Perda de calor por radiação, [W/m].

Ainda segundo Ludwig (1999), as perdas de calor por radiação são

normalmente bem mais significativas que as perdas por convecção.

De acordo com Kern (1999), a parcela da perda de calor por radiação pode

ser calculada pela equação apresentada a seguir.

Onde:

ε – Emissividade do material da superfície.

π – Constante de proporcionalidade entre o comprimento de uma

circunferência e o seu raio.

De – Diâmetro externo do tubo com isolamento térmico, [m].

σ – Constante de Stefan – Boltzmann, [5,670 x 10-8 W/m2 K4].

Ts – Temperatura da superfície externa, [K].

A perda de calor por convecção em tubulações que operam com

temperaturas superiores à temperatura do ambiente e em espaço aberto se dá por

convecção natural. Em tais casos a convecção se origina quando gradientes de

Q = Qc + Qr (2.2)

Qr = ε π De σ (Ts4 - Ta

4) (2.3)


temperaturas geram diferentes densidades na massa de ar que, sob efeito do

campo gravitacional, induz a formação de correntes de convecção natural

(INCROPERA e DEWITT, 1992). De acordo com o autor, o cálculo da perda de

calor por convecção pode ser feito através da expressão apresentada a seguir.

Onde:

hc – coeficiente de transferência de calor por convecção, [W/m2 K].

O cálculo do coeficiente hc para convecção natural em superfícies

cilíndricas horizontais pode ser determinado a partir da expressão para o cálculo do

número de Nusselt médio (Nu) sobre a superfície de um cilindro isotérmico

(CHURCHILL e CHU, 1975 apud INCROPERA e DEWITT, 1992), cuja equação é

mostrada a seguir.

Onde:

k – Condutividade térmica do fluido, [W/m K].

RaD – Número de Rayleigh que é dado pela seguinte expressão

Pr – Número de Prandtl que é dado pela seguinte expressão

g – Aceleração da gravidade, [9,8 m/s2].

β – Coeficiente de expansão térmica, [K-1].

ν – Viscosidade cinemática, [m2/s].

α – Difusividade térmica, [m2/s].

Qc = hc π De (Ts – Ta) (2.4)

RaD = g β (Ts – Ta) De

3

ν α (2.6)

cp μ Pr =

k (2.7)

= Nu = hc De

k (2.5)

0,387 RaD1/6

[1 + (0,559/Pr)9/6]8/27 0,60 +

2


cp – Calor específico à pressão constante, [kJ/kg K].

μ – Viscosidade, [kg/m s].

Observando-se as expressões (2.3) e (2.4) percebe-se que as perdas de

calor por radiação (Qr) e por convecção natural em superfícies cilíndricas

horizontais (Qc) dependem da temperatura da superfície externa. Assim, no caso de

tubulações de vapor, o dimensionamento do isolamento térmico bem como o seu

estado de conservação são fatores decisivos na determinação da temperatura das

superfícies que ficam expostas ao meio, fazendo com que esses fatores sejam

determinantes na perda de energia, durante a operação em regime permanente.

Outro aspecto que pode ser observado pela comparação das equações

(2.3) e (2.4) é que a perda de calor por radiação (Qr) depende fortemente da

temperatura da superfície externa da tubulação, enquanto a perda de calor por

convecção (Qc) depende fracamente dessa temperatura. Assim, quanto maiores

forem as temperaturas das superfícies externas da tubulação, maior será o

predomínio da perda de calor por radiação em relação à perda por convecção.

2.9.2. Vazamentos de vapor

É comum encontrar-se em sistemas de distribuição de vapor certa

quantidade de vazamentos (SOARES, 1982). Tais vazamentos localizam-se

principalmente em flanges, uniões e válvulas.

Geralmente, os orifícios por onde ocorrem os vazamentos de vapor são

bem pequenos, o que daria perdas localizadas também pequenas. Porém, o que

ocorre é que o número desses vazamentos é normalmente muito grande,

principalmente em sistemas de grande porte, fazendo com que a perda total de

água e energia seja bastante significativa (HOOPER e GILLETTE, 1994).

Apesar das perdas de vapor por vazamentos poderem representar grandes

desperdícios de água e energia nos sistemas de geração, distribuição e uso do

vapor (ASSOCIAÇÂO EMPRESARIAL DE PORTUGAL, 2005), a quantificação

dessas perdas é muito difícil de ser realizada, pois requer que se conheça, além

dos dados de processo do vapor – pressão e temperatura –, o número de


vazamentos e o diâmetro equivalente de cada orifício. O número de vazamentos

pode ser obtido, com baixo grau de incerteza, através da contagem, mas o diâmetro

equivalente de cada furo é muito difícil de ser determinado em uma instalação

industrial, obrigando que os cálculos sejam feitos por estimativa e com um grau de

incerteza muito elevado.

2.9.3. Purgadores

Normalmente nos sistemas de distribuição de vapor há a presença de

elementos que prejudicam a sua utilização. Dentre esses elementos, o condensado

é um dos mais importantes, pois a sua presença traz uma série de inconveniências

que vão desde danos às tubulações e equipamentos até restrições ao processo

causadas pela diminuição da eficiência no uso do vapor (PAGY, 1984).

A formação de condensado nas linhas que transportam vapor ocorre em

função da troca de calor entre a tubulação e o meio ambiente (MUSTAFA, 1998).

Os mecanismos segundo os quais ocorre a transferência de calor foram

apresentados no item 2.9.1, podendo esse fenômeno ocorrer mesmo estando as

linhas com isolamento térmico.

De acordo com Teles (1984), o aparecimento de condensado nas

tubulações dos sistemas de distribuição de vapor pode ainda ter outras causas,

como:

precipitação da umidade em tubulações que transportam vapor úmido;

arraste de água em conseqüência de falha no vaso separador de vapor

da caldeira.

Considerando-se os problemas que o condensado traz para os sistemas de

distribuição e uso do vapor, a sua presença precisa ser evitada. De acordo com

ASSOCIAÇÂO EMPRESARIAL DE PORTUGAL (2005), para fazer esse controle,

inicialmente devem ser tomadas medidas para minimizar o aparecimento do

condensado. Posteriormente, caso o vapor continue ainda a apresentar demasiada

umidade, deverão ser instalados dispositivos – denominados purgadores de vapor –

em pontos estratégicos da rede para assegurar a separação e drenagem do

condensado.


De acordo com Teles (1984), purgadores de vapor são dispositivos

automáticos que separam e eliminam o condensado formado nas tubulações do

sistema de distribuição, não permitindo que haja fuga de vapor para fora do

sistema.

Purgador é um elemento fundamental num sistema de distribuição vapor,

funcionando como interface entre a rede de distribuição e o sistema de recuperação

de condensado. Por outro lado, pode também ser responsável por imensas perdas

de água e energia (SOARES, 1984). Por esse motivo, três aspectos precisam ser

considerados quando se trata da sua aplicação:

a escolha do tipo mais adequado;

o correto dimensionamento e localização;

um plano de inspeção e manutenção que garanta o perfeito

funcionamento ao longo do tempo.

Segundo ASSOCIAÇÂO EMPRESARIAL DE PORTUGAL (2005), a

utilização correta dos purgadores começa logo no seu processo de seleção.

Existem purgadores de diferentes concepções tecnológicas, que podem ser

agrupados em três tipos:

Purgadores mecânicos – Funcionam pela diferença de densidade

entre o vapor e o condensado. Apresentam também uma elevada

capacidade de descarga, aliada a uma boa adaptabilidade a diversas

pressões diferenciais.

Purgador termodinâmico – É o purgador mais simples de todos,

funcionando pela diferença de pressões entre o vapor "vivo" e o vapor

de reevaporação produzido pelo condensado. É amplamente utilizado,

pois apresenta um bom comportamento, mesmo em condições muito

severas.

Purgadores termostáticos – Funcionam por diferença de temperatura

entre o vapor e o condensado. São dispositivos pequenos e

compactos, com uma elevada capacidade de descarga de

condensado e que permitem, igualmente, eliminar o ar aprisionado na

tubulação durante a partida das instalações de distribuição de vapor.


Tão importante quanto a escolha do tipo mais adequado para uma

instalação, o dimensionamento dos purgadores deve merecer especial atenção

(SOARES, 1984). Purgadores com orifícios sub-dimensionados não irão cumprir a

sua função que é a de drenar todo condensado e manter o vapor seco. Por outro

lado, em caso de falha, os purgadores com orifícios superdimensionados irão

apresentar grandes perdas de vapor, pois estas são proporcionais ao diâmetro

desses orifícios.

Por serem elementos que operam em condições cíclicas e relativamente

severas, os purgadores sofrem grande desgaste, estando sujeitos a altas taxas de

falha. De acordo com ASSOCIAÇÂO EMPRESARIAL DE PORTUGAL (2005),

esses elementos precisam ter um controle freqüente do seu funcionamento e de

uma manutenção regular, pois, em caso de avaria, permitirá a passagem livre de

vapor após a drenagem do condensado. Essa passagem de vapor é denominada

de vazamento do purgador e pode resultar em grande perda de água e energia.

Todo gerenciamento de sistemas de distribuição de vapor deve incluir a

monitoração dos purgadores como ferramenta básica para identificar vazamentos e

reduzir perdas (SPIRAX SARCO, 2005). Vazamentos de vapor são custosos tanto

no sentido financeiro quanto ambiental, requerendo, portanto atenção para que o

funcionamento desses elementos de purga do condensado ocorra de forma

adequada.

A manutenção periódica dos purgadores é um importante meio de se reduzir

o consumo de energia e os custos (COX, 2004). Para reduzir essas perdas, deve-se

empregar um método apropriado de teste para identificar vazamentos, fazer o reparo

e quando necessário, fazer a troca dos que não estiverem funcionando

corretamente.

A verificação do funcionamento dos purgadores pode ser realizada por

diferentes métodos, sendo a utilização de estetoscópio ou de aparelho de ultra-som

os que apresentam resultados mais confiáveis. Se o purgador apresenta

vazamento, a perda irá depender das dimensões do orifício de passagem e da

pressão do vapor. Para estimar a perda, SPIRAX SARCO (2005) propõe uma

tabela cujos dados foram representados sob a forma gráfica na figura 2.5.


2.10. CONCEITOS TERMODINÂMICOS

O balanço de massa aplicado a um volume de controle se baseia na lei de

conservação da matéria, pela qual esta pode ser transformada, mas não pode ser

destruída. Assim, em um volume de controle como o apresentado na figura 2.6,

para um dado período de tempo, o somatório dos fluxos de massa e estoque é

constante, como se apresenta na expressão a seguir.

Onde:

ΣMentrada – Somatório dos fluxos de massa na entrada.

ΣMsaída – Somatório dos fluxos de massa na saída.

ΔMestoque – Variação do estoque.

Figura 2.5 - Estimativa da perda de vapor por vazamento em purgadores

[Fonte: SPIRAX SARCO (2005)]

ΣMentrada = ΣMsaída + ΔMestoque (2.8)


Para um processo em regime permanente, no qual não ocorrem alterações

com o tempo, a variação de estoque é nula (ΔMestoque = 0). Nesse caso, os

somatórios dos fluxos de entrada e saída são iguais. Esta situação tem grande

interesse prático, pois na maioria dos casos se está interessado em sistemas

operando em condição normal ou estável (SANTOS e outros, 2001).

2.10.1. Entalpia e a primeira lei da termodinâmica

Pela lei de conservação de energia, ou primeira lei da termodinâmica, pode-

se efetuar balanços energéticos em volumes de controle que representam processos

em um equipamento, conjunto de equipamentos ou numa unidade inteira, e

determinar as perdas e rendimento (SANTOS, 2001). Esses balanços permitem

quantificar os fluxos e as transformações energéticas nesses processos sem,

contudo avaliar a qualidade da energia envolvida (ALMEIDA, 2005).

Para o caso particular de volumes de controle de um sistema de vapor em

regime permanente, onde as variações de energia potencial e cinética são

desprezíveis, o balanço energético que representa a primeira lei da termodinâmica é

dado pela seguinte expressão.

m1 h1 – m2 h2 = Qrev – W (2.9)

Onde:

m1 – Vazão da corrente na entrada no volume de controle.

m2 – Vazão da corrente na saída no volume de controle.

h1 – Entalpia da corrente na pressão e temperatura de entrada do volume

de controle.

ΣMentrada ΣMsaída Processo

ΔMestoque

Figura 2.6 – Aplicação da lei de conservação da matéria em um volume de

controle genérico


h2 – Entalpia da corrente na pressão e temperatura de saída do volume de

controle.

Qrev – Calor reversível fornecido ao volume de controle.

W – Trabalho útil produzido.

A eficiência energética de um equipamento ou sistema nessa condição é

determinada pela razão entre o trabalho útil extraído (W) em função do fluxo

energético total fornecido (Q). Assim, para uma caldeira, a eficiência energética

corresponde à relação entre o fluxo energético absorvido pelo fluido de trabalho

(água e vapor) e o fluxo de calor total fornecido pelo combustível, conforme a

expressão 2.10. Da mesma forma, para uma termelétrica sem co-geração, sua

eficiência energética é dada pela razão entre a potência motriz líquida extraída e o

fluxo de calor total fornecido pelo combustível, conforme a expressão 2.11.

ηenerg – Eficiência energética do sistema.

QT – Calor total fornecido.


2.10.2. Entropia e a segunda lei da termodinâmica

A segunda lei da termodinâmica está relacionada com a direção do fluxo

energético e a qualidade da energia. Dentre os enunciados desta lei, um dos mais

freqüentemente usado é o de Clausius que diz ser impossível para qualquer sistema

operar de tal modo que o único resultado seja a transferência de energia por calor

de um corpo frio para um corpo quente, espontaneamente.

O enunciado de Clausius não exclui a possibilidade de transferir energia

através do calor de um corpo frio para um corpo quente. Entretanto, para que isto

ocorra é necessário haver outro efeito sobre o sistema (LORA e NASCIMENTO,

2004).

ηenerg = (2.11)W

QT

ηenerg = (2.10)m1 h1 - m2 h2 QT


Em termos gerais, a aplicação da segunda lei da termodinâmica a um

sistema fechado é representada pela espressão diferencial mostrada a seguir, em

que a igualdade refere-se a processos reversíveis, enquanto que a desigualdade

refere-se a processos irreversíveis.

Onde:

S – Entropia.

Q – Calor.

T – Temperatura absoluta.

A entropia é uma propriedade termodinâmica extensiva que permite

identificar e quantificar as irreversibilidades numa mudança de estado. Dentre outras

formas, a entropia pode ser determinada pela seguinte expressão.

Onde:

s1 e s2 – Entropia no estado inicial e final, respectivamente.

2.10.3. Exergia e irreversibilidades

A exergia é a propriedade que expressa a máxima quantidade de trabalho

que pode ser obtida num sistema a partir do desequilíbrio mecânico, térmico e

químico do mesmo com um determinado sistema de referência (LORA e

NASCIMENTO). Desconsiderando os efeitos magnéticos, nucleares, elétricos e de

tensão superficial, pode-se dizer que a exergia é composta por quatro parcelas:

física, química, cinética e potencial.

O cálculo da exergia específica (ε) é dado pela seguinte expressão:

ε = εf + εq + εc + εp (2.14)

dS > δQ T

(2.12)

(2.13) s2 - s1 = δQrev

T ∫ T1

T2


A exergia física (εf) corresponde ao máximo trabalho que pode ser obtido

pelo sistema desde um estado inicial a uma temperatura T e uma pressão P até um

estado final com T0 e P0, sendo este último o meio ambiente de referência. O cálculo

desta componente da exergia é dado pala expressão seguinte.

εf = (h1 – h0) – T0 ( s1 – s0) (2.15)

A exergia química (εq) expressa o máximo trabalho que pode ser obtido a

partir da diferença da composição química de um sistema com relação ao meio

ambiente. Em um sistema de geração de vapor, a exergia química está vinculada à

combustão e corresponde às transformações dos componentes do combustível em

compostos estáveis existentes no ar atmosférico. Para o cálculo da exergia química

dos combustíveis, considera-se que existe uma relação entre o seu poder calorífico

inferior (PCI) e sua exergia química (SZARGUT, MORRIS e STEWARD, 1988). Esta

relação é dada pela expressão apresentada a seguir.

Onde:

Φ – Razão entre a exergia química do combustível e o seu PCI

PCI – Poder calorífico inferior para as condições de referência do meio

ambiente.

Para cada combustível, o cálculo de Φ é feito com base na composição

elementar (C, H, N, S, O) e na fração mássica de água.

A exergia potencial (εp) corresponde à capacidade de realizar trabalho

através da força do campo gravitacional, sendo dada pela seguinte expressão.

εp = g z (2.17)

Onde:

g – Aceleração local do campo gravitacional.

z – Distância do centro de gravidade do sistema a um ponto de referência

horizontal.

Φ = εq

PCI (2.16)


A exergia cinética (εc) corresponde à capacidade de transformar a

quantidade de movimento de um fluido em trabalho, sendo dada pela seguinte

expressão.

εc = ½ V2 (2.18)

Onde, V é a velocidade relativa ao meio ambiente de referência.

O balanço exergético num volume de controle em regime estacionário, em

que uma substância entra numa condição inicial e sai numa condição final, é dado

pela expressão (2.19) a seguir. Esse balanço mostra que a variação da exergia ao

cruzar o volume de controle corresponde ao calor reversível absorvido pelo sistema

adicionado ao trabalho extraído deste e às irreversibilidades (SHUKUYA e

HAMMACHE, 2002).

Exent + ExQ = Exsaída + W + I (2.19)

Onde:

Exent – Exergia total na entrada.

Exsaída – Exergia total na saída.

ExQ = Exergia referente ao calor reversível absorvido.


I – Irreversibilidades.

As irreversibilidades dos processos reais decorrem das imperfeições que

estes apresentam, fazendo com que nessas transformações ocorra sempre o

aumento de entropia. Na geração de entropia, é perdido como calor um potencial

para produzir trabalho, ou seja, a energia se degrada em qualidade (SANTOS e

outros, 2001).

De acordo com KOTAS (1985), as irreversibilidades de um processo podem

ser determinadas pela expressão de Gouy-Stodola apresentada a seguir. O teorema

de Gouy-Stodola relaciona a entropia gerada e o trabalho perdido, também chamado

de irreversibilidade.

I = To [(m2 s2 – m1 s1) – Σ (Qr / Tr) (2.20)


Onde:

m1 = Vazão da substância na entrada.

m2 = Vazão da substância na saída.

s1 = Entropia da substância na entrada.

s2 = Entropia da substância na saída.

Qrev = Calor reversível.

Tr = Temperatura na qual ocorre a transferência de calor reversível.

A eficiência exergética convencional de um processo pode ser descrita pela

relação entre a exergia que sai do volume de controle e a exergia que entra neste,

conforme mostra a expressão a seguir. Esta eficiência dá uma visão do grau de

perfeição termodinâmica do processo, principalmente quando a exergia que entra é

transformada em componentes exergéticos diferentes (SHUKUYA e HAMMACHE,

2002).

Onde:

ηexerg = Eficiência exergética convencional ou grau de perfeição

termodinâmica.

A análise exergética de um processo feita de forma global mostra o grau de

perfeição termodinâmica como um todo, sem considerar as diversas partes

componentes. Numa análise detalhada, pode-se identificar os equipamentos onde

ocorrem as maiores irreversibilidades, uma vez que a ineficiência é atribuída ao

equipamento que gera aumento de entropia (TORRES, 1999).

Num sistema de vapor, onde ocorre geração, distribuição e uso, há

irreversibilidades nessas três etapas do ciclo, o que resulta numa diminuição da

eficiência exergética global do sistema. Particularmente na etapa de uso do vapor

onde há a expansão em turbinas para produzir trabalho, o aumento das

irreversibilidades, além de significar perda exgerética, termina por causar o aumento

das vazões do vapor exaurido de baixa pressão, o que pode implicar em dificuldades

no equilíbrio dos balanços de massa entre a geração e o consumo, podendo resultar

ηexerg = Exsaída + W

Exent + ExQ (2.21)


também na perda de água e energia pelo lançamento do vapor excedente para a

atmosfera.

2.11. CONCLUSÃO SOBRE O REFERENCIAL TEÓRICO

Com base no conhecimento aqui exposto, há muitos pontos num sistema

de geração, distribuição e uso de vapor por onde podem ocorrer perdas de água e

energia. Pode-se apontar como principais focos de atenção a serem explorados, os

seguintes pontos:

Perda de água e energia pela purga dos sistemas de geração de

vapor – caldeiras, fornos de pirólise e fornos de processo.

Perda de calor para o ambiente pela rede de distribuição de vapor.

Perda de água e energia pelos purgadores de vapor da rede de

distribuição.

Capítulo 3 72

3. METODOLOGIA

3.1. INTRODUÇÃO

O desenvolvimento desse trabalho compreendeu três etapas cujos objetivos

específicos se completam. Essas etapas foram:

♦ Balanço de água no sistema de geração de vapor – O objetivo

dessa etapa foi estimar a perda global de água no sistema bem como

avaliar o índice de renovação a partir do suprimento de fonte externa.

♦ Identificação e quantificação das perdas de água e energia – O

objetivo dessa etapa foi identificar e estimar quantitativamente as

perdas de água e energia que ocorrem ao longo do sistema de

geração, distribuição e uso de vapor, possibilitando definir uma ordem

de prioridades na elaboração de um plano de ação para corrigir essas

disfunções.

♦ Apresentação de resultados de melhorias implantadas – O objetivo

dessa etapa foi mostrar a viabilidade da implantação de ações para

reduzir as perdas de água e energia no sistema de vapor, abordando

aspectos econômicos e ambientais.

Nos itens a seguir serão apresentadas as metodologias que foram usadas

em cada etapa.

3.2. BALANÇO DE ÁGUA NO SISTEMA DE GERAÇÃO DE VAPOR

Para fazer o balanço de água no sistema de geração de vapor, foi feito

inicialmente um fluxograma básico para cada um dos três subsistemas onde há

geração primária de vapor, conforme descrição dos processos apresentada no

Apêndice A. A definição dos subsistemas é mostrada a seguir.

♦ Subsistema 1 – Composto pelas seis caldeiras da Unidade

Termoelétrica, pelos sistemas de preparação da água de alimentação e

pelas bombas de alimentação.

Metodologia 73

♦ Subsistema 2 – Formado pelos doze fornos de pirólise da planta de

Olefinas 1 e por quatro fornos de processo da planta de Aromáticos 1.

Compreende também os sistemas de recuperação de condensado, de

preparação da água de alimentação e das bombas de alimentação.

♦ Subsistema 3 – compreende dez fornos de pirólise da planta de

Olefinas 2, bem como os sistemas de recuperação de condensado, de

preparação da água de alimentação e de bombeamento.

As figuras 3.1, 3.2 e 3.3 mostram respectivamente os fluxogramas desses

subsistemas, nos quais se pôde estabelecer volumes de controle e fazer os

balanços de água. Na etapa seguinte, foi feita a caracterização das correntes que

entram e saem de cada volume de controle, tendo-se como objetivo identificar os

dados disponíveis, as formas de aquisição e armazenamento, bem como a

existência de dados históricos para que se pudesse fazer a comparação dos

balanços em diferentes períodos.

Finalmente, com os balanços de água de cada subsistema, pôde-se compor

o balanço global do sistema de geração de vapor da UNIB e analisar os resultados

encontrados para diferentes períodos, através do cálculo dos seguintes indicadores:

Percentual de perda de água no sistema de geração de vapor.

Percentual de renovação de água a partir de fontes externas.

Percentual de reciclo.

Figura 3.1 – Volume de controle do subsistema 1 (caldeiras)

Metodologia 74

Figura 3.3 – Volume de controle do subsistema 3 (Fornos de pirólise de Olefinas 2)

Figura 3.2 – Volume de controle do subsistema 2 (Fornos de pirólise de Olefinas 1

e fornos de processo de Aromáticos 1)

Metodologia 75

3.2.1. Caracterização dos volumes de controle

O sistema de vapor da UNIB é composto de quatro coletores com diferentes

pressões, conforme os dados apresentados na tabela 3.1. Esses coletores recebem

o vapor de fontes primárias de geração ou de exausto de turbinas e fazem a

distribuição para os diversos usuários dentro da própria UNIB e para 28 empresas

do Pólo Petroquímico.

Tabela 3.1 – Caracterização dos coletores de vapor

Denominação do coletor

Pressão manométrica

(bar)

Temperatura

(oC)

V-124 124 538

V-44 44 390

V-16 16 280

V-4,6 4,6 180

De acordo com os dados apresentados no Apêndice A, cerca de 97 % da

geração primária de vapor é feita na pressão de 124 bar, compreendendo as

caldeiras e os fornos de pirólise. Há também uma pequena geração, em torno de

3%, na pressão de 16 bar, que é feita nos fornos de processo da planta de

Aromáticos 1. A caracterização de cada subsistema onde ocorre geração de vapor é

mostrada a seguir.

3.2.1.1. Subsistema 1 – Caldeiras da UTE

O volume de controle para o balanço de água neste subsistema foi

representado esquematicamente conforme a figura 3.1, cujas correntes de entrada

são: água desmineralizada proveniente da Unidade de Tratamento de Água (UTA),

condensado do turbo gerador com condensação, vapor de exausto das turbinas da

Unidade Termelétrica (UTE), vapor de 4,6 bar para os desaeradores e condensado

Metodologia 76

dos preaquecedores de água das caldeiras. Estas correntes são direcionadas para

os desaeradores, onde ocorre a preparação da água que vai alimentar as caldeiras.

Quanto às correntes de saída do volume de controle, tem-se o vapor de 124

bar, que é gerado a partir do fornecimento de energia térmica a água de alimentação

nas caldeiras, e a purga, que consiste de uma retirada contínua de água para ajuste

das concentrações das impurezas na água que circula em cada caldeira.

A caracterização das correntes de entrada e saída do volume de controle,

quanto aos dados para o balanço, foi feita conforme segue:

Água desmineralizada proveniente da UTA – Essa corrente possui

medição de vazão com aquisição e armazenamento automático dos

dados.

Condensado do turbo gerador com condensação – Essa corrente

também possui medição de vazão com aquisição e armazenamento

automático dos dados.

Vapor de exausto proveniente das turbinas da UTE – Essa corrente não

possui medição de vazão. Para fazer a estimativa do seu valor, admitiu-

se que as turbinas que compõem essa corrente operam na condição

nominal de projeto, cujas vazões constam nas folhas de dados

fornecidas pelo fabricante do equipamento.

Vapor de 124 bar – Essa corrente possui medição de vazão com

aquisição e armazenamento automático dos dados.

Purga das caldeiras – Essa corrente não possui medição de vazão,

porém pode ser calculada através do balanço de massa de uma

impureza chave na água da caldeira, conforme a metodologia

apresentada no capítulo 4 (item 4.3.1).

Vapor de 4,6 bar para os desaeradores – Essa corrente também não

possui medição de vazão. Porém, cada desaerador opera numa pressão

fixa conhecida e no ponto de saturação, permitindo que a vazão desse

vapor possa ser determinada através de balanços de massa e energia.

Metodologia 77

Fazendo esses balanços no volume de controle da figura 3.1, obtém-se

a seguinte expressão para a vazão de vapor de 4,6 bar que alimenta os

desaeradores:

Onde:

V4,6 = Vazão de vapor de 4,6 bar para os desaeradores, [kg/h]

V124 = Vazão de vapor de 124 bar gerado nas caldeiras, [kg/h].

mp = Vazão de purga das caldeiras, [kg/h].

AGD = Vazão de água desmineralizada proveniente da UTA, [kg/h].

EX = Vazão de vapor exausto proveniente das turbinas da UTE, [kg/h].

hAD = Entalpia da água saturada na pressão do desaerador, [kJ/kg]

hCOND = Entalpia do condensado proveniente dos preaquecedores de

água das caldeiras, [kJ/kg].

hAGD = Entalpia da água desmineralizada (subresfriada à temperatura

ambiente), [kJ/kg].

hEX = Entalpia do vapor exausto proveniente das turbinas da UTE,

[kJ/kg].

hV4,6 = Entalpia do vapor de 4,6 bar superaquecido a 180 oC, [kJ/kg].

Condensado dos preaquecedores de água das caldeiras – Essa

corrente também não possui medição de vazão. Porém, através do

balanço de massa no volume de controle da figura 3.1 e conhecendo-se

a vazão de vapor de 4,6 bar determinada pela equação (3.1), pode ser

calculada através da seguinte expressão.

Onde:

COND = Vazão de condensado proveniente dos preaquecedores de

água das caldeiras, [kg/h].

COND = V124 + mp – V4,6 – EX – AGD (3.2)

(3.1)V4,6 =(V124 + mp) (hAD – hCOND) + AGD (hCOND – hAGD) + EX (hCOND – hEX)

(hV4,6 – hCOND)

Metodologia 78

3.2.1.2. Subsistema 2 – Fornos de pirólise de Olefinas 1 e fornos de processo de Aromáticos 1



são: água desmineralizada proveniente da UTA, condensado de trocadores de calor

que usam vapor no processo e vapor de 4,6 bar para o desaerador. Estas correntes

são direcionadas para o desaerador, onde ocorre a preparação da água que vai

alimentar os fornos para recuperação de calor e geração de vapor.

Quanto às correntes de saída do volume de controle, tem-se: vapor de 124

bar, que é gerado nos fornos de pirólise da planta de Olefinas 1, vapor de 16 bar

gerado nos fornos de processo da planta de Aromáticos 1 e purga dos tubulões de

cada forno envolvido nesse subsistema.





dados.

Vapor de 124 bar – Essa corrente também possui medição de vazão

com aquisição e armazenamento automático dos dados.

Vapor de 16 bar – Essa corrente também possui medição de vazão com

aquisição e armazenamento automático dos dados.

Purga dos tubulões dos fornos – Essa corrente não possui medição de

vazão, porém pode ser calculada através do balanço de massa de uma

impureza chave em cada tubulão, conforme a metodologia apresentada

no capítulo 4 (item 4.3.2).

Vapor de 4,6 bar para o desaerador – Essa corrente também não possui

medição de vazão. Porém, como o desaerador opera numa pressão fixa

conhecida e no ponto de saturação, permite que essa vazão de vapor

seja calculada através de balanços de massa e energia.

Metodologia 79

Fazendo-se esses balanços no volume de controle da figura 3.2 e

considerando-se que não há outra perda de água nesse subsistema

além da purga dos tubulões dos fornos, obtém-se a seguinte expressão

para a vazão de vapor de 4,6 bar que alimenta o desaerador desse

subsistema:

Onde:

AGD2 = Vazão de água desmineralizada para o desaerador do

subsistema 2, [kg/h].

hAD2 = Entalpia da água saturada na pressão do desaerador do

subsistema 2, [kJ/kg].

hCONDT = Entalpia do condensado proveniente de trocadores de calor

que usam vapor no processo, [kJ/kg].

AD2 = Vazão de água desaerada que sai do desaerador do subsistema

2, sendo dada pela expressão:

AD2 = V124 OF-1 + V16 A-1 + POF-1 + PA-1 (3.4)

V124 OF-1 = Vazão de vapor de 124 bar gerado nos fornos de

Olefinas 1, [kg/h].

V16 A-1 = Vazão de vapor de 16 bar gerado nos fornos de

Aromáticos 1, [kg/h].

POF-1 = Vazão de purga dos tubulões dos fornos de Olefinas 1.

PA-1 = Vazão de purga dos tubulões dos fornos da planta de

Aromáticos 1.

Condensado proveniente de trocadores de calor que usam vapor no

processo – Essa corrente também não possui medição de vazão.

Porém, através do balanço de massa no volume de controle da figura

3.2 e conhecendo-se a vazão de vapor de 4,6 bar determinada pela

equação (3.3), pode ser calculada com a expressão a seguir.

V4,6 = (3.3)AD2 (hAD2 – hCONDT) + AGD2 (hCONDT – hAGD)

(hV4,6 – hCONDT)

Metodologia 80

Onde:

COND2 = Vazão de condensado para o desaerador do subsistema 2,

proveniente de trocadores de calor do processo que usam

vapor, [kg/h].

3.2.1.3. Subsistema 3 – Fornos de pirólise de Olefinas 2



são similares às do subsistema 2. Estas correntes são direcionadas para o

desaerador, onde ocorre a preparação da água que vai alimentar os fornos para

recuperação de calor e geração de vapor.

Quanto às correntes de saída do volume de controle, tem-se o vapor de 124

bar, que é gerado nos fornos de pirólise, e a purga dos tubulões de cada forno.





dados.

Vapor de 124 bar – Essa corrente também possui medição de vazão

com aquisição e armazenamento automático dos dados.

Purga dos tubulões dos fornos – Essa corrente não possui medição de

vazão, porém pode ser calculada através do balanço de massa de uma

impureza chave em cada tubulão, conforme a metodologia apresentada

no capítulo 4 (item 4.3.2).

Vapor de 4,6 bar para o desaerador – Essa corrente também não possui

medição de vazão. Porém, como o desaerador opera numa pressão fixa

conhecida e no ponto de saturação, permite que essa vazão de vapor

seja calculada através de balanços de massa e energia.

COND2 = V124 OF-1 + V16 A-1 + POF-1 + PA-1 – V4,6 – AGD2 (3.5)

Metodologia 81

Fazendo esses balanços no volume de controle da figura 3.3, obtém-se

a seguinte expressão para a vazão de vapor que alimenta o desaerador.

Onde:

AGD3 = Vazão de água desmineralizada para o desaerador do

subsistema 3, [kg/h].

hAD3 = Entalpia da água saturada na pressão do desaerador do

subsistema 3, [kJ/kg].

AD3 = Vazão de água desaerada que sai do desaerador do subsistema

3, sendo dada pela expressão a seguir.

AD3 = V124 OF-2 + POF-2 (3.7)

V124 OF-2 = Vazão de vapor de 124 bar gerado nos fornos de

Olefinas 2, [kg/h].

POF-2 = Vazão de purga dos tubulões dos fornos de Olefinas 2.

Condensado proveniente de trocadores de calor que usam vapor no

processo – Essa corrente também não possui medição de vazão.

Porém, através do balanço de massa no volume de controle da figura

3.3 e conhecendo-se a vazão de vapor de 4,6 bar determinada pela

equação (3.6), pode ser calculada com a expressão a seguir.

Onde:

COND3 = Vazão de condensado para o desaerador do subsistema 3,

proveniente de trocadores de calor que usam vapor, [kg/h].

V4,6 = (3.6)AD3 (hAD3 – hCONDT) + AGD3 (hCONDT – hAGD)

(hV4,6 – hCONDT)

COND3 = V124 OF-2 + POF-2 – V4,6 – AGD3 (3.8)

Metodologia 82

3.2.2. Cálculo dos indicadores Os indicadores visam mostrar a magnitude das perdas de água em cada

subsistema de geração de vapor bem como os índices de reciclo e de renovação de

água. Os cálculos foram realizados a partir das correntes de entrada e saída do

volume de controle que representa cada subsistema de geração de vapor,

utilizando-se as seguintes expressões:

PP = 100 mp / (AGD + ΣRcond + ΣVB) (3.9)

RN = 100 AGD / (AGD + ΣRcond + ΣVB) (3.10)

RC = 100 (ΣRcond + ΣVB) / (AGD + ΣRcond + ΣVB) (3.11)

Onde:

PP = Percentual de perda da água que alimenta o sistema de vapor, [%]

RN = Índice de renovação de água no sistema de geração de vapor, [%]

RC = Índice de reciclo de condensado e de vapor de baixa pressão, [%]

AGD = Vazão de água desmineralizada, [kg/h]

Rcond = Vazão de retorno de condensado, [kg/h]

VB = Vazão de vapor de baixa pressão utilizado nos desaeradores, [kg/h]

3.2.3. Realização dos balanços de massa

Inicialmente, os balanços de massa foram realizados em cada subsistema.

Em seguida, os balanços individuais foram agrupados de modo a representar o

sistema de geração de vapor da UNIB como um todo.

Visando avaliar a evolução ao longo do tempo, os balanços foram realizados

em três períodos: 2002, 2003 e 2004. Para cada período, os resultados foram

expressos em base anual e em base horária, tendo-se os seguintes objetivos:

Através do balanço em base anual, mostrar a magnitude das massas

envolvidas.

Metodologia 83

Através do balanço em base horária, permitir que se tenha maior

sensibilidade quanto às vazões que entram e saem dos volumes de

controle.

Conforme foi mostrado na seção anterior – caracterização dos volumes de

controle – a maioria das correntes que entram e saem dos volumes de controle

possuem medição. Outras, porém, não possuem, mas puderam ser calculadas

através de balanços de massa e energia, usando-se a entalpia como propriedade

termodinâmica básica das correntes de água e vapor.

3.3. IDENTIFICAÇÃO E QUANTIFICAÇÃO DAS PERDAS DE ÁGUA E ENERGIA

Nesta etapa do trabalho foram feitas análises dos diversos processos da

UNIB apresentados no Apêndice A, visando localizar e estimar as principais perdas

de água e energia ao longo dos sistemas de geração, distribuição e uso de vapor.

Foram dois os objetivos desta análise:

1) Identificar causas da necessidade de percentuais tão elevados de

renovação de água.

2) Identificar oportunidades para redução das perdas de água e energia

nesse sistema.

A metodologia que foi aplicada nessa análise constou de:

Análise dos subsistemas de geração de vapor, da rede de distribuição

e das características dos diversos usuários, visando identificar

qualitativamente as correntes de saída de água do ciclo.

Levantamento de dados sobre os processos relacionados com as

correntes de saída de água do ciclo, visando estimar as respectivas

vazões, ou por medição direta ou por meio de cálculos com base em

balanços de massa e energia.

Cálculo das perdas de energia associadas com as perdas de vapor e

de condensado para o meio ambiente.

Neste trabalho, porém, não se teve a pretensão de esgotar o assunto, nem

de propor solução para as disfunções encontradas. Teve-se como objetivo levantar

Metodologia 84

informações que poderão servir de base para a elaboração de estudos futuros e

mostrar a viabilidade da implantação de ações para a redução dessas perdas,

conforme dois exemplos que serão apresentados no capítulo 5.

3.3.1. Identificação das correntes de saída de água do ciclo

De acordo com as definições dos ciclos termodinâmicos de unidades

termelétricas apresentadas no capítulo 2, a que mais se aproxima do sistema que é

objeto de estudo desse trabalho é a do ciclo de co-geração semi-aberto, com

produção de energia elétrica e vapor.

Trata-se de um sistema complexo e diferente dos ciclos convencionais. A

geração de energia elétrica é determinada pelo perfil de demanda de vapor por parte

dos diversos usuários espalhados nas plantas de produção da própria UNIB e das

demais empresas do Pólo Petroquímico, caracterizando um regime de co-geração

em paridade térmica (LORA e NASCIMENTO, 2004).

Para fazer a identificação das correntes de saída de água do ciclo, foi feita

análise qualitativa dos diversos processos apresentados no Apêndice A. Esta

análise teve como objetivo localizar correntes de vapor ou de condensado que saem

do ciclo e que geram déficit no balanço de água do sistema.

Para facilitar esta análise, o sistema de vapor foi dividido em três partes:

sistema de geração de vapor;

sistema de distribuição;

sistema de uso do vapor.

3.3.1.1. Identificação das correntes de saída de água no sistema de geração de vapor

No item 3.2 foi mostrado que o sistema de geração de vapor da UNIB é

formado por três subsistemas. Foi visto também no capítulo 2 que o processo no

circuito de água de um sistema de geração de vapor é composto por etapas, como:

Recebimento e condicionamento do condensado que retorna dos

trocadores de calor das unidades de processo.

Metodologia 85

Desaeração da água desmineralizada e do condensado de reciclo – A

desaeração térmica da água e do condensado tem como objetivo

remover o oxigênio e CO2 dissolvidos e consiste no aquecimento da

água até o ponto de saturação por contato direto com a injeção de vapor

de 4,6 bar.

Bombeamento da água desaerada para alimentar os tubulões das

caldeiras e dos fornos.

Geração de vapor nas caldeiras e nos fornos – Consiste na vaporização

parcial da água através do fornecimento de calor (calor proveniente da

queima de combustível nas caldeiras ou da recuperação de energia de

correntes efluentes dos fornos de pirólise) e separação das fases líquida

e vapor nos tubulões das caldeiras e dos fornos.

Para fazer a identificação das saídas de água em cada subsistema, foi feita

avaliação dos respectivos fluxogramas de processo, compreendendo todas as

etapas acima descritas. O resultado dessa avaliação é mostrado nas figuras 3.1, 3.2

e 3.3 que ilustram onde ocorrem as saídas contínuas de água do ciclo nos três

subsistemas de geração de vapor. Tais saídas são:

purga contínua dos tubulões das caldeiras e dos fornos de pirólise e

de processo;

vapor para a atmosfera pelo alívio dos desaeradores;

vapor para atmosfera pelo alívio de cada vaso que recebe

condensado proveniente de trocadores de calor que usam vapor de

baixa pressão (4,6 bar);

perda de água através de analisadores contínuos ou de pontos de

amostragem.

Além dessas saídas contínuas de água do ciclo, há também outras

eventuais, como: vazamentos e drenagens para paradas de equipamentos.

Metodologia 86

3.3.1.2. Identificação das correntes de saída de água no sistema de distribuição de vapor

Conforme é mostrado no Apêndice A, a distribuição de vapor é feita em

quatro diferentes pressões: 124 bar, 44 bar, 16 bar e 4,6 bar. Trata-se de uma

imensa rede de distribuição de vapor superaquecido que atende a demanda de

todos os processos das plantas industriais da própria UNIB e de 28 empresas

espalhadas no Pólo Petroquímico.

De acordo com Soares (1982), as redes de distribuição de vapor são

sistemas de transporte de energia entre as fontes geradoras e os diversos

consumidores. No caso do sistema de distribuição que é objeto de estudo deste

trabalho, o montante de energia que entra através do vapor proveniente das fontes

primárias de geração é da ordem de 6100 GJ/h, conforme os dados apresentados

na tabela 3.2.

Trata-se de um sistema de grande porte, compreendendo uma rede de

tubulações com diâmetros de até 30 polegadas e cobrindo longos percursos, tanto

em instalações internas da UNIB quanto em tubovias externas que levam vapor até

os usuários mais distantes.

Tabela 3.2 - Entradas de energia no sistema de distribuição através do vapor

proveniente das fontes primárias de geração

[Fonte: Valores calculados a partir de Relatórios internos de produção]

Metodologia 87

Para identificar as saídas de água do ciclo através do sistema de

distribuição de vapor, tomou-se como base as informações levantadas no referencial

teórico relacionadas com perdas de água e energia que ocorrem em sistemas desse

tipo. Através da análise comparativa dessas informações com dados, características

e observações referentes ao sistema de vapor que é o objeto de estudo deste

trabalho, foi possível identificar os pontos onde tais perdas poderiam ocorrer nesse

sistema.

Assim, à luz das informações do referencial teórico e conhecendo-se as

características do sistema de distribuição de vapor analisado no presente trabalho –

dimensões da rede, pressões e temperaturas do vapor transportado – pôde-se

prever que significativas perdas poderiam ocorrer nos seguintes pontos:

1) Perdas nos pontos de drenagem de condensado (purgadores) – As

perdas nos purgadores podem ser classificadas em dois grupos:

drenagem automática do condensado formado na tubulação em

decorrência da perda de calor para o meio ambiente;

perda contínua de vapor causada pelo funcionamento deficiente

do purgador.

2) Perda de vapor pelo vazamento em válvulas, flanges e outros acessórios

da tubulação.

3.3.1.3. Identificação das correntes de saída de água durante o uso do vapor

Conforme é mostrado no Apêndice A, o sistema de vapor está intimamente

relacionado com os diversos processos existentes nas plantas industriais de

produção. Em alguns desses processos a energia disponível no vapor é usada

parcialmente como força motriz para o acionamento de turbinas acopladas a

bombas, compressores, ventiladores e geradores de eletricidade. Nesses casos, o

vapor exaurido, ainda com um conteúdo energético elevado, é direcionado para um

coletor de menor pressão, ficando disponível para outras aplicações.

Em outros processos, a energia disponível no vapor é usada quase que

integralmente, como nos trocadores de calor que usam o vapor para aquecimento.

Metodologia 88

Como a temperatura do condensado efluente desses trocadores é muito baixa, isto

faz com que essas correntes não tenham aplicação energética subseqüente.

Os destinos usuais do condensado são: reciclo para o sistema de geração

de vapor ou reuso como água de alimentação de torres de refrigeração. Há ainda

muitos pontos distantes, dentro da própria UNIB, onde não há coletor de

condensado. Nesses casos, o condensado é perdido para o sistema de efluente

inorgânico, significando uma saída de massa de água do ciclo de geração de vapor.

Há também processos em que o uso do vapor não é restrito apenas ao seu

conteúdo energético, mas também a sua massa. Nesses casos, o vapor é injetado

diretamente nas correntes de processo, fazendo com que a água saia do ciclo de

geração e passe a fazer parte de outros sistemas.

Pelo acima exposto, a forma como se dá o uso do vapor nos diversos

processos tem influência decisiva no balanço de massa do sistema como um todo.

Através da análise da interação dos diversos processos existentes na UNIB com o

sistema de vapor, conforme descrição apresentada no Apêndice A, foi possível

identificar as saídas de água do ciclo durante o uso do vapor. Estas saídas são:

1) Injeção de vapor em colunas que fazem a remoção de componentes

leves por meio do arraste com vapor d’água.

2) Injeção de vapor de 16 bar nos sistemas de vapor de diluição que

alimenta os fornos de pirólise para processamento da nafta.

3) Injeção de vapor de 16 bar na corrente de soda gasta que alimenta o

reator de termoxidação de sulfetos, para controle da temperatura de

reação.

4) Uso de vapor de 16 bar como fluido auxiliar nos processos de

combustão de combustíveis líquidos, tanto nas caldeiras quanto nos

fornos de processo.

5) Uso do vapor de 16 bar como fluido auxiliar para a combustão de

hidrocarbonetos voláteis, resultantes do sistema de alívio das plantas de

processo, e que são direcionados para tochas.

6) Envio do condensado proveniente dos preaquecedores de óleo

combustível das caldeiras para o sistema de efluente inorgânico.

Metodologia 89

7) Envio do condensado gerado nos trocadores de calor localizados em

pontos mais distantes – área de estocagem de matérias primas, insumos

e produtos – para o sistema de efluente inorgânico.

8) Perda do condenado resultante da condensação do vapor usado nos

traços de aquecimento de linhas que operam com fluidos viscosos.

9) Uso de vapor de 16 bar em ramonadores – dispositivos para remoção da

fuligem depositada sobre as superfícies de troca térmica por convecção

com os gases de combustão – nas caldeiras e nos fornos de processo.

10) Uso de vapor em ejetores.

11) Perda de vapor em estações de uso geral para limpeza e liberação de

equipamentos para manutenção.

Além dessas saídas de água do ciclo de geração de vapor, há duas outras

bastante significativas, também relacionadas com o uso:

Perda pelo alívio do coletor de vapor de baixa pressão – Este alívio

ocorre de forma contínua e automática e é feito pelo sistema de

controle de pressão do coletor de vapor de menor pressão (4,6 bar),

tendo como objetivo fazer o fechamento do balanço entre a geração e o

consumo de vapor nessa pressão.

Venda de vapor para as empresas do Pólo – Trata-se das vendas de

vapor de 16 bar e 44 bar para 28 empresas do Pólo Petroquímico em

que não há retorno de condensado. O somatório dessas demandas é

bastante grande, conforme será mostrado mais adiante, representando

um considerável volume de saída de água do sistema.

3.3.2. Estimativa das vazões de saída de água do ciclo de vapor

Tendo em vista a complexidade do sistema de geração e distribuição de

vapor, a grande interação com os diversos processos envolvidos e a multiplicidade

das saídas de água do ciclo, não há como determinar quantitativamente com

exatidão todas essas correntes, mesmo porque muitas não possuem medição.

Metodologia 90

Felizmente, as correntes que apresentam as maiores vazões de saída de

água do ciclo ou possuem medição ou podem ser calculadas através de balanços de

massa e energia nos respectivos processos de que fazem parte. Para outras, porém,

que não possuem medição nem podem ser determinadas através de balanços a

partir dos dados atuais de processo, as vazões foram estimadas com base nos

dados do balanço de massa de projeto.

A obtenção dos dados de processo e os cálculos com as respectivas

metodologias para realização da estimativa das vazões de saída de água do sistema

de vapor serão apresentados no capítulo 4.

3.3.3. Estimativa das perdas de energia associadas com as saídas de água

Em relação ao conteúdo energético associado com as correntes de saída de

água do ciclo de vapor, foram consideradas duas situações:

1) Para os casos em que a corrente representa uma perda de água para o

meio ambiente, foi calculada também a perda de energia

correspondente.

2) Para os casos em que a corrente de vapor é integralmente incorporada

pelo processo, não foi calculado o conteúdo energético, pois se trata de

uma necessidade do processo e não representa uma perda de energia.

3.4. APRESENTAÇÂO DE RESULTADOS DE MELHORIAS IMPLANTADAS

Foram apresentados os resultados de dois trabalhos que foram realizados

para reduzir perdas de água e energia no sistema de vapor. O objetivo dessas

apresentações foi mostrar a viabilidade da implantação de melhorias que visem a

diminuição de tais perdas.

Para mostrar a viabilidade dessas melhorias, os benefícios foram expressos

considerando-se dois aspectos: econômico e ambiental.

Metodologia 91

Quanto ao aspecto econômico, os benefícios foram calculados com base nos

custos variáveis dos insumos energéticos (combustíveis) e da água que estão

associados com cada perda em questão.

Em relação ao aspecto ambiental, os benefícios foram calculados

considerando-se dois efeitos: redução da captação de água de fonte natural e

redução da emissão equivalente de gás de efeito estufa (CO2).

Capítulo 4 92

4. RESULTADOS E DISCUSSÃO

4.1. INTRODUÇÃO

Neste capítulo serão apresentados e discutidos os seguintes resultados:

♦ Balanços de massa dos subsistemas de geração de vapor e a

combinação desses resultados na formação do balanço do sistema

como um todo.

♦ Estimativas das vazões das correntes de saída de água do sistema de

vapor, compreendendo as fases de geração, distribuição e uso.

♦ Estimativas das perdas de energia associadas com as correntes de

saída de água do sistema de vapor.

♦ Classificação das perdas segundo quatro diferentes critérios: perda de

água, perda de energia, emissão equivalente de gás de efeito estufa

(CO2) e custo.

4.2. BALANÇOS DE MASSA NO SISTEMA DE GERAÇÃO DE VAPOR

Inicialmente, os balanços de massa foram realizados em cada subsistema,

cujos resultados são apresentados nas tabelas 4.1, 4.2 e 4.3. Em seguida, esses

balanços individuais foram agrupados de modo a compor o sistema de geração de

vapor da UNIB como um todo, obtendo-se os resultados apresentados na tabela 4.4.

Visando avaliar a evolução ao longo do tempo, os balanços foram realizados

em três períodos: 2002, 2003 e 2004. Para cada período, os resultados foram

expressos em base anual e em base horária, tendo-se como objetivo mostrar a

magnitude das massas envolvidas e permitir maior sensibilidade quanto às vazões

que entram e saem dos volumes de controle.

Resultados e Discussão 93


(Caldeiras da UTE)



(Fornos de Olefinas 1 e Aromáticos 1)



(Fornos de Olefinas 2)


Tabela 4.4 – Balanço de água no sistema de geração de vapor da UNIB


4.2.1. Discussão dos resultados sobre os balanços de massa do sistema de geração de vapor

Apesar do sistema de geração de vapor da UNIB ser bastante grande e

complexo, pôde ser representado de uma forma muito simples, permitindo uma visão

geral e facilitando a interpretação dos resultados dos balanços obtidos.

A geração primária de vapor em todo sistema apresentou pequena variação

ao longo dos três anos em que os dados foram analisados, situando-se em torno de

1800 t/h, conforme pode ser observado na tabela 4.4. Desse total, 60 a 65 % foi nas

caldeiras da UTE e o restante, nos fornos da CEMAP.

As médias anuais das vazões totais de água de alimentação para as

caldeiras e fornos variaram na faixa entre 1860 t/h e 1900 t/h. Desses totais, cerca

de 1050 t/h corresponderam ao aporte de água desmineralizada proveniente da

UTA, ou seja, entrada de água nova no sistema de geração de vapor, representando

um índice de renovação de cerca de 56%.

Observando-se as tabelas 4.1, 4.2 e 4.3, percebe-se que os índices de

renovação de água no subsistema das caldeiras (subsistema 1) foi muito maior que

nos dois outros subsistemas formados pelos fornos de pirólise e fornos de processo.

No subsistema 1, a renovação de água nos três períodos analisados variou de 68 %

a 74 %, enquanto que nos subsistemas 2 e 3 a variação foi entre 26 % e 34 %.

Os índices de reciclo nos subsistemas 2 e 3 (fornos de pirólise) também

apresentaram pequena variação ao longo do período, mantendo-se em torno de 70

%, sendo o condensado que retorna dos trocadores de calor a corrente com maior

participação na composição da água de alimentação desses subsistemas de

geração de vapor. Já no subsistema 1 (caldeiras), os índices de reciclo foram bem

menores, situando-se em torno de 30% e tendo uma maior participação do

aproveitamento do vapor de baixa pressão (4,6 bar).

O índice de perda de água no subsistema 1 (caldeiras) apresentou sensível

redução ao longo do período analisado, passando de 3,8 % em 2002 para 1,4 % em

2004. Mesmo com essa grande redução, a diminuição da perda no sistema global de

geração de vapor foi bem mais modesta, passando de 4,5 % em 2002 para 3,9 %

em 2004, A razão para isto foi o aumento da perda observado no subsistema 3


(fornos de pirólise da planta de olefinas 1) que passou de 7,5 % em 2002 para 10,3

% em 2004.

Diante de volumes de água tão expressivos que esse sistema de vapor

movimenta e considerando as baixas taxas de reciclo, é relevante estudar esse

sistema como um todo, compreendendo a geração, a distribuição e o uso, visando

identificar as principais causas que levam a índices tão elevados de renovação de

água.

4.3. ESTIMATIVA DAS PERDAS DE ÁGUA E ENERGIA

No capítulo 3 foram identificadas as correntes de saída de água do sistema

de vapor, compreendendo as fases de geração, distribuição e uso. Nos itens a

seguir será feita a estimativa das vazões dessas correntes de saída de água do

ciclo, utilizando-se metodologias específicas em função dos dados de processo

disponíveis. Também serão feitas as estimativas das perdas de energia associadas

com as perdas de água para o meio ambiente, bem como a discussão dos

resultados.

4.3.1. Purga dos tubulões das caldeiras

Conforme foi visto no capítulo 2, para a tecnologia aplicada nas caldeiras

desse sistema, a purga ainda é uma perda que faz parte do processo de geração de

vapor. Trata-se de uma perda importante, pois além da saída de água do ciclo,

representa também perda de energia e diminuição da vazão do vapor produzido.

A figura 4.1 mostra o volume de controle referente ao balanço de água em

uma caldeira. Nesta figura, a corrente “purga” compreende a purga propriamente

dita, conforme foi definida no capítulo 2, e outras perdas de água como os pontos de

amostragem com fluxo contínuo.

Cada caldeira dispõe de medidores de vazão para a água de alimentação e

para o vapor produzido. Assim, a vazão de saída de água do ciclo através da purga

de cada caldeira pode ser determinada pela seguinte expressão.


Onde:

mp – Vazão de purga, incluindo as perdas de água através dos pontos de

amostragem da água da caldeira, [t/h].

ma – Vazão de água de alimentação da caldeira, [kg/h].

mv – Vazão de vapor produzido na caldeira, [kg/h].

Trata-se, portanto de um balanço de massa simples, onde os dados de

processo são disponíveis. Porém, como as vazões de purgas são normalmente

muito baixas em relação às vazões da água de alimentação e do vapor gerado, as

incertezas dos medidores dessas correntes inviabilizam a determinação da purga

apenas com o uso da expressão (4.1).

O recurso que foi usado para calcular a vazão de purga das caldeiras foi

fazer-se o balanço de massa de uma espécie química chave presente na água. Tal

espécie química poderia ter sido uma das impurezas existentes na água de

alimentação, como a sílica, por exemplo, mas foi usado um composto desenvolvido

a

v

p

purga

vapor saturado

água de alimentação

Figura 4.1 – Volume de controle para o balanço de água em uma

caldeira

mp = ma – mv (4.1)


por uma empresa que fornece produtos químicos para sistemas de geração de

vapor, o qual possui as seguintes propriedades:

Não sofre degradação nas condições de temperatura e pressão das

caldeiras.

As taxas de vaporização nas condições de pressão e temperatura dos

tubulões das caldeiras são extremamente baixas, fazendo com que as

concentrações no vapor saturado sejam praticamente nulas.

O método de detecção é de baixo custo e os resultados oferecem boa

repetibilidade, mesmo em baixas concentrações.

Porém, por ser um segredo tecnológico, a sua fórmula química não pode ser

revelada.

Para fazer o balanço de massa da espécie química no volume de controle de

cada caldeira apresentado na figura 4.1, são realizadas análises três vezes por dia,

para a determinação das concentrações na água de alimentação, na água do

tubulão e no vapor saturado.

Com esses dados, a purga é calculada através de dois balanços: no

primeiro, o cálculo é feito a partir da vazão de água de alimentação da caldeira (ma);

no segundo, a purga é calculada a partir da vazão do vapor produzido (mv). Com

esses dois cálculos, a vazão de purga da caldeira é expressa pela média dos dois

resultados, obtendo-se a seguinte equação.

Onde:

Xa – Concentração da espécie química chave na água de alimentação da

caldeira.

Xv – Concentração da espécie química chave no vapor.

Xp – Concentração da espécie química chave na água de purga.

mp = 2

ma (Xa – Xv)

Xp – Xv

mv (Xa – Xv)

Xp – Xa +

(4.2)


Fazendo-se a apuração das purgas das caldeiras com o uso dessa

metodologia, foram obtidos os resultados apresentados na tabela 4.5, para o período

de 2002 a 2004. Esses resultados mostram que, ao longo de 2002, a purga média

foi de 3,8 % em relação à vazão de Água de Alimentação das Caldeiras (AAC),

correspondendo a uma saída média de água do ciclo de 46 t/h.

Observa-se, também, que nos dois anos subseqüentes as perdas de água

pela purga foram bem menores: 18 t/h em 2003 e 15 t/h em 2004, correspondendo

respectivamente a 1,6 % e 1,4 % da vazão de água de alimentação das caldeiras.

Esta significativa redução foi decorrente de um trabalho que foi desenvolvido com o

objetivo de melhorar a eficiência energética das caldeiras, cujos resultados

referentes à purga serão apresentados no capítulo 5.

Tabela 4.5 - Variação das purgas médias mensais das caldeiras no

período 2002 a 2004


Durante o período em que os dados da tabela 4.5 foram coletados, a água

que saiu do ciclo de geração pela purga das caldeiras resultou em dois tipos de

perda:

Perda de água propriamente dita, pois foi enviada para um vaso de

“flash” onde a fase vapor foi lançada na atmosfera e a fase líquida foi

direcionada para o sistema de efluentes.

Perda de energia, pois a água encontrava-se saturada na pressão de

operação da caldeira.

As vazões de perda de água encontram-se na tabela 4.5 e foram discutidas

acima. Quanto à perda de energia associada com as vazões de purga, o cálculo foi

feito através da expressão seguinte.

Onde:

Ep – Perda de energia através da purga em cada vaso separador de vapor,

[kJ/h].

hLsat – Entalpia da água saturada na pressão do tubulão, [kJ/kg].

h0 – Entalpia da água a 25 oC e 1 atm, [kJ/kg].

Usando-se a expressão (4.3), foram calculadas as perdas de energia pela

purga das caldeiras, cujos resultados são apresentados na tabela 4.6.

Ep = mp (hLsat – h0) (4.3)

Tabela 4.6 - Perda de energia associada com a perda de água

pela purga das caldeiras


4.3.2. Purga dos tubulões dos fornos do subsistema 2 de geração de vapor

De modo análogo às caldeiras, a purga dos vasos separadores de vapor nos

fornos de pirólise ou de processo é também uma perda que faz parte do processo de

geração de vapor. A figura 4.2 mostra o volume de controle para o balanço de água

em um vaso separador de vapor de um forno de pirólise ou de processo. Nesta

figura, a corrente “purga” compreende a purga propriamente dita e outras perdas de

água, como os pontos de amostragem com fluxo contínuo.

Os fornos desse subsistema de geração de vapor também não dispõem de

medidores da vazão de purga. Assim, esta corrente somente pôde ser determinada

através do balanço de massa de uma espécie química chave no volume de controle

em volta do vaso separador de vapor representado na figura 4.2.

Em cada forno há medição da vazão do vapor produzido. Há também uma

rotina de análises para medição das concentrações de impurezas na água de

alimentação do sistema de geração de vapor do forno, na água de purga e no vapor

saturado. Uma dessas impurezas é a sílica que, como foi visto no capítulo 2, é uma

espécie química que pode ser usada para fazer o balanço de massa no volume de

controle em torno do vaso separador de vapor.

Figura 4.2 – Volume de controle para o balanço de água no vaso separador

de vapor em um forno de pirólise ou de processo


Com a medição das vazões do vapor produzido em cada forno e as

concentrações de sílica nas correntes que entram e saem do volume de controle

apresentado na figura 4.2, a vazão de purga em cada forno pôde ser calculada

através da seguinte expressão.

Fazendo-se o cálculo das purgas dos fornos de pirólise do subsistema 2 com

o uso dessa metodologia, foram obtidos os resultados apresentados na tabela 4.7,

para o período de 2002 a 2004.

mp = mv (Xa – Xv)

Xp – Xa (4.4)

Tabela 4.7 - Variação das purgas médias mensais dos fornos de pirólise

do subsistema 2 no período 2002 a 2004


Os resultados encontrados mostram que os percentuais de purga nos

fornos de pirólise do subsistema 2 foram bem maiores que os valores calculados

para as caldeiras no mesmo período. Outra observação importante é que as purgas

desses fornos apresentaram tendência de crescimento ao longo do período

analisado, conforme pode ser visto na figura 4.3.

Trabalhos futuros deverão abordar esse assunto, visando identificar as

causas e propor soluções para que essa tendência seja revertida.

A água de purga desses fornos encontra-se saturada numa pressão de 124

bar. Visando recuperar uma parte da água e da energia dessa corrente, esse

sistema de purga dispõe de dois vasos de “flash” em série onde há a geração de

vapor saturado nas pressões de 16 e 4,6 bar. A figura 4.4 ilustra como é esse

sistema.

Para calcular as vazões de vapor e condensado resultantes do “flash” em

cada estágio, foram usadas as expressões apresentadas a seguir que foram

deduzidas a partir dos balanços de massa e energia em cada vaso.

Figura 4.3 - Evolução da purga percentual dos fornos de pirólise do subsistema 2


Onde:

mc – Vazão de condensado na entrada do vaso de “flash”, [kg/h].

mV – Vazão de vapor saturado gerado no “flash”, [kg/h].

mL – Vazão de líquido saturado gerado no “flash”, [kg/h].

hcond – Entalpia do condensado que alimenta o vaso de “flash”, [kJ/kg].

hV – Entalpia do vapor saturado na pressão do vaso de “flash”, [kJ/kg].

hL – Entalpia do líquido saturado na pressão do vaso de “flash”, [kJ/kg].

Fazendo-se o “flash” em série das vazões de purga apresentadas na tabela

4.7, foram encontradas as vazões de vapor saturado a 16 bar e a 4,6 bar, bem como

as vazões de saída efetiva de água do ciclo de geração, cujos resultados

encontram-se na tabela 4.8. Pode-se observar nessa tabela que, mesmo havendo

produção de vapor saturado a partir da purga desses fornos, a saída efetiva de água

Figura 4.4 - Vasos de flash da purga dos fornos de pirólise do subsistema 2

mL = mc – mv (4.6)

(4.5) mv = mc (hcond – hL)

hv – hL


do ciclo de geração de vapor ainda foi muito alta durante o período em que os dados

foram analisados.

Quanto à perda de energia associada com essas saídas de água do ciclo, o

cálculo foi feito com a expressão (4.3) e usando-se a entalpia da água saturada na

pressão de 4,6 bar, que é a pressão do segundo vaso de “flash” da purga. A tabela

4.9 mostra os valores dessa perda durante o período entre 2002 e 2004.

Usando a mesma metodologia para os fornos de processo da planta de

Aromáticos 1, que também fazem parte do subsistema 2 de geração de vapor, foram

obtidos os resultados apresentados na tabela 4.10, referentes às purgas médias

mensais no mesmo período, entre 2002 e 2004.

Tabela 4.8 - Flash da purga dos fornos de pirólise do subsistema 2

Tabela 4.9 - Perda de energia associada com a perda efetiva de água

pela purga dos fornos de pirólise do subsistema 2


Os dados da tabela 4.10 mostram que a purga dos fornos, expressa como

percentual da vazão de água de alimentação, foi bem menor que os valores

apresentados pelos fornos de pirólise do mesmo subsistema 2 de geração de vapor.

Observa-se ainda que esses resultados foram maiores que os apresentados pelas

caldeiras e bem menores que os dos fornos de pirólise, não havendo também

tendência de crescimento ao longo do tempo.

Quanto à perda de energia associada com as vazões de purga dos vasos

separadores de vapor dos fornos da planta de Aromáticos 1, o cálculo foi feito com a

expressão (4.3) e usando-se a entalpia da água saturada na pressão de 20 bar, que

é a condição normal de operação desses vasos. A tabela 4.11 mostra os valores

dessa perda durante o período entre 2002 e 2004.

Tabela 4.10 - Variação das purgas médias mensais dos fornos de processo da

planta de Aromáticos 1 no período 2002 a 2004


4.3.3. Purga dos tubulões dos fornos do subsistema 3 de geração de vapor

Procedendo-se da mesma forma que para os fornos de pirólise do

subsistema 2, foram calculadas as vazões de purga dos vasos separadores de vapor

desse subsistema, cujos resultados são apresentados na tabela 4.12.

Os resultados dessa tabela mostram que as perdas de água através da

purga dos fornos de pirólise do subsistema 3 estiveram também muito acima dos

valores que foram calculados para as caldeiras. Observa-se ainda que a purga

desses fornos, ao longo do período em que os dados foram analisados, foi bem

menor e mais estável que os resultados apresentados pelos fornos de pirólise do

subsistema 2.

Visando recuperar uma parte da água e da energia disponível na purga

desses fornos, há um vaso que faz o “flash” dessa corrente – água saturada a 124

bar – e gera vapor saturado na pressão de 16 bar. Para o cálculo das vazões de

vapor e líquido resultante desse “flash”, foram usadas as mesmas expressões (4.5) e

(4.6) que foram aplicadas no caso dos fornos de pirólise do subsistema 2. Neste

caso, a vazão de líquido resultante do “flash” corresponde à saída efetiva de água

do ciclo de geração de vapor.

Tabela 4.11 - Perda de energia associada com as perdas de água pela purga dos

fornos de processo da planta de Aromáticos 1


Visando recuperar uma parte da água e da energia disponível na purga

desses fornos, há também um vaso que faz o “flash” dessa corrente – água

saturada a 124 bar – e gera vapor saturado na pressão de 16 bar. Para o cálculo

das vazões de vapor e líquido resultante desse “flash”, foram usadas as mesmas

expressões (4.5) e (4.6) que foram aplicadas no caso dos fornos de pirólise do

subsistema 2. Neste caso, a vazão de líquido resultante do “flash” corresponde à

saída efetiva de água do ciclo de geração de vapor.

A tabela 4.13 apresenta os resultados obtidos ao longo do período em que

os dados foram analisados, observando-se que houve declínio das vazões de saída

efetiva de água do ciclo de geração de vapor.

Tabela 4.12 - Variação das purgas médias mensais dos fornos de pirólise do

subsistema 3 no período 2002 a 2004


Quanto à perda de energia associada com as saídas de água do ciclo, o

cálculo foi feito com a expressão (4.3) e usando-se a entalpia da água saturada na

pressão do vaso de “flash” (16 bar). A tabela 4.14 mostra os valores dessa perda

durante o período entre 2002 e 2004.

4.3.4. Perda de vapor para a atmosfera pelo alívio dos desaeradores

Cada subsistema de geração de vapor possui um número diferente de

desaeradores, tendo estes como função promover a remoção do oxigênio e gases

ácidos dissolvidos na água de alimentação (LORA e NASCIMENTO, 2004). O

subsistema 1 possui cinco desaeradores, enquanto que os subsistemas 2 e 3

possuem apenas um desaerador cada.

Tabela 4.14 - Perda de energia associada com a perda efetiva de água

pela purga dos fornos de pirólise do subsistema 3

Tabela 4.13 - ”flash” da purga dos fornos de pirólise do

subsistema 3


Praticamente todo vapor de baixa pressão que alimenta um desaerador

condensa por contato direto com a água, incorporando-se à massa líquida e

levando-a a condição de saturação. O desaerador opera numa pressão constante e

o vapor saturado que é lançado na atmosfera arrasta os contaminantes gasosos que

estavam dissolvidos na fase líquida.

Para manter uma vazão constante de vapor saturado para a atmosfera,

cada desaerador dispõe de um orifício de restrição por onde ocorre esse

escoamento. Os balanços de massa apresentados em BRASKEM (1989),

BRASKEM (1990) e BRASKEM (2000) apresentam as vazões de projeto do vapor

saturado que são lançadas na atmosfera em cada desaerador. A tabela 4.15 mostra

essas vazões bem como as respectivas perdas de energia.

Tabela 4.15 – Perdas de água e energia pelo alívio dos desaeradores

Subsistema de geração de vapor

Perda de água (t/h)

Perda de energia (kJ/h)

Subsistema 1 5 13.200.600

Subsistema 2 3 7.920.360

Subsistema 3 0,1 259.522

Total 8,1 21.380.482

4.3.5. Perda de vapor pelo alívio dos vasos de “flash” de condensado

O condensado resultante dos trocadores de calor que usam vapor como

fluido quente é direcionado para vasos de “flash”, onde há separação das fases

líquida e vapor. O objetivo desse processo é evitar o escoamento bifásico nas

tubulações que levam o condensado até os desaeradores, o que poderia causar

erosão, falha nas tubulações e aumento do teor de ferro na água de alimentação dos

geradores de vapor.


Para os trocadores de calor que usam vapor nas pressões de 44 ou 16 bar,

o condensado resultante é enviado para vasos de “flash” interligados com o coletor

de vapor de 4,6 bar. Já para os trocadores de calor que usam vapor na pressão de

4,6 bar, o condensado é enviado para vasos de “flash” atmosféricos. No primeiro

caso não há perda de massa, mas no segundo, há perda de vapor para a atmosfera,

conforme ilustra a figura 4.5.

Visando reduzir a perda de vapor nesses vasos atmosféricos, o projeto das

unidades industriais contemplou a instalação de condensador na linha de alívio,

conforme ilustra a figura 4.5.

Por serem essas perdas relativamente baixas, não foram instalados

medidores de vazão. Por este motivo, no presente trabalho essas perdas foram

estimadas, adotando-se os valores previstos nos balanços de massa do projeto.

Só há vasos de “flash” atmosférico nas plantas de olefinas 1 e olefinas 2. A

tabela 4.16 apresenta a estimativa das perdas de água e energia associadas com as

perdas do vapor que é lançado na atmosfera pelo alívio desses vasos.

Figura 4.5 - Vaso de “flash” atmosférico com condensador de vapor


Tabela 4.16 – Perdas de água e energia pelo alívio dos vasos de

“flash” de condensado.

[Referência: BRASKEM (1991) e BRASKEM (2000)]

Planta Perda de água (t/h)

Perda de energia (kJ/h)

Olefinas 1 3,9 10.039.000

Olefinas 2 1,0 2.574.000

Total 4,9 12.613.000

4.3.6. Estimativa das perdas de água e energia no sistema de distribuição de vapor

Conforme foi visto no capítulo 2, as perdas no sistema de distribuição de

vapor podem ser classificadas em dois grupos:

1) Perda nos elementos de drenagem de condensado (purgadores).

2) Perda por vazamentos em acessórios da tubulação.

Nos itens a seguir serão feitas as considerações referentes a cada um

desses grupos, bem como a apresentação dos resultados obtidos na estimativa

dessas perdas.

4.3.6.1. Perda pelos elementos de drenagem de condensado

Conforme foi mostrado no capítulo 3, as perdas nos purgadores podem

ocorrer por dois motivos:

Pelo correto funcionamento desses elementos, ao removerem da

tubulação o condensado formado em decorrência da perda de calor

para o meio ambiente. Nesse caso, a perda está relacionada com a

eficiência do isolamento térmico da tubulação de vapor.


Pelo mau funcionamento dos purgadores, ao permitirem a passagem

de vapor.

Formação de condensado

A formação de condensado em uma tubulação de vapor, em regime normal

de operação, decorre da perda de calor para o meio ambiente. Conforme foi visto no

capítulo 2, essa perda é composta de duas parcelas: perda por convecção e perda

por radiação.

Para fazer o cálculo dessas perdas de energia na rede de distribuição de

vapor do sistema em estudo, foram aplicadas as equações (2.2) a (2.7), tendo-se

adotado as seguintes premissas:

A temperatura da superfície externa do isolamento térmico se mantém

no valor que foi considerado no projeto, 60 oC (BRASKEM, 2004c).

A temperatura ambiente permanece estável num valor médio de 25 oC.

A velocidade do vento nas proximidades da superfície é nula.

Quanto aos dados dimensionais da tubulação, foi feito o levantamento de

toda rede de distribuição, cujos resultados são apresentados na tabela 4.17.

As propriedades do ar, para o cálculo dos parâmetros e dos coeficientes de

troca térmica, foram obtidas por interpolação, considerando-se a temperatura média

entra a superfície externa do isolamento (60 oC) (BRASKEM, 2004c) e a temperatura

ambiente (25 oC).

Fazendo os cálculos usando essas informações e premissas, foram obtidos

os resultados apresentados na tabela 4.17. Esses resultados mostram que:

A rede de distribuição de vapor é de aproximadamente 82 km de

extensão, sendo formada por tubos com diâmetros nominais de até

30 polegadas.

O somatório das áreas das superfícies expostas ao meio ambiente

perfaz um total de aproximadamente 136.000 m2.


A perda total de energia (Qt) para o meio ambiente, compreendendo

convecção natural e radiação, perfaz um total de aproximadamente

99.800 MJ/h.

Apesar da perda de energia calculada já representar um valor bastante

expressivo, deve-se ressaltar que a perda real pode ainda ser maior. A razão para

isto é que nos cálculos foi adotada a premissa de que o isolamento térmico da

tubulação se encontra em perfeito estado, supondo-se que a temperatura da

superfície externa, que se encontra em contato com o meio ambiente, se mantém

em 60 oC, conforme foi previsto no projeto. Sabe-se, porém, que durante a operação

nem sempre é possível manter o isolamento térmico em perfeito estado o tempo

todo, o que pode resultar em temperaturas maiores que o valor original de projeto.

O condensado formado em decorrência da perda de calor para o meio

ambiente precisa ser drenado da tubulação, conforme foi discutido no capítulo 2.

Como não há recuperação dessa drenagem, isto representa uma perda de água,

causando déficit no balanço de massa do ciclo de geração de vapor.

O cálculo da perda de condensado nos purgadores referente a essa perda

de calor para o ambiente foi feito com a expressão mostrada a seguir, cujo valor

encontrado foi de 44 t/h.

Onde:

PCP = Vazão da perda de condensado nos purgadores, [kg/h]

i = Indicador do coletor de vapor (1 = vapor de 124 bar; 2 = vapor de 44

bar; 3 = vapor de 16 bar; 4 = vapor de 4,6 bar)

x = Fração da área da tubulação para cada coletor de vapor

hv = Entalpia do vapor nas condições do coletor de vapor, [kJ/kg]

hc = Entalpia do condensado na pressão do coletor de vapor, [kJ/kg]

Qt = Perda total de calor para o ambiente por convecção e radiação da

tubulação, [kJ/h]

PCP = Σ i = 1

n = 4 xi

(hvi - hci) Qt (4.7)


Tabela 4.17 - Perda de energia por convecção e radiação nas tubulações de

distribuição de vapor


Funcionamento inadequado dos purgadores

O funcionamento inadequado dos purgadores pode ser caracterizado de

duas formas:

Por não fazer a remoção do condensado formado na tubulação.

Por permitir a passagem de vapor para o meio externo.

Conforme foi visto no capítulo 2, a formação de condensado nas linhas de

vapor ocorre em função da troca térmica entre a tubulação e o meio ambiente.

Havendo falha do purgador em não remover o condensado, poderá ocorrer dano à

tubulação e aos equipamentos que usam o vapor, em função do escoamento

bifásico em alta velocidade.

Esse tipo de falha dos purgadores causa diminuição da eficiência dos

equipamentos, podendo resultar no aumento do consumo de água e energia do

sistema como um todo. Este efeito, porém, não é abordado neste trabalho, devendo

ser tratado em estudos futuros.

O funcionamento inadequado dos purgadores, por permitirem a passagem

de vapor para o meio externo, afeta diretamente os balanços de massa e energia do

sistema, implicando no aumento dos consumos de água e combustível.

Para fazer a estimativa dessa perda, foi feito um trabalho com uma empresa

especializada na fabricação e manutenção de purgadores (SPIRAX SARCO). Neste

trabalho, foram cadastrados todos os pontos de drenagem de condensado

existentes no sistema de distribuição de vapor, bem como foi feita uma avaliação do

estado operacional de cada ponto e, finalmente, a estimativa das respectivas

perdas.

O trabalho foi realizado em 2004 e a metodologia adotada compreendeu os

seguintes passos:

1) Cadastro de todos purgadores.

2) Avaliação da condição de cada purgador através de aparelho de ultra-

som. Com essas medições, os purgadores foram classificados em um

dos seguintes grupos:

Purgador funcionando corretamente.


Purgador represando o condensado – Os purgadores

classificados nesse grupo estavam falhos por não estarem

drenando o condensado formado.

Purgador dando passagem de vapor – Os purgadores

classificados nesse grupo faziam a drenagem do condensado,

porém quando esta cessava, continuavam descarregando vapor

vivo.

3) Estimativa da perda de vapor em cada purgador identificado como dando

passagem pela avaliação feita com o aparelho de ultra-som. Essa

estimativa foi feita usando-se a figura 2.5 que foi apresentada no capítulo

2 e considerando-se as dimensões do orifício do purgador e as condições

operacionais de pressão do vapor.

A tabela 4.18 apresenta o resultado da apuração das perdas de vapor por

vazamento nos purgadores, compreendendo as plantas de produção da UNIB, as

tubovias internas e as tubovias externas até os limites de bateria das empresas do

Pólo Petroquímico que utilizam esse sistema de suprimento de vapor.

De acordo com esses dados, o sistema de distribuição de vapor possui

Tabela 4.18 – Perda de vapor por vazamento nos pontos de drenagem de condensado

[Fonte: (SPIRAX SARCO, 2004)]


3.380 purgadores, dos quais 1.209 estavam dando passagem, na época em que as

medições foram realizadas, correspondendo a uma perda de vapor de cerca de 42

t/h com a seguinte distribuição: 43% de vapor de 44 bar, 40 % de vapor de 16 bar e

17% de vapor de 4,6 bar.

Observa-se também, nessa tabela, que as tubovias externas apresentam o

maior percentual de purgadores com vazamento e que a perda de vapor nesse

subsistema de distribuição é de cerca de 17 t/h.

A perda de energia referente ao total das perdas de vapor resultantes dos

vazamentos pelos purgadores é da ordem de 127.000 MJ/h.

4.3.6.2. Perda por vazamentos em elementos da tubulação

De um modo geral, a tubulação de um sistema de distribuição de vapor

apresenta um grande número de elementos por onde há possibilidade de ocorrer

vazamentos. Tais elementos como válvulas, flanges, “vents” e drenos são

especificados para assegurar baixos índices de vazamento, desde que a operação e

manutenção sejam feitas de forma adequada.

No caso do sistema de vapor que é objeto de estudo deste trabalho, há um

grande número desses elementos por onde ocorrem vazamentos. Porém,

considerando a diversidade de intensidade desses vazamentos e a falta de critérios

razoáveis para medir ou calcular as respectivas vazões, a estimativa dessas perdas

será feita de forma indireta pelo balanço de massa do sistema de vapor,

comparando-se o montante das saídas de água estimadas para todos os demais

pontos identificados com as vazões de reposição de água para o sistema de

geração, conforme será mostrado no item 4.3.8.

4.3.7. Estimativa das saídas de água do ciclo durante o uso do vapor

Conforme foi visto no capítulo 3, há muitas formas de saída de água do ciclo

de geração decorrentes do uso do vapor. Foi visto também que em muitos desses

usos não há retorno de condensado para o sistema de geração, contribuindo para o

déficit do balanço de massa do sistema e o conseqüente aumento da demanda de

água de fonte externa para fazer a reposição, conforme foi visto no item 4.2.


Essas saídas de água podem ser classificadas em três grupos:

Saídas de água durante o uso do vapor em processos dentro da

UNIB.

Perda pelo alívio do controle de pressão do coletor de 4,6 bar.

Venda de vapor para as empresas do Pólo Petroquímico.

A seguir, será mostrado o detalhamento e a estimativa dessas saídas de

água durante o período de 2002 a 2004.

4.3.7.1. Estimativa das saídas de água durante o uso do vapor em processos dentro da UNIB

Conforme é mostrado no apêndice A, o uso do vapor nos processos dentro

da UNIB ocorre de forma intensa e de modos diversos. Foi visto também no capítulo

3 que em muitos desses usos não há retorno de condensado para o sistema de

geração, pois o vapor ou é usado integralmente pelo processo ou o condensado

resultante tem destino diferente, como reuso na reposição de água em torres de

refrigeração ou simples descarte para o sistema de efluente inorgânico.

Para facilitar a quantificação das saídas de água do ciclo de geração durante

o uso do vapor, as diversas correntes foram classificadas em oito grupos

homogêneos, de acordo com a forma em que o vapor é usado no processo.

A tabela 4.19 apresenta a relação desses grupos, bem como as

metodologias usadas para fazer a estimativa das respectivas vazões, destacando-se

os seguintes aspectos em relação aos dados que foram utilizados para construir

essa tabela:

A maioria das correntes de vapor que compõem a tabela 4.19 ou

possuem medição de vazão ou podem ser estimados de forma indireta

através de cálculos a partir de outras medições do processo.

Enquadra-se no primeiro caso os grupos 1, 3 e 4, cujas correntes de

vapor possuem medição de vazão e encontram-se disponíveis em

bancos de dados com sistema de aquisição automática.


Já no segundo caso enquadra-se o grupo número 2, onde as vazões de

vapor para nebulização dos combustíveis líquidos foram calculadas a

partir das medições de vazão desses combustíveis e do conhecimento

da razão (vazão de vapor)/(vazão de combustível) definida pelo projeto

de cada queimador.

A outra parte das correntes de vapor não possui medição de vazão. Para

esses casos, foram levantados os dados de projeto de cada

equipamento envolvido e adotada a premissa de que estes operam

numa condição fixa. Dessa forma, foram estimadas as vazões de saída

de água do ciclo para os grupos 5, 6, 7 e 8 da tabela 4.19.

Os resultados dessa tabela mostram que cerca de 390 t/h de água saem do

ciclo de geração de vapor dentro da UNIB, referindo-se este montante apenas à

forma em que se dá o uso do vapor.

De acordo com esses resultados, os grupos homogêneos que apresentaram

maior peso foram:

♦ Reuso de condensado como água clarificada – Esse grupo é formado

pelo condensado formado em duas grandes turbinas condensantes,

sendo uma na UTE e outra na planta de olefinas 1. Esse condensado foi

encaminhado para reuso como água clarificada em torres de

resfriamento ou para produção de água desmineralizada na UTA. A

correspondente saída de água do ciclo de geração de vapor esteve

entre 95 e 148 t/h durante o período analisado.

♦ Trocadores de calor em que não há retorno de condensado – Esse

grupo é formado por trocadores de calor localizados no parque de

estocagem e distribuição, onde não há retorno do condensado formado.

Contribuiu com uma perda média de condensado de cerca de 90 t/h.

♦ Injeção de vapor em correntes de processo – Esse grupo compreende

diversos pontos no processo das plantas de Olefinas e Aromáticos onde

há injeção de vapor cujo consumo, além de gerar déficit no balanço de

água, faz aumentar o volume de efluentes do sistema orgânico. Durante

o período de análise, contribuiu com uma vazão média em torno de 60

t/h.


♦ Traços de vapor e estações de uso geral – Predomina nesse grupo o

uso de vapor para manter o aquecimento de linhas por onde escoam

produtos viscosos. Linhas desse tipo encontram-se espalhadas em

muitas áreas operacionais da UNIB e não há sistema para recuperar o

condensado formado pelo uso do vapor. A geração estimada de

condensado nesse grupo foi da ordem de 60 t/h.

4.3.7.2. Alívio pelo sistema de controle de pressão do coletor de vapor de 4,6 bar

Conforme é mostrado no Apêndice A, o sistema de vapor é composto por

quatro coletores em diferentes pressões: 124 bar, 44 bar, 16 bar e 4,6 bar. O coletor

de maior pressão é alimentado diretamente a partir da geração de vapor das

caldeiras e dos fornos de pirólise. A alimentação dos demais coletores é feita a partir

Tabela 4.19 - Saídas de água do ciclo de geração durante o uso do vapor em

processos dentro da UNIB


do vapor exausto proveniente de um grande número de turbinas que têm como

função produzir trabalho mecânico, atendendo a demandas do processo e gerando

energia elétrica.

Cada coletor possui um sistema próprio de controle de pressão que obedece

ao princípio de fechamento do balanço de massa entre a alimentação e o consumo.

A figura 4.6 ilustra como é feito o controle de pressão em cada coletor, cuja

descrição é resumida a seguir:

Para o coletor de vapor de 124 bar, o controle é feito com a variação da

geração de vapor nas caldeiras, de modo a manter o equilíbrio com a

demanda dos usuários nesse nível de pressão.


extração de vapor nos turbo geradores, de modo a manter o equilíbrio

com o montante de consumo dos diversos usuários da UNIB e do Pólo

Petroquímico. Para condições especiais, há ainda válvulas de controle

que reduzem a pressão de uma parte do vapor de 124 bar para 44 bar.


vazão de vapor de 124 bar para os turbo geradores, de modo a manter o

equilíbrio com o montante de consumo dos diversos usuários da UNIB e

do Pólo Petroquímico. Também, para condições especiais, há válvulas

de controle que reduzem a pressão de uma parte do vapor de 44 bar

para 16 bar.

O coletor de vapor de 4,6 bar é alimentado pelo vapor exausto de um

número muito grande de turbinas, de pequeno a grande porte, que

acionam bombas, compressores e ventiladores cujas potências são

determinadas pelos respectivos processos. Há também um número

muito grande de usuários de vapor nesse nível de pressão cujos

consumos são determinados pelas demandas dos processos envolvidos.

Como as necessidades do processo é que determinam as vazões de

entrada e saída de vapor nesse coletor, o controle da pressão é feito da

seguinte forma:


♦ No caso da geração ser menor que o consumo, o controle da

pressão é feito através da abertura de válvula de controle que reduz

a pressão de uma parte do vapor de 16 para 4,6 bar.

♦ No caso da geração ser maior que o consumo, o controle da pressão

é feito pelo lançamento do vapor excedente para a atmosfera.

A situação real mostra que a geração de vapor na pressão de 4,6 bar é

maior que o consumo, fazendo com que haja sempre um excedente que é lançado

na atmosfera através do sistema de controle de pressão, conforme ilustra a figura

4.6.

Há medição confiável da vazão desse excedente de vapor que é lançado na

atmosfera. Um sistema de aquisição automática de informações do processo faz o

armazenamento dessas vazões em um banco de dados. Usando os dados históricos

armazenados nesse banco, foi feito o levantamento das vazões no período entre

2002 e 2004, obtendo-se os resultados apresentados na tabela 4.20.

Figura 4.6 - Controle de pressão dos coletores de vapor


Esses resultados mostram que as perdas de vapor de 4,6 bar para a

atmosfera, no período analisado, foram muito grandes. Mostram também que as

perdas apresentaram grandes variações entre os meses de um mesmo período, o

que pode ter relação com alterações no processo como:

Variação de carga nas plantas industriais de produção;

Mudança das condições operacionais;

Variação do número de turbinas em operação e que geram vapor de

4,6 bar como vapor de exausto.

Tabela 4.20 - Perdas de vapor lançado na atmosfera pelo sistema de controle de

pressão do coletor de 4,6 bar


Outra observação importante sobre os dados da tabela 4.20 refere-se à

tendência decrescente das perdas de vapor de 4,6 bar para a atmosfera, ao longo

do período entre 2002 e 2004. Essa significativa redução foi fruto de um trabalho

voltado para a minimização dessa perda, o qual será mostrado no capítulo 5.

Quanto às perdas de energia associadas com o vapor de 4,6 bar lançado

na atmosfera, a tabela 4.21 sumariza os resultados.

4.3.7.3. Venda de vapor para as empresas do Pólo Petroquímico

A maioria das empresas do Pólo Petroquímico consome vapor produzido

pela UNIB. São 28 empresas que recebem vapor superaquecido nas pressões de 16

bar e de 44 bar. O suprimento é feito por meio de tubovias que cobrem grandes

distâncias.

Tabela 4.21 - Perdas de energia associadas com o vapor lançado na atmosfera pelo

sistema de controle de pressão do coletor de 4,6 bar


Apesar da maioria desses consumos serem expressivos, há um ponto

comum em todas as empresas: em nenhuma há retorno de condensado para o

sistema de geração de vapor da UNIB.

A tabela 4.22 apresenta o montante do suprimento de vapor que foi feito

pela UNIB às empresas do Pólo Petroquímico no período de 2002 a 2004. Observa-

se que a maior parcela foi de vapor de 16 bar, com uma participação de cerca de

60%, e que o suprimento total apresentou médias anuais estáveis, variando entre

419 e 454 t/h.

4.3.8. Balanço de água no sistema de vapor

As estimativas das vazões de saída de água do sistema de vapor em cada

fase do ciclo, que foram apresentadas neste capítulo, encontram-se sumarizadas na

tabela 4.23. Na penúltima linha dessa tabela encontram-se, também, as vazões de

reposição de água desmineralizada que foram usadas para fechar os balanços de

massa do sistema de vapor nos períodos correspondentes, para compensar as

vazões de saída de água desse sistema. Essas vazões foram apresentadas na

tabela 4.4.

Comparando-se o montante das vazões de saída de água apuradas em

cada período para as fases do ciclo com as respectivas vazões efetivas de reposição

de água desmineralizada, obtém-se as diferenças cujos valores encontram-se

expressos na última linha da tabela 4.23.

Tabela 4.22 - Suprimento de vapor feito pela UNIB às empresas do Pólo

Petroquímico


Conforme foi comentado no item 4.3.6.2, o sistema de geração e distribuição

de vapor é muito extenso e apresenta um grande número de elementos em que há

vazamento de vapor. Como não foi possível estimar esses vazamentos de forma

direta, com dados específicos dos elementos por onde ocorrem as fugas de vapor,

pode-se atribuir às diferenças encontradas na comparação dos balanços da tabela

4.23 como sendo devidas aos vazamentos existentes no sistema.

Tabela 4.23 - Comparação entre a reposição de água desmineralizada no sistema de vapor

e o somatório das saídas de água desse sistema sem considerar os

vazamentos pelos elementos da tubulação


4.4. OPORTUNIDADES PARA REDUÇÃO DAS PERDAS DE ÁGUA E ENERGIA

A estimativa das vazões de saída de água do sistema de vapor em cada

fase do ciclo de geração, distribuição e uso mostrou que as mesmas são

expressivas. A tabela 4.24 apresenta um resumo desses resultados, na qual se pode

ter uma visão geral do sistema e a indicação de quais são as formas de saída de

água que mais afetam o balanço de massa.

De acordo com esses resultados, a fase do ciclo referente ao uso do vapor

foi onde ocorreram as maiores vazões de saída de água do sistema, sendo estas

saídas compostas de duas parcelas: uso do vapor dentro da UNIB e uso do vapor

pelas empresas do Pólo.

Figura 4.24 - Distribuição das formas de saída de água em cada fase do ciclo

de geração, distribuição e uso do vapor


Dentro da UNIB, as vazões foram crescentes ao longo do período analisado,

variando de 406 t/h em 2002 para em torno de 430 t/h nos anos subseqüentes. Já

em relação às empresas do Pólo Petroquímico, as vendas de vapor, que

correspondem a saídas de água do sistema, apresentaram ligeiro declínio ao longo

do período, variando de 454 t/h em 2002 para em torno de 420 t/h nos anos

seguintes.

As duas outras fases do ciclo – geração e distribuição de vapor –

apresentaram vazões bem menores. Em ambos os casos, as vazões médias anuais

de saída de água do ciclo ficaram em torno de 100 t/h.

No caso do sistema de geração de vapor, as vazões de saída de água do

ciclo foram determinadas pelas purgas das caldeiras e dos fornos de pirólise das

plantas de Olefinas 1 e Olefinas 2. Estas purgas apresentaram tendências distintas

ao longo do período de 2002 a 2004, conforme ilustra a figura 4.7. Enquanto as

saídas de água pela purga das caldeiras foram decrescentes ao longo do período,

os fornos de pirólise da planta de Olefinas 1 apresentaram tendência oposta. Já os

fornos da planta de Olefinas 2 apresentaram resultados estáveis.

Conforme os dados da tabela 4.24, as vazões de saída de água do sistema

de vapor são muito grandes. Para fazer a classificação das oportunidades para

redução das perdas de água e energia, estas correntes foram agrupadas em três

categorias:

Figura 4.7 - Saídas efetivas de água do ciclo de geração de vapor através dos sistemas de purga


1) Saída de água pelo não retorno de condensado do vapor vendido para

28 empresas do Pólo Petroquímico.

2) Saída de água pela injeção de vapor em correntes do processo dentro

da UNIB.

3) Perda de água decorrente das perdas de vapor e condensado no

sistema de geração, distribuição e uso do vapor.

No primeiro grupo, as vazões de saída de água pelo não retorno de

condensado do vapor vendido para as empresas do Pólo Petroquímico são bastante

expressivas, representando cerca de 40% da necessidade de reposição de água

desmineralizada para o sistema de vapor. O uso do vapor nessas empresas, porém,

se destina ao atendimento de demandas dos diversos processos, carecendo de

análises específicas, em cada caso, para identificar se há formação de condensado

e se há possibilidade de retorno para o sistema de geração de vapor. Como neste

trabalho essa análise não foi feita e considerando o montante das vazões

envolvidas, recomenda-se a realização de estudos futuros para tratar desse assunto.

No segundo grupo, as vazões de saída de água resultantes da injeção de

vapor em correntes do processo dentro da UNIB são também expressivas,

representando cerca de 10% da reposição de água desmineralizada para o sistema

de geração de vapor. Porém, não se pode dizer que essas correntes representam

perdas de água e energia, visto que se destinam a atender necessidades

específicas do processo. Análises nesses processos poderão indicar oportunidades

para redução da demanda desse tipo de uso do vapor, com a conseqüente

diminuição das vazões de saída de água do sistema. Recomenda-se, portanto, a

realização de estudos futuros para tratar desse assunto.

No terceiro grupo, as vazões de saída de água decorrentes das perdas de

vapor e condensado para o ambiente são bastante expressivas, representando

cerca de 50% da necessidade de reposição de água desmineralizada para o sistema

de geração de vapor. Ao contrário dos dois primeiros grupos, essas correntes

representam perdas de água e energia que ocorrem fora de qualquer demanda dos

processos, estando associadas a alguma disfunção do sistema de vapor. Trata-se

de perdas múltiplas e espalhadas nas três fases do ciclo do vapor: geração,

distribuição e uso.


Para classificar as oportunidades para redução dessas perdas, segundo

uma ordem que permita apontar as prioridades, a relevância de cada oportunidade

foi determinada considerando-se quatro diferentes aspectos: perda de água, perda

de energia, emissão equivalente de gás de efeito estufa (CO2) e custo.

As relevâncias de cada oportunidade referentes aos dois primeiros aspectos

– perda de água e perda de energia – já foram demonstradas nos itens deste

capítulo em que cada perda foi analisada. Quanto às relevâncias para os dois

últimos aspectos, a determinação foi feita conforme a descrição apresentada a

seguir.

Emissão equivalente de gás de efeito estufa (CO2)

O cálculo da emissão equivalente de CO2 foi feito a partir da estimativa da

perda de energia e considerando-se a premissa de que toda fonte primária de

energia para geração de vapor provém da queima de combustível que contém

carbono na estrutura molecular.

A expressão usada para fazer o cálculo da emissão equivalente de CO2 foi a

seguinte:

Onde:

ECO2 = Vazão da emissão equivalente de CO2, [t/ano].

PE = Perda de energia, [GJ/ano].

fC = Fração mássica de carbono no combustível OCA1, [kg/kg].

PMCO2 = Massa molecular do CO2, [g/g-mol].

η = Eficiência energética na geração de vapor, [%].

PMC = Massa atômica do carbono, [g/g-mol].

PCIOCA1 = Poder calorífico inferior do óleo combustível OCA1, [kJ/kg].

ECO2 = 105 PE fC PMCO2

η PMC PCIOCA1 (4.8)


Nos cálculos, foi considerado como combustível o óleo combustível OCA1

com poder calorífico inferior (PCI) de 40.000 kJ/kg e com uma fração mássica de

carbono igual a 0,9. Foi considerada, também, uma eficiência energética na geração

de vapor de 90% com base no PCI.

Custo

O cálculo do custo associado a cada oportunidade foi feito considerando-se

que este é composto de duas parcelas: custo da perda de energia e custo da

reposição de água desmineralizada para compensar a perda de massa.

CPAGD = 10-3 PA * CAGD (4.11)

Onde:

COP = Custo das perdas associadas com a oportunidade, [Mil R$/ano].

CPE = Custo da perda de energia, [Mil R$/ano].

CPAGD = Custo da reposição de água desmineralizada para compensar a

perda de massa, [Mil R$/ano].

COCA1 = Custo do óleo combustível OCA1, [R$/t].

CAGD = Custo da água desmineralizada, [R$/t].

PA = Perda de água, [t/ano].

Para o cálculo dos custos das perdas, foram considerados os seguintes

valores:

Custo do óleo combustível OCA1 = 700 R$/t

Custo da água desmineralizada = 1,17 R$/t

COP = CPE + CPAGD (4.9)

(4.10) CPE = 105 PE COCA1

η PCIOCA1


A tabela 4.25 apresenta a relação das oportunidades para redução das

perdas de água e energia no sistema de vapor com as respectivas relevâncias das

perdas associadas, considerando-se os quatro aspectos definidos acima: perda de

água, perda de energia, emissão equivalente de gás de efeito estufa (CO2) e custo.

Os cálculos foram realizados com base nos dados mais recentes do período

analisado, o ano de 2004. Os resultados mostram o efeito que seria obtido se cada

perda fosse completamente eliminada.

Os resultados da tabela 4.25 mostram que a perda total de água no sistema

de vapor para o ambiente em 2004 foi da ordem de 3,4 milhões de toneladas,

correspondendo a uma média de 380 t/h. A maior parcela foi o não retorno de

condensado gerado em sistemas de troca térmica, incluindo trocadores de calor,

Tabela 4.25 - Relevância das oportunidades para redução das perdas de água e

energia no sistema de vapor, com base nos dados de 2004


traços de vapor em linhas que operam com produtos viscosos e estações de uso

geral de vapor de baixa pressão.

Quanto às perdas de energia para o meio ambiente, o montante em 2004 foi

da ordem de 4,1 milhões de GJ, correspondendo a uma média de 470 GJ/h, sendo a

maior parcela referente às perdas de vapor pelo funcionamento deficiente dos

purgadores. Outras grandes perdas de energia foram:

Perda de calor para o ambiente através do isolamento térmico da

tubulação de distribuição de vapor.

Perda de vapor pelo sistema de controle de pressão do coletor de 4,6

bar.

Perda de vapor por vazamentos na tubulação (excluindo-se os

purgadores).

Purga dos fornos da planta de Olefinas 1.

A emissão de CO2 equivalente às perdas de energia foi de cerca de 377 mil

t/ano. As parcelas mais relevantes que compõem esse montante correspondem às

mesmas oportunidades que foram apresentadas acima para as perdas de energia.

O montante dos custos das perdas de água e energia para o ambiente em

2004 pelo sistema de vapor foi de cerca de R$ 84 Milhões. Este montante foi

composto de duas parcelas: R$ 80 Milhões referentes às perdas de energia e R$ 4

Milhões referentes às perdas de água, tendo sido essas parcelas calculadas com as

expressões (4.10) e (4.11), respectivamente.

As oportunidades para redução das perdas de água e energia para o

ambiente, que foram apresentadas na tabela 4.25, encontram-se classificadas em

ordem decrescente em relação à relevância do aspecto custo. Comparando-se a

seqüência desse aspecto com a dos demais, percebe-se que as seqüências dos

aspectos perda de energia e emissão equivalente de CO2 são quase as mesmas

que do aspecto custo, enquanto que a seqüência do aspecto perda de água é bem

diferente.

Observando-se os dados da tabela 4.25, percebe-se que não é possível

estabelecer-se um único aspecto para definir a seqüência de prioridades na

elaboração de um plano de ação para reduzir as perdas num sistema de vapor. É


necessário que os aspectos apresentados nessa tabela sejam conjuntamente

considerados, para evitar que questões relevantes deixem de ser consideradas.

Por exemplo, se apenas o critério custo for utilizado para priorizar as ações

que irão tratar as perdas que foram identificadas neste trabalho, a oportunidade

número 9 da tabela 4.25 (perda pelo não retorno do condensado gerado em

trocadores de calor), com uma perda de cerca de 1,36 milhões de t/ano de água,

estaria entre as últimas a serem tratadas, pois o custo anual de R$ 1,582 Milhões

com a água desmineralizada para reposição é relativamente baixo, quando se

compara com os custos relacionados com as demais oportunidades.

Outro aspecto que precisa ser considerado na elaboração do plano de ação

é o grau de dificuldade para tratar cada perda, sendo este traduzido pela

disponibilidade de tecnologia e pelo investimento requerido.

Capítulo 5 138

5. TRABALHOS REALIZADOS PARA REDUZIR PERDAS

5.1. INTRODUÇÃO

Nesse capítulo serão apresentados dois trabalhos que foram realizados com

o objetivo de reduzir perdas de água e energia no sistema de vapor. Esses trabalhos

foram desenvolvidos a partir de 2003 e os seus efeitos na melhoria do desempenho

global desse sistema foram percebidos durante a realização dos balanços

realizados.

O primeiro teve como foco de atenção a redução da purga das caldeiras,

tendo sido parte de um conjunto de atividades que foram implementadas nesses

geradores de vapor para melhoria da eficiência energética. O segundo trabalho teve

como objetivo reduzir o lançamento de vapor de 4,6 bar para a atmosfera pelo alívio

do sistema de controle de pressão.

Em tais trabalhos, a metodologia utilizada compreendeu as seguintes

etapas:

Levantamento de dados do processo e quantificação das perdas.

Análise do processo e identificação das variáveis chaves – aquelas

que mais afetam as perdas que se estava querendo reduzir.

Identificação das causas-raiz que levam as variáveis chaves do

processo a atingirem as faixas que geram a perda.

Identificação de ações para tratar as causas-raiz, minimizando ou

eliminando os seus efeitos.

Quantificação dos resultados obtidos com a implantação das

melhorias.

5.2. REDUÇÃO DA PURGA DAS CALDEIRAS

Conforme foi mostrado no capítulo 2, a purga é uma perda inerente ao

processo de geração de vapor, pois faz parte do controle químico da água da

Trabalhos Realizados para Reduzir Perdas 139

caldeira. Esta perda ocorre para manter as concentrações das impurezas dentro de

limites que não causem danos nem para a caldeira nem para os equipamentos que

usam o vapor. O que se discute, porém, é a necessidade de um controle sistemático

sobre os parâmetros que determinam esses limites, de modo que a purga possa ser

gerenciada e mantida nos menores valores possíveis (HARRELL, 2002).

5.2.1. Tratamento químico da água das caldeiras

Para manter sob controle os parâmetros químicos relevantes para a

segurança das caldeiras, o tratamento aplicado é composto de várias etapas, a

saber:

♦ Desaeração térmica da água desmineralizada e do condensado que

compõem a água de alimentação das caldeiras – Esse processo tem

como objetivo remover o oxigênio e CO2 dissolvidos e consiste no

aquecimento da água até o ponto de saturação por contato direto com a

injeção de vapor de 4,6 bar.

♦ Dosagem contínua de produtos químicos na água do desaerador, – Os

produtos químicos dosados nesse ponto têm dois objetivos: (1) reagir

quimicamente com qualquer traço de oxigênio remanescente da

desaeração térmica e garantir a ausência dessa impureza na água de

alimentação das caldeiras; (2) neutralizar os gases ácidos

remanescentes da desaeração.

♦ Dosagem de fosfato tri-sódico e mono-sódico na água do tubulão de

cada caldeira – A dosagem desses produtos tem como objetivo fazer o

controle congruente do fosfato, de modo a manter a razão das

concentrações de Na/PO4 na água de cada caldeira entre 2,3 e 2,6 e ao

mesmo tempo manter o pH entre 9,1 e 9,6. A aplicação desse programa

de tratamento químico evita a presença de soda livre ou de ácidos

(COSTA e BRESTEL, 1989), evitando assim a ocorrência de corrosão.

♦ Realização de purga – Complementando o controle químico, é mantida

uma retirada contínua da água da caldeira a partir da fase líquida do


tubulão superior. Esta retirada tem como função manter as

concentrações das impurezas abaixo dos limites de segurança

preestabelecidos.

Uma das impurezas de maior interesse é a sílica, conforme foi discutido no

capítulo 2, pois além de poder causar danos para a caldeira, pode ser arrastada pelo

vapor e causar danos às turbinas. Usando-se a figura 3.2 e considerando-se a

pressão de operação da caldeira de 124 bar, encontra-se que, para um pH de 9,5, o

limite máximo de concentração de sílica na água da caldeira é de 1 ppm.

Para complementar o programa de tratamento, a monitoração dos

parâmetros químicos da água das caldeiras é feita segundo os limites apresentados

na tabela 5.1.

Tabela 5.1 – Parâmetros químicos da água de caldeira

Parâmetro Limite ou faixa de

controle

pH 9,1 – 9,6

Fosfato (ppm) 2 – 6

Condutividade (μS/cm) < 50

Sílica (ppb) < 1000

Cloreto (ppb) < 1000

5.2.2. Implantação de ações para redução da purga

Durante a análise do processo foram identificados alguns fatores que faziam

com que a purga das caldeiras fosse maior que a necessária. Dentre estes, os

principais foram:


Falta de medição da vazão de purga de cada caldeira e de sistemática

para sua determinação por método indireto.

Oscilação da qualidade da água desmineralizada que faz a reposição do

inventário do sistema.

A falta de referência em termos da vazão de purga, fazia com que o

operador adotasse uma postura conservadora em relação às concentrações das

impurezas na água das caldeiras. Assim, o parâmetro condutividade da água da

caldeira, que é um indicador do teor de sais dissolvidos (HARRELL, 2002), era

mantido bem abaixo do limite máximo permitido de 50 μS/cm, conforme pode ser

observado na figura 5.1.

Da mesma forma, em relação à sílica, as concentrações tanto na água das

caldeiras quanto no vapor produzido eram mantidas excessivamente abaixo dos

limites permitidos, conforme mostram as figuras 5.2 e 5.3, respectivamente.

Figura 5.1 – Condutividade da água das caldeiras no período anterior a sistemática

de acompanhamento e monitoração da purga


Figura 5.2 – Concentração de sílica na água das caldeiras

Figura 5.3 – Concentração de sílica no vapor produzido pelas caldeiras


O critério adotado em manter esses parâmetros químicos bem abaixo dos

limites permitidos estava correto sob o ponto de vista da segurança operacional, pois

fazia com que as concentrações das impurezas dissolvidas permanecessem bem

afastadas dos limites que poderiam causar algum tipo de dano. Porém, não

explorava a possibilidade de se otimizar a purga e ainda manter esses parâmetros

em faixas seguras, evitando-se perdas desnecessárias de água e energia, além do

maior consumo de produtos químicos.

Visando estabelecer uma sistemática de gestão sobre a purga das caldeiras,

de modo que fosse possível reduzir as perdas e ao mesmo tempo manter os

parâmetros químicos dentro de faixas seguras, foi desenvolvido um modelo de

acompanhamento para permitir ao operador ter mais domínio sobre os fatores

envolvidos nesse processo. Os principais pontos desse modelo foram:

Aumento da freqüência das análises das impurezas que concentram na

água das caldeiras.

Registro gráfico dos dados analíticos da água das caldeiras (pH, fosfato,

condutividade, sílica e cloreto) em local visível e próximo ao painel de

controle.

Mudança do critério para o ajuste da purga, passando-se a buscar a

minimização dessa perda sem que os parâmetros químicos saíssem das

respectivas faixas de segurança.

Cálculo da purga de cada caldeira e registro gráfico feito pelo próprio

operador.

O cálculo da purga passou a ser feito através do balanço de massa de uma

espécie química no volume de controle da caldeira, utilizando-se a

expressão (4.2) que foi apresentada no capítulo 4.

Com essa sistemática de acompanhamento do processo, e tendo-se como

propósito reduzir as perdas de água e energia, foi possível diminuir a purga das

caldeiras de forma significativa, conforme pode ser observado pela comparação das

figuras 5.4 e 5.5.


Figura 5.4 - Purga das caldeiras no período anterior a implantação da sistemática

para minimização das perdas

Figura 5.5 - Purga das caldeiras após a implantação da sistemática para minimização

das perdas


A análise estatística dos dados que geraram a figura 5.4 mostra que estes

seguem uma distribuição de freqüências normal, segundo o critério de eliminação

dos dados espúrios de Chauvenet apresentado por Vuolo (1996). Fazendo-se a

análise dos dados que geraram a figura 5.5, usando-se o mesmo critério, chega-se à

conclusão de que estes também seguem uma distribuição normal. A figura 5.6

mostra os histogramas desses dados.

Visando constatar se há diferença significativa entre as médias das purgas

das caldeiras nos períodos anterior e posterior à implantação dos trabalhos para

minimização das perdas, foi realizado o Teste-Z de Hipótese para Diferença entre

Médias apresentado por Lapponi (2000), considerando-se uma significância α =

0,05. Os resultados deste teste encontram-se sumarizados na tabela 5.2, de onde

se conclui que a hipótese nula (H0) de que as médias nos dois períodos são iguais

deve ser rejeitada, visto que o valor de z-observado foi bem maior que o valor de z-

crítico definido pela significância α considerada. Portanto, de acordo com esses

dados, se deve aceitar a hipótese alternativa (H1) de que as médias das purgas nos

dois períodos são diferentes.

Assim, a análise estatística dos dados que geraram a figura 5.4 mostra que,

para um intervalo de confiança de 95 %, a média das purgas das caldeiras antes da

Figura 5.6 - Histogramas dos dados referentes à purga das caldeiras. (a) período anterior

à implantação do trabalho para minimização das perdas; (b) período posterior

à implantação desse trabalho.


implantação da sistemática de acompanhamento era de 3,87 %, apresentando uma

incerteza de + 0,12 %. A mesma análise para os dados da figura 5.5 mostra que a

média das purgas das caldeiras, após a implantação da sistemática de

acompanhamento, passou a ser de 1,47 % e com uma incerteza de + 0,02 %.

Quanto às impurezas dissolvidas na água das caldeiras, a figura 5.7 mostra

como ficou a condutividade, após a implantação da sistemática de acompanhamento

e monitoração para redução das purgas. Observa-se que a faixa de variação

aproximou um pouco mais do limite de 50 μS/cm, mas que ainda permaneceu em

uma faixa segura.

Tabela 5.2 - Teste-Z: duas amostras para médias (purga das caldeiras)

Dados anteriores Dados posterioresMédia 3,866941233 1,473609937Variância conhecida 1,497 0,578Observações 640 4477Hipótese da diferença de média 0z observado 48,17431696P(Z<=z) uni-caudal 0z crítico uni-caudal 1,644853P(Z<=z) bi-caudal 0z crítico bi-caudal 1,959961082

Figura 5.7 – Condutividade da água das caldeiras após a implantação da sistemática

de acompanhamento para redução da purga


A análise estatística dos dados que geraram as figuras 5.1 e 5.7 mostra que

estes seguem distribuições normais, conforme pode ser observado nos Histogramas

apresentados na figura 5.8.

Visando constatar se há diferença significativa entre as médias nos períodos

anterior e posterior à implantação dos trabalhos para minimização das perdas, foi

realizado o Teste-Z de Hipótese para Diferença entre Médias apresentado por

Lapponi (2000), considerando-se uma significância α = 0,05. Os resultados deste

teste encontram-se sumarizados na tabela 5.3, de onde se conclui que a hipótese

nula (H0) de que as médias nos dois períodos são iguais deve ser rejeitada, visto

que o valor de z-observado foi bem menor que o valor de z-crítico definido pela

significância α considerada. Portanto, de acordo com esses dados, se deve aceitar a

hipótese alternativa (H1) de que as médias das purgas nos dois períodos são

diferentes.

Assim, a análise estatística dos dados que geraram a figura 5.1 mostra que,

para um intervalo de confiança de 95 %, a média da condutividade da água das

caldeiras, antes da implantação da sistemática de acompanhamento, era de 24,28

μS/cm, apresentando uma incerteza de + 0,26 μS/cm. A mesma análise para os

dados da figura 5.7 mostra que a média da condutividade da água das caldeiras,

Figura 5.8 - Histogramas dos dados referentes à condutividade da água das caldeiras.

(a) período anterior à implantação do programa para minimização das perdas;

(b) período posterior à implantação desse programa.


após a implantação da sistemática de acompanhamento, aumentou para 30,66

μS/cm, apresentando uma incerteza de + 0,24 μS/cm.

5.2.3. Ganhos obtidos com a redução da purga das caldeiras A redução da purga das caldeiras, conforme foi demonstrada pela

comparação das figuras 5.4 e 5.5, trouxe ganhos significativos na diminuição da

demanda de água de reposição bem como na redução da perda de energia. Além

dos ganhos ambientais diretamente relacionados com essa melhoria operacional,

houve também ganho econômico, traduzindo-se na redução de custos.

A tabela 5.4 apresenta os ganhos obtidos. Para construir esta tabela, foi

considerada como referência uma geração média de vapor de 124 bar de 1.100 t/h,

que é muito próxima do valor médio do período de 2002 a 2004.

Os valores da coluna A, para cada item da tabela 5.4, foram calculados para

uma geração de vapor de 1.100 t/h e as caldeiras operando com uma purga média

de 3,87 %, que foi o valor apurado para o período anterior à implantação das

melhorias para a diminuição da purga. Os valores da coluna B foram também

calculados usando os mesmos critérios, só que considerando uma purga média de

1,47 % que foi o valor apurado para o período posterior à implantação das

melhorias.

O efeito da redução da purga sobre cada item da tabela é obtido através da

diferença entre os valores das colunas A e B. Assim, observa-se que houve uma

diminuição de 28 t/h na vazão de purga das caldeiras, o que resultou numa redução

Tabela 5.3 - Teste-Z: duas amostras para médias (condutividade da água das caldeiras)


equivalente da demanda de água desmineralizada para reposição do inventário do

sistema.

Além da redução da demanda de água, a diminuição da purga trouxe

também outros ganhos:

Redução de 38.805 MJ/h na perda de energia pela purga das

caldeiras, correspondendo a uma diminuição da queima de 970 kg/h

de óleo combustível tipo OCA1 e 28.000 t/ano a menos de CO2

lançado na atmosfera.

Notas: (1) - Custo da água desmineralizada para reposição do inventário do sistema de

geração de vapor, incluindo os custos com os produtos químicos usados no

tratamento: 1,17 R$/t.

(2) - Foi considerado OCA1 com poder calorífico inferior de 40.000 kJ/kg.

(3) - Custo do OCA1: 700 R$/t

Tabela 5.4 - Ganhos com a redução da purga das caldeiras.


Redução dos custos com água desmineralizada e produtos químicos

de 32,61 R$/h.

Redução dos custos com óleo combustível de 679,08 R$/h.

A redução total dos custos com água, produtos químicos e óleo combustível

perfaz um total de 711,69 R$/h ou de 6,2 milhões de R$/ano. Deve-se ressaltar que

para a obtenção desses resultados não foi feito nenhum investimento de capital,

tendo ocorrido apenas um aumento do número de análises de laboratório com um

custo adicional estimado de R$ 20.000 por ano.

5.3. REDUÇÃO DA PERDA DE VAPOR DE 4,6 BAR PARA ATMOSFERA

Conforme foi visto no capítulo 4, o controle da pressão em cada coletor de

vapor obedece ao princípio de fechamento do balanço de massa entre a geração e o

consumo. No caso do coletor que opera com pressão mais baixa (4,6 bar), foi visto

que a geração de vapor é maior que o consumo, fazendo com que haja sempre um

excedente que é lançado na atmosfera através do sistema de controle de pressão.

5.3.1. Balanço de massa no coletor de vapor de 4,6 bar

Através da análise dos diversos processos, pode-se encontrar um grande

número de fontes geradoras de vapor na pressão de 4,6 bar. Para facilitar a

apresentação nesse trabalho, as diversas fontes geradoras foram classificadas nos

seguintes grupos:

Turbinas que recebem vapor em 44 bar e têm o exausto em 4,6 bar.

Turbinas que recebem vapor em 16 bar e têm o exausto em 4,6 bar.

Vasos que fazem expansão de condensado e geram vapor de 4,6 bar.

Da mesma forma, os diversos consumidores de vapor na pressão de 4,6 bar

podem ser classificados nos seguintes grupos:

Desaeradores da água de alimentação das caldeiras.

Desaeradores da água de alimentação dos fornos.


Trocadores de calor do processo.

Preaquecedores de ar das caldeiras.

Turbogerador para geração de energia elétrica.

Injeção de vapor em correntes de processo.

A partir dos dados de projeto das fontes geradoras e dos consumidores de

vapor na pressão de 4,6 bar, foi construída a tabela 5.5 na qual é apresentado o

balanço de massa esperado para o coletor de vapor nessa pressão.

De acordo com os dados da tabela 5.5, a geração total de vapor de 4,6 bar

esperada na condição básica de projeto seria de 623 t/h, enquanto que o consumo

Tabela 5.5 - Balanço de massa no coletor de vapor de 4,6 bar


total seria de 527 t/h. Com isto, haveria um excedente de 96 t/h vapor nesta pressão

que seria lançado na atmosfera através do sistema de controle.

O balanço, com os dados de projeto apresentados na tabela 5.5, mostra

coerência com a condição operacional atual, uma vez que o ciclo de vapor da UTE já

não tem capacidade para absorver reciclo energético, o que leva ao alívio de

quantidades significativas de vapor de 4,6 bar para atmosfera (ALMEIDA, 2005).

5.3.2. Levantamento de dados do processo

Conforme foi relatado no capítulo 4, existe medição da vazão de vapor que é

lançado na atmosfera pelo sistema de controle de pressão, sendo essas

informações coletadas e armazenadas automaticamente por um sistema de

aquisição de dados.

Visando o entendimento da dinâmica do coletor de vapor de 4,6 bar, foi feito

o levantamento histórico das vazões médias diárias de perda para a atmosfera,

cujos dados são apresentados na figura 5.9.

Os dados desta figura mostram que as vazões da perda de vapor foram

bastante elevadas, superando muitas vezes a previsão de projeto mostrada no item

anterior. Observou-se também que essas vazões apresentaram grande variação,

sugerindo que há fatores importantes no processo que mudam ao longo do tempo,

fazendo com que a diferença entre geração e consumo de vapor nesse nível de

pressão seja muito instável.

Observando-se a tabela 5.5, percebe-se que mais de 90 % do vapor gerado

na pressão de 4,6 bar provém do exausto de turbinas, que são equipamentos que se

destinam a atender as demandas de potência do processo. Já entre os

consumidores de vapor nessa pressão, há um claro predomínio do uso para atender

demandas térmicas do processo.

Pelas características dos processos petroquímicos, nem as demandas de

potência nem as demandas térmicas são estáveis o tempo todo, podendo estar

sujeitas a oscilações decorrentes de diversos fatores como: variação de carga da

planta, mudança da condição operacional e tempo de campanha. Assim, turbinas,

trocadores de calor e os demais equipamentos que usam vapor podem apresentar


demandas variáveis ao longo do tempo, conforme as necessidades do processo e

influenciando de forma significativa o balanço de massa do sistema de vapor.

Portanto, o conhecimento da dinâmica do processo permite o entendimento

de como funciona um sistema como o coletor de vapor de 4,6 bar e cria

possibilidade pra que ações sejam tomadas no sentido de minimizar o excedente

resultante da diferença entre geração e consumo.

5.3.3. Implantação de ações para redução da perda

Ao analisar a tabela 5.5, percebeu-se que havia duas alternativas para

equilibrar o balanço de vapor no coletor de 4,6 bar:

1) Aumentar o consumo desse vapor no processo.

2) Reduzir a geração desse vapor como exausto nas turbinas.

A implantação de ações com base na alternativa 1 iria requerer análise de

integração energética nos processos para identificar novos usuários de vapor nessa

pressão. Essa rota passou a ser foco de atenção e tema para o desenvolvimento de

estudos específicos, mas que não foram tratados nesse trabalho.

Figura 5.9 - Vazão de vapor para atmosfera pelo sistema de controle de pressão do

coletor de 4,6 bar antes das medidas para reduzir perdas


A análise da alternativa 2 mostrou a possibilidade de se reduzir a geração de

vapor de 4,6 bar através da substituição de uma parte da potência fornecida por

turbinas pelo uso de motores elétricos. Esta alternativa parecia oferecer

oportunidades de implantação de ações de curto prazo e sem investimento, motivos

pelos quais foi tratada prioritariamente.

Foi visto, porém, que esta alternativa apresentava restrição, uma vez que

para diminuir a geração de vapor de baixa pressão (4,6 bar), diminui também o

consumo de vapor nos níveis de pressão intermediários – 44 bar e 16 bar –,

limitando a geração de energia elétrica nos turbogeradores. Esta restrição, porém

não inviabilizou a aplicação da alternativa, visto que havia folga no sistema elétrico

suficiente para absorver a nova configuração.

O ponto chave desta possibilidade estava no fato de que a maior parte das

57 turbinas quantificadas na tabela 5.5 – e que geram vapor de 4,6 bar no exausto –

já operavam em paralelo com motores elétricos, acionando equipamentos rotativos

que desempenham a mesma função no processo. Ocorre, porém que, sob o ponto

de vista da segurança do processo, o acionamento com turbina é mais confiável que

com motor elétrico, uma vez que o suprimento de vapor é menos sujeito a falha que

o suprimento de eletricidade (ALMEIDA, 2005).

A questão era, portanto, fazer a análise do processo em cada caso visando

identificar onde seria possível manter a turbina parada e o motor elétrico operando.

Para fazer esta análise, foram considerados os seguintes aspectos:

Capacidade dos equipamentos acionados com motor elétrico em

atender a demanda do processo.

Existência de sistema de partida automática da turbina para a

eventualidade de falha do sistema elétrico.

Tolerância do processo a eventual perturbação advinda de falha na

comutação entre o motor elétrico e a turbina.

Após esta análise, foram identificadas 23 turbinas que poderiam ficar na

reserva (aquecidas, com baixa rotação e prontas para entrar em operação), sendo

as demandas de potência, por parte do processo, atendidas pelos respectivos

motores elétricos. A permanência destas turbinas na reserva resultaria num

potencial de redução de cerca de 110 t/h na geração de vapor de 4,6 bar, tendo


como contrapartida um aumento do consumo de energia elétrica de cerca de 3,9

MW.

Para viabilizar esta nova forma de operação e mantê-la na maior parte do

tempo, foram implantadas duas ações:

Estabelecimento de sistemática para gestão do estado operacional

dos equipamentos turbinados e motorizados que operam em paralelo

e desempenham a mesma função no processo.

Revisão do plano de manutenção preventiva desses equipamentos

turbinados e motorizados, visando mantê-los na condição operacional

ótima na maior parte do tempo.

Com a implantação da nova forma de operação destes equipamentos

turbinados e motorizados, foi possível reduzir bastante o excedente de vapor

lançado na atmosfera, conforme pode ser comprovado pela comparação das vazões

médias diárias apresentadas nas figuras 5.9 e 5.10.

A análise estatística dos dados que geraram a figura 5.9 mostra que estes

seguem uma distribuição de freqüências normal, conforme pode ser observado no

Figura 5.10 - Vazão de vapor para atmosfera pelo sistema de controle de pressão do

coletor de 4,6 bar após as medidas para reduzir perdas


histograma da figura 5.11. Para um intervalo de confiança de 95 %, esses dados

mostram que a média das perdas de vapor de 4,6 bar para atmosfera, antes da

implantação da nova forma de operação dos equipamentos turbinados e

motorizados, era de 85,67 t/h, apresentando uma incerteza de + 4,80 t/h.

Quanto aos dados que geraram a figura 5.10 – vazão de vapor de 4,6 bar

lançado na atmosfera após a implantação das melhorias para redução das perdas, a

análise estatística mostra que estes não seguem uma distribuição normal, mas sim

uma distribuição Log-normal, conforme pode ser observado nos histogramas

apresentados nas figuras 5.12a e 5.12b.

A figura 5.12a mostra o histograma da variável X = vazão de vapor de 4,6

bar para atmosfera, após a implantação das melhorias, e a figura 5.12b mostra o

histograma da variável Y = Ln(X). Considerando a forma do histograma da variável X

e a constatação de que o histograma da variável Y segue uma distribuição normal,

conclui-se que os dados de vazão de vapor de 4,6 bar para atmosfera, apresentados

na figura 5.10, seguem uma distribuição Log-normal.

Figura 5.11 - Distribuição de freqüências das vazões de vapor de 4,6 bar para atmosfera

antes da implantação das melhorias para redução das perdas


De acordo com Lapponi (2000), a média de uma variável que segue uma

distribuição Log-normal é dada pela expressão a seguir.

Onde:

μX = Média da variável X que segue uma distribuição Log-normal.

μY = Média da variável Y, sendo que Y = Ln(X).

σ2Y = Variância da variável Y.

Usando a expressão (5.1), encontra-se que a média da amostra das vazões

de vapor de 4,6 bar para atmosfera, após a implantação da nova forma de operação

dos equipamentos turbinados e motorizados, cujos dados foram plotados na figura

5.10, é de 35,8 t/h. Comparando-se este resultado com a média dos dados do

período anterior à implantação das melhorias, percebe-se que houve uma

significativa redução da perda de vapor de 4,6 bar para a atmosfera.

Observa-se que, mesmo sendo feita a gestão sobre um conjunto de turbinas

que apresentam um potencial de redução da geração de vapor de 4,6 bar de 110 t/h

– portanto, maior que o excedente de projeto apresentado na tabela 5.5 –, não foi

μX = e μY +

σ2Y

2 (5.1)

Figura 5.12 - Distribuição de freqüências das vazões de vapor de 4,6 bar para atmosfera

após a implantação das melhorias para redução das perdas.

(a) Histograma da variável X = vazão da perda de vapor de 4,6 bar;

(b) Histograma da variável Y = Ln(X).


possível eliminar a perda de vapor para atmosfera. As principais razões para esta

aparente incoerência são:

Impossibilidade de manter todos os equipamentos turbinados e

motorizados na condição estabelecida, durante o tempo todo, em

função de problemas mecânicos.

Variação das condições dos diversos processos envolvidos, afetando

a geração de vapor das turbinas fora do grupo de controle e a

demanda de vapor por parte dos consumidores.

5.3.4. Ganhos obtidos com a redução da perda de vapor para a atmosfera

Mesmo não tendo sido possível equilibrar totalmente o balanço entre a

geração e o consumo de vapor de 4,6 bar, a redução da perda, conforme foi

demonstrada pela análise estatística dos dados dos períodos anterior e posterior à

implantação das melhorias, trouxe ganhos expressivos na diminuição da demanda

de água de reposição bem como na redução das perdas de energia.

Além dos ganhos ambientais diretamente relacionados com essa melhoria

operacional, houve também considerável ganho econômico, traduzindo-se na

redução de custos, conforme se demonstra através dos dados apresentados na

tabela 5.6.

Os valores apresentados nessa tabela mostram que a redução da perda de

vapor foi aproximadamente de 50 t/h, o que resultou numa diminuição equivalente

da demanda de água desmineralizada para reposição do inventário do sistema de

geração de vapor.

Além da redução da demanda de água, a diminuição da perda de vapor

trouxe também outros ganhos:

Redução da perda equivalente de energia em cerca de 135.000 MJ/h,

correspondendo a uma diminuição da queima de óleo combustível tipo

OCA1 da ordem de 3.680 kg/h e redução dos custos com combustível

de 2.577 R$/h.


Redução da emissão de cerca de 12,1 t/h de CO2, considerando-se que

a energia elétrica comprada da CHESF provém de hidrelétrica e que

esta fonte não gera gás de efeito estufa.

Redução dos custos com água desmineralizada e produtos químicos de

58,40 R$/h.

A redução líquida dos custos, já considerando o aumento do consumo de

eletricidade, foi de 2.324 R$/h ou cerda de 20 milhões de R$/ano. Deve-se ressaltar

que para a obtenção desses resultados não foi feito nenhum investimento de capital.

Tabela 5.6 - Ganhos com a redução da perda de vapor de 4,6 bar para

atmosfera pelo sistema de controle de pressão.

Notas: (1) - Foi considerado óleo combustível OCA1 com poder calorífico inferior de

40.000 kJ/kg e eficiência energética das caldeiras de 92 %; (2) - O custo da

água desmineralizada, incluindo os produtos químicos, foi de 1,17 R$/t; (3) -

Custo do OCA1: 700,00 R$/t; (4) - Custo da eletricidade: 80,00 R$/MWh.


5.4. CONCLUSÕES SOBRE A PURGA DAS CALDEIRAS E A PERDA DE

VAPOR DE 4,6 BAR

A falta de informação acerca das vazões de purga das caldeiras levava os

operadores a uma postura conservadora em relação ao ajuste dos parâmetros

químicos. Isto se dava, pois o objetivo explícito era manter as concentrações das

impurezas abaixo dos limites estabelecidos, garantindo a segurança operacional.

Sem o conhecimento das vazões de perda de água e da quantidade de

energia associada com a purga das caldeiras, não havia motivação para que se

fizesse a otimização desse processo e se buscasse um objetivo mais amplo: garantir

a segurança operacional e reduzir as perdas.

Com a implantação da nova sistemática de acompanhamento, o operador

passou a ter mais informação sobre o processo, incluindo o conhecimento das

vazões de purga de cada caldeira obtidas de forma indireta através de cálculo.

Passou a ter mais sensibilidade sobre até quanto podia reduzir a purga, sem que os

parâmetros químicos saíssem dos limites de segurança.

O resultado desse trabalho foi uma significativa redução das perdas de água

e energia, com expressivos ganhos ambientais e econômicos, sem que houvesse

aumento de risco para o processo.

Quanto à perda de vapor pelo sistema de controle de pressão do coletor de

4,6 bar, o montante observado inicialmente era muito grande e as ações

implementadas até o momento, apesar de resultaram em diminuição significativa,

ainda não foram suficientes para eliminar completamente esta perda.

Dentre as opções que se dispunha para equilibrar o balanço de massa entre

a geração e o consumo de vapor nesse nível de pressão, a rota que busca diminuir

a geração através da substituição de turbinas por motores elétricos mostrou

viabilidade de ser posta em prática prioritariamente, pois apresentava a dupla

vantagem do menor custo e do menor prazo para implantação.

Trabalhos futuros de integração energética deverão ser desenvolvidos

visando identificar oportunidades de uso do vapor de 4,6 bar como fonte de calor

para aquecimento de correntes de processo. Por meio desta rota será possível


eliminar o excesso remanescente de vapor de forma otimizada, fazendo-se o uso da

energia residual e ainda permitindo o aproveitamento de todo condensado.

Mesmo com o tratamento parcial de apenas dois itens de perda do sistema

de vapor, foi possível obter-se significativos ganhos ambientais e econômicos,

conforme o resumo dos dados apresentados na tabela 5.7. Esses resultados

mostram que há grande potencial de ganhos na implantação de estudos que levem

a diminuição ou eliminação das perdas de água e energia que foram caracterizadas

neste trabalho.

Tabela 5.7 - Ganhos ambientais e econômicos obtidos com os trabalhos realizados

para reduzir perdas no sistema de vapor

Capítulo 6 162

6. CONCLUSÕES

Para atender a demanda do Pólo Petroquímico, o sistema de geração de

vapor da UNIB movimenta grandes volumes de água, da ordem de 16.000.000 t/ano

ou de 1.900 t/h. Um dado relevante desse balanço é o alto índice de renovação de

água do sistema, em torno de 55 %, o que revela a existência de uma baixa taxa de

reciclo.

A identificação e quantificação das saídas de água do sistema de vapor,

compreendendo cada etapa do ciclo de geração, distribuição e uso, mostrou que as

respectivas vazões são bastante expressivas. No período 2002 a 2004, o montante

destas vazões ficou relativamente estável, em torno de 1.100 t/h, e apresentou

coerência com as vazões reais de água desmineralizada que foram demandadas

para o fechamento do balanço de massa.

A análise dos dados nesse período mostrou que o montante das saídas de

água do ciclo de geração de vapor foi composto de duas grandes parcelas:

♦ Venda de vapor para as empresas do Pólo Petroquímico.

♦ Saídas de água do ciclo dentro da UNIB e no sistema de distribuição de

vapor.

As vendas de vapor para as empresas do Pólo Petroquímico enquadram-se

como saídas de água do ciclo, pois não há retorno do condensado de nenhuma das

empresas que adquirem vapor a partir desse sistema. Esta parcela representou

cerca de 40 % do total, correspondendo a uma média anual que variou de 454 t/h

em 2002 para 428 t/h em 2004.

A análise dos diversos processos mostrou que existe um grande número de

pontos por onde ocorrem saídas de água do sistema de vapor, dentro da UNIB e na

rede de distribuição. De acordo com o destino das respectivas massas de água,

esses pontos foram classificados em três grupos:

1) Uso integral do vapor – Esse grupo compreende os processos onde o

uso do vapor não se restringe apenas ao seu conteúdo energético, mas

também à sua massa. Nesses casos o vapor é injetado em correntes de

processo, passando a água a fazer parte de outros sistemas,

Conclusões 163

geralmente virando efluente orgânico ou simplesmente sendo lançada

na atmosfera juntamente com outros compostos. Ao longo do período

analisado, cerca de 10 % da reposição de água desmineralizada no

sistema de geração de vapor foi para compensar o déficit gerado por

esse tipo de demanda.

2) Reuso de condensado – Nesse grupo, o condensado formado a partir do

vapor não retorna para o sistema de geração, pois é direcionado para

outras aplicações, sendo a mais comum o reuso como água de

reposição em torres de refrigeração. Durante o período 2002 a 2004,

esta parcela representou cerca de 15% de toda a demanda de reposição

de água demineralizada para o sistema de geração de vapor.

3) Perda de vapor e de condensado – Esse grupo abrange as diversas

formas em que ocorrem as perdas de vapor e condensado para o

ambiente, compreendendo: vazamentos, alívios para atmosfera, purga

das caldeiras e dos fornos, perdas em purgadores, perda de

condensado para sistema de efluente inorgânico. São perdas efetivas de

água e energia que ocorrem nas três etapas do ciclo de geração,

distribuição e uso do vapor. Ao longo do período analisado, essas

perdas corresponderam a cerca de 35% de toda demanda de reposição

de água desmineralizada para o sistema de vapor.

Na etapa de geração de vapor, as vazões de saída de água do ciclo foram

determinadas pelas purgas das caldeiras e dos fornos de pirólise das plantas de

Olefinas 1 e Olefinas 2. Estas perdas apresentaram tendências distintas ao longo do

período 2002 a 2004. Enquanto a purga das caldeiras foi decrescente ao longo do

período, estabilizando-se em 1,4% em 2004, os fornos de pirólise da planta de

Olefinas 1 apresentaram tendência oposta, chegando a 17% no final do período. Já

os fornos da planta de Olefinas 2 apresentaram resultados estáveis, em torno de

5%.

Na etapa de distribuição de vapor, as perdas efetivas de água e energia

foram expressivas, perfazendo um total da ordem de 100 t/h. Quanto à localização,

estas perdas foram classificadas em três grupos: perda de energia pelo isolamento

térmico, funcionamento deficiente dos sistemas de drenagem da tubulação

(purgadores) e vazamentos de vapor pelos acessórios da tubulação.

Conclusões 164

As perdas efetivas de água, na etapa do ciclo referente ao uso do vapor,

ocorreram em dois pontos: perda pelo não retorno de condensado gerado em

trocadores de calor e perda de vapor de 4,6 bar lançado na atmosfera pelo sistema

de controle de pressão desse coletor.

A identificação e quantificação das perdas de água e energia no sistema de

vapor, compreendendo as etapas de geração, distribuição e uso, permitiram mostrar

onde estão as oportunidades de melhoria para a implantação de ações que venham

a reduzir ou eliminar tais perdas.

A classificação das oportunidades, visando estabelecer uma ordem de

prioridades para a implantação de um plano de ação, foi feita considerando-se

quatro diferentes critérios: perda de água, perda de energia, emissão equivalente de

gás de efeito estufa (CO2) e custo. Pelo critério da perda de água, a oportunidade

mais relevante foi a perda pelo não retorno de condensado gerado em trocadores de

calor.

A classificação das oportunidades pelos outros três critérios – perda de

energia, emissão equivalente de gás de efeito estufa (CO2) e custo – mostrou que as

relevâncias apresentaram entre si a mesma seqüência. Por estes critérios, as três

oportunidades mais relevantes foram: perda de vapor pelo funcionamento deficiente

dos purgadores, perda de calor para o ambiente através do isolamento térmico e

perda de vapor pelo sistema de controle de pressão do coletor de 4,6 bar. Ainda por

estes critérios, a relevância da perda de água pelo não retorno de condensado

gerado em trocadores de calor foi classificada na nona posição.

Em virtude da diversidade das entalpias das correntes que representam as

perdas de água no sistema de vapor, e considerando a grande diferença dos preços

unitários atuais da água e da energia, não foi possível definir um critério único para

classificar as oportunidades de melhoria segundo uma ordem que deva ser seguida

na implantação de um plano de ação para reduzir ou eliminar essas perdas. Para

definir a ordem de prioridades, os diferentes critérios devem ser conjuntamente

analisados, para evitar que questões relevantes deixem de ser consideradas.

Mesmo com o tratamento parcial de apenas dois itens de perda do sistema

de vapor – purga das caldeiras e alívio de vapor para atmosfera pelo sistema de

controle de pressão do coletor de 4,6 bar –, foi possível obter-se significativos

Conclusões 165

ganhos econômicos, da ordem de R$ 29,3 milhões por ano. Da mesma forma, os

benefícios ambientais também foram expressivos. Houve redução da perda de água

de 80 t/h, ou de 682.000 t/ano, e redução da emissão de gás de efeito estufa (CO2)

da ordem de 135.000 t/ano. Esses resultados comprovam o grande potencial de

ganhos que podem ser obtidos com a implantação de estudos que levem à redução

ou eliminação das perdas de água e energia que foram caracterizadas neste

trabalho.

Capítulo 7 166

7. RECOMENDAÇÕES PARA ESTUDOS FUTUROS

Ao longo do desenvolvimento deste trabalho, foi possível perceber a complexidade

do sistema de vapor que serve ao Pólo Petroquímico de Camaçari.

O estudo procurou identificar as principais perdas de água e energia que ocorrem ao

longo do ciclo e, através de balanços nos diversos volumes de controle, quantificar

essas perdas, possibilitando uma melhor compreensão das demandas de recursos

naturais nesse complexo industrial.

O processo de identificação das perdas procurou ser abrangente, mas nem todas as

questões levantadas foram tratadas nesse trabalho. Visando o aprofundamento da

análise desse sistema de vapor e tendo como objetivo encontrar soluções que

viabilizem a redução das perdas, propõe-se a realização dos seguintes estudos

futuros:

Avaliar a forma como se dá o uso do vapor nas empresas do Pólo

Petroquímico, com a finalidade de identificar onde será possível fazer retorno

do condensado para o sistema de geração de vapor.

Elaborar estudo para viabilizar a recuperação do condensado de trocadores

de calor localizados em pontos distantes dentro da UNIB, visando reduzir as

perdas de água para o sistema de efluente inorgânico.

Elaborar estudo visando minimizar as perdas de vapor e condensado na rede

de distribuição de vapor.

Fazer estudo de integração energética nas plantas da UNIB, visando

identificar oportunidades de uso do vapor de menor pressão (4,6 bar) como

fonte de calor para aquecimento de correntes do processo.

Estudar os processos onde há o uso integral do vapor (injeção de vapor na

corrente de processo), visando identificar alternativas para minimização ou

eliminação dessa demanda.

Estudar os sistemas de geração de vapor nas plantas de Olefinas, visando

minimizar as vazões de purga.

Referências 167

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< http://www.census.gov/prod/1/manmin/asm/m94as-1.pdf>. Acesso em 11 jun.

2005.

Referências 172

♦ US DEPARTMENT OF ENERGY. Best Practices - Technical Case Study:

Boiler blowdown heat recovery project reduces steam system energy losses at

Augusta Newsprint. Washington DC: , 2002a. Disponível em:

< http://www.nrel.gov/docs/fy02osti/31697.pdf>. Acesso em: 31 mai. 2005.

♦ US DEPARTMENT OF ENERGY. Steam System Opportunity Assessment for the Pulp and Paper, Chemical Manufacturing, and Petroleum Refining Industries. Washington DC: , 2002b. Disponível em:

< http://www.nrel.gov/docs/fy03osti/32806.pdf >. Acesso em: 14 jun. 2005.

♦ VIANA, A. C. C. Otimização de Fornos de Pirólise: Efeito do vapor de

diluição no ponto ótimo. 2005. Dissertação de Mestrado em Engenharia

Química - Departamento de Engenharia Química, Universidade Federal da

Bahia.

♦ VUOLO, J. H. Fundamentos da Teoria de Erros. 2ª ed. Rio de Janeiro:

Editora Edgard Blücher Ltda. 1996. Págima 235.

♦ WORRELL, E. e outros. Energy Use and Energy Intensity of the U.S. Chemical Industry. Califórnia: , 2000.

Disponível em:<

http://www.energystar.gov/ia/business/industry/industrial_LBNL-44314.pdf >.

Acesso em: 19 jun. 2005.

Apêndice A 173

APÊNDICE A – Interação dos Processos da UNIB com o Sistema de Vapor

A.1. UNIDADES DE PRODUÇÃO DA UNIB

A figura A.1 ilustra o Pólo Petroquímico de Camaçari, mostrando as plantas

industriais de produção que compõem a UNIB e como esta se encontra inserida

neste complexo industrial. Observa-se que o conjunto das empresas de segunda

geração na cadeia petroquímica situa-se em torno da UNIB, recebendo desta central

de utilidades e matérias primas os suprimentos necessários para a sua continuidade

operacional.

Figura A.1 – Representação esquemática do Pólo Petroquímico de Camaçari, mostrando as

unidades de produção de matérias primas e utilidades da UNIB e as empresas de

segunda geração.

Apêndice A 174

De acordo com esta figura, a UNIB pode ser dividida em dois grandes

blocos: uma Central de Utilidades e uma Central de Matérias Primas (CEMAP).

A Central de Utilidades pode ser dividida em duas plantas, sendo uma

Unidade de Tratamento de Água (UTA) e uma Unidade Termelétrica (UTE). Essas

unidades têm como função atender a demanda de água, ar comprimido, vapor e

energia elétrica das plantas da própria UNIB e das empresas localizadas no Pólo

Petroquímico.

A CEMAP é dividida em quatro plantas, sendo duas de Olefinas e duas de

Aromáticos, possuindo ainda um parque de estocagem de matérias primas e

produtos. Essas plantas industriais são compostas por diversos processos

interligados e apresentam como ponto em comum um alto consumo energético,

compreendendo combustíveis, vapor e energia elétrica.

Nos itens a seguir, será feita uma breve apresentação dos principais

processos das plantas industriais da UNIB, dando-se ênfase aos aspectos

relacionados com a geração e consumo de vapor.

A.2. UNIDADE DE TRATAMENTO DE ÁGUA

A Unidade de Tratamento de Água (UTA) é composta basicamente de um

sistema de pré-cloração, uma seção de clarificação, uma bateria de filtros de areia,

seções de desmineralização que utilizam resinas de troca iônica, um sistema de

desidratação de lama da clarificação e um sistema de neutralização de efluentes

inorgânicos. A figura A.2 ilustra a seqüência do processo na UTA.

O sistema de pré-cloração faz a oxidação da matéria orgânica presente na

água bruta, sendo constituído por cilindros contendo o gás cloro e por um dispositivo

que promove a mistura do gás com a água de arraste. Nesta mistura forma HClO e

HCl que é então dosada nas adutoras que alimentam os clarificadores.

O sistema de Clarificação tem como função remover a cor e turbidez, cujo

processo envolve três etapas: coagulação, floculação e decantação.

A água clorada é introduzida na parte superior dos clarificadores, onde o

contato com os reagentes químicos é promovido através de agitação contínua.

Apêndice A 175

Durante o processo de clarificação há geração de lama que, após ser desidratada, é

enviada para um aterro industrial.

A água clarificada é admitida em filtros do tipo rápido, com leito de areia

estratificada, de onde escoa por gravidade para reservatórios semi-enterrados.

Esses reservatórios recebem também a água captada de poços subterrâneos, tendo

como destino a produção de água potável e de água desmineralizada.

A mistura resultante da água dos poços e da água filtrada é desmineralizada

pelo processo troca iônica, destinando-se à alimentação das caldeiras e dos fornos

de pirólise, para a produção de vapor, e à venda para algumas empresas do Pólo,

para usos específicos.

A UTA possui duas plantas de desmineralização, cada qual com capacidade

para produzir 1.000 m3/h em regime contínuo. Cada planta é composta de baterias

de bombas de alimentação, vasos descloradores, vasos de resina catiônica, torres

descarbonatadoras, vasos de resina aniônica, vasos de leito misto (resina catiônica

+ aniônica), além de um sistema automatizado para detecção de fim de ciclo e

dosagem de regenerantes.

A água desclorada passa através dos leitos de resinas de troca catiônica, do

tipo fortemente ácido, onde os cátions são adsorvidos e substituídos por H+,

transformando-se os sais nos ácidos correspondentes. Para a regeneração dos

Figura A.2 – Representação esquemática do processo na UTA

Apêndice A 176

leitos de troca catiônica, utiliza-se ácido sulfúrico. Para eliminar o CO2 da água

descationizada, utilizam-se torres descarbonatadoras.

A água tratada pelo processo de troca catiônica passa posteriormente

através dos leitos de resina de troca aniônica, para adsorver os ânions dos ácidos

formados.

A fim de deionizar a água produzida pelas colunas aniônicas, passa-se esta

através de unidades de leitos mistos. O leito de resina destas colunas consiste em

uma mistura de resinas fortemente básicas e fortemente ácidas, que eliminam

praticamente todas as impurezas da água.

A qualidade da água desmineralizada é de fundamental importância para os

sistemas de geração de vapor, pois afeta diretamente o nível de perda de água e

energia pela purga nesses sistemas.

A.3. UNIDADE TERMELÉTRICA

O sistema termelétrico da UNIB opera interligado com a CHESF, fornecendo

vapor e energia elétrica, não só para o consumo interno, mas também para as

demais empresas localizadas no Pólo Petroquímico. Trata-se de um amplo e

integrado sistema de co-geração que opera em paridade térmica, ou seja, a energia

elétrica é produzida como uma conseqüência da demanda de energia térmica sob a

forma de vapor.

Além dessas utilidades, a UTE produz também ar comprimido para o

consumo próprio e para o atendimento da demanda do processo das unidades

industriais da UNIB e das demais empresas do Pólo Petroquímico.

A figura A.3 ilustra o sistema de geração de vapor e de energia elétrica na

UTE. Observa-se que o sistema de vapor é composto por quatro níveis de pressão

conforme os dados apresentados na tabela A.1.

Apêndice A 177

Tabela A.1 – Níveis de pressão do sistema de vapor

Denominação do coletor

Pressão manométrica

(bar)

Temperatura

(oC)

V-124 124 538

V-44 44 390

V-16 16 280

V-4,6 4,6 180

Figura A.3 - Representação esquemática do sistema de geração de vapor e energia elétrica

na UTE

Apêndice A 178

A geração primária de vapor ocorre na pressão mais elevada, a 124 bar,

sendo a maior parte gerada em seis caldeiras localizadas na UTE. Um percentual

importante do vapor gerado nessa pressão (cerca de 35%) ocorre nas plantas de

Olefinas, através do sistema de recuperação de calor da corrente efluente dos fornos

de pirólise, conforme será mostrado no item A.4. Há também uma pequena geração

de vapor na pressão de 16 bar, sendo este resultante do aproveitamento energético

em fornos de processo nas plantas de Aromáticos, conforme será mostrado no item

A.5.

Na UTE, a geração de vapor a 124 bar ocorre em seis caldeiras

aquotubulares que podem ser divididas em dois grupos. O primeiro grupo é formado

por cinco caldeiras, sendo três de queima frontal e duas de queima tangencial. Cada

caldeira desse grupo foi projetada para uma capacidade de geração contínua de 400

t/h de vapor a 124 bar e 538 oC, a partir da queima de combustíveis líquidos e

gasosos provenientes do aproveitamento de correntes residuais do processo ou de

suprimento externo (Gás Natural e Óleo combustível). A figura A.4 mostra uma visão

geral de uma dessas caldeiras.

Figura A.4 – Visão geral de uma caldeira de queima frontal

Apêndice A 179

No segundo grupo, há apenas uma caldeira. Trata-se de uma caldeira de

recuperação que opera integrada com uma turbina a gás, tendo como função

recuperar uma parte da energia disponível nos gases de exaustão da turbina. A

turbina tem capacidade para gerar 34 MW de energia elétrica, queimando gás

natural, enquanto que a caldeira pode gerar 100 t/h de vapor a 124 bar.

Cerca de 70 % do vapor gerado nas caldeiras passa através de três turbo

geradores com extração em 44 bar e contrapressão em 16 bar. Cada gerador produz

energia elétrica em 13,8 KV. O vapor restante – cerca de 30 % do vapor gerado nas

caldeiras – é enviado diretamente para as plantas de Olefinas para, juntamente com

o vapor gerado nos fornos de pirólise, complementar a demanda das turbinas que

movimentam grandes compressores do gás de carga e do sistema de refrigeração

criogênica.

Cerca de 20 % do vapor que sai dos turbo geradores, nas pressões de 44 e

16 bar, é usado para fazer o preaquecimento da água que alimenta as caldeiras,

tendo como objetivo aumentar a eficiência global do ciclo, conforme descrição feita

no capítulo 2. O vapor restante nessas pressões é enviado para usos diversos na

própria UTE, nas plantas da CEMAP e para as demais empresas do Pólo

Petroquímico.

Na UTE, uma parte do vapor de 16 bar é usada como força motriz para o

acionamento de bombas, ventiladores de ar de combustão para as caldeiras e de

compressores no sistema de produção de ar comprimido. Há ainda um pequeno

consumo de vapor de 16 e 44 bar como fonte de calor, no aquecimento dos

combustíveis líquidos que alimentam as caldeiras e no aquecimento do ar seco para

fazer a regeneração dos secadores do sistema de produção de ar de instrumento.

As principais fontes geradoras de vapor na pressão de 4,6 bar são os

exaustos de turbinas nas plantas da CEMAP. Dentro da UTE não há geração de

vapor nesse nível de pressão, mas há três grupos de consumidores importantes:

Nos desaeradores do sistema de preparação da água de alimentação

das caldeiras.

Nos preaquecedores de ar de combustão para as caldeiras.

Na geração de energia elétrica em um turbo gerador com condensação,

que pode operar com vapor de 16 ou de 4,6 bar.

Apêndice A 180

O vapor no exausto das turbinas de acionamento de bombas, ventiladores e

compressores dentro da UTE é condensado por contato direto, utilizando como

fluido frio a água desmineralizada proveniente da UTA que alimenta as caldeiras.

Ainda fazem parte da composição da água de alimentação das caldeiras as

seguintes correntes: condensado proveniente dos preaquecedores de água das

caldeiras, condensado da turbina condensante e condensado proveniente dos

preaquecedores de ar de combustão.

Visando preservar a segurança e estabilidade operacional do sistema de

geração e distribuição de vapor, existem válvulas redutoras entre os níveis de

pressão desse sistema. Estas válvulas são usadas para rebaixar a pressão do vapor

em caso de falha dos turbo geradores ou em condições especiais de operação.

A .4. PLANTAS DE OLEFINAS

As plantas de Olefinas são intensivas no consumo de energia, tendo como

principal destaque o uso de energia térmica nos fornos de pirólise, para promover as

reações químicas de quebra das moléculas das matérias primas (nafta e etano). Nos

processos subseqüentes, há também um grande consumo de energia sob a forma

de vapor, para promover o fracionamento e purificação dos produtos. Nessas

plantas, o sistema de vapor compreende os quatro níveis de pressão que foram

mostrados acima: 124 bar, 44 bar, 16 bar e 4,6 bar.

A figura A.5 mostra os principais processos das plantas de Olefinas e a

breve descrição de cada processo apresentada a seguir dá uma idéia da geração e

consumo de vapor em cada seção.

Apêndice A 181

Fornos de pirólise

Nos fornos de pirólise ocorrem reações químicas que transformam a nafta

nos diversos produtos e subprodutos. Estas reações ocorrem em altas temperaturas

(em torno de 840 oC) através do fornecimento de grandes fluxos de energia térmica

resultante da combustão de gás combustível. Para aumentar a seletividade das

reações e favorecer o aumento do rendimento dos produtos de maior valor (VIANA,

2005), a nafta é misturada com vapor d’água (vapor de diluição) no próprio forno, de

modo que a razão massa de vapor/massa de nafta fique entre 0,4 e 0,6.

A corrente de saída de cada forno, contendo os produtos da reação,

precisa ser resfriada bruscamente para interromper as reações e evitar que os

produtos formados sejam degradados a compostos indesejáveis (BRASKEM,

2004a). O resfriamento dessa corrente é feito através de um sistema de recuperação

de calor, no qual ocorre a geração de grandes vazões de vapor de alta pressão (124

bar e superaquecido a 530 oC). A geração média de vapor é de 1,4 t//t de nafta,

perfazendo um total para as duas plantas de Olefinas da ordem de 740 t/h.

Figura A.5 – Ilustração dos processos típicos das plantas de Olefinas

Apêndice A 182

Sistema de preparação da água para geração de vapor

Para fazer a geração do vapor de alta pressão nos fornos de pirólise, cada

planta de Olefinas possui um sistema de recuperação de condensado proveniente

do uso de vapor como fonte de calor em diversos pontos do processo. Para

complementar o balanço de água, cada planta recebe água desmineralizada

proveniente da Unidade de Tratamento de Água (UTA), localizada na Central de

Utilidades.

A preparação da água para alimentar o sistema de geração de vapor nos

fornos compreende ainda a remoção de oxigênio e gases ácidos da mistura água

desmineralizada/condensado, em um desaerador, e a dosagem de produtos

químicos (seqüestrador de oxigênio, aminas neutralizantes, fosfato tri-sódico e

mono-sódico), de modo que água seja adequada para alimentar um sistema de

geração de vapor de alta pressão. A qualidade da água é essencial para uma

performance adequada e para a integridade mecânica dos equipamentos que fazem

parte da geração de vapor (BRASKEM, 2004a).

Seção de fracionamento primário Nesta seção ocorre a condensação e separação das primeiras frações dos

diversos compostos que são formados nas reações de pirólise da nafta:

Os hidrocarbonetos aromáticos polinucleados, de alto peso molecular,

são separados dos demais compostos mais leves que, nas condições de

pressão e temperatura dessa seção, ainda permanecem na forma

gasosa.

A maior parte do vapor d’água que foi usado como vapor de diluição,

para melhorar a seletividade das reações de pirólise da nafta, condensa

nessa seção e é separada da fase orgânica por diferença de densidade.

A corrente de hidrocarbonetos pesados é chamada de Óleo de “quench” ou

Óleo para Recuperação de Calor (ORC) e desempenha um papel muito importante

no processo, pois permite a recuperação de uma boa parte do calor da mistura que

vem dos fornos. Essa recuperação de calor se dá a uma temperatura em torno se

190 oC e ocorre através da troca térmica em permutadores que fazem a geração do

Apêndice A 183

vapor de diluição, que volta aos fornos para novamente participar das reações de

pirólise da nafta.

A corrente de água é chamada de água de “quench” ou Água para

Recuperação e Rejeição de Calor (ARRC). Tem como função completar a remoção

de calor a uma temperatura mais baixa (menor que 80 oC), de modo que a corrente

de processo que sai dessa seção apresente as condições requeridas pela seção

seguinte. Para cumprir esse papel, grandes vazões de ARRC circulam em

trocadores de calor fazendo integração energética com outras correntes do processo

que operam com temperaturas compatíveis. O calor residual que não pôde ser

aproveitado pelas correntes de processo é rejeitado para o sistema de água de

resfriamento.

Nessa seção, ocorre consumo de grandes vazões de vapor de média

pressão (16 bar) para o acionamento de turbinas de grandes bombas que circulam

as correntes de ORC e de ARRC.

Seção de geração de vapor de diluição

Nesse sistema ocorre a geração do vapor de diluição que é enviado aos

fornos de pirólise para fazer a mistura com a nafta, antes de se processarem as

reações químicas de pirólise. Esse vapor é gerado com a própria água resultante da

condensação do vapor na seção de fracionamento primário.

A energia usada para fazer a geração do vapor de diluição provém de duas

fontes: da recuperação de calor do sistema de ORC e do uso de vapor na pressão

de 16 bar.

A recuperação de calor do sistema de ORC não é suficiente para atender a

demanda energética do sistema de geração de vapor de diluição. Com isto, grandes

vazões de vapor de 16 bar são requeridas para complementar a geração, podendo

esta demanda ser atendida de duas formas:

Pelo uso apenas da energia do vapor de 16 bar, condensando-o

completamente em permutadores de calor, sendo o retorno do

condensado feito para o sistema de preparação de água para geração

de vapor.

Apêndice A 184

Pela injeção direta de vapor de 16 bar no sistema de vapor de diluição.

Nesse caso, há transferência de massa de água do sistema de vapor

para o sistema de vapor de diluição.

Há também transferência de massa de água do sistema de geração de

vapor para o sistema de vapor de diluição através da injeção de vapor 4,6 bar na

torre que faz a remoção de hidrocarbonetos da água de processo que se destina à

geração do vapor de diluição.

Seção de compressão e tratamento do gás de carga

Nessa seção, a fase gasosa proveniente da seção de fracionamento

primário é comprimida em um compressor centrífugo com cinco estágios. Esse

compressor é acionado por uma turbina que usa vapor de 124 bar.

Nas duas plantas de Olefinas, a demanda de vapor de 124 bar para

acionamento das turbinas desses compressores é maior que a geração nos

respectivos fornos de pirólise, sendo a complementação feita a partir de uma parte

do vapor gerado nas caldeiras da UTE.

Existem também outros consumos de vapor nessa seção, como:

Aquecimento de correntes do processo em permutadores de calor com e

sem o retorno de condensado.

Acionamento de turbinas acopladas a bombas de menor potência.

Sistema de refrigeração criogênica

Em cada planta existem dois circuitos de refrigeração, sendo um com

Propileno refrigerante e o outro com Etileno refrigerante. O consumo de vapor

nesses circuitos, em ambas as plantas, é muito grande e ocorre no acionamento de

grandes turbinas acopladas aos compressores desses circuitos.

Seção de fracionamento criogênico e purificação dos produtos

O maior consumo de vapor nessa seção está associado com os sistemas de

refrigeração criogênica. Fora dos circuitos de refrigeração, o consumo de vapor é

Apêndice A 185

pouco significativo, limitando-se ao uso do vapor de baixa pressão (4,6 bar) para

aquecimento de correntes de processo em permutadores de calor.

Sistema de água de resfriamento

Cada planta de Olefinas possui um sistema de água de resfriamento (AGR).

O consumo de vapor nesses sistemas é muito grande, sendo usado para

acionamento de turbinas de grande potência acopladas às bombas que fazem a

recirculação da água pelos diversos trocadores de calor existentes na planta.

A.5. PLANTAS DE AROMÁTICOS

Há duas plantas de Aromáticos, cada uma com características distintas. A

planta de Aromáticos 1 foi construída no início da implantação do Pólo Petroquímico,

possui unidade de reforma catalítica e tem a nafta como principal matéria prima. A

planta de Aromáticos 2 surgiu posteriormente, nos anos 80, em função do requerido

aumento de capacidade de produção para atender ao crescimento do mercado. Não

possui unidade de reforma catalítica e faz o processamento de correntes

provenientes das plantas de Olefinas.

Cada planta de Aromáticos é composta por diversos processos

relativamente independentes entre si, onde um prepara a carga para o outro. Como

existem tanques para estocagem das correntes intermediárias, cada planta pode

funcionar parcialmente, com algumas seções fora de operação.

As plantas de Aromáticos apresentam também grandes consumos de

energia, sendo, porém bem menor que o verificado nas plantas de Olefinas, mesmo

porque uma boa parte das cargas processadas nessas plantas já sofreu as

transformações químicas nos fornos de pirólise. Mesmo assim, o consumo

energético ainda é alto, destacando-se o consumo de vapor que envolve três dos

quatro níveis de pressão apresentados anteriormente: 44 bar, 16 bar e 4,6 bar.

A seguir, são apresentadas as seções que compõem as plantas de

Aromáticos, destacando-se os aspectos relacionados com a geração e consumo de

vapor.

Apêndice A 186

A .5.1. Planta de Aromáticos 1

A planta de Aromáticos 1 é composta das seguintes seções:

Fracionamento da nafta bruta

Esta seção tem como função produzir um corte intermediário da nafta bruta

que é mais adequado para a produção de compostos aromáticos na seção de

reforma catalítica.

O processo de separação é realizado por destilação direta em três torres de

fracionamento. A fonte de energia usada nos refervedores das colunas dessa seção

é o vapor, tendo-se o uso de grandes vazões, tanto na pressão de 44 bar quanto de

16 bar. Em ambos os casos há a recuperação do condensado.

Seção de hidrodessulfurização

Esta seção tem como função remover as impurezas da Nafta média antes da

seção onde ocorre a reforma catalítica.

A remoção de tais impurezas é feita através da hidrogenação dos

compostos de enxofre, nitrogênio e oxigênio presentes na nafta, que se apresentam

sob a forma de mercaptanas, sulfetos, dissulfetos, sulfetos cíclicos, fenóis, etc. No

processo de hidrogenação ocorre também a saturação das olefinas cíclicas,

remoção de metais e haletos. Para isso, é utilizado um reator axial com catalisador

de Cobalto/Molibdênio e Níquel/Molibdênio, com reciclo de gás e um consumo de

hidrogênio proveniente da seção de reforma catalítica. A carga do reator é aquecida

em um forno de processo. Os sais formados nas reações são retirados pela injeção

de água e posterior separação em uma coluna, que elimina água ácida e H2S pelo

topo. Esta coluna usa vapor na pressão de 44 bar como fonte de calor para o

refervedor.

Seção de reforma catalítica

Esta seção tem como função transformar os hidrocarbonetos parafínicos e

naftênicos, presentes na nafta média, em compostos aromáticos.

Apêndice A 187

As reações de reforma ocorrem ao longo de 4 reatores com catalisadores de

platina em base de alumina, os quais operam em série, intercalados por 4 fornos de

pré-aquecimento. O efluente desse sistema de reação é condensado, sendo a parte

gasosa, com teor de H2 acima de 60% molar, reciclada através de um compressor

turbinado para os reatores, para evitar a formação de coque. A parte líquida é

enviada para fracionamento em duas colunas de destilação, onde são obtidas três

correntes: C5-, C6/C7 e C8+. Essas correntes são destinadas às outras seções da

planta para produção de benzeno, tolueno, para-xileno, orto-xileno, xilenos mistos e

solventes C9 e C10+.

Nessa seção ocorre grande consumo de energia, compreendendo

combustíveis e vapor nas pressões de 44 bar e 16 bar. O consumo de combustíveis

ocorre nos fornos que preaquecem a carga dos reatores. Nesses fornos ocorre

também a geração de vapor de 16 bar.

O maior consumo de vapor se dá no acionamento da turbina acoplada ao

compressor do gás de reciclo para os reatores, sendo a alimentação dessa turbina

feita com vapor de 44 bar e a contrapressão em 4,6 bar. Ainda como força motriz,

existem outros consumos importantes de vapor nessa seção, através de muitas

turbinas acopladas a bombas. Estas turbinas são alimentadas com vapor de 16 bar e

contrapressão em 4,6 bar.

Em menor proporção, há também o consumo de vapor como fonte de

aquecimento nos refervedores das colunas de destilação. Esses consumos são de

vapor de 44 e 16 bar, sendo que em ambos os casos há o reciclo do condensado.

Seção de extração de aromáticos e fracionamento de BTX

Esta seção recebe as correntes ricas em compostos aromáticos

provenientes da reforma catalítica e das unidades de hidrogenação da gasolina de

pirólise produzida nas plantas de olefinas. Através da extração com solvente, são

produzidas correntes muito ricas em compostos aromáticos que são enviadas para a

seção de fracionamento de aromáticos. Nesta seção, através de destilação em

colunas que operam em série, é produzido benzeno de alta pureza, tolueno e

mistura de xilenos.

Apêndice A 188

Além do fracionamento de aromáticos, ocorre também nessa seção o

fracionamento de xilenos, tendo como carga a corrente de reformado pesado (C8+)

da reforma catalítica e a corrente de xilenos obtida no fracionamento de aromáticos.

Quanto ao consumo energético nesta seção, predomina o uso de vapor

como fonte de aquecimento de diversas correntes de processo. A utilização do vapor

se dá nas pressões de 44 bar e 16 bar, sendo que neste último ocorre o maior

consumo. Em ambos os casos, há reciclo de condensado.

Seção de desproporcionamento de tolueno

Esta seção tem como função converter o tolueno em benzeno e xilenos

(corrente rica em para-xileno), agregando assim maior valor aos produtos. Para isto,

o tolueno produzido nas unidades de fracionamento é enviado a esta seção, onde é

aquecido, vaporizado e misturado com hidrogênio, passando em seguida em um

reator onde ocorrem as reações que transformam o tolueno em benzeno e xilenos.

Quanto ao consumo de energia, esta seção consome combustível em um

forno de processo e vapor nas pressões de 44 bar e 16 bar. O consumo de vapor a

44 bar é bem maior e se dá no acionamento de turbina acoplada ao compressor do

gás de reciclo, sendo a contra pressão dessa turbina em 16 bar.

Também há o consumo de vapor a 44 bar em trocadores de calor onde

ocorre o retorno de condensado para o sistema de geração. Há também um

pequeno consumo a 16 bar como força motriz no acionamento de turbinas

acopladas a bombas e com contrapressão em 4,6 bar.

Seção de adsorção de para-xileno

Esta seção tem como função separar o para-xileno das correntes C8 de

compostos aromáticos. Para isto, a carga desta seção passa em uma torre

adsorvedora com uma peneira molecular, onde o para-xileno é adsorvido.

Após a fase de adsorção pela peneira molecular, o para-xileno é expulso dos

poros pela ação de um dessorvente, produzindo um extrato rico em para-xileno e

seus isômeros (etil-Benzeno, orto-Xileno e meta-Xileno). Através do processo de

destilação em algumas colunas, o para-xileno é separado dos demais compostos,

Apêndice A 189

sendo enviado para estocagem como produto de alta pureza. Ocorre também a

recuperação do solvente que é novamente enviado para a coluna adsorvedora.

Quanto ao consumo de energia, esta seção consome combustível em três

fornos de processo que aquecem um óleo térmico utilizado para fornecer energia

para as colunas de destilação. Há também o consumo de pequena quantidade de

vapor de 16 bar para aquecimento de correntes de processo em trocadores de calor.

Nos fornos de processo, há geração de vapor de 16 bar em quantidade que supera

o consumo de vapor nesta seção.

Seção de Isomerização de Xileno

Esta seção tem como função aumentar a produção de para-xileno a partir de

corrente rica em meta-xileno e etil-Benzeno. Para isto, a corrente, após ser aquecida

até 390ºC em um forno de processo, alimenta um reator em fase gasosa com a

presença de hidrogênio.

Nas condições operacionais do reator, o equilíbrio termodinâmico favorece a

formação do para-xileno e orto-xileno a partir do etil-benzeno e meta-xileno. O

efluente do reator é condensado e vai para um vaso de “flash”, de onde a fase

gasosa, rica em hidrogênio, realimenta o reator. A fase líquida, após remoção de

leves e de compostos olefínicos formados no reator, segue para a seção de

fracionamento de xilenos.


forno de processo e vapor nas pressões de 44 bar e 16 bar. O consumo de vapor

ocorre apenas como força motriz no acionamento de turbinas acopladas a bombas e

compressor. O consumo de vapor de 44 bar se dá no acionamento de turbina

acoplada ao compressor do gás de reciclo e é bem maior que o de vapor a 16 bar

que é usado para o acionamento de bombas. Em ambos os casos, a contrapressão

das turbinas é a 4,6 bar.

Seção de Extração de Butadieno

Esta seção tem como finalidade produzir 1,3-butadieno com alta pureza, a

partir de uma corrente de C4 oriunda das plantas de olefinas.

Apêndice A 190

Para obter o 1,3-butadieno, o processo utilizado é de destilação extrativa,

usando a dimetil-formamida (DMF) como solvente e posterior fracionamento. Tem-

se, portanto duas seções: seção de destilação extrativa e seção de fracionamento.

A seção de destilação extrativa é também dividida em duas seções. Na

primeira seção, são separados os compostos menos solúveis que o 1,3-butadieno

em presença do DMF. Na segunda seção, são então separados os mais solúveis.

Os contaminantes, cujas diferenças entre os pontos de ebulição são grandes, são

separados na seção de fracionamento.

Quanto ao consumo energético nesta seção, predomina o consumo de vapor

como fonte de aquecimento de diversas correntes de processo. O uso do vapor se

dá nas pressões de 16 bar e 4,6 bar, mas o maior consumo ocorre na pressão mais

alta. Em ambos os casos, há reciclo de condensado.

A.5.2. Planta de Aromáticos 2

A planta de Aromáticos 2 é composta das seções apresentadas a seguir:

Hidrogenação e fracionamento da gasolina de pirólise

Esta seção tem como função hidrogenar a gasolina de pirólise proveniente

das plantas de olefinas e preparar uma corrente de hidrocarbonetos, na faixa C6 até

C8, livre de compostos insaturados e de enxofre, para posterior separação dos

compostos aromáticos.

A gasolina de pirólise é um corte de hidrocarbonetos na faixa de C5 até

ponto final de destilação de 204 ºC, obtido como subproduto da pirólise de nafta.

Estão presentes neste corte diferentes tipos de hidrocarbonetos como: olefinas,

diolefinas, aromáticos, acetilênicos, naftênicos, parafinas, etc.

O processo da unidade é dividido em dois estágios de reação, tendo como

base a hidrogenação catalítica e seletiva dos compostos olefínicos (alifáticos e

cíclicos) e na hidrogenação dos compostos de enxofre (dessulfurização). Em cada

estágio há também vários sistemas de fracionamento por destilação.

Apêndice A 191


forno de processo e vapor na pressão de 16 bar. O consumo de vapor é grande e se

dá em trocadores de calor onde ocorre a recuperação do condensado.

Seção de Extração de Aromáticos

Esta seção tem como função recuperar benzeno, tolueno e xilenos (BTX) através do

processo de destilação extrativa, da corrente de gasolina di-hidrogenada e

dessulfurizada (C6 – C8) obtida na seção de hidrogenação e fracionamento da

gasolina de pirólise.



dá na pressão de 16 bar e há reciclo do condensado.

Seção de fracionamento de aromáticos

Esta seção tem como função fracionar a corrente de BTX, produzindo

benzeno, tolueno e xilenos mistos. Compreende torres de argila, para fazer o

tratamento da carga – remoção de compostos insaturados (olefinas e diolefinas) – e

torres de destilação, onde são produzidos benzeno, tolueno, e xilenos mistos.



dá apenas na pressão de 16 bar e há reciclo do condensado.

Seção de extração de butadieno

Esta seção tem como finalidade produzir 1,3-butadieno com alta pureza, a

partir de uma corrente de C4 oriunda das plantas de olefinas.

Para obter o 1,3-butadieno, o processo utilizado é de destilação extrativa,

usando a dimetil-formamida (DMF) como solvente e posterior fracionamento. Tem-

se, portanto duas seções: seção de destilação extrativa e seção de fracionamento.

A seção de destilação extrativa é também dividida em duas seções. Na

primeira, são separados os compostos menos solúveis que o 1,3-butadieno em

presença do DMF. Na segunda seção, são então separados os mais solúveis. Os

Apêndice A 192

contaminantes, cujas diferenças entre os pontos de ebulição são grandes, são

separados na seção de fracionamento.



dá apenas na pressão de 16 bar e há reciclo de condensado.

Unidade de MTBE

O objetivo desta unidade é produzir o metil-terc-butil-éter (MTBE) e preparar

a carga da unidade de produção de buteno-1.

O MTBE é obtido a partir da reação de iso-buteno com metanol, num reator

adiabático, em presença de uma resina de troca iônica fortemente ácida, ocorrendo

a reação em fase líquida.

O efluente do reator é enviado a uma coluna de destilação, para separar o

MTBE do metanol não reagido e dos outros C4 presentes na carga. Pelo fundo

desta coluna, é obtido o MTBE produto com pureza mínima de 98,9%. Pelo topo,

obtém-se uma corrente rica em C4 e metanol, da qual uma parte é enviada a um

segundo reator para converter o iso-buteno não reagido no primeiro reator e

especificar a carga da unidade de buteno-1. A outra parte vai para o sistema de

lavagem e recuperação de metanol, onde o metanol não reagido é recuperado e os

C4 retornam como refluxo da coluna.

Quanto ao consumo energético, nesta unidade predomina o consumo de

vapor como fonte de aquecimento de diversas correntes de processo. O uso do

vapor se dá apenas na pressão mais baixa (4,6 bar) e há reciclo de condensado.

Unidade de Buteno-1

O objetivo desta unidade é separar o buteno-1 presente na corrente C4 que

sai da unidade de MTBE. Este processo compreende dois reatores para

hidrogenação do butadieno, do metil-acetileno e do propadieno.

O produto hidrogenado é enviado para as torres de fracionamento, onde

pelo topo da primeira é retirada uma corrente rica em iso-butano e pelo fundo da

segunda, uma corrente rica em n-butano e butenos-2. Ambas as correntes são

Apêndice A 193

enviadas para um vaso de rafinado de onde segue para as plantas de olefinas para

pirólise nos fornos ou vai compor a produção de gás liquefeito do petróleo (GLP).

O buteno-1 produto, com pureza mínima de 99,6 %, é obtido pelo topo da

segunda torre.

Quanto ao consumo energético nesta unidade, predomina o consumo de


vapor se dá na pressão de 16 bar e 4,6 bar, com predomínio do nível de pressão

mais baixo. Em ambos os casos, há reciclo de condensado.

Unidade de isopreno

O objetivo desta unidade é separar o isopreno presente na corrente C5 que

sai das unidades de hidrogenação e fracionamento da gasolina de pirólise.

A corrente C5 é composta principalmente por pentanos, pentenos, isopreno,

CPD, DCPD e piperilenos, compostos cuja proximidade dos pontos de ebulição torna

proibitiva a separação por destilação direta. Por este motivo é usado um solvente

para alterar a volatilidade dos contaminantes em relação ao Isopreno e permitir sua

separação.

A unidade é dividida em cinco seções: seção de dimerização, seção de

extração, seção de lavagem e recuperação de solvente, seção de remoção de

enxofre e seção de fracionamento.

Quanto ao consumo energético nesta unidade, predomina o consumo de


vapor se dá nos níveis de pressão de 16 bar e de 4,6 bar, com predomínio do nível

de pressão mais baixo. Em ambos os casos, há reciclo de condensado.

A.6. PARQUE DE ESTOCAGEM DE MATÉRIAS PRIMAS E PRODUTOS

Existe uma grande área fora dos limites de bateria das plantas de produção

que é destinada à estocagem e distribuição de matérias primas, combustíveis

líquidos e liquefeitos, produtos intermediários, produtos finais e diversos sistemas

auxiliares.

Apêndice A 194

Em muitos desses sistemas há consumo de vapor nas pressões de 16 bar e

4,6 bar. A maior parte desses consumos ocorre em trocadores de calor e em traços

de vapor em tubulações por onde circulam fluidos com alto ponto de fluidez. Em

todos esses sistemas há em comum o não aproveitamento do condensado.

Há também um grande consumo de vapor de 16 bar em duas tochas que

queimam os hidrocarbonetos voláteis que são lançados no sistema que coleta o

alívio das unidades de produção e do parque de estocagem. O vapor é usado como

fluido de arraste, tendo como função facilitar a combustão e evitar a formação de

fuligem.

A 7. GRUPOS HOMOGÊNEOS DE GERAÇÂO E USO DE VAPOR NA UNIB

Diferentemente de uma termelétrica pura, onde o único produto é a energia

elétrica, o sistema de co-geração que é objeto de estudo deste trabalho produz

também o vapor, que é uma das formas de energia de maior importância para os

processos petroquímicos.

Pela descrição sumária apresentada dos diversos processos das plantas de

produção da UNIB, percebe-se que há uma intima relação desses processos com a

geração e o uso do vapor. Para facilitar a visualização dessa interação, a figura A.6

mostra o sistema de vapor com os principais grupos homogêneos, tanto de geração

quanto de uso.

A seguir, é feita a descrição desses grupos homogêneos que são, na

realidade, conjuntos de equipamentos ou processos que geram ou usam o vapor de

forma parecida.

A.7.1. Fontes de geração primária de vapor

A geração primária de vapor pode ser subdividida em quatro grupos

homogêneos distintos que se interligam através da rede de distribuição que alimenta

os diversos consumidores.

1) Caldeiras – Esse sistema de geração de vapor é composto por seis

caldeiras localizadas na UTE, as quais geram vapor na pressão mais

Apêndice A 195

elevada, a 124 bar. Cinco dessas caldeiras possuem capacidade para

produzir continuamente 400 t/h de vapor superaquecido a 538 oC. A

sexta é uma caldeira de recuperação interligada com uma turbina a gás

que produz continuamente 100 t/h de vapor na mesma pressão e

temperatura das caldeiras anteriores.

2) Fornos de pirólise da planta de Olefinas 1 – Esse sistema é composto

por doze fornos de pirólise que geram vapor saturado na pressão de 124

bar, a partir do aproveitamento energético da corrente efluente de cada

forno, após as reações de pirólise da nafta. O conjunto dos fornos desse

sistema pode produzir até 380 t/h de vapor.

Para que o vapor gerado nos fornos de pirólise possa ser enviado ao

sistema de distribuição, é feito o superaquecimento a 538 oC em dois

fornos dedicados a esta função.

3) Fornos de pirólise da planta de Olefinas 2 – Esse sistema é composto

por dez fornos de pirólise que geram vapor superaquecido a 538 oC e na

pressão de 124 bar, a partir do aproveitamento energético da corrente

efluente de cada forno, após as reações de pirólise da nafta. O conjunto

dos fornos desse sistema pode produzir até 360 t/h de vapor.

4) Fornos da planta de Aromáticos 1 – Em quatro fornos da planta de

Aromáticos 1, há a geração de vapor na pressão de 16 bar, a partir do

aproveitamento da energia disponível nos gases de combustão. A

capacidade de produção de vapor nesses fornos é em torno de 50 t/h.

De acordo com esses dados, cerca de 97 % da geração primária de vapor é

feita na pressão de 124 bar, compreendendo as caldeiras da UTE e os fornos de

pirólise das plantas de olefinas. Apenas 3 % da geração ocorrem na pressão 16 bar.

A.7.2. Grupos homogêneos de uso do vapor

Conforme pode ser observado na figura A.6 e na descrição dos processos

de cada planta, o uso de vapor dentro da UNIB está intimamente relacionado com os

diversos processos das plantas de produção. Este uso ocorre nos quatro níveis de

Apêndice A 196

pressão apresentados na tabela A.1 e pode ser distribuído nos seguintes grupos

homogêneos:

1) Na geração de energia elétrica – A geração de energia elétrica, a partir

do vapor, ocorre em quatro turbogeradores instalados na UTE. Três

desses turbogeradores são alimentados com vapor na pressão mais

elevado (124 bar) e possuem extração em 44 bar e contrapressão em 16

bar. A geração de energia elétrica nos turbogeradores é determinada

pela demanda de vapor a partir dos diversos processos das plantas da

UNIB e das empresas do Pólo Petroquímico, seguindo, assim, a lógica

de um sistema de co-geração.

O quarto turbogerador é acoplado a uma turbina condensante que pode

ser alimentada por vapor na pressão de 16 bar ou na pressão mais

baixa, a 4,6 bar. Esse turbogerador tem como função aumentar a

geração de energia elétrica em períodos de grande demanda ou

aproveitar o excedente de vapor de 4,6 bar que é perdido para a

atmosfera.

2) Como força motriz em turbinas acopladas a compressores e bombas – Dentro da UNIB, a maior parte do uso da energia disponível

no vapor é como força motriz para o acionamento de um grande número

de compressores e bombas de pequeno médio e grande porte.

Na UTE, há 18 turbinas que usam vapor na pressão de 16 bar,

perfazendo um consumo total de projeto de 144 t/h e correspondendo a

uma potência de 11.700 kW. O vapor de exausto dessas turbinas é

condensado por contato direto com a água desmineralizada que

alimenta as caldeiras, havendo assim o aproveitamento completo da

energia disponível no vapor que sai dessas turbinas.

Dentro da CEMAP, o uso de vapor como força motriz é intenso. São, ao

todo, 62 turbinas espalhadas em todas as plantas, com potências

variando de 2 a 35.000 kW. A tabela A.2 mostra a distribuição das

turbinas de acordo com a pressão do vapor de alimentação, cujo

consumo perfaz um total de cerca de 153.000 kW, com as maiores

potências concentradas nas pressões de 124 e 44 bar.

Apêndice A 197

3) Como fonte de aquecimento de correntes do processo em trocadores de calor – Há um grande número de trocadores de calor

espalhados por todas as plantas que usam vapor como fonte de

aquecimento, perfazendo um total de 184 e com consumo energético da

ordem de 1.800 GJ/h.

A tabela A.3 mostra a distribuição desses trocadores em função da

pressão do vapor de alimentação, onde se observa que o vapor mais

usado é o de 16 bar, vindo o de 4,6 bar logo em seguida. Na pressão de

44 bar, o uso do vapor como fonte de aquecimento é muito pouco e há

apenas um pequeno trocador que usa vapor na pressão de 124 bar.

Figura A.2 - Distribuição das turbinas na CEMAP de acordo com a

pressão do vapor de alimentação

[Referências: (BRASKEM, 1989), (BRASKEM, 1990),

(BRASKRM, 1991), (BRASKEM, 2000)]

Tabela A.3 - Distribuição dos trocadores de calor na UNIB que usam

vapor como fonte de calor

[Referências: (BRASKEM, 1989), (BRASKEM, 1990),

(BRASKRM, 1991), (BRASKEM, 2000)]

Apêndice A 198

A integração energética do processo com o sistema de vapor, através da

carga térmica transferida nesses trocadores de calor, é um fator muito

importante para o ganho de eficiência global da unidade termelétrica,

pois absorve o calor que seria perdido para o ambiente no condensador

em um ciclo de Rankine normal, sem co-geração.

4) Como fonte de aquecimento por contato direto da água para geração de vapor – O principal uso do vapor nesse tipo de aplicação

ocorre nos desaeradores da água de alimentação das caldeiras e dos

fornos de pirólise das plantas de olefinas 1 e olefinas 2. Nesses casos, o

vapor usado é o de mais baixa pressão (4,6 bar), onde há o

aproveitamento integral da energia e da massa de água, pois o vapor

condensa e incorpora ao fluxo de água que vai para as caldeiras ou para

os fornos, onde novamente se transforma em vapor.

Ocorre também esse uso nos condensadores de superfície da UTE,

onde o vapor de exausto das turbinas condensa em contato direto com a

água desmineralizada que alimenta as caldeiras.

Nesses casos o aproveitamento integral da energia e da massa de água

do vapor de baixa pressão é bastante favorável ao aumento da eficiência

energética do sistema de co-geração.

5) Como fonte de aquecimento de correntes do processo por contato direto – Há muitos pontos nas plantas de produção onde o vapor é

injetado em sistemas em que entra em contato com correntes do

processo, tendo-se como principais exemplos dessa aplicação os

seguintes casos: remoção de compostos leves em colunas que usam o

vapor como fonte de calor, aquecimento da carga de reator que faz o

tratamento de correntes aquosas residuais do processo,

complementação do vapor de diluição que é misturado com a nafta que

alimenta os fornos de pirólise.

Em tais casos, o processo utiliza não somente a energia do vapor, mas

também a massa de água. Sob o ponto de vista energético, esse grupo

homogêneo de aplicação também favorece o ciclo de co-geração, pois

utiliza energia que seria perdida para o meio ambiente em um ciclo

Apêndice A 199

normal de Rankine. Porém gera um déficit no balanço de água do

sistema de vapor, pois a massa de condensado sai do ciclo,

incorporando-se a outros sistemas.

6) Como fluido auxiliar em processos de combustão – Há um consumo

permanente de vapor de 16 bar nos queimadores das caldeiras e nos

fornos que queimam combustíveis líquidos. Esse consumo se dá para

transformar o combustível líquido em uma nevoa de pequenas gotas e

permitir que a combustão ocorra de forma eficiente e com a mínima

geração de poluentes.

Ainda como fluido auxiliar em processo de combustão, há também um

consumo variável de vapor de 16 bar em duas tochas que queimam os

hidrocarbonetos voláteis que são lançados no sistema que coleta o alívio

das unidades de produção e do parque de estocagem.

Nesses casos, o vapor é também consumido integralmente e não há

retorno de condensado.

A.7.3 Fornecimento de vapor às empresas do Pólo

Fora da UNIB, tem-se uma imensa rede de distribuição de vapor para 28

empresas espalhadas no Pólo Petroquímico e cobrindo cerca de 12 quilômetros de

tubovias. O vapor é distribuído nas pressões de 44 bar e 16 bar por meio de

tubulações de grandes diâmetros, que chegam até 30 polegadas, e cobrindo

distâncias de até 4 quilômetros.

A.8. CONCLUSÃO

Existe uma íntima relação entre o sistema de vapor e os diversos processos

na UNIB e nas empresas do Pólo Petroquímico. Dentro da UNIB, esta relação ocorre

tanto na geração quanto no uso do vapor.

A demanda de vapor como fonte de calor para o aquecimento de correntes

do processo, conforme é mostrado nas múltiplas formas dos grupos homogêneos,

favorece a aplicação do conceito de co-geração de energia elétrica e vapor na

Apêndice A 200

unidade termelétrica (UTE), conferindo ganho de eficiência energética em relação ao

que seria obtido com a aplicação do ciclo normal de Rankine.

Um aspecto desfavorável desse sistema de co-geração refere-se à

existência de muitos grupos homogêneos de uso do vapor em que não há retorno do

condensado. Em tais casos a massa de condensado sai do ciclo, incorporando-se

ao processo e gerando um déficit no balanço de água do sistema de vapor.

Apêndice A 201

Figura A.6 – Representação esquemática do sistema de vapor da UNIB, mostrando as fontes geradoras e os principais grupos

homogêneos de consumo.

identificar oportunidades para redução das perdas

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