ii relatorio qd

TERMA Redução da Emissão de Poluentes Gasosos nas Centrais

Termeolétricas a Vapor

Redução da Emissão de Poluentes Gasosos nas Centrais Termelétricas a Vapor

II Relatório Quadrimestral

Quadrimestre Mai/Jun/Jul/Ago

Equipe

Coordenadora: Elizabeth Ferreira Cartaxo

Pesquisadores:

Nelson Kuwahara Sílvia Azucena Nebra

Marcelo Modesto da Silva Jamal da Silva Chaar

Hugo Miguel Oliveira Gomes Jorge Alexander Sosa

James da Rocha Vitoriano Marcianita da Silva Pinheiro

Carlos Alberto Monteiro Ana Catarina Lima Chaves Gonçalves

Gileno Carli Silva Araújo Sheila Maria Lima Cavalcante

Ana Claúdia Oliveira

Gerente Administrativo: Hostília Maria Lisboa Campos

Setembro de 2004 Manaus – AM

Sumário

1. Apresentação 1

2. Medição do ciclo térmico e dos gases da combustão 2

2.1 Definição do ponto de medição e infra estrutura 2

2.2 Treinamento no analisador de gases 4

2.3 Resultados das medições no campo 9

2.4 Resultados das medições dos gases de combustão 18

2.5 Comentários finais 21

3. Ciclo Rankine 22

3.1 Ciclo Ideal 22

3.2 Avaliação de 1° Lei 25

3.2.1 Aumento na Pressão no Gerador de Vapor 32

3.2.2 Diminuição da Pressão no Condensador 35

3.2.3 Aumento da Temperatura do Vapor na Saída do Gerador de Vapor 37

3.3 Ciclo Rankine com Reaquecimento 40

3.4 Ciclo Rankine Regenerativo 46

3.5 Comparação entes os três tipos de Ciclo Rankine 52

3.6 Descrição do Sistema de Geração da Usina Mauazinho - Manaus Energia 53

3.7 Avaliação do desempenho das plantas 59

3.7.1 Planta 1 e 2 (condições de projeto) 59

3.7.2 Planta 3 e 4 (condições de projeto) 66

3.8 Simulação em condições de operação 72


4. Análise dos combustíveis 80

4.1 Considerações iniciais 80

4.2 Características 80

4.2.1 Viscosidade 80

4.3 Enxofre 80

4.4 Água e sedimentos 81

4.5 Ponto de fulgor 81

4.6 Densidade relativa a 20/4°C 81

4.7 Ponto de fluidez 81

4.8 Vanádio 82

4.9 Métodos e especificações 82

4.10 Resultados preliminares 84

4.11 Ações a serem implementadas 85


5. Análise de parâmetros operacionais e ergonomia 86

5.1.Critérios para uma boa operação da caldeira 96

5.2 Características Técnicas das Unidades Geradoras da Usina 98

5.3 Apreciação ergonômica do sistema homem-tarefa-máquina 100

5.4 Análise das operações diárias de manutenção e conservação das caldeiras 121

5.4.1 Seqüência do processo de sopragem de fuligem na unidade I 121

5.4.2 Limpeza dos filtros 129

5.4.3 Troca dos maçaricos das Unidades Geradoras 137

5.4.4 Limpeza dos maçaricos 145

5.4.5 Verificação do sistema 149

5.5 Quadro de formulação dos problemas 155

5.5.1 Diagnóstico ergonômico 155

5.5.2 Recomendações ergonômicas 156

5.6 Considerações finais 158

6. Análise do processo de injeção do combustível 159

6.1 Nebulização do combustível 159

6.2 Mecanismos de Formação de Sprays 160

6.3 Caracterização de Sprays 162

6.4 Princípio de Nebulização 165

6.4.1 Nebulização por pressão de líquido 165

6.4.2 Nebulização com fluido auxiliar ou pneumática 175

6.4.3 Bocais nebulizadores híbridos 190

6.4.4 Nebulização com copo rotativo 192

7. Referências 196

2o Relatório Quadrimestral TERMA 1

1. Apresentação

O Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Ciclo 2002/2003, “Redução da

Emissão de Poluentes Gasosos nas Centrais Termoelétricas a Vapor”, denominado de

TERMA, apresenta o segundo relatório quadrimestral de suas ações desenvolvidas até o

presente momento.

O item 2 mostra as ações realizadas na monitoração das emissões dos gases poluentes,

bem como dos parâmetros do ciclo Rankine regenerativo (ciclo a vapor), fundamentalmente

pressões, temperaturas e fluxo de vapor, com vistas a subsidiar as análises do item 3. Dada ao

ineditismos deste tipo de atividade na Usina 2, fundamentalmente o monitoramento dos gases,

foi necessário realizar uma metodologia e preparação das chaminés das máquinas a serem

monitoradas.

As avaliações do ciclo a vapor são descritos no item 3. Nesta ação foram realizadas

simulações computacionais, por meio de dois softwares comerciais usuais para área de

ciências térmicas. Foram focadas duas metas para tal análise, a primeira concentrou-se na

verificação dos parâmetros em que as máquinas foram projetadas e colocadas em operação, já

no segundo momento foram iniciados os procedimentos de análise das condições de operação

atuais.

No item 4 deste relatório é descrito a avaliação do combustível OCA1 utilizado na

Usina 2. Faz-se a comparação das características dos combustíveis recebidos na usina com os

limites permissíveis pelo regulamento técnico da Agência Nacional do Petróleo – ANP.

Já no item 5 é mostrado o estudo do processo operacional das máquinas da Usina 2,

ressaltando-se as questões conexas com a interface homem/máquina. Busca-se mostrar os

elementos que interferem na otimização das atividades da usina, bem como as implicações de

conforto e bem estar para os mantenedores das máquinas, faz-se uma série de recomendações

não exaustivas para a busca de condições satisfatórias dentro da ergonomia para os

funcionários da usina.

Por fim, o item 6 é apresentado o mecanismo de pulverização do combustível nas

caldeiras, e discute-se sua influencia no processo de combustão, logo destacando os elementos

que devem ser investigados nos ensaios de laboratório dos bicos queimadores das caldeiras.

2o Relatório Quadrimestral TERMA

2

2. Medição do ciclo térmico e dos gases da combustão

2.1 Definição do ponto de medição e infra-estrutura

De acordo com a Norma CONAMA a determinação do local para amostragem na

chaminé deve visar a obtenção do melhor perfil de velocidade e taxa de fluxo para os gases ,

ou seja menor concentração de O2 e a maior temperatura .

Esse local deve, portanto, estar localizado a uma distância de 8 diâmetros a jusante ou

a 4 diâmetros a montante de qualquer acidente (curva, joelho, expansão,...).

Pontos de medição das Unidades 03 e 04

As chaminés das Unidades 03 e 04 da UTM2 da Manaus Energia, possuem um diâmetro

interno de 2,89 metros, necessitando assim que o ponto para a medição dos gases seja

localizado a 11,56 metros a montante da curva de expansão dos gases. Como pode ser

apreciado nas figuras 2.1 e 2.2.

O furo para introdução da sonda do equipamento, foi executado de maneira a

proporcionar a fixação da haste, após a determinação do ponto de medição. O mesmo será

fechado quando não utilizado.

Figura 2.1- Equipe de medição trabalhando, furo da chaminé 4 a direita.

Figura 2.2 - Detalhes da plataforma, das escadas e do furo da chaminé 3.

Furo

Furo


3

Infra-estrutura

Para se chegar até o furo que foi feito na chaminé dessas Unidades existe uma

estrutura de escadas e plataformas já fixadas e que satisfazem as necessidades para o

posicionamento do equipamento e da equipe de medição.

Foi projetado um suporte para içamento do equipamento de medição dos gases e uma

cesta para o seu acondicionamento.

Localização do ponto de medição na chaminé

Na determinação da posição do comprimento da haste, que deveria ser introduzida na

chaminé para atendimento das especificações do equipamento, foi utilizada a seguinte

metodologia:

a) Marcação na haste da sonda de divisões a cada 0,20 metros, total de 6 intervalos;

b) Introdução, no orifício de medição, de todo o comprimento da haste com leitura e

anotação do porcentual de O2 e da Tgás;

c) Retirada da haste com leitura e anotação das grandezas, a cada 0,20 metros;

d) Fixação da haste no ponto onde as leituras efetuadas foram de menor O2 e maior

Tgás.

Içamento do equipamento

O equipamento foi içado através de um dispositivo composto de roldanas e corda,

popularmente chamado de “moitão” e dentro de uma cesta confeccionada especialmente para

esse fim.

Medidas de segurança e EPI’s

Os componentes da equipe definidos para efetuar as medições utilizaram

equipamentos de proteção individual como: cintos de segurança tipo pára-quedista, botas,

luvas, cordas.


4

2.2 Treinamento no analisador de gases

Roteiro básico de utilização do analisador de gases de combustão –

ecoline 6000

O EcoLine 6000 consiste de duas partes funcionais: a unidade de análise de gás - MCU

e a unidade de controle remoto - RCU. A comunicação entre os dois dispositivos dá-se via RS

422 padrão. Todos os dados coletados pela unidade de análise podem ser visualizados,

armazenados ou impressos.

A unidade de análise de gás é um instrumento portátil e inclui os seguintes

componentes básicos: bomba de sucção, filtros, drenagem dos condensados com bomba

peristáltica, células e sistema eletrônico. A unidade de análise pode ser posicionada ao lado do

ponto de amostragem na chaminé. A Unidade de Controle Remoto - RCU é usada para enviar

as instruções de configuração à unidade de análise, para indicar e armazenar os dados das

análises e para imprimir e transferir dados para um Computador Pessoal. O pacote de software

DBGas 2000 auxilia o técnico a gerenciar as análises realizadas.

Principais aplicações:

Caldeiras industriais em plantas de utilidades e energia; Aquecimento de fornos de

tratamento de vidro, secadores de pintura, aquecedores de fluídos e aquecedores de processo;

Fornos rotativos e torres de ciclones e chaminés em fornos de cimento e fornos de calcinação;

Motores estacionários, motores a compressão de gás, os motores de plantas de energia e

estações a bombeadoras a óleo; ISO 14000 - Avaliação e conformidade.

Na Tabela 2.1 pode ser apreciado os diversos parametros de medição, tais como: O2,

CO, NO, NO2, NOx, SO2, etc.

O tipo de sensor utilizado, como celulas eletroquímicas, medição indireta através de

cálculos, e outros. As respectiva faixa de operação, a resolução e os limites de erros.


5

SONDA

M C U

RCU

Figura 2.3 - Vista do conjunto do Ecoline 6000

Tabela 2.1 – Relação dos parâmetros medidos, dos sensores, das faixas de operação, resoluções e exatidões. Do analisador ecoline 6000.


6

A seguir as ultimas considerações sobre o instrumento de medição:

Todas as medições de emissões são fornecidas também com um valor de referência de

O2 configurado.

Os limites de erros são declarados em % da leitura. Deve-se considerar um erro

adicional de ± 1 dígito.

O limite de erro relativo da pressão informada, é valido somente depois do

procedimento do autozero.

A leitura medida pode ser diretamente convertida de ppm para mg/Nm3 e de hPa para

mbar, mmH2O, inH2O.

O programa computacional DBGas2000 inclui o GasConfig for Windows. Com este

programa computacional pode-se modificar a configuração do instrumento.

Roteiro básico para utilização do instrumento

a) Procedimento para o uso do instrumento no campo.

a.1) Carregar as baterias da unidade de controle máster – MCU e da unidade de controle

remoto – RCU. No mínimo 6h.

a .2) Para o ajuste do “AUTOZERO” no laboratório, proceder da seguinte forma:

- A sonda possui três conectores, como pode ser apreciado na figura 2.5, ligue o

conector de temperatura e de pressão, a unidade de controle máster – MCU. Verifique que o

conector de gás fique desligado, como pode ser apreciado na figura 2.4.

- Conectar a unidade de controle máster – MCU a unidade de controle remoto – RCU,

ligar as duas unidades nesta seqüência, MCU e RCU.


7

Figura 2.4 – Ligação do MCU a sonda e ao RCU.

Figura 2.5 – Vista da sonda e seus conectores.

- Na tela do RCU será mostrada a figura 2.6, deve-se esperar em torno de 121s, a tela

mostrara esse tempo.

- Quando soar o beep, acionar a tecla enter, fazer as configurações do combustível,

número de máquina e caldeira, como apreciado na figura 2.7.

Figura 2.6 - Tela do autozero.

Figura 2.7 - Tela de configuração do combustível.

- Para ativar a função de medição, pressionar a tecla F1. Afigura 2.8 mostra esta tela.

A figura 2.9 é uma variante da tela de medição.

- Agora o instrumento esta pronto para ir para o campo, desligue o RCU e o MCU,

nesta seqüência. Desfazer todas as ligações e arrumar adequadamente, para transporte.

- Verificar se a sonda foi marcada com pincel, separando os pontos por 0,2m. Faça

uma tabela com colunas de O2 e Tgás, e as linhas representando os pontos marcados na sonda,

e leve junto com o instrumento.


8

- Faça escolha dos equipamentos de proteção individual e transporte o instrumento até

o local da medição com segurança.

Figura 2.8 - Tela de medição.

Figura 2.9 - Tela de medição ampliada.

a .3) Medições no campo.

- A sonda possui três conectores, ligue o conector de temperatura, de pressão e do gás,

a unidade de controle máster – MCU. Agora execute o item a . 2) até a tela de medição.

- Posicionar toda a sonda no furo de medição da chaminé, esperar estabilizar a medição

e realizar a primeira leitura do O2 e Tgás, anotar na respectiva tabela, posicionar a sonda no

próximo ponto e fazer a leitura, prosseguir até fazer todos os pontos. Agora fazer o inverso e

no final, escolher o ponto que indicou o menor O2 e maior Tgás. Fixa a sonda no ponto

encontrado e o instrumento esta pronto para fazer as medições dos gases de combustão.

- Aguardar 5minutos para fazer o registro da primeira leitura, prosseguir da seguinte

forma: pressionar a tecla store (chama a memória); novamente pressionar a tecla store

(armazena); continuando a medição, pressione a tecla F2 e o instrumento volta para a tela de

medição. Para registrar mais leituras repita este passo as vezes que for necessário.

- Fim da medição, desligar a RCU e MCU, nesta seqüência. Desfazer as ligações e

arrumar o instrumento. Transportar o instrumento em segurança para o laboratório.

a .4) Acesso as leituras.

- Proceder da seguinte forma: Pressionar a tecla Store (chama o menu da memória);

selecionar Recall e pressione enter (chama memória); selecione Select memory e pressione

enter (registros); selecione a localização do registro e pressione enter; pressionar F1 (mostra o

conteúdo); quer imprimir, pressione a tecla print, duas vezes; pressionando F2 volta para

opção anterior; ao finalizar as impressões, pressione F2 para voltar para tela de medição.


9

a . 5) Transferindo os dados do instrumento para o computador.

- Faça as ligações elétricas da MCU, da interface e do notebook, com os mesmos

desligados.

- Ligue o notebook, interface, MCU, na seqüência.

- No notebook, executar o DBGAS2000. Selecionar a função analises, e depois get

new measures.

- Agora verifique a transferência? .

- Depois do uso, desfazer as ligações e guarda-lo corretamente.

- Qualquer duvida leia o manual.

2.3 Resultados das medições no campo

O diagrama básico do ciclo térmico é apresentado na figura 2.10, nele estão

representados os componentes significativos, tais como: caldeira; turbina; gerador;

condensador; bomba da água condensada; ejetor de serviço; aquecedor 1; aquecedor 2;

desaerador; bomba de alimentação; aquecedor 4; aquecedor 5; e respectivas tubulações.

Os pontos de medição foram identificados no diagrama básico do ciclo térmico, como

pode ser apreciado na figura 2.10 e os mesmos foram transferidos para a planilha de medição.

O ciclo térmico foi estudado e algumas medições foram realizadas no campo, antes destes

resultados, para verificar se o método de medição estava correto.

A técnica de medição aplicada consistiu em sincronizar as medidas do combustível, da

energia e dos gases da combustão. Em seguida foi realizada a medição nos pontos do sistema,

gerando 41 medições diferentes dos seguintes parâmetros: temperatura; pressão; vazão,

potencia elétrica e energia elétrica. Estas medições foram realizadas na unidade 4 e com

cargas de 25MW, 30MW e 35MW. O período de estabilidade dos diferentes níveis das cargas

foi de 24h.


10

Figura 2.11 – Vista geral do condensador com seus respectivos instrumentos, da unidade 4.

Figura 2.12 – Vista geral dos aquecedores com seus respectivos instrumentos, da unidade 4.

Na figura 2.11 pode-se apreciar uma vista geral do condensador, junto com os

instrumentos analógicos de pressão e temperatura. E na figura 2.12 os aquecedores e seus

respectivos instrumentos.

Os resultados das medições foram organizados em planilhas eletrônicas e aqui

apresentadas na seguinte forma: na tabela 2.2 pode-se apreciar os resultados para uma carga

de 25MW; na tabela 2.3 para uma carga de 30MW; e na tabela 2.4 para uma carga de 35MW.


Figura 2.10 - Diagrama básico do ciclo térmico.


12

Tabela 2.2 – Medições do ciclo térmico da unidade 4 para uma carga de 25MW. UNIVERSIDADE FEDERAL DO AMAZONAS

Centro de Ciências do Ambiente

Manaus, 30 de junho de 2004 Dados Ambientais : Temperatura

ambiente 29,0 ºC

Umidade relativa 74,0 %

Pressão Atmosférica 74,0 mmHg

Responsáveis : Grupo TERMA Medições do Sistema Termico : Gileno

Medições das Potências Elétricas : Prof. Monteiro

Medições dos Gases da Combustão : Prof. Sosa e James

Responsáveis : Manaus Energia Heleno

Grupo de Geração Medido : 04 Potencia no Gerador : 25 MW Núnero de queimadores : 04

Pressão Temp.

Ponto de verificação

Leitura Unidade

Leitura Unidade Observações

01 Poço quente - condensador 70,0 mmHg 41,0 º C

02 Entrada da bomba de condensação 60,0 mmHg 41,0 º C

03 Descarga bomba de condensação 18,5 kg/cm² 41,0 º C

04 Entrada do ejetor de serviço 18,5 kg/cm² 42,0 º C

05 Saída do ejetor de serviço 18,0 kg/cm² 47,0 º C

06 Entrada do aquecedor de baixa - nº 1 18,0 kg/cm² 48,0 º C

07 Saída do aquecedor de baixa - nº 1 17,0 kg/cm² 67,0 º C

08 Dreno do aquecedor de baixa nº 1 0,0 kg/cm² 52,0 º C


10 Saída do aquecedor de baixa - nº 2 kg/cm² 98,0 º C Instrumento de leitura da pressão com defeito


Água de condensação

12 Entrada do desaerador 2,5 kg/cm² 98,0 º C

13 Saída do desaerador 3,0 kg/cm² 133,0 º C

14 Entrada da bomba de alimentação 3,0 kg/cm² 133,0 º C

15 Descarga da bomba de alimentação 125,0 kg/cm² 133,0 º C

16 Entrada do aquecedor de alta - nº 4 kg/cm² º C

17 Saída do aquecedor de alta - nº 4 kg/cm² º C

18 Dreno do aquecedor de alta - nº 4 kg/cm² º C Aquecedores de alta pressão 4 e 5 fora de operação

19 Entrada do aquecedor de alta - nº 5 kg/cm² º C devido à baixa potência da unidade

Água Alimentação

20 Saída do aquecedor de alta - nº 5 kg/cm² º C


13

21 Dreno do aquecedor de alta - nº 5 kg/cm² º C

22 Entrada na caldeira 72,0 kg/cm² 155,0 º C

23 Saída da caldeira 69,0 kg/cm² 459,0 º C

24 Entrada da turbina 68,0 kg/cm² 459,0 º C

25 Extração nº 1 kg/cm² º C Fora de operação

26 Extração nº 2 kg/cm² º C Fora de operação

27 Extração nº 3 2,5 kg/cm² 220,0 º C

28 Extração nº 4 74,0 mmHg 100,0 º C

29 Extração nº 5 mmHg 70,0 º C Instrumento de leitura da pressão com defeito

Vapor Principal

30 Exaustão da turbina 70,0 mmHg 41,0 º C

31 Entrada da água bruta 1,0 kg/cm² 29,0 º C

32 Saída da água bruta 0,0 kg/cm² 35,0 º C

Vazão de água da alimentação 70,0 Ton/h

Fluxo de Vapor na saída da caldeira 70,0 Ton/h

Temperatura de vapor entrada da

turbina 459,0 º C

Volume de óleo queimado (litros) Leitura Inicial 34.600 Leitura Final 38.040 Volume Total 3.440 litros

Tempo Inicial 0:00:00 Tempo Final 00:32':00

Temperatura do óleo combustível 112,0 º C

Energia gerada Inicial 160.122,0 MWh Final 160.136,0 MWh Energiaa Total 14,0 MWh


14

Tabela 2.3 - Medições do ciclo térmico da unidade 4 para uma carga de 30MW UNIVERSIDADE FEDERAL DO AMAZONAS


Manaus, 01 de julho de 2004 Dados Ambientais : Temperatura

ambiente 30,0 ºC



Responsáveis : Grupo TERMA Medições do Sistema Termico : Prof. Monteiro

Medições das Potências Elétricas : Prof. Sosa

Medições dos Gases da Combustão : James e Gileno

Responsáveis : Manaus Energia Sérgio Luis


Pressão Temp.


Leitura Unidade


















16 Entrada do aquecedor de alta - nº 4 150,0 kg/cm² 138,0 º C

17 Saída do aquecedor de alta - nº 4 140,0 kg/cm² 157,0 º C

18 Dreno do aquecedor de alta - nº 4 0,0 kg/cm² 169,0 º C

Água Alimentação



15



22 Entrada na caldeira 73,0 kg/cm² 235,0,0 º C





27 Extração nº 3 2,53,8 kg/cm² 230,0 º C

28 Extração nº 4 75,0 mmHg 110,0 º C


Vapor Principal







turbina 453,4 º C




Energia gerada Inicial 160.926,0 MWh Final 160.940,0 MWh Energia Total 14,0 MWh


16

Tabela 2.4 - Medições do ciclo térmico da unidade 4 para uma carga de 35MW UNIVERSIDADE FEDERAL DO AMAZONAS


Manaus, 02 de julho de 2004 Dados Ambientais : Temperatura

ambiente 31,0 ºC



Responsáveis : Grupo TERMA Medições do Sistema Termico : Prof. Monteiro

Medições das Potências Elétricas : Prof. Sosa

Medições dos Gases da Combustão : James

Responsáveis : Manaus Energia Sérgio Luis


Pressão Temp.


Leitura Unidade






















Água Alimentação



17


22 Entrada na caldeira 76,0 kg/cm² 215,0 º C








Vapor Principal







turbina 456,0 º C




Energia gerada Inicial 161.780,0 MWh Final 161.800,0 MWh Energia Total 20,0 MWh


18

2.4 Resultados da medição dos gases da combustão

As medidas dos gases da combustão foram realizadas com o analisador de gases

ECOLINE – 6000. A seqüência da coleta dos dados pode ser resumida da seguinte forma: O

analisador de gases ecoline – 6000 foi ajustado e preparado no laboratório de química da

usina; O instrumento foi transportado do laboratório de química até o ponto de medição da

chaminé da unidade 4, na segunda plataforma da mesma; Preparação do analisador de gases

ecoline – 6000, posicionamento da sonda no furo de medição, determinação do melhor ponto

de medição dos gases, sobre a seção transversal da chaminé, foi encontrado o melhor ponto de

medição e a sonda foi fixa; O tempo foi sincronizado com as medições do ciclo térmico e

iniciarão-se as medições; quando o ciclo térmico finalizou as medições, as medições dos

gases também foi finalizada; O instrumento foi preparado e transportado para o laboratório;

Foi realizada a transferência dos dados do instrumento para o computador.

Figura 2.13 – Vista geral da chaminé da unidade 4, mostrando as plataformas.

Figura 2.14 – A sonda do analisador esta sendo instalada no ponto de medição da chaminé 4..


19

As medições dos gases da combustão podem ser apreciadas nas fotografias contidas

na figura 2.13 até a 2.16, descritas a seguir: A figura 2.13 mostra uma visão geral da chaminé

da unidade 4, escadas, plataformas e alguns detalhes da caldeira; Na figura 2.14, o técnico

esta posicionando a sonda no ponto de medição; Na figura 2.15, a equipe esta preparando o

instrumento na plataforma 2, próximo ao ponto de medição. Já na figura 2,16 pode-se apreciar

o instrumento ligado e executando as medições.

Figura 2.15 – A equipe trabalhando na plataforma 2, da chaminé4.

Figura 2.16 – O analisador esta executando as medições dos gases da combustão da chaminé 4.

O analisador de gases ecoline 6000, foi configurado para o combustível óleo pesado e

os parâmetros medidos foram os seguintes: O2; CO; CO2; Temperatura dos gases;

Temperatura do ar; diferença entre as temperaturas; Eficiência; Excesso do ar λ; NO; NO2;

SO2; CxHy.

Os resultados das medições dos gases foram organizadas em planilhas, representada

por cinco series, para os níveis de carga de 35MW, 30MW e 25MW. Como podem ser

apreciadas nas tabelas 2.5, 2.6 e 2.7, respectivamente.


20

Tabela 2.5 Tabela 2.6 Tabela 2.7

Manaus Energia – UTE Mauá Manaus – AM CONAMA 1990 Eline 6000 Serial number 72962 Measure Nr: 030 Date: 30/06/2004 Time: 10:46 Fuel: Oleo Pesado Potência do Gerador: 25MW Grandeza Valor Unidade O2 8,50 % CO 0,00 Ppm CO2 6,60 % Gás Temp 143,20 °C Air Temp 34,70 °C Diff. Temp 108,30 °C Eff. Temp 90,00 % Exc. Air λ 2,39 NO 302,00 mg/m2 NO2 0,00 mg/m2 SO2 662,00 mg/m2

CxHy 0,11 % Draught No measure Ref. %O2 : 7,0% CO : ppm Ref. %O2 : 7,0% NO : 483 mg/m3 NO2 : 0 mg/m3 SO2 :1059 mg/m3

Manaus Energia – UTE Mauá Manaus – AM CONAMA 1990 Eline 6000 Serial number 72962 Measure Nr: 045 Date: 02/07/2004 Time: 10:10 Fuel: Oleo Pesado Potência do Gerador: 35MW Grandeza Valor Unidade O2 8,50 % CO 1,00 Ppm CO2 9,40 % Gás Temp 168,20 °C Air Temp 35,80 °C Diff. Temp 132,40 °C Eff. Temp 91,50 % Exc. Air λ 1,68 NO 410,00 mg/m2 NO2 0,00 mg/m2 SO2 1.177,00 mg/m2


Manaus Energia – UTE Mauá Manaus – AM CONAMA 1990 Eline 6000 Serial number 72962 Measure Nr: 037 Date: 01/07/2004 Time: 10:05 Fuel: Oleo Pesado Potência do Gerador: 30MW Grandeza Valor Unidade O2 10,40 % CO 0,00 Ppm CO2 8,00 % Gás Temp 161,10 °C Air Temp 36,30 °C Diff. Temp 124,80 °C Eff. Temp 90,50 % Exc. Air λ 1,97 NO 397,00 mg/m2 NO2 0,00 mg/m2 SO2 876,00 mg/m2



21

2.5 Comentários finais

Os comentários estão concentrados na instrumentação do ciclo térmico da unidade 4, e

distribuídos da seguinte forma: Foi constatado a não existência de documentação técnica,

histórico de desempenho e certificados de calibração; Nas medições obtidas no trecho da

bomba de alimentação a caldeira, não são confiáveis; As medições de fluxo e vazão da água

de alimentação, do vapor e do combustível, também não são confiáveis; Estas medições

refletem o estado alarmante da instrumentação; Para avaliar o processo devem-se calibrar

todos os instrumentos; Sugere-se a troca de toda instrumentação analógica por digital, e

instalar programas computacionais que facilitem o controle do processo de geração de

energia.


22

3. Ciclo Rankine

Nesta seção uma introdução geral ao Ciclo de Rankine é apresentada. Os principais

parâmetros de operação deste ciclo são analisados, mostrando a sua influência na potência

produzida, na eficiência e no consumo específico de combustível a irreversibilidade gerada.

3.1 Ciclo Ideal

O ciclo Rankine é um dos mais estudados ciclos de potência. A figura 3.1 mostra um

esboço do mesmo. Na mais simples de suas configurações ele é composto por uma caldeira,

uma turbina, um condensador e uma bomba.

W

QL

1

2

turbina

condensador

3

gerador de vapor

bomba

4

QH

Figura 3.1 - Configuração Básica de um Ciclo Rankine


23

A figura 3.2 - mostra o diagrama temperatura-entropia do ciclo Rankine ideal.

QL

QH

1a

2

1

43

4a

a b c

T

s

Figura 3.2 - Diagrama T-s para um Ciclo Rankine

O ciclo Rankine é composto pelos seguintes processos, seguindo a nomenclatura da

figura 3.2, apresentados a seguir:

• 4-1: adição de calor a pressão constante na caldeira ( )HQ ;

• 1-2: expansão adiabática reversível (no ciclo ideal), na turbina;

• 2-3: perda de calor para meio a pressão constante no condensador; ( )LQ

• 3-4: compressão adiabática reversível na bomba (no ciclo ideal);


24

No diagrama T-s da figura 3.2, o trabalho líquido é representado pela área formada

pelos pontos mostrados no diagrama 3-4-4a-1a-1-2-3 e o calor absorvido pelos pontos a-4-4a-

1a-1-c-a. Semelhante ao ciclo de Carnot, a eficiência do ciclo Rankine pode ser escrita como

função da temperatura média na qual o calor é absorvido pelo fluido de trabalho na caldeira e

a temperatura média em que o fluido de trabalho rejeita calor para o ambiente no

condensador. Qualquer variação nos parâmetros que aumente a temperatura de fornecimento

do calor ou diminua a temperatura em que ele é rejeitado aumentará a eficiência deste ciclo.

Considerando-se o ciclo Rankine ideal, podemos definir a eficiência térmica do ciclo da

seguinte forma:

H

L

H

LH

QW

QQQ

&

&

&

&&=

−=η (1)

Onde: é o trabalho líquido realizado pelo ciclo e o calor absorvido. LW& HQ&

Análogo à eficiência do ciclo Carnot no ciclo ideal, a eficiência também pode ser dada

em função das temperaturas médias de fornecimento ( )HT e rejeição ( do calor do ciclo: )LT

H

LTT1−=η (2)

Onde é a temperatura média de rejeição de calor e ( LT ) ( )HT é a temperatura média de

absorção de calor, que podem ser definidas como:

( )32

2

3L ss

TdsT

−=

∫ (3a)

( )41

1

4H ss

TdsT

−=

∫ (3b)

As próximas seções mostraram um método simples para a simulação dos parâmetros do

ciclo Rankine assim como a influência na eficiência térmica, potência líquida produzida e

consumo de combustível.


25

3.2 Avaliação de 1° Lei

O ciclo Rankine é avaliado através da análise de 1° Lei da Termodinâmica. Esta análise

é feita através da aplicação de equações de balanços de massa e energia nos equipamentos que

compõem o ciclo. A resolução do sistema de equações formado por estas equações de balanço

permite determinar a potência gerada/consumida, o calor fornecido e o consumo de

combustível, as vazões de vapor e a eficiência do sistema, permitindo avaliar a performance

do mesmo em diferentes condições de operação.

A determinação da eficiência de 1º Lei, trabalho específico e do consumo específico de

combustível é determinada de posse dos valores de eficiência dos equipamentos, através da

resolução das equações de balanço de massa e energia correspondentes. Adotando-se os

valores típicos das plantas 3 e 4 da Manaus Energia, representados pela figura 3.3.

6

5

Wb

Wt

1

2

turbina

condensador

3

caldeira

bomba

4

mc PCI

Figura 3.3 - Configuração do Ciclo Rankine simulado.


26

A tabela 3.1 mostra os valores adotados para a simulação considerando a nomenclatura

da figura 3.

Tabela 3.1 - Dados termodinâmicos para o ciclo Rankine

Temperatura (°C) Pressão (bar) Entalpia (kJ/kg) Entropia (kJ/kg K) Título

1 510 87 3415 6,709 -

2a - 0,06 2066 6,709 0,7927

2 - 0,06 2268 7,364 0,8772

3 36,17 0,06 151,5 0,520 0,00

4a 36,42 95,7 161,1 0,520 -

4 36,86 95,7 162,8 0,526 -

5 20 1,25 83,95 0,2961 -

6 25 1,25 104,95 0,3669 -

A simulação computacional é feita pela a aplicação das equações de balanço de massa e

energia em cada volume de controle do ciclo representado na figura 3.3.

A equação (4) mostra um balanço de massa em um volume de controle genérico

0mm se =− ∑∑ && (4)

Aplicando esta equação em cada equipamento do ciclo temos:

Caldeira

0mm 14 =− && (5)

Turbina

0mm 21 =− && (6)

Condensador

32 mm && = (7)

65 mm && = (8)


27

onde refere-se ao fluxo de vapor a ser condensado e o fluxo de água de

resfriamento.

2m& 5m&

Bomba

0mm 43 =− && (9)

Além dos balanços de massa também se aplicam os balanços de energia, em cada

volume de controle do sistema. A equação (10) mostra este balanço em um volume de

controle genérico.

0WQhmhm vcvcssee =−+∑−∑ &&&& (10)

Onde:

∑ eehm& : somatória do produto vazão mássica pela entalpia de todas as correntes que

entram no volume de controle.

∑ sshm& : somatória do produto vazão mássica pela entalpia de todas as correntes que

saem do volume de controle

vcQ& : quantidade de calor gerado ou absorvido pelo volume de controle.

vcW& : trabalho realizado ou consumido pelo volume de controle.

Aplicando-se a eq. (10) em cada volume de controle da figura 3 temos:

Caldeira

0WQhmhm vcvc1144 =−+− &&&& (11)

considerando que a quantidade de calor Q é dada por: vc&

PCImQ cvc && = (12)

onde é a vazão de combustível (neste caso óleo combustível) e PCI o poder

calorífico inferior (kJ/kg) com o valor adotado de 42400 kJ/kg.

cm&


28

Considerando que o objetivo da caldeira é produzir vapor à alta temperatura, o trabalho

produzido pela caldeira é nulo, assim a equação (11) reduz-se a:

0PCImhmhm c1144 =+− &&& (13)

Definindo-se também a eficiência de 1º Lei da caldeira:

PCImhmhm

c

4411caldeira &

&& −=η (14)

Para todos os casos - exemplo considerou-se que a caldeira tem eficiência de 85%.

Turbina

0WQhmhm vcvc2211 =−+− &&&& (15)

A turbina é considerada um equipamento adiabático, com perda de calor desprezível,

logo:

0Qvc =& (16)

O objetivo da turbina é produzir potência, logo a equação (15) reduz-se a:

0Whmhm t2211 =−− &&& (17)

A eficiência da turbina é dada por:

a2211

2211

oisentrópic

realturbina hmhm

hmhmW

Woisentrópictrabalho

realtrabalho&&

&&

&

&

−−

===η (18)

Nos exemplos foi considerada uma eficiência isentrópica de 85 % na turbina.

Condensador

0WQhmhm vcvc3322 =−+− &&&& (19)

O condensador tem como objetivo condensar o vapor que deixa a turbina, para que este

possa ser bombeado de volta à caldeira completando o ciclo Rankine, a perda de calor para o


29

ambiente que possibilita esta operação é executada por um fluido refrigerante, consideramos

neste caso que este fluído seja água representado pelos fluxos (5) e (6) logo:

( 655vc hhmQ −= && ) (20)

Como o condensador não produz trabalho à equação (19) reduz-se a:

( ) 0hhmhmhm 6553322 =−+− &&& (21)

Tanto no condensador como na caldeira pode haver perda de pressão. Nos casos reais,

esta perda de pressão é medida, ou estimada, e é levada em conta no cálculo das entalpias.

Bomba

0WQhmhm vcvc4433 =−+− &&&& (22)

A bomba tem objetivo de aumentar a pressão da água que deixa o condensador é

destinada a alimentar a caldeira. A bomba é considerada um equipamento adiabático logo:

0Qvc =& (23)

O trabalho consumido na bomba é denominado à equação (22) reduz-se a: bW&

0Whmhm b4433 =−− &&& (24)

A eficiência da bomba é dada por sua eficiência isentrópica:

3344

33a44

real

oisentrópicbomba hmhm

hmhmW

W

realtrabalhooisentrópictrabalho

&&

&&

&

&

−−

===η (25)

O sistema de equações formado pelos balanços de massa e energia é resolvido pelo

software EES®(2003). Os valores de temperatura e pressão são utilizados para a

determinação dos valores de entalpia do vapor e da água nos fluxos do sistema que são

fornecidos pelo próprio software.

Algumas considerações para a determinação do valor da entalpia em alguns pontos do

sistema


30

• Ponto (2)

A determinação do valor da entalpia neste ponto é feita considerando que a turbina

possua uma eficiência isentrópica de 85%, considerando a seguinte equação (26):

a21

21t hh

hhoisentrópictrabalho

realtrabalho−−

==η (26)

onde é o valor da entalpia no ponto (2) considerando um processo de expansão

isentrópico, considerando uma eficiência de 85% determina-se o valor da entalpia como

mostrado na tabela 1, neste caso o vapor está em estado saturado com título igual a 0,8772.

( a2h )

)( 2h

• Ponto (3)

Na saída do condensador, considera-se que a água está saturada com título nulo.

• Ponto (4)

Similar ao caso da determinação do valor da entalpia na saída da turbina, foi

considerado que na saída da bomba a eficiência isentrópica é de 85%, pela equação (27)

temos:

43

a43t hh

hhrealtrabalho

oisentrópictrabalho−−

==η (27)

onde é o valor da entalpia no ponto (4) considerando um processo de expansão

isentrópico, considerando uma eficiência de 85% determina-se o valor da entalpia como

mostrado na tabela 1.

( a4h )

)( 4h

Para permitir avaliar o desempenho do sistema também são definidos mais dois índices

que permitem avaliar o desempenho do ciclo, a eficiência da 1º Lei e o consumo específico de

combustível determinado pelas equações (28) e (29):

PCImWW

c

bt

&

&& −=η (28)


31

]kWh

óleodekg[

WWm

3600bt

c&&

&

−=α (29)

Assim a simulação permitiu determinar os seguintes parâmetros para o ciclo Rankine

mostrados na Tabela 3.2, os parâmetros simulados consideram uma vazão de vapor de 1 kg/s,

ou seja, 4321 mmmm &&&& ===

Tabela 3.2 - Parâmetros simulados para o Ciclo Rankine

cm& [Vazão de combustível (kg/s)/(kg de vapor)] 0,07656

5m& [Vazão de água no condensador (kg/s) /(kg de vapor)] 101,3

tW& [Potência Produzida na turbina (kW)] 1147?

bW& [Potência consumida na bomba (kW)] 11,17?

btL WWW &&& −= [Potência líquida (kW)] 1135,83?

Eficiência de 1º Lei 0,3489

Consumo específico (kg de combustível / kWh) 0,2861

A variação de parâmetros importantes do ciclo Rankine como a pressão do vapor na

caldeira, a pressão no condensador e a temperatura máxima do vapor no ciclo são simuladas

para analisar sua influência na eficiência de 1° Lei, na potência líquida especifica gerada e no

consumo específico de combustível.


32

3.2.1 Aumento na Pressão no Gerador de Vapor

A simulação inicial é feita mantendo-se constante todos os valores de temperatura e

pressão e variando-se o valor da pressão do vapor na caldeira ( )1P e mantendo-se as mesmas

eficiências dos equipamentos. O aumento da pressão ( )1P leva as duas conseqüências

imediatas: aumenta a temperatura de saturação do vapor e conseqüentemente a temperatura

e diminui o título do vapor na saída da turbina. Na figura 4 o diagrama T-s mostra os

efeitos do aumento da pressão do vapor.

HT

O calor absorvido pelo ciclo na caldeira é representado pela área a – 3-4-u-v-x-z-w-a.

Antes do aumento da pressão, o calor era representado pela área a-3-4-4ª-1ª-1-2-c-a . Assim, a

área hachurada em vermelho representa o aumento do calor que é necessário fornecer na

caldeira, com o aumento da pressão.

O trabalho líquido gerado no ciclo é representado pela área 3-4-u-v-x-y-z-3.

Antes do aumento da pressão o trabalho líquido era representado pela área: 3-4-4ª-1ª-1-

2-3.

Assim, no cálculo geral, o aumento do trabalho total gerado no ciclo estará dado pela

diferença entre as áreas hachuradas em vermelho menos a área hachurada em azul.

v

x

u

1a

2

1

43

4a

a b

T

s

y

z

cw

Figura 3.4 - Diagrama T-s para um aumento de pressão na caldeira


33

As figuras 5a,b e c mostram o comportamento da eficiência, potência líquida gerada e

do consumo específico de combustível com a pressão do vapor variando. O aumento da

pressão leva a um aumento do trabalho líquido gerado até um valor máximo para então tender

a diminuir com o aumento da pressão. Este comportamento pode ser explicado pela diferença

entre as áreas “u-v-x-y-1a-4a-4” (em vermelho) e “1-y-z-2”(em azul) que determinam o

comportamento do trabalho liquido em função da pressão. A partir de um certo nível de

pressão a área “1-y-z-2” atinge um valor maior que a área “u-v-x-y-1a-4a-4” diminuindo o

trabalho líquido. Esta característica também se reflete na eficiência e no consumo especifico

que são diretamente influenciados pelo comportamento do trabalho líquido.

Outra conseqüência do aumento da pressão é a diminuição do título do vapor na saída

da turbina. Isto diminui o consumo de água do condensador, pois a diminuição do título

implica num menor valor da entalpia do vapor na entrada do condensador e,

conseqüentemente, uma diferença de entalpia menor entre o vapor saturado que entra e água

condensada na saída do condensador, como mostrado na figura 5d. Um fator a ser monitorado

no aumento da pressão é o valor mínimo recomendado para o título para o vapor na saída d

turbina, Schegliaiev (1978) e Kostyuk e Frolov (1985) citam um valor de 0,85. Uma

diminuição do título abaixo deste nível pode levar a ocorrência de cavitação nas pás da

turbina.

0 25 50 75 100 125 150 175 2000,23

0,24

0,25

0,26

0,27

0,28

0,29

0,30

0,31

0,32

efic

iênc

ia d

e 1º

Lei

(%)

pressão do vapor (bar) a)


34

0 25 50 75 100 125 150 175 200

920

960

1000

1040

1080

1120

1160

traba

lho

(kW

)

pressão do vapor (bar) b)

0,24

0,26

0,28

0,30

0,32

0,34

0,36

0,38

0 25 50 75 100 125 150 175 200

pressão do vapor (bar)

cons

umo

espe

cífic

o (k

g de

óle

o / k

Wh)

c)

0 25 50 75 100 125 150 175 20090

95

100

105

110

115

Cons

umo

de á

gua

no c

onde

nsad

or (k

g/s)

pressão do vapor (bar) d) Figura 3.5 - a) Eficiência; b) potência líquida específica; c) consumo específico; d) consumo de água

no condensador em função da pressão no gerador de vapor.


35

Nesta simulação, para um aumento de pressão de 40 para 100 bar obtém-se um

aumento de 8,2% na eficiência, Schegliaiev (1978) cita um aumento de 10,2% e Kostyuk e

Frolov (1985) 9,8%, para as mesmas condições consideradas. Para o caso do trabalho

especifico, este atinge um valor máximo a partir do qual o aumento da pressão no gerador de

vapor, não se reflete numa melhora do mesmo, para estas condições, o pico de trabalho

acontece em torno da pressão de 139 bar.

Kostyuk e Frolov (1985) citam um valor máximo do trabalho na pressão de 95 bar e um

aumento de eficiência de 9,8%. Resultados semelhantes são citados por Schegliaiev (1978). O

aumento da pressão no gerador de vapor incide no aumento dos custos para a construção de

equipamentos maiores (gerador de vapor) e mais robustos (turbinas), um aumento do nível de

pressão de 88 para 157 bar implica num aumento de custo de 7%, (Schegliaiev, 1978).

3.2.2 Diminuição da Pressão no Condensador

Para simular a variação da pressão no condensador todos os outros parâmetros são

mantidos constantes.

2P

2a3a

s

T

cba

4a

34

1

2

1a

Figura 3.6 - Diagrama T-s para a diminuição de pressão no condensador


36

Pelo diagrama T-s da figura 3.6, diminuindo a pressão no condensador o trabalho

líquido aumenta proporcionalmente a área “2-2a-3a-4-3-2” e diminui também o calor

rejeitado para o meio, representado pela área “a-b-c-2a-3a-a”. Outra conseqüência é a

diminuição do título do vapor na saída da turbina. Uma vez que o ciclo permanece com a

mesma quantidade de calor adicionado, a diminuição da pressão no condensador possibilita

um aumento na eficiência do ciclo e diminui o consumo específico, como mostrado nas

figuras 7a, b e c.

O limite para se diminuir a pressão no condensador é dado pela disponibilidade de

fluído refrigerante usado para condensar o vapor, pelo fator econômico que pesa sobre o

tamanho do condensador e pelo projeto da turbina que define a pressão de entrada no mesmo,

a temperatura de saturação no condensador não pode ser menor que temperatura ambiente

(Kartchenko, 1998). Haywood (1985) cita que uma diminuição da pressão no condensador de

0,068 para 0,034 bar resulta num incremento de 4,5% na eficiência do ciclo. Na simulação

para uma diminuição de 0,07 para 0,03 bar obtemos um aumento de 5,5 % na eficiência e 9 %

no trabalho líquido.

0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,100,285

0,290

0,295

0,300

0,305

Efic

iênc

ia d

e 1°

Lei

pressão no condensador (bar) a)


37

0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,101060

1080

1100

1120

1140

1160

1180

1200

traba

lho

(kW

)

pressão no condensador (bar) b)

0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,100,275

0,280

0,285

0,290

0,295

0,300

cons

umo

espe

cífic

o (k

g de

óle

o / k

Wh)

pressão no condensador (bar) c) Figura 3.7 - a) eficiência; b) trabalho específico; c) consumo específico versus pressão no

condensador.

3.2.3 Aumento da Temperatura do Vapor na Saída do Gerador de

Vapor

Para simular a variação da temperatura ( )1T na saída da caldeira todos os outros

parâmetros são mantidos constantes O superaquecimento é a maneira imediata de se melhorar

a eficiência de um ciclo Rankine. O aumento da temperatura do vapor na saída do gerador de

vapor aumenta o trabalho líquido gerado, representado pela área “1-1a-2-2a-1” e também a

temperatura média de absorção do calor ( ), aumentando assim a eficiência do ciclo e

diminuindo o consumo específico. Embora isto significa num aumento do consumo de

combustível também, devido a que o calor fornecido na caldeira aumenta, este aumento é

HT


38

representado pela área 1-1ª -d-c. Este efeito leva a que o aumento no valor do tamanho líquido

produzido no ciclo seja maior que o aumento na eficiência. O aumento da temperatura

também aumenta o título na saída da turbina, acarretando ganhos na eficiência. Da mesma

forma que o aumento da pressão do gerador de vapor, o aumento da temperatura é limitado

pela resistência térmica da turbina e pelos custos econômicos da utilização de materiais mais

resistentes, tanto quanto na caldeira.

As figuras 9 a, b e c mostram o comportamento da eficiência de 1º Lei, trabalho

específico e do consumo específico ao variar a temperatura do vapor na saída do gerador de

vapor. O aumento da temperatura implica um aumento da entalpia do vapor, aumentando o

salto entálpico e o trabalho específico da turbina. Haywood (1985) cita que para um aumento

de 450 para 550ºC obtém-se até 7% de ganho na eficiência, Kostyuk e Frolov (1985) obtém

um aumento de 9,6% na eficiência e 16,6% no trabalho líquido, Schegliaiev (1978) um

aumento de 9% para a eficiência e 17% para o trabalho líquido. Na simulação obtém-se

aumento de 4,5% na eficiência, de 12% no trabalho, para o mesmo aumento de temperatura

c

2

1

s

T

dba

4a

34

1a

2a

1a

Figura 3.8 - Diagrama T-s para o aumento da temperatura na saída da caldeira


39

400 450 500 550 600 650 700 7500,28

0,29

0,30

0,31

0,32

0,33

efic

iênc

ia d

e 1º

Lei

(%)

Temperatura do vapor (°C) a)

400 450 500 550 600 650 700 750

1000

1100

1200

1300

1400

1500

Trab

alho

(kW

)

Temperatura máxima do vapor (°C) b)

400 450 500 550 600 650 700 7500,26

0,27

0,28

0,29

0,30

Cons

umo

espe

cífic

o (k

g de

óle

o / k

Wh)

Temperatura máxima do vapor (°C) c) Figura 3.9 - a) eficiência; b) trabalho específico; c) consumo específico de combustível versus

temperatura do vapor na saída da caldeira.


40

3.3 Ciclo Rankine com Reaquecimento

A figura 3.10 mostra o esboço do Ciclo Rankine com Reaquecimento. Segundo Bejan

(1988), a utilização do reaquecimento em ciclos Rankine tem sido praticada desde 1925.

Nesta época a temperatura limite suportada pelas turbinas era de 400ºC, enquanto que nos

dias atuais pode alcançar até 650ºC, (Khartchenko, 1998).

mc PCI

Turbina 2

4condensador

Turbina 11caldeira

3

2

78

bomba6

5

Figura 3.10 - Ciclo Rankine com Reaquecimento

Seguindo a nomenclatura da figura 3.10, vapor superaquecido é produzido na caldeira

através da queima de uma quantidade de combustível, a temperatura T , este vapor expande-

se na turbina 1 até uma pressão intermediaria , neste ponto é reaquecido na caldeira para

atingir a temperatura T igual a temperatura . Após este reaquecimento, o vapor expande-

se na turbina 2 até a pressão do condensador P . Após o condensador a água condensada é

bombeada novamente para a caldeira completando ciclo. A Tabela 3.3 mostra os dados

termodinâmicos para este ciclo.

1

2P

1T

4

3


41

Tabela 3.3 - Dados termodinâmicos para o ciclo Rankine com reaquecimento

Temperatura (°C) Pressão (bar) Entalpia (kJ/kg) Entropia (kJ/kg K) título 1 510 87 3415 6,709

2a 250,4 15 2923 6,709

2 282,3 15 2997 6,846

3 510 15 3495 7,598

4a - 0,06 2341 7,598 0,9065

4 - 0,06 2514 8,158 0,9782

5 20 1,25 83,95 0,2961

6 25 1,25 104,95 0,3669

7 36,17 0,06 151,5 0,5208 0,00

8a 36,4 95,7 160,2 0,5208

8 36,83 95,7 161,7 0,5258 A análise deste ciclo é similar ao caso do ciclo Rankine simples. Aplicando-se as

equações de balanço de massa, eq (4), e de energia, eq (10) nos volumes de controle da fig

3.10 é possível determinar os principais parâmetros do ciclo.

Balanços de massa

Caldeira

0mmmm 3218 =−+− &&&& (30)

Turbina 1

0mm 21 =− && (31)

Turbina 2

0mm 43 =− && (32)

Condensador

0mmmm 6574 =−+− &&&& (33)

Bomba

0mm 87 =− && (34)

Adotam-se ainda as seguintes hipóteses em relação ao balanço de massa na caldeira e no

condensador


42

Caldeira

18 mm && = (35)

32 mm && = (36)

Condensador

65 mm && = (37)

74 mm && = (38)

Balanços de Energia

Aplicando-se está eq. (10) em cada volume de controle da figura 3.10 temos:

Caldeira

0WQhmhmhmhm vcvc33221188 =−+−+− &&&&&& (39)

considerando que a quantidade de calor Q é dada pela eq. (12): vc&



0PCImhmhmhmhm c33221188 =+−+− &&&&& (40)

Turbina 1

0WQhmhm vcvc2211 =−+− &&&& (41)

Considerando a eq (16) a eq. (41) reduz-se a:

0Whmhm 1T2211 =−− &&& (42)

Turbina 2

0WQhmhm vcvc4433 =−+− &&&& (43)


43

Análogo a turbina 1, a eq (43) se reduz a:

0Whmhm 2T4433 =−− &&& (44)

Condensador

0WQhmhm vcvc7744 =−+− &&&& (45)

Análogo a consideração da eq. (19) no caso de ciclo Rankine básico a eq (45) reduz-se

a:

( ) 0hhmhmhm 6557744 =−+− &&& (46)

Bomba

0WQhmhm vcvc8877 =−+− &&&& (47)

Consideração análoga ao caso do ciclo Rankine simples reduz a eq (47)

0Whmhm b8877 =−− &&& (48)

As mesmas considerações em relação a eficiência isentrópica das turbinas e bombas

adotadas no ciclo Rankine continuam a ser feitas neste caso:

• Ponto (2)

Considerando uma eficiência isentrópica da turbina de 85%, o vapor deixa a turbina

ainda superaquecido.

• Ponto (3)

O vapor é superaquecido até o mesmo nível de temperatura do ponto (1)

• Ponto (4)


com título de 0,978.

A eficiência do ciclo é determinada através da equação (49)


44

PCImWWW

c

b2T1T

&

&&& −+=η (49)

Assim a simulação permitiu determinar os seguintes parâmetros para o ciclo Rankine

com reaquecimento, mostrados na Tabela 4, os parâmetros simulados consideram uma vazão

de vapor de 1 kg/s, ou seja s/kg1mmmmmm 874321 ====== &&&&&& .

Tabela 3.4 - Parâmetros simulados para o Ciclo Rankine com Reaquecimento

cm& [Vazão de combustível (kg/s)] 0,01041

5m& [Vazão de água no condensador (kg/s)] 113

1TW& [Potência Produzida na turbina (kW)] 418

2TW& [Potência Produzida na turbina (kW)] 981,3

bW& [Potência consumida na bomba (kW)] 10,28

btL WWW &&& −= [Potência líquida (kW)] 1389


Consumo específico (kg / kWh) 0,2698

O parâmetro a ser estudado neste ciclo seria a pressão intermediaria de reaquecimento.

As figuras 11a, b e c mostram os resultados da simulação para o ciclo Rankine com

reaquecimento variando-se à pressão intermediaria entre as duas turbinas.

A diminuição da pressão ( )2P aumenta o trabalho líquido gerado, porém a esta

diminuição implica num aumento do consumo de combustível necessário ao reaquecimento.

A diminuição na pressão intermediária ( )2P , também diminui a temperatura ( e acarreta

numa necessidade maior de combustível para atingir o nível de reaquecimento exigido no

ponto (3), refletindo no comportamento da eficiência e no consumo específico de

combustível. Segundo Kostyruk e Frolov (1988) o valor usual para esta pressão de

reaquecimento é de 20-30% da pressão

)2T

( )1P . Variando-se a pressão ( de 30 para 15 bar

obtemos um aumento na eficiência de 2,3% e 8,03% no trabalho líquido.

)2P


45

0 15 30 45 60 75 90,295

0,300

0,305

0,310

0,315

0,320

0

efic

iênc

ia d

e 1º L

ei

pressão de reaquecimento (bar) a)

0 15 30 45 60 75

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

90

Trab

alho

(kW

)

pressão de reaquecimento (bar) b)

0 15 30 45 60 750,265

0,270

0,275

0,280

0,285

0,290

90

cons

umo

espe

cifico

(kg

de ó

leo /

kWh)

pressão de reaquecimento (bar) c) Figura 3.11 a) eficiência; b) trabalho específico; c) consumo específico de combustível em função da

pressão intermediaria de reaquecimento.


46

3.4 Ciclo Rankine Regenerativo

O ciclo Rankine regenerativo mostrado na figura 3.12 é uma variação do ciclo Rankine

simples no qual, a principal diferença está na presença de um ou mais pré-aquecedores da

água de alimentação da caldeira. Seguindo a nomenclatura da figura 12, o vapor gerado na

caldeira no ponto (1), expande-se em uma turbina, nesta existe uma extração onde parte do

vapor é levada para um trocador de calor, ponto (3). O vapor restante, ponto (2) vai para o

condensador e após se condensar, ponto (4) é bombeado na bomba, de volta a caldeira, antes

passando por um trocador de calor, onde é pré-aquecido com o vapor da extração da turbina,

ponto (3), entrando na caldeira a uma temperatura mais elevada.

8

5

6

3

1

turbina

condensador

2

trocador decalor 4

7

caldeira

9

bomba

Figura 3.12 - Ciclo Rankine Regenerativo


47

A Tabela 3.5 mostra os dados termodinâmicos para este ciclo com condições típicas de

funcionamento, seguindo a nomenclatura da figura 12.

Tabela 3.5 - Dados termodinâmicos para o ciclo Rankine regenerativo

Temperatura (°C) Pressão (bar) Entalpia (kJ/kg) Entropia (kJ/kg-K) título

1 510 87 3415 6,709

2a - 0,06 2066 6,709 0,7927

2 36,84 0,06 2268 7,364 0,8765

3a 179,1 8 2790 6,709

3 220 8 2884 6,908

4 36,24 0,06 151,5 0,5208

5 20 1,25 83,95 0,2961

6 25 1,25 104,95 0,3669

7a 36,5 95,7 161,1 0,5208

7 36,42 95,7 162,8 0,5263

8 36,2 0,066 158,8 0,5444

9 200 95,7 855,7 2,318

Similar ao feito para os casos anteriores aplica-se as equações de balanço de massa, eq

(4), e de energia, eq (10) nos volumes de controle da fig. 12 para determinar os principais

parâmetros do ciclo.

Balanços de massa

Caldeira

0mm 19 =− && (50)

Turbina

0mmm 321 =−− &&& (51)

Condensador

65 mm && = (52)

42 mm && = (53)


48

Bomba

0mmm 748 =−+ &&& (54)

Trocador de calor

83 mm && = (55)

97 mm && = (56)

Balanços de Energia

Aplicando-se está equação genérica em cada volume de controle da figura 9 temos:

Caldeira

0WQhmhm vcvc1199 =−+− &&&& (57)

considerando que a quantidade de calor Q é dada pela eq. (13): vc&



0PCImhmhm c1199 =+− &&& (58)

Turbina 1

0WQhmhmhm vcvc332211 =−+−− &&&&& (59)

Considerando a eq (16), a eq. (59) reduz-se a:

0Whmhmhm t332211 =−−− &&&& (60)

Condensador

Análogo a consideração da eq. (19) no caso de ciclo Rankine básico a eq (61) reduz-se

a:

( ) 0hhmhmhm 6554422 =−+− &&& (61)


49

Bomba

0WQhmhmhm vcvc778844 =−+−+ &&&&& (62)

Consideração análoga ao caso do ciclo Rankine simples reduz a eq (62)

0Whmhmhm b778844 =−−+ &&&& (63)

Trocador de Calor

0hmhmhmhm 99778833 =−+− &&&& (64)

As mesmas considerações em relação à eficiência isentrópica das turbinas e bombas

adotadas no ciclo Rankine continuam a ser feita neste caso:

• Ponto (2)


com título de 0,876.

• Ponto (3)


com uma pressão de 8 bar e temperatura de 220ºC.

• Ponto (8)

Considerando que na saída do trocador de calor o vapor proveniente da extração da

turbina esteja totalmente condensado.

A definição de eficiência do ciclo e o consumo específico são similares ao ciclo

Rankine simples. Assim a simulação permitiu determinar os seguintes parâmetros para o ciclo

Rankine com reaquecimento, mostrados na Tabela 6, os parâmetros simulados consideram

uma vazão de vapor de 1 kg/s, ou seja. s/kg1mm 91 == && .


50

Tabela 3.6 - Parâmetros simulados para o Ciclo Rankine regenerativo

cm& [Vazão de combustível (kg/s)] 0,07101

5m& [Vazão de água no condensador (kg/s)] 75,47

tW& [Potência Produzida na turbina (kW)] 990,4

bW& [Potência consumida na bomba (kW)] 9,44

btL WWW &&& −= [Potência líquida (kW)] 980,96


Consumo específico (kg / kWh) 0,2606

O uso das extrações na turbina permite diminuir o calor adicionado ao ciclo aumentando

. Porém tal uso também diminui o trabalho da turbina. Na simulação varia-se a

temperatura da água de alimentação da caldeira e o aumento da temperatura diminui o

trabalho especifico e aumenta a eficiência, uma vez que o consumo de combustível diminui

numa proporção maior do que o trabalho. Além do valor desta temperatura o número de pré-

aquecedores também influi no desempenho do ciclo regenerativo quanto maior seu número,

melhor será o desempenho. Embora, a quantidade de trocadores de calor implica maiores

custos econômicos e dificuldades na operação. Haywood (1985) e Kostyuk e Frolov (1988)

descrevem métodos utilizados para se determinar o numero adequado de trocadores de calor

para maximizar a eficiência do ciclo. As figuras 13a, b e c mostram a variação da eficiência

de 1ºlei, do trabalho líquido e do consumo específico, respectivamente, quando se varia a

temperatura da água que entra na caldeira. A temperatura varia de acordo com a quantidade

de vapor que é extraído da turbina. Na simulação do uso do sistema regenerativo, quando se

aumenta a temperatura da água na entrada do gerador de vapor de 100 para 200 ºC, resulta no

aumento da eficiência de 7,25%, diminuição do trabalho líquido de 9,5%.

HT


51

30 60 90 120 150 180 210 240 2700,29

0,30

0,31

0,32

0,33

0,34

0,35

Efic

iênc

ia d

e 1°

Lei

Temperatura da água na entrada na caldeira (°C) a)

30 60 90 120 150 180 210 240 270

900

950

1000

1050

1100

1150

Trab

alho

(kW

)

Temperatura da água na entrada na caldeira (°C) b)

30 60 90 120 150 180 210 240 2700,24

0,25

0,26

0,27

0,28

0,29

0,30

cons

umo

espe

cífic

o (k

g de

óle

o / k

Wh)

Temperatura da água na entrada na caldeira (°C) c) Figura 3.13 a) Eficiência; b) Trabalho específico; c) consumo específico em função da temperatura da

água de alimentação da caldeira.


52

3.5 Comparação entes os três tipos de Ciclo Rankine

Para comparar o desempenho de cada configuração dos ciclos a Figura 14 mostra uma

comparação dos valores de eficiência de 1º Lei, trabalho líquido e consumo específico de cada

um deles. Os valores são comparados em relação as condições típicas citadas nos itens

anteriores

0,26

0,28

0,30

0,32

0,34

3

2

1

1 - Rankine2 - Rankine com reaquecimento3 - Rankine regenerativo

Efici

ência

de 1

° Lei

a)

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

3

2

1


Trab

alho

(kW

)

b)

0,20

0,22

0,24

0,26

0,28

0,30

3

2

1


cons

umo

espe

cífic

o (k

g de

óle

o/ k

Wh)

c) Figura 3.14 - Comparação entre os três ciclos considerados. a) ciclo Rankine; b) ciclo Rankine com

reaquecimento; c) ciclo Rankine regenerativo.


53

A comparação do ciclo Rankine simples e com reaquecimento, mostra que a eficiência

e o trabalho específico do ciclo com reaquecimento são maiores. O reaquecimento permite

aumentar o trabalho específico pelo aumento da quantidade calor adicionado, a eficiência

aumenta pelo aumento do trabalho ser proporcionalmente maior que o do calor adicionado,

diminuindo também o consumo específico de combustível. O ciclo regenerativo produz

menos trabalho líquido devido ao uso das extrações da turbina, porém o aumento da

temperatura da água de alimentação da caldeira, permite diminuir o consumo específico.

Comparando-se o ciclo com reaquecimento e o regenerativo, o primeiro produz mais trabalho

e tem um consumo especifico menor e menos eficiência que o segundo.

As análises anteriores permitiram identificar a influência dos principais parâmetros de

operação de um ciclo Rankine na eficiência, trabalho líquido e consumo específico, assim

como diferentes configurações deste.

Nas seções a seguir esta metodologia é utilizada para avaliar o sistema de geração da

Manaus – Energia, descrito nas seções seguintes e avaliar suas condições de projeto e

operação.

3.6 Descrição do Sistema de Geração da Usina Mauazinho - Manaus

Energia

A Figura 3.15 mostra de maneira simplificada a planta de geração de potência da Usina

Mauazinho. A planta consiste de quatro conjuntos caldeira-turbina a vapor. Os dois primeiros

conjuntos entraram em operação em 1973, chamadas de plantas 1 e 2 e consistem de

Caldeiras Combustion 28 VP 18W, as plantas foram projetadas com capacidade nominal de

geração de vapor de 81,64 ton/h a uma pressão de 72 bar e temperatura de 485°C e turbina de

condensação General Electric com 4 extrações, operando a pressão e temperatura de vapor na

entrada de 71,5 bar e 485°C, respectivamente. O vapor expandido na turbina é resfriado num

condensador que utiliza água do rio Negro. Após a condensação, a água líquida é pré-

aquecida em trocadores de calor que funcionam com o vapor superaquecido, proveniente das

extrações da turbina, antes de retornar a caldeira, configurando um ciclo Rankine

regenerativo. O sistema ainda possui bombas de condensado, de alimentação e para a água de

resfriamento.


54

T = 485°CP = 72 bar

T = 485°CP = 72 bar

T = 510°CP = 87 bar

T = 510°CP = 87 bar

Caldeira 4

Caldeira 3

Turbina 4

Turbina 3

G 4

G 3

G 1

G 2

Turbina 1

Turbina 2

Caldeira 1

Caldeira 2

Figura 3.15 - Representação do sistema gerador da Manaus Energia – Unidade Mauá.

O terceiro e quarto conjunto caldeira-turbina a vapor entraram em operação em 1975

sendo denominados, plantas 3 e 4, consistindo em Caldeiras Combustion VU60, projetadas

com capacidade nominal de geração de vapor de 196 ton/h a uma pressão de 87 bar e

temperatura de 510°C; uma turbina de condensação General Electric com 5 extrações,

operando a pressão e temperatura de vapor na entrada de 87 bar e 510°C, respectivamente.

Esta planta também opera num ciclo Rankine regenerativo como as anteriores. As figuras 3.16

e 3.17 mostram a configuração das plantas 1 e 2 e 3 e 4, respectivamente, considerando todos

os equipamentos.

As plantas funcionam com óleo combustível. A Tabela 3.7 mostra os dados

termodinâmicos das plantas 1 e 2 e a Tabela 8 os das plantas 3 e 4, nas condições previstas em

projeto, tendo como referência as figuras 3.16 e 3.17.


bomba de condensado

bomba agua resfriamento

Condensador

Bomba de Alimentacao

Desaerador

EjetorAquec 1Aquec 2

Aquec 3

Caldeira

Turbina a Vapor

25252424

2323

2222

2121

2020

1919 1818 1717

1616

1515

1414 1313

1212 1111 1010 99

88

77

66

55

44

33

22

11

17

16

14

13

12

10

F

9

8

7

F

6

F

5

F4

3

2

1

Figura 3.16 - Layout das plantas 1 e 2.


2929

2828

2727

262625252424

2323

2222

21212020 1919

1818

1717

1616

1515 1414

1313 1212 1111 1010

99

88

77

66

55

4433

22

11

17

16

15

14

13

12

11

F

10

F

9

8

7

F

6

F

5

F4

3

2

1

Figura 3.17 - Layout das plantas 3 e 4.


57

Tabela 3.7 - Dados Termodinâmicos de Projeto – Planta 1 e 2

Vazão (kg/s) Pressão (bar) Temperatura (°C) Entalpia (kJ/kg)

1 22,69 72,38 485,00 3371,53

2 22,66 72,38 485,00 3371,53

3 1,816 12,80 317,35 3082,67

4 1,042 6,00 254,35 2966,76

5 1,308 2,00 171,06 2811,75

6 1,479 0,61 90,70 2662,81

7 17,025 0,09 43,79 2454,94

8 19,835 0,09 43,79 183,28

9 0,023 8,27 43,86 184,31

10 19,835 7,51 44,75 187,96

11 19,835 6,76 88,75 372,16

12 19,835 6,00 126,81 532,95

13 22,692 5,51 155,54 656,10

14 22,692 80 157,04 667,07

15 22,692 79,24 201,04 859,66

16 0,023 72,38 485,00 3371,53

17 0,023 72,00 50,00 215,43

18 1,479 0,36 46,00 192,55

19 1,308 1,5 89,00 372,80

20 1,816 12,3 160,00 675,83

21 2,787 0,36 66,22 277,13

22 2,810 0,09 43,79 296,05

23 1160 1,5 27 113,06

24 1160 1,2 35 146,66

25 1160 1,2 27 113,02


58

Tabela 3.8 - Dados Termodinâmicos de Projeto – Planta 3 e 4

Vazão (kg/s) Pressão (bar) Temperatura (°C) Entalpia (kJ/kg)

1 54,666 87,00 510,00 3415,10

2 54,608 87,00 510,00 3415,10

3 3,072 26,60 360,00 3168,70

4 3,164 14,14 285,00 3007,70

5 3,099 6,27 201,00 2850,50

6 3,424 2,63 129,11 2579,85

7 3,822 0,69 87,54 2529,42

8 38,027 0,068 38,49 2316,38

9 45,330 0,068 38,49 161,12

10 45,330 8,27 38,56 162,17

11 45,330 7,51 39,55 166,23

12 45,330 7,03 85,54 358,71

13 45,330 6,27 122,54 514,83

14 54,666 5,84 157,78 665,85

15 54,666 109,00 159,78 680,64

16 54,666 108,20 190,78 815,50

17 54,666 107,50 221,78 954,30

18 0,058 87,00 510,00 3415,10

19 0,058 86,50 50,00 216,68

20 3,424 2,130 122,23 513,21

21 3,822 0,189 58,87 246,36

22 7,246 0,189 58,87 372,47

23 7,304 0,068 38,49 390,00

24 3,072 6,27 160,56 677,93

25 3,164 6,27 160,56 677,93

26 6,236 6,27 160,56 677,93

27 3969 1,2 22 92,17

28 3969 1,5 22 92,17

29 3969 1,2 27 113,23


59

3.7 Avaliação do desempenho das plantas

Uma análise do desempenho destes sistemas através dos dados originais de projeto é

realizada através da Análise Termodinâmica da 1° Lei. Similar a feita nos casos teóricos

analisados nas seções 2.1, 2.2 e 2.3 para os ciclos Rankine, Rankine com reaquecimento e

regenerativo. As equações de balanço de massa e energia são aplicadas aos volumes de controle

que compõe o sistema, o conjunto de equações formado é resolvido de modo a determinar as

potências geradas e consumidas, o consumo de combustível e assim definir parâmetros como a

eficiência do sistema e o consumo específico de óleo combustível.

3.7.1 Planta 1 e 2 (condições de projeto)

Inicialmente é feita a avaliação das plantas 1 e 2 em suas condições originais de projeto. As

equações de balanço de massa e energia são definidas para cada volume de controle que compõe

o sistema, tendo como referência o layout da planta definida na figura 16. As equações de

balanço de massa e energia são descritas de forma similar as eq. (4) e (10) considerando as

mesmas hipóteses simplificadoras definidas nas seções anteriores para os volumes de controle.

Balanços de massa

Caldeira

0mmm 1c15 =−+ && (65)

115 mm && = (66)

Turbina a Vapor

0mmmmmm 765432 =−−−−− &&&&& (67)

Condensador

0mmmmm 22242387 =+−+− &&&& (68)


60

2278 mmm && += (69)

2423 mm && = (70)

Bomba de Condensador

0mm 98 =−& (71)

Ejetor

0mmmm 1091716 =−+− &&& (72)

1716 mm =& (73)

109 mm =& (74)

Trocador de Calor 1

0mmmm 1110186 =−+− &&& (75)

186 mm =& (76)

1110 mm =& (77)

Trocador de Calor 2

0mmmm 1211195 =−+− &&& (78)

195 mm =& (79)

1211 mm =& (80)

Trocador de Calor 3

0mmmm 1514203 =−+− &&& (81)


61

203 mm =& (82)

1514 mm =& (83)

Desaerador

0mmmm 1320124 =−++ &&& (84)

Bomba de Alimentação

0mm 1413 =−& (85)

Nó 12

0mmm 1621 =−− && (86)

Nó 14

0mmm 211918 =−+ && (87)

Nó 15

0mmm 222117 =−+ && (88)

Balanços de energia

Caldeira

0hmPCImhm 11c1515 =−+ && (89)

Turbina a Vapor

0hmhmhmhmhmhm 776655443322 =−−−−− &&&&& (90)


62

Condensador

0hmhmhmhmhm 2222242423238877 =+−+− &&&& (91)

Bomba de Condensado

0Whmhm bc9988 =−− && (92)


0Whmhm res23232525 =−− && (93)

Ejetor

0hmhmhmhm 10109917171616 =−+− &&& (94)

Trocador de Calor 1

0hmhmhmhm 11111010181866 =−+− &&& (95)

Trocador de Calor 2

0hmhmhmhm 12121111191955 =−+− &&& (96)

Trocador de Calor 3

0hmhmhmhm 15151414202033 =−+− &&& (97)

Desaerador

0hmhmhmhm 13132020121244 =−++ &&& (98)


63


0Whmhm resf14141313 =−− && (99)

Nó 12

0hmhmhm 16162211 =−− && (100)

Nó 14

0hmhmhm 212119191818 =−+ && (101)

Nó 15

0hmhmhm 222221211717 =−+ && (102)

O conjunto de equações formado é resolvido através do software Cycle Tempo,. Através

da definição dos valores de pressão e temperatura, em todos os pontos do sistema, o software

permite resolver o sistema de equações formado pelos balanços de massa e energia e determinar

assim as potências do sistema assim como seu consumo de combustível. A utilização deste

software é justificada pela complexidade do sistema com um número de volumes de controle

muito maior que os casos simulados anteriormente no software EES, sendo que o Cycle

Tempo permite uma flexibilidade muito maior para a simulação em condições diferentes de

funcionamento que serão aproveitadas em simulações futuras em condições de operação.

A eficiência da caldeira é definida seguindo a sugestão da norma ASME PTC 4.1

( )PCI.m

hhm

c

evsvvcaldeira &

& −=η (103)

Onde:

vm& : vazão mássica de vapor [kg/s] → 1m&

evh : entalpia do vapor na entrada da caldeira [kJ/kg] → 15h


64

svh : entalpia do vapor na saída da caldeira [kJ/kg] → 1h

cm& : é a vazão mássica de combustível [kg/s] → cm&

PCI : poder calorífico do combustível [kJ/kg]

Para a eficiência global do ciclo é feito seguindo a eq.(16)

PCI.mW

c

Lciclo &

&=η (104)

onde:

resffwbctL WWWWW &&&&& −−−= (potência líquida)

tW& : potência produzida na turbina [kW]

bcW& : potência consumida na bomba de condensado [kW]

fwW& : potência consumida na bomba de alimentação da caldeira [kW]

resfW& : potência consumida na bomba de água de resfriamento do condensador [kW]

O PCI do óleo combustível estimado pelos dados de projeto é de 42.400 kJ/kg.

Além da eficiência de 1° lei determina-se também o consumo específico de óleo (kg de

óleo / kWh) através da eq (107)

L

cW

m3600&

&=α (105)

Estes resultados obtidos são mostrados nas Tabelas 3.9, 3.10 e 3.11.


65

Tabela 3.9 - Potências geradas e consumidas no sistema – Planta 1 e 2

Equipamento Potência (kW)

Plantas 1 e 2 Plantas 3 e 4

Turbina a Vapor 18000 50000

Bomba de condensador 24,01 51,69

Bomba de alimentação 266,58 849,94

Bomba de água resfriamento 52,93 174,04

Potência líquida 17656 48924,33

Tabela 3.10 - Eficiências isentrópicas de bombas e da turbina – Planta 1 e 2

Equipamento Plantas 1 e 2 [%]

Turbina a Vapor 73,25

Bomba de condensador 85,38

Bomba de alimentação 74,38

Bomba de água resfriamento 75,01

Tabela 3.11 Índices de desempenho – Planta 1 e 2

Plantas 1 e 2

Vazão mássica de vapor (kg/s) 22,69

Entalpia do vapor na entrada da caldeira (kJ/kg) 859,60

Entalpia do vapor na saída da caldeira (kJ/kg) 3371,53

Vazão mássica de combustível (kg/s) 1,52

Potência líquida do ciclo (kW) 17656

Eficiência da caldeira (%) 88,20

Eficiência do ciclo (%) 27,40

Consumo específico de óleo (kg de óleo / kWh) 0,3099


66

3.7.2 Planta 3 e 4 (condições de projeto)

A metodologia de avaliação das plantas 3 e 4 é similar a utilizada para as duas plantas

anteriores. Logo aplicando as equações de balanço de massa e energia, temos as equações (106) a

(146).

Balanços de massa – Plantas 3 e 4

Caldeira

0mmm 1c17 =−+ && (106)

117 mm && = (107)

Turbina a Vapor

0mmmmmmm 8765432 =−−−−−− &&&&&& (108)

Condensador

0mmmmm 23292898 =+−+− &&&& (109)

2389 mmm && += (110)

2928 mm && = (111)


0mm 109 =−& (112)

Ejetor

0mmmm 11101918 =−+− &&& (113)

1918 mm =& (114)


67

1110 mm =& (115)

Trocador de Calor 1

0mmmm 1211217 =−+− &&& (116)

217 mm =& (117)

1211 mm =& (118)

Trocador de Calor 2

0mmmm 1312206 =−+− &&& (119)

206 mm =& (120)

1312 mm =& (121)

Trocador de Calor 3

0mmmm 1615254 =−+− &&& (122)

254 mm =& (123)

1615 mm =& (124)

Trocador de Calor 4

0mmmm 1716243 =−+− &&& (125)

243 mm =& (126)

1716 mm =& (127)


68

Desaerador

0mmmm 1426134 =−+− &&& (128)


0mm 1514 =−& (129)

Nó 12

0mmm 1821 =−− && (130)

Nó 14

0mmm 222120 =−+ && (131)

Nó 15

0mmm 232219 =−+ && (132)

Balanços de energia – plantas 3 e 4

Caldeira

0hmPCImhm 11c1717 =−+ && (133)

Turbina a Vapor

0Whmhmhmhmhmhmhm t88776655443322 =−−−−−−− &&&&&&& (134)

Condensador

0hmhmhmhmhm 2323292928289988 =+−+− &&&& (135)


69


0Whmhm bc101099 =−− && (136)

Ejetor

0hmhmhmhm 1111101019191818 =−+− &&& (137)

Trocador de Calor 1

0hmhmhmhm 12121111212177 =−+− &&& (138)

Trocador de Calor 2

0hmhmhmhm 13131212202066 =−+− &&& (139)

Trocador de Calor 3

0hmhmhmhm 16161515252544 =−+− &&& (140)

Trocador de Calor 4

0hmhmhmhm 17171616242433 =−+− &&& (141)

Desaerador

0hmhmhmhm 14142626131344 =−+− &&& (142)


0Whmhm fw15151414 =−− && (143)

Nó 12

0hmhmhm 18182211 =−− && (144)


70

Nó 14

0hmhmhm 222221212020 =−+ && (145)

Nó 15

0hmhmhm 232322221919 =−+ && (146)

Introduzindo os dados termodinâmicos da planta 3, tabela 2, simulando o sistema no

software Cycle Tempo, determina-se os parâmetros de desempenho do ciclo, mostrados nas

Tabelas 3.12,3.13 e 3.14.

Tabela 3.12 Potências geradas e consumidas no sistema – Planta 3 e 4

Equipamento Potências (kW)

Turbina a Vapor 50000



Bomba de agua resfriamento 174,04

Potência líquida 48924,33

Tabela 3.13 Eficiências isentrópicas de bombas e da turbina – Planta 3 e 4

Equipamento Eficiência Isentrópica (%)

Turbina a Vapor 84,29



Bomba de agua resfriamento 75,00


71

Tabela 3.14 Índices de desempenho – Planta 3 e 4

Plantas 3 e 4

Vazão mássica de vapor (kg/s) 54,33

Entalpia do vapor na entrada da caldeira (kJ/kg) 945,29

Entalpia do vapor na saída da caldeira (kJ/kg) 3415,10

Vazão mássica de combustível (kg/s) 3,60

Potência líquida do ciclo (kW) 48924

Poder Calorífico Inferior (kJ/kg) 42400

Eficiência da caldeira (%) 87,93

Eficiência do ciclo (%) 32,06

Consumo específico de óleo (kg de óleo / kWh) 0,265

Os parâmetros de desempenho do ciclo encontrados, eficiência da caldeira e do ciclo são

compatíveis com valores encontrados na literatura para sistemas de ciclo a vapor com

características semelhantes, Modesto et al (2002) e Torres (1999). As plantas 1 e 2 possuem

eficiência de 1º Lei 17 % menor que as plantas 3 e 4. Esta diferença é devida principalmente aos

maiores níveis de pressão e temperatura que estas plantas possuem em relação as anteriores, fato

este explicado na seção (3.2.1 e 3.2.2).

A etapa seguinte será avaliar as condições de operação de cada planta, sendo necessária

uma coleta de todos os dados termodinâmicos disponíveis, de modo a possibilitar uma simulação

adequada para as condições em que a mesma esteja operando.

As medidas a serem coletadas são os valores de pressão, temperatura e vazão do vapor, a

vazão de óleo combustível e a potência elétrica gerada. Em todas as plantas a medida de óleo

combustível é feita através de um medidor volumétrico, enquanto as medidas das condições do

vapor e potência elétrica são feitas através de instrumentação que indica um valor instantâneo.


72

3.8 Simulação em condições de operação

A simulação inicial das condições de operação das plantas de potência da Usina

Mauazinho começou pela Planta 4 entre os dias 30 de julho e 02 de julho de 2004. A equipe de

medições formada pelos pesquisadores Jorge Alexander Sosa, Carlos Monteiro, Gileno, Araújo e

James Vitoriano realizaram as medições dos parâmetros termodinâmicos do sistema assim como

dos níveis de poluição do sistema.

As medidas foram feitas em três condições de operação, potências de 25, 30 e 35 MW,

onde foram coletados os dados de pressão e temperatura disponíveis no sistema, vazão de vapor,

água de alimentação da caldeira e óleo combustível e também a medida da potência gerada.

Os valores coletados estão apresentados na tabela 3.15 para as condições de operação

citadas. Nesta tabela são mostrados os dados de pressão e temperatura disponíveis na planta 4

para valores de potências de operação de 25, 30 e 35 MW. Estes dados foram inseridos no

software Cycle Tempo para simular estas condições de operação, para as simulações são

consideradas os valores de vazão de vapor na saída da caldeira. Os dados termodinâmicos

disponíveis não são suficientes para a realização da simulação, logo para possibilitar a resolução

do sistema de equações adotou-se a hipóteses que os dados faltantes tivessem os mesmos valores

das condições de projeto. Os dados termodinâmicos “ajustados” para as condições simuladas são

mostrados na Tabela 3.16.


73

Tabela 3.15: Dados termodinâmicos de operação da Planta 4

Ponto (fig. 17) Localização Pressão Temperatura (°C)

25MW 30MW 35MW 25MW 30MW 35MW

9 Entrada da bomba de condensado 60,0 60,0 50,0 mmHg 41,0 47,0 50,0

10 Saída bomba de condensado 18,5 18,0 17,0 kgf/cm² 41,0 47,0 50,0

10 Entrada do ejetor 18,5 18,0 17,0 kgf/cm² 42,0 47,0 50,0

11 Saída do ejetor 18,0 18,0 17,0 kgf/cm² 47,0 50,5 54,0

11 Entrada do aquec. 1 18,0 17,5 17,0 kgf/cm² 48,0 50,0 54,0

12 Saída do aquec. 1 17,0 25,5 15,0 kgf/cm² 67,0 78,0 78,0

21 Dreno do aquec. 1 0,0 0,0 0,0 kgf/cm² 52,0 58,0 62,0

12 Entrada do aquec. 2 17,0 15,5 15,0 kgf/cm² 67,0 76,0 78,0

13 Saída do aquec. 2 kgf/cm² 98,0 108,0 110,0

20 Dreno do aquec. 2 0,0 0,0 0,0 kgf/cm² 70,0 80,0 84,0

13 Entrada - desaerador 2,5 4,0 5,0 kgf/cm² 98,0 108,0 110,0

14 Saída - desaerador 3,0 4,5 5,0 kgf/cm² 133,0 150,0 160,0

14 Entrada da bomba de alimentação 3,0 4,5 5,0 kgf/cm² 133,0 150,0 160,0

15 Saída da bomba de alimentação 12,5 135,0 125,0 kgf/cm² 133,0 138,0 146,0

15 Entrada do aquec. 4 150,0 140,0 kgf/cm² 138,0 146,0

16 Saída do aquec. 4 140,0 145,0 kgf/cm² 157,0 184,0

25 Dreno do aquec. 4 0,0 0,0 kgf/cm² 169,0 175,0

16 Entrada do aquec. 5 145,0 140,0 kgf/cm² 175,0 184,0

17 Saída do aquec. 5 133,0 130,0 kgf/cm² 205,0 215,0

24 Dreno do aquec. 5 0,0 0,0 kgf/cm² 205,0 205,0

17 Entrada na caldeira 72,0 73,0 76,0 kgf/cm² 155,0 235,0 215,0

1 Saída da caldeira 69,0 71,0 74,0 kgf/cm² 459,0 453,4 456,0

2 Entrada da turbina 68,0 67,0 74,0 kgf/cm² 459,0 453,4 456,0

3 Extração 1 15,0 21,0 kgf/cm² 320,0 360,0

4 Extração 2 9,0 11,0 kgf/cm² 255,0 260,0

5 Extração 3 2,5 3,8 3,8 kgf/cm² 220,0 230,0 246,0


74

6 Extração 4 74,0 75,0 1,0 kgf/cm² 100,0 110,0 116,0

7 Extração 5 - - - - 100,0 78,00 82,00

8 Exaustão da turbina 70,0 95,0 95,0 mmHg 41,0 53,0 57,0

28 Entrada – água bruta 1,0 0,9 0,9 kgf/cm² 29,0 28,5 28,0

29 Saída - água bruta 0,0 0,0 0,0 kgf/cm² 35,0 35,0 35,0

Vazões kg/s Ton/h


1 vapor 19,50 33,30 40,07 70,00 120,00 144,00

17 água de alimentação 19,50 37,50 48,61 70,00 135,00 175,00

- combustível 1,792 2,476 2,981 6,45 8,91 10,73


75

Tabela 3.16 Dados ajustados para a simulação

fluxo m& (kg/s) P (bar) T(°C) h (kJ/kg)

25MW 30MW 35MW 25MW 30MW 35MW 25MW 30MW 35MW 25MW 30MW 35MW

1 19,440 33,332 40,000 67,66 69,62 72,56 459,00 453,00 456,00 3314,51 3297,03 3300,24

2 19,318 33,199 39,822 67,66 69,62 72,56 459,00 453,00 456,00 3314,51 3297,03 3300,24

3 0,00 1,784 2,369 20,26 14,70 20,60 320,00 320,00 360,00 3083,96 3083,96 3159,66

4 0,00 1,601 1,711 8,82 8,82 10,78 255,00 255,00 260,00 2958,38 2958,38 2962,54

5 1,207 1,921 2,817 2,45 2.94 2,94 220,00 230,00 246,00 2908,95 2927,25 2959,94

6 0,986 1,588 1,882 0,99 0,99 0,98 99,35 110,00 116,00 2676,31 2696,50 2708,67

7 0,620 1,252 1,390 0,32 043 0,51 70,00 78,00 82,00 2540,72 2640,05 2647,28

8 16,489 25,053 29,653 0,078 0,107 0,125 41,05 47,16 50,27 2311,77 2324,27 2340,36

9 18,217 28,025 33,103 0,078 0,107 0,125 41,05 47,16 50,27 171,86 197,39 210,37

10 18,217 28,025 33,103 18,10 16,67 16,67 42,00 47,33 50,43 177,40 199,51 212,49

11 18,217 28,025 33,103 17,65 16,17 15,70 47,00 50,83 54,43 198,26 214,24 229,15

12 18,217 28,025 33,103 16,67 14,70 14,00 66,00 78 78,43 277,43 322,15 329,50

13 18,217 28,025 33,103 2,45 3,92 5,00 97,00 110,83 110,43 407,41 456,72 463,06

14 19,441 33,332 40,000 2,95 4,76 6,181 133,00 150,00 160,00 559,12 632,15 675,47

15 19,441 33,332 40,000 122,0 147,00 142,60 134,79 152,67 162,69 575,49 652,78 695,18

16 19,441 33,332 40,000 122,00 137,0 137,00 135,54 177,58 184,70 576,32 759,44 790,39

17 19,441 33,332 40,000 72,00 71,58 74,50 136,04 205,58 215,69 576,32 880,76 925,43

18 0,122 0,132 0,178 67,66 69,62 72,56 459,00 453,00 456,00 3314,51 3297,03 3300,24

19 0,122 0,132 0,178 67,66 69,12 72,06 45,00 45,00 45,00 194,44 194,44 194,44

20 0,986 1,588 1,882 0,49 0,49 0,56 70,00 80,00 84,33 292,46 334,46 352,31

21 0,620 1,252 1,390 0,49 0,49 0,125 52,00 58,00 62,27 217,86 242,39 259,37

22 1,605 2,840 3,272 0,37 0,49 0,125 63,32 70,34 73,41 265,86 294,39 307,37

23 1,728 2,972 3,450 0,078 0,107 0,125 41,05 47,16 50,27 171,94 396,17 301,64

24 0,00 1,784 2,369 19,75 14,20 20,10 211,71 195,71 205,00 905,05 833,05 875,09

25 0,00 1,601 1,711 8,32 8,32 10,28 172,05 172,05 175,00 728,09 728,09 741,14

26 0,00 3,385 4,080 2,45 2,94 2,94 126,77 132,85 132,85 779,29 783,25 818,24

27 1675 2557 3012 1,2 1,2 1,2 22 22 22 92,13 92,13 92,13

28 1675 2557 3012 1,5 1,5 1,5 22 22 22 92,13 92,13 92,17

29 1675 2557 3012 1,2 1,2 1,2 27 27 27 113,23 113,23 113,23


76

Na tabela 3.16 os valores sublinhados são valores medidos no sistema, o restante são os

valores assumidos durante a simulação, baseados em valores de projeto.

As eficiências da planta 4 para as diferentes condições de operação foram calculadas na

base dos dados medidos e para os valores simulados seguindo a equação (104) e o consumo

especifico a eq. (105), na tabela 3.18 são mostrados estes valores calculadas para as condições de

operação citadas, os valores de fluxo de combustível são sempre os valores medidos. A eficiência

da caldeira é dada pela equação (147)

PCImhmhm

c

llvvcaldeira &

&& −=η (147)

onde: m : vazão de vapor na saída da caldeira (kg/s) v&

vh : entalpia do vapor na saída da caldeira (kJ/kg)

lm& : vazão de água de alimentação na entrada da caldeira (kg/s)

lh : entalpia da água de alimentação na entrada da caldeira (kJ/kg)

Os valores da eficiência da caldeira reportam-se aos valores medidos.

A potência considerada é a produzida no gerador, desprezando-se a consumida pelas

bombas.

Tabela 3.18 Índices de desempenho para as condições de operação da planta 4, em base aos dados simulados e medidos

medido simulado


Potência (kW) 25000 30000 35000 18225 28250 33286

Eficiência da Caldeira 70,91 77,08 71,91 - - -

Eficiência do Ciclo (%) 34,36 30,07 28,92 25,05 28,32 27,50

Consumo específico de combustível (kg de óleo/ kWh) 0,258 0,294 0,306 0,354 0,313 0,322


77

Para comparar o desempenho da planta nestas condições de operação, a tabela 3.19 mostra

os resultados obtidos nas condições de projeto desta planta com a condição de operação com

maior carga (35 MW).

Nas atuais condições de operação a planta 4 consegue um desempenho inferior às

condições que foram originalmente projetadas. A eficiência é 21% menor e o consumo específico

aumenta 26,3 %.

A diminuição do desempenho da planta é explicada por dois parâmetros importantes no

desempenho da mesma, a pressão de geração do vapor e a temperatura de saída do vapor da

caldeira. Como mostrado nas seções 3.2.1 e 3.2.3 a diminuição simultânea dos níveis de pressão e

temperatura do vapor na caldeira afetam diretamente o desempenho do ciclo. Nas atuais

condições a planta opera com pressão 17% menor que a de projeto e a temperatura do vapor 10%

menor, nestas condições de funcionamento o desempenho da planta diminui drasticamente.

Outro fator observado foi um pequeno aumento na pressão de funcionamento do

condensador, na seção 3.2.2, é mostrado que o aumento da pressão diminui a eficiência do

sistema e aumenta o consumo específico.

A pressão de saída na bomba de alimentação, em torno de 150 bar, é demasiado alta para

as condições de operação. Deve ser verificado se é realmente necessário este valor para vencer as

perdas de carga na tubulação. O valor previsto no projeto original era de 109 bar para as plantas 3

e 4.

Tabela 3.19 Comparação entre o desempenho de projeto e o de operação

projeto operação

Pressão de operação do vapor (bar) 87,00 72,00

Temperatura do vapor na saída da caldeira (bar) 510,00 459,00

Vazão de vapor (kg/s) 54,44 40,01

Poder Calorífico Inferior do combustível (kJ/kg) 42400 40650

Potência líquida (kW) 48962 32211

Eficiência de 1º Lei (%) 32,06 25,48

Consumo específico de combustível (kg de óleo/ kWh) 0,265 0,333


78


Este relatório descreveu o sistema de geração de potência da Manaus Energia – unidade

Mauazinho. Foram levantadas informações sobre a configuração da planta de geração de

potência, layout e características do sistema.

Foi apresentada uma breve descrição do ciclo Rankine mostrando a influência dos

principais parâmetros de operação no desempenho destas plantas assim como o uso de diferentes

configurações a partir de uma configuração simples foi analisado utilizando a Análise de 1º Lei,

definindo índices de desempenho como eficiência e o consumo específico de combustível.

As características de projeto do sistema disponibilizadas permitiram uma primeira

avaliação do desempenho das plantas térmicas. A definição do conjunto de dados

termodinâmicos de todas as plantas que compõem a unidade Mauazinho, permitiu a utilização de

uma ferramenta computacional para determinar a eficiência de cada planta. Os valores de

eficiência encontrados pelo software Cycle Tempo® coincidem com valores de eficiência

encontrados na literatura para plantas de potência com estas características.

Foram feitas medidas de valores de pressão, temperatura e vazão do vapor, vazão de óleo

combustível e a potência elétrica gerada em uma das plantas da Manaus Energia, a planta 4. A

medida de óleo combustível é feita através de um medidor volumétrico, enquanto as medidas das

condições do vapor e potência elétrica são feitas através de instrumentação que indica um valor

instantâneo.

A avaliação do desempenho desta planta em condições de operação foi efetuada através do

software Cycle Tempo e comparada em relação às condições originais de projeto.

Nas atuais condições de operação a planta 4 está trabalhando com níveis de pressão e

temperatura do vapor menores que os de projeto, o que diminui em cerca de 20% sua eficiência e

aumenta em 26,6% seu consumo especifico, além de diminuir em 30% a potência gerada.


79

Outros parâmetros que contribuem para a diminuição do desempenho são a maior pressão

de operação no condensador e o aumento da perda de carga na linha da água de alimentação da

caldeira após a bomba de alimentação.


80

4. Análise dos Combustíveis

4.1 Considerações Iniciais

De acordo com as definições estabelecidas no Regulamento Técnico ANP Nº 3/99

referido pela Portaria ANP Nº 80/99 da Agência Nacional do Petróleo, os óleos combustíveis

são óleos residuais de alta viscosidade, obtidos do refino do petróleo ou através da mistura de

destilados pesados com óleos residuais de refinaria. São utilizados como combustível pela

indústria, de modo geral em equipamentos destinados a geração de calor – fornos, caldeiras e

secadores, ou indiretamente em equipamentos destinados a produzir trabalho a partir de uma

fonte térmica.

São manuseados geralmente aquecidos. Devem ser homogêneos, livres de ácidos

inorgânicos e isentos, tanto quanto possível, de partículas sólidas ou fibrosas, partículas estas

que determinam a freqüência necessária da limpeza ou troca dos filtros de combustíveis.

4.2 Características Os óleos combustíveis possuem características físico-químicas específicas, as quais

são descritas a seguir.

4.2.1 Viscosidade

A viscosidade de um fluido é um parâmetro físico-químico calculado a partir da

medida da sua resistência ao escoamento a uma determinada temperatura. É uma das

características de maior importância do óleo combustível, que determinará as condições de

manuseio e utilização do produto.

4.3 Enxofre

O teor de enxofre de um óleo combustível depende da origem do petróleo e do

processo através do qual foi produzido. É limitado por atuar em processos de corrosão e

causar emissões poluentes.


81

4.4 Água e Sedimentos

O excesso desses contaminantes poderá causar problemas nos filtros e queimadores

bem como formar emulsões de difícil remoção. A presença de água é também uma das

responsáveis pela corrosão nos tanques de estocagem. Na especificação ela é determinada

somando-se os resultados obtidos nos ensaios de Água por Destilação e Sedimentos por

Extração.

4.5 Ponto de Fulgor

É um parâmetro definido como a menor temperatura na qual o produto se vaporiza em

quantidades suficientes para formar com o ar uma mistura capaz de inflamar-se

momentaneamente quando se aplica uma centelha sobre a mesma. É um dado de segurança

para o manuseio do produto e uma ferramenta utilizada para detectar a contaminação do óleo

combustível por produtos mais leves.

4.6 Densidade Relativa a 20/4ºC

É a relação entre a massa específica do produto a 20°C e a massa específica da água a

4°C. Como dado isolado tem pouco significado no que diz respeito ao desempenho de queima

do óleo combustível. No entanto, associado a outras propriedades pode-se determinar o poder

calorifico superior e desta maneira permitir a determinação da eficiência dos equipamentos

onde esta sendo consumido.

4.7 Ponto de Fluidez

É a menor temperatura na qual o óleo combustível flui quando sujeito a resfriamento

sob condições determinadas de teste. Ele estabelece as condições de manuseio e estocagem do

produto. Especificam-se limites variados para esta característica, dependendo das condições

climáticas das regiões, de modo a facilitarem as condições de uso do produto.


82

4.8 Vanádio

Metal encontrado com freqüência no petróleo, tem especificado seu limite no óleo

combustível para prevenir a formação de depósitos por incrustação nas superfícies externas de

tubos aquecidos. Estes depósitos causam a corrosão e a perda da eficiência térmica dos

equipamentos.

4.9 Métodos e Especificações A verificação das características do óleo combustível é feita mediante o emprego de

Normas Brasileiras Registradas -NBR e Métodos Brasileiros -MB da Associação Brasileira de

Normas Técnicas -ABNT e dos métodos da American Society for Testing and Materials -

ASTM, observando-se sempre os de publicação mais recente. As Tabelas 4.1 e 4.2 expõem as

especificações e normas a serem utilizadas para suas medidas.

Tabela 4.1. Especificação de Óleos Combustíveis MÉTODO TIPO CARACTERÍSTICA UNIDAD

E ABNT ASTM OCB1 OCA1 OCB2 OCA2

Viscosidade Cinemática a 60°C, máx. ou Viscosidade Saybolt Furol a 50°C, máx.

mm²/s (cSt)

SSF

NBR 10441 NBR 5847

MB 326

D445/ D2171

D88

620

600

620

600

960

900

960

900

Enxofre, máx.

%

massa

MB 902

D1552/ D2622/ D4294

1,0

2,5

1,0

2,5

Água e Sedimentos, máx. (2)

%

volume

MB 37 e MB294

D95 e D473

2,0

2,0

2,0

2,0

Ponto de Fulgor, mín.

°C

MB 48

D93

66

66

66

66

Densidade 20/4°C

NBR 7148/ NBR 14065

D1298/ D4052

Anotar

Anotar

Anotar

Anotar

Ponto de Fluidez Superior, máx.

°C

NBR 11349

D97

(3)

(3)

Vanádio, máx.

Mg/kg

D5863/ D5708

200

200

200

200

Fonte: Portaria ANP Nº 80/99,1999.


83

Observações: (1) Todos os limites especificados são valores absolutos de acordo com a norma ASTM

E 29.

(2) É reportado como teor de água e sedimentos a soma dos resultados dos ensaios de

água por destilação e sedimentos por extração. Uma dedução no volume fornecido deverá ser

feita para toda a água e sedimentos que exceder a 1% vol..

(3) O ponto de fluidez superior deverá ser, no máximo, igual ao indicado na tabela II.

(4) A comercialização de óleos combustíveis com viscosidades e teores de enxofre

diferentes dos indicados nesta tabela deve atender ao disposto no artigo 4º desta Portaria.

Tabela 4.2. Ponto de Fluidez Superior, °C

Unidades da Federação Dez, Jan., Fev., Mar. Abr., Out., Nov. Mai., Jun., Jul., Ago., Set. DF-GO-MG-ES-RJ 27 24 21

SP-MS 24 21 18 PR-SC-RS 21 18 15

demais regiões 27 27 24

Serão analisadas amostras de óleo combustível de cinco bateladas do produto recebido

pela Manaus Energia, sendo que em cada batelada serão coletadas amostras em três pontos:

ponto 1 balsa, ponto 2 entrada no tanque (tanque) e ponto 3 saída do tanque (tubulação).


84

4.10 Resultados preliminares

De acordo com as informações fornecidas pela empresa o óleo combustível utilizado é

do tipo A1 (OCA1). A Tabela 4.3 mostra resultados médios de cinco produtos analisados pelo

laboratório da Refinaria de Manaus REMAN-Petrobrás, o que indica que tais produtos estão

conformes às especificações técnicas estabelecidas pela ANP.

`

Tabela 4.3. Resultados médios de cinco produtos

Parâmetro Método Especificação Resultado Unidade Viscosidade Cinemática a 60°C, máx. NBR 10441 620 251 mm²/s (cSt)

Enxofre, máx. MB 902 2,5 1,3 % massa Água e Sedimentos, máx. *X014 2,0 1,1 % volume Ponto de Fulgor, mín. MB 48 66 88 °C

Densidade Relativa 20/4°C NBR 7148 Anotar 1,0043 Ponto de Fluidez Superior, máx. NBR 11349 24 -9 °C

Vanádio, máx. NBR6919 D86 200 22,4 mg/kg

Observações: - Todos os limites especificados são valores absolutos de acordo com a norma ASTM E29. * X014 = soma do resultado de água por destilação (ASTM D95 ou MB 37) com os resultados de sedimentos por extração (D437)

Alguns resultados obtidos no Laboratório de Combustíveis (LABCEA)/UFAM,

Tabela 4, mostraram que os óleos combustíveis analisados estão conformes às especificações

dentro dos parâmetros analisados.

Tabela 4.4. Resultados para uma amostra dos pontos balsa, tanque e tubulação. Produto: ÓLEO COMBUSTÍVEL A1 Local de amostragem: Usina Manaus Energia – UTE2 Data/hora de amostragem: 27/07/2004 Data/hora de Recebimento: 27/07/2004

Resultado Parâmetro Método Especificação

Balsa Tanque Tubul. Unidade

Enxofre, máx. MB 902 2,5 0,9575 1,0618 1,0571 % massa Ponto de Fulgor, mín. MB 48 66 97 100 103 °C

Densidade Relativa 20/4°C NBR 7148 Anotar 0,9882 0,9872 0,9820 Vanádio, max. NBR6919 200 65 - - mg/kg


85

4.11 Ações a serem implementadas

Pelo planejamento deverão ser analisadas outras quatro amostras de quatro bateladas,

cuja coleta será feita pelo pessoal da empresa e de acordo com a chegada do produto e

disponibilidade. Estas ações estão previstas para o mês de setembro/2004.


As análises iniciais das amostras coletadas indicam que o óleo está dentro da

especificação recomendada pela Agencia nacional de Petróleo – ANP. Informações

levantadas dos relatórios de qualidade do óleo fornecidos pelo próprio fornecedor, BR

Distribuidora, indicam que o óleo entregue encontra-se dentro dos padrões limites da ANP.

Contudo, a Usina 2 encontra-se em circunstancia desfavorável neste cenário, pois variações

bruscas em parâmetros do óleo, embora dentro dos limites permissíveis, demandam por

mudanças bruscas no processo operacional da usina, pois a usina não possui condições para

modificações em sua operação.

Um exemplo clássico da situação colocada acima é a da viscosidade, pois quanto maior

a viscosidade do óleo maior será a necessidade de aquecimento do mesmo antes de serem

injetados nas caldeiras. Logo, requer-se um maior monitoramento do óleo para que haja

menor prejuízo na eficiência de operação da usina. Portanto, recomenda-se a continuidade de

análise do óleo no projeto em questão.


86

5. Análise de Parâmetros Operacionais e Ergonomia

Para a realização de uma intervenção ergonomizadora, será necessária a busca de

informações sobre o funcionamento de uma usina termoelétrica, para melhor compreensão do

processo.

Para observação dos procedimentos realizados na Usina II, será necessário coletar

informações através de entrevistas, fotografias e outros meios para contextualizar os

procedimentos.

Paralelo a coleta de informações, serão analisados os dados coletados, possibilitando a

identificação de possíveis problemas, para que possam ser avaliados.

Fazer as recomendações, de tal forma que possibilite a resolução de problemas

encontrados.

A energia elétrica em Manaus

O serviço de energia elétrica foi instituído pela primeira vez na cidade de Manaus no

ano de 1902 quando uma franquia foi outorgada a uma companhia particular, pelo período de

60 anos para suprir a cidade com serviços de eletricidade e bondes. Em 1918 o contrato foi

transferido para Manaus Tramways & Light Co. Ltda, para a continuidade de operação do

serviço de eletricidade e bondes.

A nova concessionária produzia energia elétrica em corrente contínua para operar o

sistema de bondes e fornecer a energia à cidade. Depois de um longo período de operação

satisfatória, o serviço de eletricidade decaiu. O Governo Estadual cancelou a concessão em 11

de fevereiro de 1950, assumindo o controle daquele serviço.

Um acordo foi assinado em 27 de outubro de 1964, entre os Governos Federal,

Estadual e Municipal para constituir uma companhia de eletricidade de economia mista que

recebeu a denominação de Companhia de Eletricidade de Manaus.


87

Um breve histórico da Usina II (Mauá)

Os estudos iniciais de viabilidade da construção da Usina II datam de 1969, realizados

pela SELTEC LTDA. Naquela ocasião a potência instalada na cidade era de 21,0 MW e

atendia uma população de 260.000 habitantes.

Neste estudo foram considerados três locais tendo sido escolhido o local atual, com

base em aspectos topográficos, condições do solo, disponibilidade de água para resfriamento,

custo de transporte de combustível, por último, acesso para usina. As alternativas eram o atual

Porto da Ceasa e a terceira uma área localizada acima da antiga Siderama.

As obras de terraplanagem iniciaram em 1970, e em agosto do mesmo ano começaram

as obras civis a cargo a Camargo Corrêa. As montagens eletromecânicas sob responsabilidade

da EBE Engenharia iniciaram em outubro de 1971 começando pelo turbo-geradores.

A unidade 1 entrou em operação comercial no dia 05/08/1973. A usina II foi

inaugurada no dia 15 de novembro de 1973 em ato solene presidido pelo Exmo. Sr. Ministro

das Minas e Energia Antônio Dias Leite Jr.

À época da inauguração da usina a diretoria da CEM tinha na presidência o Sr. Jorge

Augusto de S. Baird enquanto a Diretória Técnica era exercida pelo Engo. Carlos Rocha e a

Diretoria Financeira pelo Sr. Lourival Barreto. A Superintendência da Produção que

englobava as Usinas I e II tinha à frente o Engo. Lourival Filho. A Gerência da Usina II tinha

à frente o Engo. Carlos Nelson Mota, assessorado pelos engenheiros Antonio Marrocos Neto,

Vladimir Paixão e Demósthenes Cavalcante.

Para operar a usina, em 01 de junho de 1972, foram contratados sessenta operadores, a

maioria oriundos da Escola Técnica Federal do Amazonas que se juntaram aos operadores

remanejados da Usina I. O treinamento de capacitação, que foi planejado e ministrado pelo

próprio corpo técnico da empresa, durou oito meses tendo sido concluído em fevereiro de

1973.

Na partida da Usina as turmas de operação tinham os seguintes chefes de turno e

auxiliares:

Turma A Téc. Nelson Vitorino

Circulante Téc. Elias Santos

Turma B Engo. Vladimir Paixão

Circulante Téc. Raimundo Coelho

Turma C Téc. Arlindo Motta


88

Circulante Téc. Simão Benedito

Turma D Engo. Gilson Filho

Circulante Téc. Antonio Augusto

Como parte do projeto da usina, foi construída uma linha de transmissão de 34,5 KV,

escoando a energia produzida na usina para a Subestação de Cachoeirinha e para a Usina

Térmica de Aparecida (Usina I). O Distrito Industrial, em formação naquele período, era

alimentado diretamente pelo barramento de 13,8 KV da Usina II. Isto oferecia maior

confiabilidade na continuidade do fornecimento.

Ampliação da Usina II

O plano de Expansão da empresa para o período de 1975/1980 contemplou a

ampliação da Usina II com a montagem das unidades 3 e 4 com capacidade de 50,0 MW cada.

A unidade 3 entrou em operação comercial no dia 27/06/1977 enquanto a unidade 4, no dia

04/09/1977. Esta ampliação foi inaugurada no 04/11/1977 pelo Exmo. Sr. Presidente da

República, Gal. Ernesto Gaisel. Fizeram parte deste plano a construção das Subestações do V-

8, Aparecida, Flores, Ponta Negra, e Distrito Industrial e de duas linhas de transmissão

interligando estas subestações.

Funcionamento de uma caldeira para geração de energia elétrica

Para o presente trabalho, é necessário o conhecimento do funcionamento de uma

caldeira, para que se possa identificar e compreender seus sistemas e subsistemas. Pois não

adianta centrar a análise numa área específica, pois uma caldeira é um sistema integrado em

que cada subsistema interage com os outros.

Se entende por caldeira de vapor, todo recipiente fechado, cujo objetivo seja a

produção de vapor de água com pressão superior à atmosférica, para seu emprego em geração

de energia.

Excetuam-se: 1°. As caldeiras de baixa pressão sempre que estiver prevista uma

comunicação com a atmosfera cuja altura seja no máximo a 5m e que não possa ser fechado.

2°. As caldeiras pequenas com superfícies de aquecimento e tensão do vapor que não


89

ultrapasse respectivamente, valores de 1/10mª e 2atm. E devem ser providas de uma válvula

de segurança, para funcionamento seguro e eficaz.

A função principal de caldeira é converter a energia química de um combustível. Em

trabalho útil e empregar este trabalho na propulsão de navios, geração de energia elétrica.

O combustível, do qual provém a energia utilizada, pode-se apresentar sob várias

formas, tais como carvão, lenha, óleo, gasolina, hidrogênio, etc. O combustível é queimado

nas fornalhas das caldeiras, desprendendo calor. Este é transmitido à água, gerando vapor,

cuja energia térmica é convertida em trabalho útil nas máquinas. Em qualquer caso, o

combustível é queimado no interior da própria máquina, para produzir o trabalho desejado. As

máquinas deste último tipo são denominadas máquinas de combustão interna. As máquinas de

combustão externa são as máquinas de vapor.

A água de alimentação é aquecida no tubulão de vapor e no feixe tubular da caldeira e

é transformada em vapor. Este vapor que passam pelo superaquecedor e recebe uma

quantidade adicional de vapor (vapor principal) vai ter à turbina de alta pressão e depois à

turbina de baixa pressão, onde a energia do vapor é convertida em energia mecânica ou

trabalho. A pressão e a temperatura do vapor caem, à proporção que ele se expande nos vários

estágios das turbinas de alta e baixa pressão. Ele é finalmente descarregado no condensador

principal, onde entra em contato com tubos, por dentro dos quais circula água. A água esfria

os tubos e o vapor se condensa, à proporção que entra em contato com eles. Quando o vapor

se transforma em água, em virtude da condensação, o seu volume é muito diminuído. Dessa

diminuição de volume resulta um vácuo no condensador, que é mantido pelo ejetor de ar.

Como a máquina descarrega num meio de pressão mais baixa, produz mais trabalho. O vapor

condensado, chamado simplesmente de condensado, é aspirado pela bomba de extração do

condensado, mandado para o condensador do ejetor de ar, onde é aquecido pelo vapor usado

no ejetor de ar, que se condensa e vai ter no tanque de desarejamento. No tanque de

desarejamento o condensado é aquecido pelo vapor de descarga das auxiliares e desarejado

(remoção de ar) por meios mecânicos. O condensado constitui, assim a água de alimentação,

cuja pressão é aumentada ao passar por uma bomba de recalque. A seguir vai ter a aspiração

da bomba de alimentação. Assim a bomba de alimentação aspira da rede de recalque e

descarrega a água de alimentação, sob pressão superior à pressão da caldeira, no

economizador da mesma. No economizador, a temperatura da água de alimentação aumenta

ainda mais, antes de ser descarregada no tubulão de vapor, de modo a recomeçar o ciclo. O

suplemento da alimentação é introduzido no sistema do condensador principal. Ele repõe a


90

água perdida por fugas, no funcionamento do apito e na sereia, no espelho de ramonagem e

nas válvulas de escape e segurança.

Deve-se observar que estas são apenas as partes essenciais de uma instalação de vapor.

Para complementar a instalação, há uma série de sistemas adicionais, tais como: rede de vapor

auxiliar, rede de descarga das auxiliares, rede de água de resfriamento, rede de óleo

combustível, e rede óleo lubrificante. Há necessidade de uma série de unidades adicionais

para melhorar o rendimento e para facilitar o controle do funcionamento.

Limitações à capacidade das caldeiras

A capacidade de uma caldeira é definida com o débito de vapor (expresso usualmente

em kg de água vaporizada por hora) de que a caldeira é capaz, trabalhando sob determinadas

condições de água de alimentação, suprimento de combustível e ar, a título de vapor

produzido. Para uma dada caldeira, a capacidade é limitada por três elementos principalmente

de funcionamento, a saber:

a) Circulação de água.

b) Arrastamento d’água pelo vapor.

c) Grau de combustão

Quando o débito de vapor de uma caldeira é aumentado, atinge-se um ponto além do

qual se torna impossível qualquer aumento, em virtude dos limites próprios da caldeira e

referentes a um ou mais desses três elementos. Este ponto é chamado o limite parcial, para o

elemento particular do funcionamento, que determina o débito de vapor da caldeira

considerada. O limite final é definido como o débito de vapor, na ocasião em que é alcançado

o limite parcial em questão.

Circulação de água

Nas caldeiras aquatubulares, a água circula em um ou mais circuitos fechados,

formados pelos tubulões, tubos, lâminas e outras partes semelhantes, constituindo um

conjunto que varia com o tipo de caldeira.


91

Na figura representa esquematicamente os circuitos da água e vapor, numa caldeira de

três tubulões, do tipo expresso.

Cada feixe tubular consiste de vinte a trinta fiadas de tubos, dos quais a fiada A,

representada na figura, está exposta diretamente ao calor irradiado tanto das paredes como do

piso da fornalha e as chamas e gases quentes da combustão, provenientes da queima do

combustível. A fiada Z está protegida desta irradiação pelas fiadas intermediárias de tubos, e

recebe calor por convecção e condução, dos gases relativamente mais frios que passam

através do feixe tubular.

A água entra no tubulão de vapor e, quando a caldeira está fria, desce, pelo feixe

tubular, para os tubulões d’água, enchendo-os, bem como os tubos. O suprimento de água de

alimentação para a caldeira é regulado, de modo a manter a água sempre num determinado

nível, dentro do tubulão de vapor.

Quando a caldeira é acesa, o calor se transmite ao feixe tubular, a água nele contida se

aquece e, portanto, tem sua densidade reduzida. Uma vez que os tubos, nas proximidades da

fiada A. Recebem o calor mais intenso, forma-se vapor primeiramente nessas fiadas, e as

bolhas de vapor sobem, através dos tubos, até o tubulão superior. A água contida nos tubos

próximos da fiada Z, estando exposta aos gases mais frios da combustão, permanece

relativamente fria. Existe, pois uma diferença de densidade entre a água e o vapor contidos

nas fiadas próximas da fornalha e a água existente nas fiadas mais afastadas dela. A diferença

de densidade traz, como resultado, uma corrente ascendente de água e vapor na fiada A e uma

corrente descendente de água na fiada Z, o que ocasiona uma circulação contínua de água,

através dos circuitos da caldeira. A fim de manter em alto grau a transmissão de calor das

fases da combustão para a água, através das paredes dos tubos, esta circulação deve ser

suficientemente rápida, para remover a água do lado das paredes dos tubos e assim, reduzir ao

mínimo a película de água e vapor que aí se forma. Além disso, uma vez que o grau de

transmissão de calor por irradiação aos tubos é alto, deve ser mantida uma circulação contínua

de água através de todos os tubos expostos ao calor irradiado e em quantidade suficiente para

remover o calor, tão logo seja ele recebido, a fim de evitar superaquecimento dos tubos.

Quanto menor o tubo, maior será a razão entre a área de superfície geradora e o volume

d’água contido e, portanto, maior será o grau de vaporização e a quantidade de vapor em

relação à água no interior do tubo. O tamanho mínimo do tubo, abaixo do qual a razão entre o

vapor e a água se torna proibitiva, é determinado, para cada tipo de caldeira, pela experiência

e provas de laboratório.


92

A quantidade de calor liberado, ou o grau de combustão, determinam na fornalha o

grau de produção de vapor nos tubos. Nos baixos graus de combustão e, portanto, quando o

volume de gases é pequeno, o calor irradiado das paredes da fornalha tem um efeito

preponderante. Os gases se resfriam rapidamente, quando passam pelo feixe tubular, e o vapor

é formado apenas nas primeiras fiadas de tubos, mais próximos da fornalha. A água e o vapor

sobem nesses tubos e a água desce em todos os outros, em quantidade suficiente para

equilibrar a corrente ascendente de água e vapor nas fiadas geradoras. Quando se aumenta o

grau de combustão, aumenta também a quantidade de gases através do feixe tubular. O efeito

da irradiação do calor da fornalha não é muito aumentado, mas a temperatura dos gases é mais

elevada. Esses acréscimos no fluxo dos gases da combustão e na temperatura aumentarão a

quantidade de calor transmitida aos tubos. Este aumento é muito maior nas fiadas de tubos

mais próximas da fornalha do que nas mais afastadas, de modo que aumenta o número de

tubos circulados por água e vapor em ascensão, enquanto que diminui o número dos que são

percorridos apenas pela água que desce.

Com o aumento sucessivo do grau de combustão, o número de tubos geradores se

torna cada vez maior, reduzindo o número daqueles por onde desce a água, até ser atingido

um ponto em que a quantidade de água que desce é insuficiente para equilibrar a quantidade

de água e vapor que sobe. Nesta ocasião alguns tubos próximos da fornalha se tornam secos,

são superaquecidos e se inutilizam, isto é, são fundidos. Esta condição constitui o limite para

a circulação.

A fim de aumentar o débito de vapor de uma caldeira além do limite descrito acima, é

necessário aumentar o volume do fluxo descendente de água. Isto é conseguido por meio dos

tubos de retorno, que são grossos (75 mm ou mais de diâmetro), ligando os tubulões de vapor

e água e localizados por fora do invólucro que envolve a fornalha e os tubos geradores, de tal

forma, que eles não recebam calor dos gases da combustão.

Instalando-se um número suficiente de tubos de retorno de tamanho adequado, o grau

de combustão e, por conseguinte, a formação de vapor, pode ser aumentada, até que todos os

tubos menores se tornem tubos geradores, com corrente ascendentes de água e vapor, uma vez

que toda circulação descendente d’água será feita nos tubos de retorno.


93

Limite para a umidade contida no vapor

Á proporção que o vapor se forma nos tubos de uma caldeira aquatubular, também se

formam bolhas de vapor que sobem rapidamente pelo interior dos tubos, e são descarregadas,

pela sua extremidade superior, no interior do tubulão de vapor, abaixo do nível d’ água.

Quando as bolhas sobem, através da água, elas rebentam na superfície, com certa violência,

dependendo da rapidez da circulação nos circuitos da caldeira. O vapor, assim libertado, tende

a levar consigo algumas partículas de unidade. O vapor é coletado pelo tubo secador, um

grande tubo que percorre o tubulão de vapor no sentido longitudinal, tão próximo quanto

possível da parte superior, e tendo pequenos orifícios ou rasgos estreitos abertos ao longo de

sua parte superior. Esta disposição faz com que o vapor sofra uma mudança brusca de direção.

Quando penetra nas aberturas da parte superior do tubo secador. Disto resulta a separação de

parte da umidade por ação da força centrífuga, antes de o vapor deixar a caldeira. O vapor sai

da caldeira, através canalizações ligadas ao tubo secador, e vai até as máquinas, passando

antes pelo superaquecedor.

O vapor úmido é indesejável porque alguma matéria insolúvel, que possa existir na

água da caldeira, é levada com a umidade e depositada nos tubos do superaquecedor, onde se

forma uma película incrustante resistente ao calor. A umidade pode também formar

incrustações no espelhamento das turbinas e outras partes da instalação, onde causa corrosão,

erosão e, possivelmente, desequilíbrio nas partes rotativas rigorosamente balanceadas. A

eliminação da unidade, levada pelo vapor ao deixar as caldeiras, é, portanto, um assunto de

importância considerável.

Numa caldeira que tem um grande tubulão de vapor e, como conseqüência, uma

grande superfície líquida, a separação da umidade do vapor é um problema relativamente

simples.

A capacidade de uma caldeira pode ser limitada, portanto pela excessiva umidade

arrastada, se o débito de vapor é aumentado, além de um certo valor máximo, e este ponto

determina o limite para a umidade arrastada pelo vapor. A fim de manter este limite tão alto

quanto possível, isto é, permitir um alto débito de vapor, sem arrastamento excessivo de

umidade. São instalados, nas caldeiras modernas, aparelhos especiais, como diafragmas,

separadores (câmaras centrífugas) e anteparos, para segurar a umidade do vapor, antes dele

entrar no tubo secador.


94

Limite para combustão

Combustão é a rápida união química do oxigênio com outros elementos, resultando na

produção de calor.

Qualquer substância, que contenha elementos que se combinem assim rapidamente

com oxigênio, é uma substância combustível, e se uma tal substância se presta a produzir

calor, para fins úteis, é chamada simplesmente de combustível. Os combustíveis mais comuns

são madeira, carvão, óleos e gases de várias espécies, e derivados destas substâncias, como

álcool, gasolina, carvão de madeira, coque, etc.

O processo de queima do óleo na fornalha de uma caldeira depende dos seguintes

fatores: Aquecer o óleo a uma certa temperatura, que depende das características do óleo que

está sendo usado.

Enviar o óleo aquecido, sob pressão, para o interior da fornalha, através de um

aparelho chamado pulverizador, que transforma o óleo num jato finamente subdividido.

Enviar ar sob pressão para o interior da fornalha de tal maneira, que se forma uma

corrente giratória, que circunde o óleo pulverizado e com ele se misture completamente.

O ar fornece o oxigênio necessário para manter a combustão do óleo. Se o combustível

e o ar são misturados intimamente, em proporções corretas e na temperatura apropriada, se

processará uma combustão completa, isto é, todos os elementos combustíveis, que constituem

o óleo, combinar-se-ão completamente co o oxigênio do ar, os gases resultantes da combustão

não conterão produtos não queimados, e será desenvolvida na fornalha a quantidade máxima

de calor.

Conquanto seja uma operação relativamente simples forçar para o interior da fornalha

uma quantidade suficiente de ar, é um problema obter-se a mistura íntima do ar e do óleo nas

proporções corretas, é necessária uma certa quantidade de excesso de ar, para conseguir este

resultado. As temperaturas do ar e do óleo são mantidas suficientemente altas para produzir a

combustão, pelo calor da própria combustão e pelo calor irradiado das paredes e do piso da

fornalha.

A velocidade dos gases da combustão é mantida alta pela diferença de pressão que

existe entre a fornalha e o topo da chaminé, e pela área, através da qual os gases devem

passar, limitados pelos espaços entre os tubos, desde a fornalha até a chaminé.

Se o ar combustível não se misturarem inteiramente nas devidas proporções, no

interior da fornalha, a combustão será incompleta, e o óleo não queimado será levado com os


95

gases da combustão, que se resfriam, quando cedem calor aos tubos da caldeira. Quando os

gases atingem os tubos, o óleo não queimado forma fuligem sobre eles, e esta fuligem

aumenta a resistência à transmissão de calor aos tubos, aumentando ainda mais a perda já

ocorrida pela combustão incompleta.

Sob grandes cargas na fornalha, isto é, sob alto grau de combustão, e

conseqüentemente alta velocidade dos gases, passando através dos feixes tubulares, caixa de

fumaça e chaminé o óleo e o ar podem não misturar intimamente. Neste caso pode acontecer

que a mistura só venha a ocorrer depôs de terem deixado a fornalha, numa temperatura

suficientemente alta, capaz de ocasionar a queima do óleo, produzindo a chamada combustão

secundária no interior do feixe tubular, na caixa de fumaça ou até mesmo a base da chaminé.

Isto resulta e, temperatura excessivamente alta na chaminé, com a conseqüente perda de calor,

e, em casos extremos, pode ocasionar emissão de chamas pela chaminé, produzindo avarias

na mesma e perigo para áreas próximas. Este fato geralmente ocorre nas caldeiras que

possuem diafragmas nos feixes tubulares ou registros na caixa de fumaça, que restringem o

livre fluxo dos gases. Isto concorre para prejudicar a absorção uniforme de calor, sobre as

superfícies de aquecimento, perda de calor pela chaminé e conseqüente diminuição do

rendimento da caldeira. O fato pode ser evitado, fornecendo-se um suprimento de ar

adequado, de tal forma introduzido na caldeira, fazendo com que haja uma mistura completa

do óleo com ar.

A pulverização completa do combustível e a sua mistura íntima com quantidade

correta de ar, a fim de produzir uma combustão perfeita, são funções dos aparelhos

queimadores de óleo.

A queima normal de óleo e a distribuição correta do calor produzido desta maneira, de

modo que as perdas devidas à combustão imperfeita sejam mantidas no mínimo, dependem do

tipo de fornalha, feixe tubular e caixa de fumaça. Estas perdas dependem também de uma

condução apropriada, no que diz respeito às temperaturas e pressões de ar e de óleo.

A quantidade máxima de óleo que pode ser própria e eficientemente queimada numa

caldeira, é limitada pela quantidade de ar que pode ser introduzida na fornalha, pela

capacidade do aparelho de queima em misturar este ar com o óleo.

Numa caldeira convenientemente projetada, o limite para a combustão deve ocorrer

num débito de vapor mais baixo do que o limite para a unidade contida no vapor, e o último

deve ocorrer antes que seja alcançado o limite para a circulação.


96

5.1 Critérios para uma boa operação da caldeira

A observação da aparência da chama, junto com a observação da fumaça, é uma boa

referência para se ter um bom rendimento na fornalha.

Se a chama está branca e brilhante e se pode ver as paredes da fornalha com facilidade

através dela, há excesso de ar.

A medida em que se reduz o excesso de ar, a cor da chama na parte de trás da fornalha

vai se tornando amarelada e daí para laranja-amarelada e, finalmente, laranja-avermelhada.

De um modo geral, para uma instalação bem projetada e em boas condições de manutenção, a

parte das chamas mais afastada dos queimadores deve ser laranja-amarelada ou dourada. Os

gases da combustão são invisíveis e as paredes da fornalha são pouco visíveis.

Quando a razão de combustão está muito grande e as chamas ocupam toda fornalha, a

temperatura muito alta impede que se façam essas observações de cor. De qualquer modo,

uma cor branca incandescente ainda será indicada somente por um redução no brilho da

chama branca. A presença de água no óleo, ou de um tubo vaporizador também fazem com

que a chama fique branca brilhante.

A cor da fumaça é menos conclusiva, no que diz respeito a excesso de ar presente.

Uma fumaça clara pode indicar um pequeno excesso ou um excesso de até 300%. O ideal é

analisar-se a fumaça e manter-se a análise dentro dos seguintes valores: Grande conteúdo de

“CO2“, muito pouco oxigênio e nenhum “CO2”. Por exemplo, 14,7% de “CO2“, 1,8% de

“O”, 0% de “CO“.

Uma boa prática e reduzir o excesso de ar até que a fumaça adquira o aspecto de uma

leve névoa marrom-claro.

É sempre bom lembrar que a presença de fumaça escura não significa necessariamente

ar insuficiente ou excesso de “CO“. Outras causas, como pulverização deficiente, mistura de

ar e combustível mal feita e óleo atingindo as superfícies dos tubos, também provocam o

aparecimento de fumaça escura. Os defeitos dessa natureza devem se eliminados antes de se

tentar uma regulagem nos queimadores. A fumaça resultante desses defeitos é geralmente

mais irregular do que a provocada pela falta de ar. Um operador com prática pode reconhecer

os dois tipos.


97

Figura 5.1 – Fumaça escura indicação de problemas na queima do óleo combustível

A fumaça branca é quase sempre o resultado de uma operação descuidada – representa

um grande excesso de ar. Pode também significar que a caldeira está com grandes

vazamentos. Os depósitos de fuligem muito intensos sempre estão juntos com fumaça preta,

qualquer que seja o combustível usado. Estes depósitos de fuligem podem ser atribuídos a

várias causas, tais como: pouco ar para a combustão, pulverizadores deficientes ou em mal

estado, óleo muito viscoso, queimadores mal ajustados ou óleo sujo.

Quando aparece a formação de carvão nas aberturas dos queimadores, há duas causas

possíveis: ou o queimador esta muito recuado dentro do registro ou o cone de refratário esta

irregular. De qualquer modo, o óleo vai bater nas paredes do registro e ai se carbonizara. Pode

ainda acontecer que a velocidade do ar, entrando na fornalha, seja suficientemente grande

para centrifugar a chama. Isso ocorrera se a pressão de ar for muito grande e os registros

estiverem muito fechados. Nesse caso, o óleo não queimado pode pingar para o lado de fora

da caldeira o que resultara em risco de incêndio.

Tais depósitos são atribuídos ao óleo que atinge os tubos ou as paredes da fornalha

antes que tenha tido tempo para queimar. Tal tipo de operação defeituosa e mais freqüente

com o uso de óleos leves e, se a causa não for o projeto mal feito da caldeira, será devida a

falhas do operador. No fim das contas, as causas serão as mesmas que provocam o

aparecimento de fumaça preta, ou seja, mistura deficiente de combustível e ar. A causa mais

freqüente e o posicionamento incorreto dos maçaricos. Algumas vezes a causa do deposito de

carvão deve-se a entrada de excesso de ar em volta do cone de óleo, que resfria a chama de tal

maneira que a combustão só terá realmente inicio mais para dentro da fornalha. Resulta daí

que partículas de óleo não queimado, da parte mais externa do cone de óleo conseguem

atingir as paredes, pisos e tubos da parte da frente da fornalha e, desta forma, são resfriadas

antes de atingirem a temperatura de ignição.


98

Ramonagem (sopragem de fuligem)

Chama-se de ramonagem o procedimento que consiste em remover a fuligem

depositada nos tubos da caldeira por meio de um jato de vapor. Para proporcionar esse jato

existem diversos dispositivos adequados que consistem basicamente em tubo co perfurações,

no qual se admite vapor. Esse tubo pode ser retrátil ou fixo no interior da fornalha. No caso de

tubos retrateis, deve-se ter especial atenção para recolher o aparelho de remoção de fuligem,

logo que termine sua utilização. Algumas caldeiras têm válvulas automáticas que só permitem

a passagem de vapor quando o tubo esta em posição, e deste modo obrigam o operador a

retirar o tubo da fornalha para interromper a passagem de vapor. A freqüência com que deve

ser feita a limpeza depende do tipo de caldeira e das condições de queima. De qualquer

modo, pelo menos uma vez por dia deve ser executado o procedimento. Nas caldeiras em que

tenha mais de um aparelho de recuação, inicie o processo pelo aparelho mais próximo do

economizador, passando em seguida ao aparelho mais baixo e subindo daí em diante, ate

chegar outra vez ao economizador. Aumentar a pressão da fornalha, de modo que a fuligem

seja expulsa pela chaminé.

5.2 Características técnicas das Unidades Geradoras da Usina

Cada unidade tem a capacidade máxima de produzir 35MW (Mega Watt´s) de energia

elétrica, utilizando óleo combustível.


99

Figura 5.2 – Corte da caldeira utilizada pelas unidades geradoras 1 e 2

As unidades 3 e 4 produzem cada uma o máximo de 50MW (Mega Watt´s), são

maiores do que as unidades 1 e 2 e apresentam o dobro da altura e também o dobro de

queimadores, sendo o total de seis.


100

Figura 5.3 – Corte da caldeira utilizada pelas unidades geradoras 3 e 4

5.3 Apreciação ergonômica do sistema homem-tarefa-máquina

A apreciação ergonômica será feita principalmente nas operações realizadas nas

caldeiras das unidades 1, 2, 3 e 4. Serão observados os principais problemas operacionais

divididos em duas etapas que consistem em:

• Operações de Partida da caldeira;

• Operações diárias de manutenção e conservação das mesmas.


101

Será feita uma exploração sobre as atividades realizadas no sistema, além de tentar

reconhecer problemas ergonômicos que podem ser interfaciais, informacionais/visuais,

comunicacionas, físico-ambientais, espaciais e químico-ambientais. Estes problemas para

melhor entendimento serão classificados da seguinte forma:

Problemas Caracterização Interfacial Posturas inadequadas, através de inadequações do campo de

visão, do envoltório acional, posicionamento de componentes dos sistemas, com prejuízos para os sistemas muscular e esquelético do operador.

Informacionais/Visuais Deficiência na identificação de informações em instrumentos de medidas, resultante da má visibilidade, legibilidade e compreensibilidade de signos visuais, com prejuízos para a percepção e para tomadas de decisões.

Comunicacionais Má audibilidade das mensagens telefônicas transmitidas aos

operadores.

Espacial/arquitetural Deficiência de fluxo, circulação, isolamento, má aeração, insolação, isolamento acústico e térmico em função dos materiais de acabamento empregado.

Físico-ambientais Temperatura, ruído, iluminação e vibração.

Químico-ambientais Partículas e elementos tóxicos em concentração no ar acima

dos limites permitidos. Uma unidade a vapor pode ser considerada um sistema, integrado por diversos

subsistemas tais como: o condensador, turbina, superaquecedores, reservatórios de

combustível, linha de vapor de serviço e etc. No fluxograma do ciclo térmico da unidade 1 e

2, visto na figura 5.4, tem-se uma idéia das partes dos sistema e está destacado o subsistema

onde serão analisadas as tarefas.


102

35°C

27°C

ÁGUA DO RIO NEGRO

V. PARADA

VÁL

360°F - 1400 PSI

8" 1020 PSI - 905 °F

90Kg/cm2185°C

CALDEIRA

SUPER-AR

ÓLEO

IGNIÇÃO

AQUECEDOR

180.000 LB/HR

654

55°C

BOMBAS DECONDENSADO

12"

8"

6"

4"

2° EXTRAÇÃO 600°F - 80 PSI

1° EXTRAÇÃO 600°F - 180 PSI

POÇO QUENTE

110°FCONDENSADOR

EXAUSTÃO

TURBO-GERADOR

DA CALDEIRABOMBAS DE ALIMENTAÇÃO

3" E

XTRA

ÇÃO

280

°F -

25 P

SI

4" E

XTRA

ÇÃO

200

°F CICLO

TÉRMICO

110°F

ÁGUA DO CICLOE AQUECER ACONDENSADOR CRIAR VÁCUO NO

EJETOR DE SERVIÇO

AQUECEDOR DE BAIXA 200°F - 37 Cm Hg

280°F - 25 PSIAQUECEDOR DE BAIXA

320°F - 95 PSIDESAERADOR

REMOVEROXIGÊNIO

DISSOLVIDO

AQUECEDOR DE ALTA 365°F - 1400 PSI

DA CALDEIRAALIMENTAÇÃO

AGUA DE

37 C

m H

g

N°2

N°1

N°4

Figura 5.4 – Ciclo térmico das unidades 1 e 2, com destaque do subsistema onde serão analisadas as tarefas

O objeto de estudo do presente trabalho deverá considerar principalmente as operações

ligadas a postos que operem diretamente nas caldeiras das unidades 1, 2, 3 e 4. Outra

consideração é que o trabalho realizado na unidade 1 é válida para unidade 2 em virtude da

similaridade física dos dois sistemas, o mesmo vale para unidade 3 e 4.

Análise das operações de partida da caldeira

A seguir está relacionada, uma seqüência de operações para colocar uma unidade em

uso, no caso será descrita a unidade 2, mas os mesmos procedimentos servem para o restante

das unidades, com apenas algumas pequenas variações.

Uma caldeira só é parada em caso de manutenção, o procedimento para acender uma

caldeira leva em média de quatro a seis horas e é necessário o trabalho de no mínimo duas

pessoas, mas normalmente é realizado por uma equipe, que utiliza um manual de instruções e

conta com um operador mais experiente.


103

Esta seqüência também serve para mostrar de forma genérica como são realizadas as

tarefas na caldeira, além de ferramentas e equipamentos utilizados pelos operadores.

Um erro nos procedimentos descritos a seguir, podem comprometer a eficiência do

sistema causando emissões e até acidentes por isso a importância da descrição da mesma.

Operações realizados para dar partida à caldeira

1 - Certificar-se de que todas as janelas de inspeção e portas de visitas estão fechadas.

Figura 5.5 – Verificação do fechamento das janelas de inspeção

Esta verificação serve para garantir que não haja nenhuma pessoa trabalhando dentro

da caldeira no momento do acendimento da mesma.

2 - Abrir todas as válvulas de bloqueio dos dispositivos de supervisão e controle.

Figura 5.6 – Operador abrindo as válvulas dos dispositivos de supervisão e controle


104

3 - Fechar os drenos relacionados com a água de caldeira.

Figura 5.7 – Operador fechando válvula dos drenos de água da caldeira 4 - Fechar as válvulas manuais de óleo e de vapor dos queimadores.

Figura 5.8 – Fechamento das válvulas de óleo e vapor dos queimadores

Esta operação é realizada com uma certa constância e o operador precisa curvar o

tronco ou agachar para realizar a tarefa.


105

5 - Abrir os suspiros do tambor superior da caldeira, seperaquecedor secundário e da

linha de vapor principal.

Figura 5.9 – Abertura dos suspiros da caldeira 6 - Abrir os drenos dos coletores do superaquecedores primários e secundários.

Figura 5.10 – Abertura dos drenos dos coletores dos superaquecedores da caldeira

Tarefa comprometida pela presença de um painel logo acima da válvula, dificultando

o manuseio da mesma.


106

7 - Abrir as válvulas de água de resfriamento e verificar o nível de óleo lubrificante

dos mancais e do motor do VTF (Ventilador de Tiragem Forçada).

Figura 5.11 – Abertura das válvulas de água de resfriamento do VTF

Figura 5.12 – Verificação do nível de óleo dos mancais do VTF

8 - Abrir as válvulas de água de resfriamento dos mancais do aquecedor de ar

regenerativo.

9 - Ligar o Aquecedor de Ar Regenerativo (Operação no Painel).


107

10 - Ligar a chave de energização do painel da caldeira.

Figura 5.13 – Operador ligando a chave de energização do painel da caldeira

Procedimentos para purgar a caldeira

11 - Ligar o Ventilador de Tiragem Forçada.

Figura 5.14 – Vista geral do VTF (Ventilador de Tiragem Forçada)


108

12 - Abrir as aletas de sucção do VTF até obter um fluxo de ar maior que 30%

(Operação no Painel).

Figura 5.15 – Vista em detalhe das aletas do VTF (Ventilador de Tiragem Forçada)

13 - Ligar o Ventilador de Ignitor.

Figura 5.16 – Vista em detalhe do ventilador do ignitor

14 - Certificar-se de que o nível do tambor está na faixa normal.

Figura 5.17 – Verificação no nível do tambor da caldeira


109

15 - Certificar-se de que todas as válvulas manuais de óleo e de vapor de atomização

para os queimadores estão fechadas.

16 - Ajustar o time de purga em 5 minutos.

Figura 5.18 – Vista do time localizado dentro do painel próximo aos queimadores

17 - Quando a lâmpada “Permissão” acender, acionar a botoeira de início de purga da

caldeira.

Figura 5.19 – Vista do painel de comando dos sistemas elétricos da caldeira

Procedimentos para acendimento do ignitor da caldeira

18 - Após a purga, colocar as aletas de sucção do VTF, na posição de ar fogo baixo

(5%) (Operação no Painel).


110

19 - Abrir a válvula de ar de atomização do Ignitor.

Figura 5.20 – Abertura da válvula de atomização do ignitor

A válvula está numa disposição que dificulta seu manuseio, fazendo com que o

operador fique em posições desfavoráveis para realizar a tarefa.

20 - Ligar a bomba de óleo de ignição.

21 - Armar a válvula de corte do óleo de ignição IOHTV (Válvula de corte de óleo de

ignição).

Figura 5.21 – Vista em detalhe da válvula de corte do óleo de ignição


111

22 - Acionar a botoeira de acendimento do ignitor.

Figura 5.22 – Vista do botão de acionamento do ignitor

Procedimentos para acendimento da caldeira com óleo de

aquecimento

23 - Ligar a bomba de óleo de aquecimento (Operação no Painel).

24 - Colocar na placa do queimador n°3, um maçarico próprio para queimar óleo

diesel.

Figura 5.23 – Maçarico para queima de óleo diesel sendo colocado no queimador

25 - Abrir a válvula manual de ar de atomização do queimador.

Figura 5.24 – Válvula de ar de atomização do queimador


112

26 - Armar a válvula de corte do óleo de aquecimento WUIOHTV (Válvula de corte

do óleo de aquecimento).

Figura 5.25 – Armação da válvula de corte de óleo de aquecimento

27 - Acender o queimador abrindo parcialmente a válvula manual de óleo de

aquecimento do queimador n°3.

Figura 5.26 – Abertura da válvula de óleo de aquecimento

Nota: Enquanto a caldeira estiver acesa com óleo de aquecimento as aletas do VTF e a

válvula controladora de fluxo de óleo não poderão sair da posição de “Fogo Baixo”.


113

Procedimentos após o acendimento da caldeira com óleo de

aquecimento

28 - Abrir parcialmente a válvula de dreno da linha de vapor principal.

Figura 5.27 – Abertura da válvula de dreno da linha de vapor

29 - Controlar a elevação da pressão no tambor superior da caldeira de acordo com a

curva de partida da caldeira pela abertura e fechamento da válvula manual do queimador

aceso com óleo de aquecimento (Operação no Painel).

30 - Quando a pressão no tambor superior da caldeira atingir 2,0Kg/cm2 . Fechar o

suspiro do tambor superior e superaquecedor secundário e da linha de vapor principal


31 - Fechar os drenos dos coletores de entrada e saída do superaquecedor primário.

32 - Fechar o dreno do coletor de entrada do superaquecedor secundário.

Figura 5.28 – Fechamento da válvula do dreno do coletor do superaquecedor

Válvula está cercada de estruturas que dificultam seu manuseio.


114

33 - Quando a pressão no tambor superior da caldeira atingir 20,0Kg/cm2. Colocar em

operação o sistema de vapor auxiliar em operação abrindo as válvulas de bloqueio da PCV-2

(Válvula Controladora de pressão).

Figura 5.29 – Abertura da válvula controladora de pressão

34 - Abrir a válvula de alimentação do barrilete principal do vapor de aquecimento.

Figura 5.30 – Abertura da válvula do barrilete principal de vapor

35 - Abrir a válvula de admissão de vapor para ao desaerador.

Figura 5.31 – Abertura da válvula de vapor para o desaerador


115

36 - Colocar em operação o pré-aquecedor de ar a vapor e controlar a temperatura

média em torno de 114 °C.

37 - Quando o nível do tambor superior da caldeira começar a decrescer, ligar a

Bomba de Condensado e em seguida a BAC (Bomba de Alimentação da Caldeira).

38 - Após a partida da BAC, controlar a temperatura do vapor principal pela estação

de dessuperaquecimento (Operação no Painel).

Procedimentos para acender a caldeira com óleo combustível 39 - Admitir vapor para o tanque diário de óleo e controlar a temperatura do óleo em

50°C.

Figura 5.32 – Admissão de vapor no tanque diário

40 - Abrir a válvula de bloqueio na saída do tanque diário.

Figura 5.33 – Abertura da válvula de bloqueio na saída do tanque diário


116

41 - Certificar-se de que a válvula de retorno de óleo para o tanque está aberta.

Figura 5.34 – Verificação da abertura da válvula de retorno de óleo para o tanque

42 - Preparar as operações das BOC (Bombas de Óleo Combustível) a ser ligada.

Figura 5.35 – Verificação do sistema para ligar as bombas de óleo combustível

43 - Colocar em operação um dos aquecedores de óleo combustível.

Figura 5.36 – Abrir válvula para um dos aquecedores de óleo combustível

44 - Armar a OHTV (Válvula de Corte de Óleo Principal) – Operação no painel.


117

45 - Abrir 20% a FCV-6 (válvula controladora de fluxo de óleo).

Figura 5.37 – Abertura em 20% da válvula controladora de fluxo de óleo

46 - Abrir a válvula manual de recirculação de óleo.

Figura 5.38 – Abertura da válvula de recirculação de óleo

47 - Ligar a bomba de óleo combustível e controlar a temperatura do óleo em torno de

110°C.

48 - Colocar um maçarico na placa do queimador a ser aceso.

Figura 5.39 – Colocação do maçarico na placa do queimador a ser aceso


118

49 - Drenar a linha e colocar em operação o sistema de vapor de atomização, abrindo

as válvulas de bloqueio da controladora de pressão PVC-7. Manter a pressão em torno de

16Kg/cm2

50 - Quando a temperatura do óleo atingir 100°C colocar a válvula controladora de

fluxo de óleo FCV-6 na posição de fogo baixo.

Figura 5.40 – Verificação da temperatura do óleo que deve ficar em torno de 100˙

51 - Fechar a válvula manual de recirculação de óleo.

Figura 5.41 – Fechamento da válvula de recirculação de óleo

52 - Acender a queimador escolhido abrindo primeiramente a válvula do vapor de

atomização e depois, lentamente a válvula manual do óleo.


119

Procedimento após o acendimento da caldeira com óleo combustível

53 - Controlar a elevação da pressão do tambor superior da caldeira através dos

controladores de fluxo de ar óleo no BTG, obedecendo a curva do gráfico de partida da

caldeira (Operação no Painel).

54 - Apagar o queimador n°3. aceso com óleo de aquecimento.

Figura 5.42 – Fechamento de válvulas para apagar o queimador aceso com óleo de aquecimento

55 - Desarmar a válvula de corte de óleo de aquecimento WUIOHTV.

56 - Abrir por um minuto a válvula de vapor de lavagem do queimador do óleo de

aquecimento.

57 - Fechar a válvula de ar de atomização do queimador de óleo de aquecimento.

58 - Retirar o maçarico da placa substituindo-o por outro com bico próprio para

queima de óleo combustível.

Figura 5.43 – Troca do maçarico de óleo de aquecimento por um de óleo combustível

59 - Retirar de operação a bomba de óleo de aquecimento (Operação no Painel).


120

60 - Durante a elevação da rotação da turbina ajustar a taxa de fogo para manter

estável a pressão e temperatura do vapor e a temperatura dos gases de saída da caldeira


Este levantamento fotográfico foi realizado no dia 03 de março de 2004, no turno

matutino e vespertino. As tarefas foram realizadas pelos seguintes operadores:

Wellison Souza – Operador de caldeira, Turma E (matutino).

Francisco de Assis F. Souza – Operador de caldeira, Turma D (vespertino).

PAINEL GERAL

Figura 5.44 – Vista do painel de comando geral da Usina

Figura 5.45 – Vista do segundo painel de comando geral da Usina


121

Quase todos equipamentos são monitorados pelos painéis centrais, que comandam as

operações realizadas nas unidades. Deste ponto se tem uma visão geral do funcionamento das

caldeiras, que é complementada com vistoria feita pelos operadores no sistema, onde são

relatados á sala de controle para avaliação e decisão dos procedimentos a serem realizados.

5.4 Análise das operações diárias de manutenção e conservação das

caldeiras

Para um mapeamento ergonômico dos problemas encontrados no sistema, serão

delimitadas as principais rotinas realizadas pelos operadores, que podem causar emissões,

comprometendo a eficiência do sistema. Estas operações se encaixa nos critérios para uma

boa operação da caldeira vistos no item 2 deste trabalho.

Estas operações são:

• Sopragem de fuligem;

• Limpeza de filtros;

• Troca de maçarico;

• Limpeza dos maçaricos;

• Verificação do sistema.

5.4.1 Seqüência do processo de sopragem de fuligem na unidade I

1 - Dreno da linha de vapor para retirada de condensado, tempo de cinco minutos.

Figura 5.46 – Vista do segundo painel de comando geral da Usina


122

A válvula é aberta com a utilização de uma ferramenta que auxilia à abertura da

mesma. É necessário o precisa estar debruçado para a operação, devido à válvula estar a 30cm

do piso, porém é uma operação breve.

2 - Válvula para retirar o condensado da linha de vapor.

Figura 5.47 – Abrir válvula para retirada do condensado que se acumula na linha de vapor

Esta operação está confortável, o operador realiza a tarefa numa posição favorável,

pois a válvula encontra-se numa altura adequada.

3 - Admitir o vapor

Figura 5.48 – Abertura da válvula que admite vapor na linha

É realizada a abertura da válvula que fica na mesma linha da válvula anterior, o que

faz com que o operador se mantenha praticamente na mesma postura, não havendo muito

constrangimento na operação.


123

4 - Fechar o vapor

A mesma operação da figura 5.46, onde é fechado o dreno da linha de vapor.

5 - Admitir 20Kg de vapor (abrir válvula e olhar o manômetro)

Figura 5.49 – Abertura da válvula observando a indicação de 20kg no manômetro

Nesta operação há um problema em relação à leitura do manômetro, que fica obstruído

por um tubo, fazendo com que haja um deslocamento do tronco do operador para abrir/fechar

a válvula e observar a leitura no mostrador do instrumento. Há a situação em que o operador

precisa andar um pouco para à esquerda para enxergar o mostrador e volte para manipular a

válvula, o que causa constrangimento na operação.

6 - Ligar o aparelho de sopragem por 20 minutos.

Figura 5.50 – Acionamento do aparelho de sopragem de fuligem


124

É ligado o sistema do soprador de fuligem do aquecedor de ar regenerativo através de

um painel com um botão, na qual há uma luz, o operador aguarda num período de vinte

minutos para completar a operação.

A função desta tarefa é desobstruir a saída/entrada da fornalha da caldeira.

7 - Abrir válvula de sopragem do aquecedor de ar regenerativo.

Figura 5.51 – Abertura da válvula de sopragem do aquecedor de ar regenerativo

Abertura normal de válvula, que está instalada numa altura adequada, um problema

encontrado é o acesso em que as válvulas ficam instaladas entre dois suportes de sustentação

de equipamentos da caldeira.

8 - Acionar o IK-01 abrir a válvula (fazer a sopragem)

9 - Fechar o IK-01 fechar a válvula (parar a sopragem)

Figura 5.52 – Fechamento da válvula que paralisa a sopragem no IK-01


125

10 - Abrir o IK-02 (botão – também no superaquecedor na parte de superior).

Figura 5.53 – Acionamento do botão para fazer a sopragem no superaquecedor superior

O momento crítico nesta operação, é que o operador deve ficar atento ao eixo que faz

a sopragem de fuligem, pois se a mesma apresentar algum problema de admissão de vapor,

quando for realizado o retorno do eixo, este pode voltar empenado por causa do excesso de

calor.

11 - Abrir válvula do soprador R2.

Figura 5.54 – Abrir válvula do soprador R2

Mesma operação vista na figura 5.52.

12 - Abrir válvula do soprador R1.

Operação semelhante ao da figura 5.53.


126

13 - Fechar válvula do soprador R1.

Figura 5.55 – Fechamento da válvula do soprador R1

Válvula com problema de vazamento de vapor na graxeta, o que requer atenção do

operador, pois o vapor se condensa em água quente e em contato prolongado pode causar

queimaduras nos braços ou nos olhos do operador se este estiver sem os óculos de proteção.

14 - Abrir a válvula do soprador e acionar o botão do motor do mesmo, esta operação

é realizada em cada soprador de fuligem.

É dado um tempo para a sopragem e em seguida o botão é novamente acionado e a

válvula é fechada, esta operação obedece a uma seqüência, conforme podemos observar na

figura 5.56.

Figura 5.56 – Operador abrindo válvula de admissão de vapor e apoiado no painel de acionamento do

sistema elétrico


127

Há um sério comprometimento na tarefa, pois os painéis elétricos para acionamento

dos motores do sistema de injeção de vapor, ficam na frente das válvulas de admissão de

vapor, o que causa desconforto no acionamento das mesmas.

Os painéis citados estão apoiados na estrutura de uma passarela de manutenção dos

sopradores. Dentro dos painéis encontramos apenas um botão e uma lâmpada piloto, ou seja,

um painel muito grande para pouco equipamento.

Nota: Os óculos de segurança não estão sendo usados no momento pelo funcionário

por falta do acessório na empresa encarregada.

15 - Painel de controle dos sopradores de fuligem.

Figura 5.57 – Painel que alimenta o sistema elétrico do processo de sopragem de fuligem

Conforme podemos observar na figura 5.57, o piso encontra-se encharcado, num local

que se opera com energia elétrica, pondo em risco a segurança do operador, em que num dia

de chuva o mesmo estiver molhado e for operar o painel, corre um sério risco de acidente.

16 - Anunciar término da sopragem.

Figura 5.58 – Operador utilizando o telefone para anunciar o término da operação


128

Ao termino da operação de sopragem de fuligem o operador se dirige ao telefone mais

próximo e anuncia a conclusão da tarefa.

Esta operação de sopragem de fuligem foi realizada na caldeira da unidade número 2,

no dia 03/06/2004 no turno da manhã.

A sopragem de fuligem na unidade 1 é igual ao da unidade 2 mostrada nas figuras. Os

mesmos procedimentos são realizados durante a noite, que tem uma boa iluminação, não

causando constrangimentos operacionais, sendo considerado apenas os problemas descritos na

análise já realizada.

Nas unidades 3 e 4 a sopragem de fuligem é toda automática, sendo comandada pelo

painel de controle, o operador apenas verifica se tudo está em ordem no funcionamento do

equipamento e avisa se houver algo de errado, através do sistema de telefone interno.

No momento da sopragem de fuligem de qualquer unidade, é expelida pela chaminé

uma grande quantidade de partículas, sendo obrigatório o uso de óculos, porém os operadores

podem estar respirando partículas não visíveis e que podem ser nocivas a longo prazo, tendo

em vista que esta operação é realizada diariamente.

Uma observação importante é que as partículas são ácidas e podem ser sentidas quando

entram em contato com a pele úmida pela transpiração, onde ocorre coceira que na verdade é

a reação com água do suor, imagine como podem reagir estas partículas com regiões internas

do organismo como: garganta, esôfago, paredes dos pulmões e etc.

Quanto à sinalização as válvulas apresentam estampas no próprio metal, indicando o

sentido de manipulação e estão destacados na figura 5.59. A sinalização no sentido de abrir e

fechar, obedecem ao estereótipo, ou seja, para abrir o ser humano naturalmente tende a girar

no sentido ante-horário e para fechar gira no sentido horário. Outra maneira de se observar à

abertura deste tipo de válvula é olhar a base, se estiver alongada, significa que está aberta, se

pelo contrário estiver curto, então a mesma encontra-se fechada.


129

Figura 5.59 – Válvula com indicação do sentido de operação (abrir/fechar)

5.4.2 Limpeza dos filtros

Antes de começar a fazer uma análise do procedimento de limpeza dos filtros é

necessário dar uma breve explicação sobre os tipos de filtros utilizados na usina. Existem

basicamente dois tipos que são: Sistema de filtro com fuso central e sistema de filtro com

parafusos

O sistema com fuso central agiliza bastante o processo de limpeza do filtro, não

necessitando de ferramentas especiais, apenas um tubo de metal para encaixar na alavanca na

base do fuso.

Consiste numa barra metálica com a extremidade articulada presa ao filtro, a outra

extremidade e encaixada num suporte. O centro da barra possui um fuso central, que ao ser

girado, pressiona a tampa de maneira uniforme até haver uma completa vedação do sistema.

Desta forma abre-se ou fecha-se o filtro com relativa facilidade.

Figura 5.60 – Válvula com indicação do sentido de operação (abrir/fechar)


130

O sistema de filtros com parafusos possui alguns inconvenientes para operações

diárias, pois para retirar o filtro é necessário afrouxar todos os parafusos o que consome

tempo. Outro problema é a uniformização do aperto no momento da montagem que deve ser

realizado de maneira uniforme para evitar empenamento da tampa ou danificação do anel de

vedação do filtro. Para isso é necessária uma ferramenta especial, de preferência um

torquímetro, para garantir precisão no aperto.

A vantagem em relação ao sistema com fuso central é que este sistema garante uma

melhor vedação.

Uma característica comum aos dois sistemas é a alavanca de mudança de fluxo do óleo

que deve esta sempre apontada para o filtro que está em uso, evitando assim que o operador

abra o filtro com óleo quente e pressurizado, o que pode ocasionar um sério acidente.

Figura 5.61 – Sistema de filtro com parafuso utilizado na unidade 3 e 4

Figura 5.62 – Sistema de filtro com parafusos utilizando nos tanques de uso diário


131

O local onde é realiza a limpeza dos filtros das unidades 1 e 2, é diferente do local

utilizado pelas unidades 3 e 4, por isso serão analisados separadamente, o único ponto em

comum são os locais onde é apanhado e despejado o óleo diesel utilizado na limpeza, além da

estopa utilizada para ajuda a limpar os filtros e as mãos do operador.

Serão feitas análises no momento da limpeza dos filtros da unidade 3 e 4 e

posteriormente das unidades 1 e 2.

1 - O operador apanha o óleo diesel com um balde, abrindo uma válvula da linha de

óleo diesel do sistema. Esta válvula fica próxima a caldeira da unidade 4.

Figura 5.63 – Operador apanhando óleo diesel para limpeza dos filtros

O operador assume uma postura incorreta em função da altura da válvula, porém esta é

uma operação breve. Se a válvula for colocada numa altura maior, haverá respingo de óleo

diesel.

2 - Local onde estão localizados os filtros da unidade 4.

Figura 5.64 – Local onde estão localizados os filtros da unidade 4


132

3 - Operador abrindo a válvula do equalizador e retirando os parafusos dos filtros.

Figura 5.65 – Abertura da válvula do equalizador Figura 5.66 – Abertura da tampa do filtro

Esta tarefa é realizada com certa dificuldade em função do espaço disponível ao

operador, que fica cercado por tubos, tendo pouca área de manobra de ferramentas e restrita

liberdade de movimentos.

4 - Retirada dos filtros

Figura 5.67 – Operador retirando os filtros

Depois de retirada a tampa, retira-se os filtros com cuidado para que o mesmo não

respingue óleo combustível e para não amassar, pois o mesmo é feito de alumínio e é frágil.

Podemos observar que o operador tem contato direto com o óleo, não dispondo de

proteção para as mãos.


133

Na figura 5.67, é possível ver a tampa removida e o suporte para puxar os filtros para

fora.

5 - Lavagem dos filtros com óleo diesel

Figura 5.68 – Desmontagem dos filtros

Figura 5.69 – Lavagem do filtro interno Figura 5.70 – Lavagem do filtro externo

Nesta seqüência de fotografias podemos observar o posicionamento do operador que

fica em posição desconfortável no momento da lavagem dos filtros, esta operação leva de

cinco a dez minutos. Outro problema e o direto do operador com o óleo diesel que segundo

entrevista com os funcionários podem causar manchas na pele, queda de pêlos, além do odor

que fica por tempo prolongado nas mãos.


134

6 - Filtros limpos

Figura 5.71 – Detalhe dos filtros depois de lavados

Com os filtro limpos, estes são remontados e ficam em estado de espera até o próximo

turno quando o mesmo será usado, ou seja fica de reserva, com isso sempre o fluxo de óleo

combustível utilizará filtros limpos, por isso a importância de uma boa realização desta tarefa.

7 - Após o termino da limpeza dos filtros, o operador joga o óleo diesel usado num

recipiente que é bombeado para um tanque que é reaproveitado.

Figura 5.72 – Operador jogando óleo utilizado na limpeza dos filtros num recipiente de

reaproveitamento

Este recipiente fica próximo a caldeira da unidade 2 e é utilizado para coletar o óleo

diesel usado na limpeza dos filtros de todas as caldeiras. Com isso há um problema em


135

relação ao deslocamento que o operador deve fazer trazendo os baldes com óleo usado nas

caldeiras 3 e 4, que ficam a aproximadamente 100m de distância.

Há também o problema do trânsito de baldes nos locais de operação, que se houver

uma emergência, serão abandonado em qualquer lugar, podendo atrapalhar outras tarefas e até

causar acidentes.

8 - Local onde estão localizados os filtros das unidades 1 e 2.

Figura 5.73 – Operador preparando material para limpeza dos filtros da unidade 2

9 - Abertura da válvula do eqüalizador e da tampa do filtro.

Figura 5.74 – Operador abrindo a válvula do equalizador


136

Figura 5.75 – Abertura da tampa do filtro

Estas operações estão comprometidas pela presença de um tubo de óleo que passa bem

na frente do filtro o que dificulta a realização das tarefas.

10 - Lavagem dos filtros.

Figura 5.76 – Operador lavando os filtros

Na limpeza dos filtros das unidades 1 e 2, ocorre o mesmo problema das unidades 3 e 4

em que o operador trabalha com posturas inadequadas e em contato direto com o óleo diesel.

Além disso, o operador fica exposto ao tempo, gerando dois problemas, quando o dia

está ensolarado, há o desconforto térmico provocado pelo calor, quando está chovendo temos

também o problema da adição de água que pode comprometer a limpeza dos filtros.

As operações que são realizadas durante o dia são iguais às realizadas durante a noite,

que apesar do sistema ser escuro, tem uma boa visibilidade, conforme podemos observar nas


137

figuras 5.77 e 5.78, e tem os mesmos problemas. Inclusive o operador está colocando o filtro

de volta e apertando a tampa com as mãos ainda sujas de óleo.

Figura 5.77 – Operador colocando os filtros no lugar

Figura 5.78 – Operador apertando o fuso central da tampa do filtro

5.4.3 Troca dos maçaricos das Unidades Geradoras

Para esclarecimento prévio, um queimador é o local onde é colocado o maçarico que

serve para pulverizar o óleo combustível através de pressão ou injeção de ar comprimido,

propiciando a combustão da mistura ar-óleo combustível no interior da fornalha.


138

As unidades geradoras 1 e 2 possuem apenas três queimadores, o que torna bem mais

simples a operação, porém sua extração é manual, o que requer a aplicação de força quando

esta está travada por acúmulo de crosta de óleo na base do equipamento.

A seguir veremos a seqüência.

1 - Retirada dos maçaricos para limpeza.

Figura 5.79 – Operador puxando o maçarico Figura 5.80 – Chamas e fumaça saindo do queimador

Problemas encontrados: Equipamento de proteção inadequado. O operador utiliza

apenas luva e óculos de proteção, ficando antebraço e o restante do rosto descoberto, correndo

risco de queimaduras.

Quando o maçarico emperra no queimador, como aconteceu no momento da retiradas

das fotos, não há uma ferramenta específica para desprender o maçarico. É utilizada qualquer

barra de metal para martelar a base do maçarico a fim de soltar possíveis acúmulos de óleo.

Esta operação é realizada somente durante o dia a não ser em casos de emergência.

2 - Local onde são colocados maçaricos e um ignitor, usados como reserva.

Figura 5.81 – Operador retirando um ignitor de reserva


139

3 - Local onde são guardados os maçaricos e ignitor de reserva.

Figura 5.82 – Bandeja contendo maçaricos e um ignitor de reserva

Figura 5.83 – Base da bandeja com furos para encaixe dos maçaricos

Figura 5.84 – Suporte superior da bandeja também com furos para encaixe dos maçaricos

O suporte mostrado na seqüência de fotografias está com maçaricos de reserva que

serão utilizados no turno, estão limpos e preparados para o uso imediato, há maçaricos de óleo

combustível, um para partida com óleo diesel e um ignitor.


140

Um problema detectado neste sistema é que esta base não tem encaixe próprio para o

ignitor, isto é visto em detalhe na figura 5.84, este equipamento está mal apoiado na parte

superior do suporte, correndo o risco de se soltar e provocar dano ao equipamento e acidentar

alguém, caso alguém desavisado esbarre no mesmo.

Este local está a uma distância de aproximadamente quinze metros da caldeira,

facilitando a substituição em caso de troca de qualquer um destes equipamentos.

Os maçaricos que são colocados neste suporte, são apanhados também em outro

suporte que fica próximo ao galpão onde é realizada sua limpeza. Este suporte pode ser visto

na figura 5.105 e está a uma distância de aproximadamente 80m, e o operador traz cada

maçaricos no ombro, colocando em risco o equipamento e outros funcionários.

Cada caldeira das unidades 3 e 4 possuem seis queimadores, sendo dois grupos com

três queimadores no mezanino inferior e três no mezanino superior.

A seguir veremos uma seqüência de operações de retirada de maçaricos no mezanino

inferior.

4 - Retira do maçarico

Figura 5.85 – Operador retirando o maçarico do queimador no mezanino inferior


141

Figura 5.86 – Operador com o maçarico fora do queimador

Nas figuras acima podemos observar que o ambiente próximo a fornalha é bastante

quente, fazendo com que o operador molhe a camisa de suor, causando um desconforto

térmico.

5 - Destravamento do queimador

Os queimadores possuem extratores automáticos, através de canhões pneumáticos,

mesmo assim há travamentos na retirada dos maçaricos.

Figura 5.87 – Sacola com ferramentas Figura 5.88 – Operador martelando o queimador

Quando se faz necessário o uso de ferramentas, o operador utiliza um saco com

chaves, martelo etc., este que fica num armário distante do ponto de operação e é em certos

momentos dividido com outros operadores, causando atraso na operação além da

possibilidade de se danificar o equipamento com o uso de ferramentas impróprias.


142

Figura 5.89 – Operador retirando o maçarico, fica exposto ao calor liberado pela fornalha

Outro problema é a falta de equipamento de segurança, como a falta de mangote ou

bata para proteção dos braços e máscara que proteja o rosto do operador.

6 - Local onde são colocados os maçaricos usados

Figura 5.90 – O guarda-corpo sendo utilizado como suporte para os maçaricos que saem da caldeira

Os maçaricos que saem das de suas bases são apoiados no guarda-corpo até que

esfriem. O problema é que ficam na passagem, pois esta é uma área de circulação, podendo

em caso de emergência causar tropeços.


143

7 - Local de guarda dos maçaricos de reserva.

Figura 5.91 – Operador retirando um maçarico do suporte

Figura 5.92 – Operador precisa fazer vários desvios para completar a tarefa

Os maçaricos de reserva ficam guardados num suporte por trás de uma bancada de

difícil acesso conforme podemos observar nas figuras 5.91 e 5.92.

Para retirada de um maçarico o operador precisa suspender e girar, para desviar da

bancada na parte inferior e desviar do leito de cabos que fica na parte superior, esta manobra

toma tempo e requer cuidado dobrado do operador para não danificar o equipamento ou

causar um acidente.

A seguir serão vistas as operações para retirada de maçaricos no mezanino superior.


144

8 - Transporte de maçaricos até o mezanino superior.

Figura 5.93 – Operador levando através das escadas um maçarico até o mezanino superior

O mezanino superior não possui um suporte para guarda dos maçaricos de reserva,

sendo necessário que os mesmos sejam transportados através das escadas, conforme podemos

ver na figura 5.93.

O operador precisa transportar com cuidado, principalmente nas curvas, onde há

necessidade de desviar as extremidades do equipamento em relação à escada. Esta operação

requer habilidade e atenção do operador para não provocar acidentes.

9 - Local onde são colocados provisoriamente os maçaricos de reserva.

Figura 5.94 – Operador apoiando um maçarico sobre uma bancada improvisada

Os maçaricos são colocados numa bancada metálica, sem nenhum apoio lateral o que

pode provocar a queda do equipamento pondo em risco o equipamento ou podendo machucar

alguém.


145

10 - Retirada dos maçaricos no mezanino superior

Figura 5.95 – Operador retirando um maçarico no mezanino superior

Os problemas que ocorrem no queimadores do mezanino inferior, são novamente

encontrados neste posto de trabalho, como a falta de proteção adequada dos operadores e

excesso de calor ambiental em que os operadores ficam expostos.

5.4.4 Limpeza dos maçaricos.

1 - Suporte onde são colocados os maçaricos que precisam de limpeza.

Figura 5.96 – Suporte com diversos maçaricos que serão limpos posteriormente

Este suporte é utilizado para se colocar os maçaricos das quatro unidades, sendo que

não são todos removidos ao mesmo tempo, mas através de uma programação, para evitar um

acúmulo muito grande de maçaricos que precisam de limpeza.


146

2 - Local onde é realizada a limpeza dos maçaricos.

Figura 5.97 – Área coberta própria para realização da limpeza dos maçaricos das caldeiras

3 - Armário com ferramentas usadas na limpeza dos queimadores.

Figura 5.98 – Armário onde são guardadas as ferramentas utilizas na limpeza dos maçaricos

Este armário é o local onde são guardadas as ferramentas utilizadas na limpeza dos

queimadores e será transferido para o galpão novo visto na figura 5.98.

Figura 5.99 – Ferramentas utilizadas pelos operadores para limpar os maçaricos


147

Na figura 5.99, estão algumas ferramentas utilizadas para fazer a limpeza, há também

um sistema de ar comprimido para que seja feita a sopragem interna e externa do

queimadores, para garantir sua limpeza.

4 - Bancada de limpeza dos maçaricos.

Figura 5.100 – Bancada onde são apoiados os maçaricos para que seja realizada a tarefa de limpeza

Figura 5.101 – Morsa utilizada para fixar o maçarico na bancada

As fotografias mostram a bancada onde é realizada desmontagem e limpeza dos

queimadores. Antes de ir para bancada o queimador fica de molho numa bandeja contendo

óleo diesel.


148

5 - Processo de desmontagem de um maçarico.

Figura 5.102 – Chave usada para afrouxar o bico do maçarico

Figura 5.103 – Desmontagem manual das peças do maçarico

Figura 5.104 – Detalhe das peças do bico de um maçarico

Na seqüência de fotografias podemos observar a desmontagem do queimados e ver que

o mesmo é constituído de diversos componentes, que devem ser manuseados com certo

cuidado, pois deles depende uma boa queima do combustível.

Os maçaricos das unidades 3 e 4 são mais fáceis de limpar, pois tem apenas um furo

central que torna prática a limpeza e a montagem. Os maçaricos utilizados nas unidades 1 e 2

têm vários furos e é necessário obedecer a um padrão na montagem, onde envolve o

alinhamento do mesmo.


149

Um problema encontrado nesta operação é que a tarefa é realizada sem luvas, o

operador fica em contato direto com o óleo combustível.

6 - Suporte para maçaricos limpos.

Figura 5.105 – Operador colocando um maçarico limpo no suporte

Terminada a operação de limpeza dos maçaricos, este são colocados num suporte para

que fiquem disponíveis para o uso.

5.4.5 Verificação do sistema

Cabe ao operador circular toda a caldeira para fazer uma checagem no estado de

funcionamento dos equipamentos. Apesar de haver um monitoramento com alarmes no painel

de controle, este não detecta certos problemas que ficam a cargo do operador.


150

As atividades de verificação são: verificação no funcionamento das bombas, vazamento

de vapor, medidas de instrumentos, limpeza de bandejas dos queimadores, chama das

caldeiras, desobstrução da entrada do VTF e monitoramento de todo o sistema.

1 - Verificação no funcionamento das bombas.

Figura 5.106-Verificação do funcionamento das bombas através do movimento de seus eixos

A verificação do funcionamento das bombas é realizada observando se o eixo do motor

está girando. Durante o dia não há muita dificuldade para esta observação, o problema é à

noite, que devido a cor escura dos equipamentos e do ambiente não é muito favorável a esta

tarefa, mesmo com o auxílio de uma boa lanterna utilizada pelo operador.

2 - Verificação de vazamentos de vapor.

Figura 5.107 - Exemplo de vazamento de vapor

Quando é encontrado um vazamento na tubulação, o operador avisa ao pessoal de

manutenção, se for um caso que só possa ser consertado com a parada da máquina, é colocado


151

uma etiqueta identificando o problema e é programado em função da manutenção geral do

sistema.

3 - Verificação na medida de instrumentos.

Figura 5.108-Instrumentos com dificuldade de leitura em função da falta do fator de escala

Todos os instrumentos observados, não possuem o fator de escala o que em alguns

casos dificulta bastante a leitura, causando perda de tempo na interpretação da mesma.

Figura 5.109-Lente do instrumento com obstrução de resíduos de cola

Há instrumentos com resíduos obstruindo a leitura e também com a lente sem

transparência adequada o que acaba causando dificuldade na leitura.

Outra dificuldade encontrada é o posicionamento de certos instrumentos que ficam

localizados em local de difícil acesso, obstruído por tubos e equipamentos do sistema.

4 - Limpar as bandejas dos queimadores.


152

Quando um queimador e retirado, normalmente há sobras de óleo combustível, que e

aparado por uma bandeja, que depois da operação dever ser limpa.

5 - Verificação da chama das caldeiras.

Figura 5.110 - Visualização da chama próximo aos queimadores

Figura 5.111 - Outro ponto de visualização da chama na fornalha

Esta operação é realizada com muita brevidade em função da temperatura em que o

operador fica exposto, apesar de haver um sistema de ventilação da janela, a temperatura é

uma séria restrição.

Outro problema é a postura assumida por causa da posição das janelas que ficam em

locais de difícil acesso.


153

6 - Desobstruir a entrada do VTF (Ventilador de Tiragem Forçada).

Figura 5.112 - Destaque do plástico que estava na entrada do VTF

O operador deve verificar se não há objetos ou insetos obstruindo a entrada do VTF,

além de verificar o nível de óleo nos mancais.

Nota: o pedaço de plástico encontrado na entrada do VTF figura 5.112, é na verdade

lixo, que foi descartado na própria usina, mas especificamente na área das caldeiras e que foi

sugado pelas correntes de ar existente no local. Na área externa das caldeiras há apenas duas

lixeiras, uma para cada duas caldeiras, conforme podemos ver na figura 5.113, e estão

localizadas no pavimento térreo do prédio da usina.

Figura 5.113 - Lixeira utilizada pelos operadores das unidades 1 e 2


154

7 - Monitoramento de todo o sistema.

Figura 5.114-Verificação do funcionamento de alguns equipamentos através do tato

Para verificação do sistema, o operador deve colocar a mão, para saber se há saída de

ar, indicando o funcionamento normal, porém se houver sucção há problemas no sistema. Este

método não é muito confiável, pois depende basicamente da sensibilidade do operador.

Qualquer anormalidade no sistema deve ser notificada ao chefe de turno para que sejam

tomadas as medidas necessárias para correção do problema.

8 - Local de descanso do operador.

Figura 5.115 - Ponto de descanso e anotações do operador

Local onde são anotadas as ocorrências realizadas no turno de serviço.


155

5.5 Quadro de formulação dos problemas

Este quadro representa o parecer ergonômico apresentando os problemas encontrados e

sugestões de melhorias preliminares, neste quadro incluem-se também:

• A classe do problema para categorizar o mesmo;

• O problema em si;

• Os constrangimentos da tarefa – que atuam sobre o operador, mas que podem

atingi-lo indiretamente;

• Custos humanos do trabalho – que são as conseqüências físicas e/ou psíquicas

dos constrangimentos – doenças, dores, estresse;

• As disfunções do sistema – que são as conseqüências para a produtividade e

qualidade do sistema de trabalho, resultantes dos constrangimentos da tarefa e

custos humanos;

• As sugestões preliminares de melhoria – que são propostas verbais, ainda

incipientes, para soluções dos problemas e atendimento aos requisitos do

sistema;

• As restrições – que são elementos presentes no ambiente do sistema que

impedem que os problemas sejam solucionados, no caso uma das maiores

preocupações para realização das sugestões são os custos.

5.5.1 Diagnóstico ergonômica

Período de troca dos queimadores é de aproximadamente uma a duas vezes por

semana e seu tempo de limpeza é em média 30 minutos.

O curso básico para treinamento dos operadores é de 140 horas e é realizado na

própria empresa. Mais um curso específico de 70 horas.

Os operadores são contratados por uma empresa terceirizada e possui cinco equipes,

chamada de equipe A, B, C, D e E. A empresa chama-se RJ ENGENHARIA E COMÉRCIO

LTDA.

O turno de trabalho de cada equipe está organizado da seguinte forma:


156

Oito horas de trabalho, oitos horas de folga, seis horas de trabalho, oito horas de folga,

dez horas de trabalho e setenta e oito horas de folga. Este horário permite que sejam

alternados as cinco equipes e mantém o operador descansado para os turnos de trabalho.

O trabalho dos operadores é supervisionado por um chefe de turno que é funcionário

da Manaus Energia.

Os equipamentos de trabalho são fornecidos pela empresa contratada, mas no requisito

segurança, a fiscalização é realizada pela Manaus Energia. Através dos dados coletados nas análises dos procedimentos, resumidos nos quadros

de formulação dos problemas, podemos destacar as principais observações operacionais

levando em consideração a viabilidade para fazer as recomendações ergonômicas.

5.5.2 Recomendações ergonômicas

1) Reposicionar a válvula de atomização do ignitor, pois facilita e agiliza sua

operação, conforme podemos observar na figura 5.20.

2) Reposicionar a válvula de bloqueio do PCV-2, pois conforme podemos verificar,

sua altura é inadequada para manobra. O ideal é que sua altura fique em torno de

120cm (figura 5.29).

3) Adicionar outro manômetro próximo à válvula de admissão de vapor, pois na

atual situação o operador faz esforço desnecessário, atrasando a realização da

tarefa (figura 5.49).

4) Ao operar válvulas com vazamento de vapor, utilizar proteção para evitar

queimaduras (figura 5.55).

5) Retirar os painéis e dimensionar a instalação elétrica em caixas compactas, que

podem ficar fixadas na própria estrutura já que esta sustenta uma passarela útil

ao sistema. Com isso se resolve também o problema da drenagem dos coletores

já que a válvula é obstruída por um destes painéis (figuras 5.10 e 5,56).

6) Manter o piso seco na área próxima ao painel para evitar um acidente caso o

operador esteja molhado e tente manobrar os comandos do painel (figura 5.57).

7) Utilizar no momento da sopragem de fuligem uma máscara que pode ser a

mesma usada por marceneiros para evitar a inspiração de partículas que possam

ser danosas à saúde.


157

8) Para a operação de lavagem dos filtros, seria necessário desenvolver um sistema

que pudesse transportar com certa comodidade todos os acessórios, inclusive o

óleo diesel, acabando com o uso de baldes e organizando a tarefa. Facilitaria

também o transporte do óleo usado até o recipiente de coleta (figuras 5.68, 5.69,

5.70, 5.71, 5.72, 5.76, 5.77 e 5.78).

9) Para a operação de retirada da tampa do filtro seja ele com porcas ou com fuso

central, padronizar as ferramentas e reeducar os operadores para que sejam

aplicadas de forma correta. O sistema que pode ser desenvolvido para o

transporte dos acessórios de limpeza dos filtros pode também ter um espaço para

guardar as ferramentas utilizadas no trabalho com os filtros.

10) O operador deve trabalhar protegido com luvas de borracha semelhante as que

são usada por lavadeiras, porém de ser resistente e impermeável ao óleo diesel.

Isso evitará que o operador trabalhe em contato direto com o óleo diesel (figuras

5.68, 5.69, 5.70, 5.77 e 5.78).

11) Construir um abrigo próximo aos filtros das unidades 1 e 2 para evitar atrasos da

tarefa em caso de chuva ou sol muito forte (figura 5.73).

12) O operador deve utilizar um mangote ou bata de proteção, além de máscara de

proteção para evitar acidentes durante a retirada de maçaricos dos queimadores

(figuras 5.79, 5.80 e 5.89).

13) Colocar sistema de exaustão para que seja ligado no momento de se realizar as

operações próximas às caldeiras. Este sistema pode garantir a circulação de ar,

melhorando o conforto térmico do ambiente de trabalho (figuras 5.85 e 5.86).

14) Dimensionar e anexar um suporte próprio para o ignitor utilizados nas unidades

1 e 2, para evitar acidentes (figura 5.84).

15) Armário com ferramentas, próximo a cada caldeira para evitar atraso da tarefa

em caso de emergência (figura 5.87).

16) Reservar um local no mezanino inferior para que sejam colocados ou extraídos

com facilidade os queimadores de reserva.

17) Também reservar um local no mezanino superior, acrescentando um abrigo para

os mesmos não sejam molhados em caso de chuva.

18) Utilizar no momento da limpeza dos queimadores luva de algodão, para evitar o

contato direto com óleo diesel ou óleo combustível. As luvas podem ser a mesma

usada por mecânicos (figuras 5.102, 5.103 e 5.104).


158

19) Poderia ser instalado nos motores um sistema de sinalização visual, que pode ser

uma lâmpada piloto, indicando que o motor está energizado, portanto em

funcionamento.

20) Para instrumentos de medida como manômetros, termômetros e etc., de

preferência padronizar as unidades de medida, e em alguns casos em que houver

dificuldade na interpretação da escala, colocar uma etiqueta com o fator de

escala, semelhante ao que é usado em paquímetros.

21) Para uma boa visualização dos instrumentos manter sempre limpo e em

condições de leitura o visor dos mesmos.

22) Para verificação da chama recomenda-se a utilização de um periscópio que deve

ser desenvolvido para encaixar nas janelas de observação das caldeiras, e o

mesmo deve de preferência possuir um filtro translúcido para reduzir a

intensidade da luz da fornalha.

23) Colocar lixeiras em locais estratégicos para evitar que lixo da própria usina seja

levado para o interior das fornalhas das caldeiras.

5.6 Considerações finais

Considerando a complexidade das instalações da usina termelétrica de Mauazinho,

Usina 2 da Manaus Energia, vários parâmetros analisados, tais como execução de tarefas de

controle de instrumentação, e realização de manutenção, incorreram em dificuldades de

registro e análise dos problemas encontrado no levantamento de campo.

Observou-se adaptações em processos de execução de tarefas que trazem desconforto

para os operadores, logo incorrendo em ineficácia nos resultados almejados. Além dos

elementos indicados, as variáveis de operacionalização da usina em turnos diferentes

conduziram na necessidade de prolongamento no fechamento das análises desta etapa do

projeto, além do que a condução de resultados diferenciados dos padrões esperados pelo

estudo da ergonomia resultaram no incremento de tempo de obtenção de conclusões

satisfatórias.

Portanto, em face da diversidade de subsistemas da Usina 2, associado com os

problemas descritos nesta etapa, há corroboração da continuidade da atividade de verificação

da interface homem/máquina, com destaque pela avaliação ergonômica das atividades

desenvolvidas pelos operadores da usina. Assim, é recomendável a permanência desta etapa

até a finalização do projeto.


6. Análise do Processo de Injeção do Combustível

A verificação do processo de combustão é uma das atividades a serem levantadas pelo

projeto. Dado a complexidade do assunto focou-se as ações no estudo dos mecanismos de

spray dos queimadores das máquinas da Usina 2.

No relatório quadrimestral 1 foi apresentado o aparato laboratorial que estará

realizando a verificação dos queimadores das caldeiras da Usina 2, além da função dos

equipamentos e ensaios a serem realizados. Em conformidade com a proposta do projeto

encontra-se em fase de finalização a parceria de trabalho entre UFAM e o Instituto de

Pesquisas Tecnológicas de São Paulo – IPT para a análise do desempenho dos queimadores,

em termos de spray.

No dia 14/09/2004 uma equipe do projeto TERMA, em conjunto com o representante

do IPT, apresentaram para a equipe técnica da Usina 2 as ações a serem efetivadas nesta etapa

do projeto, bem como levantando na usina, parâmetros de destaque para as simulações em

bancada.

O presente item do relatório realiza a apresentação teórica do processo de injeção do

combustível nas caldeiras, fundamentalmente verificando a eficiência da ação de formação da

dispersão do combustível em partículas cada vez menores, e tendo como objetivo alcançar

melhor desempenho na combustão.

6.1 Nebulização do combustível

O propósito principal do processo de nebulização do combustível é a divisão do

líquido em gotas de menor tamanho possível, gerando um fino ‘’spray’’ (5 µm < d < 500 µm).

A divisão proporciona um aumento significativo da área de contato entre combustível e

comburente e como decorrência um aumento nas taxas de evaporação e combustão que

ocorrem na interface líquido-gás.

Para melhor noção, toma-se como exemplo hipotético a divisão de apenas uma gota de

diâmetro inicial D igual a 1 cm em N gotas, todas com mesmo diâmetro final d igual 100 µm,

então:


N

D

dDd

gotas= = =

π

π

3

3

3

366

6

10 (1)

Portanto, com a divisão serão geradas 106 gotas a partir de uma única gota. A razão de

áreas superficiais do spray em relação à área da gota será:

spraygota

NdD

= =2

2210 (2)

Ou seja, para o mesmo volume de líquido, com a divisão obtém-se uma área de cerca

de cem vezes maior. Num caso real, onde se produz um spray de diferentes diâmetros de

gotas, é possível dividir um volume de 1 cm3 de líquido em 107 gotas, ou ainda: 1 kg óleo

combustível se expandido em gotas com área superficial total de até 120 m2.

Para isso utilizam-se diferentes princípios e dispositivos desenvolvidos e aplicados aos

diferentes combustíveis (querosene, diesel, óleo combustível, etc.) e equipamentos (caldeiras,

fornos, estufas, etc.) onde são empregados.

6.2 Mecanismos de formação de sprays

Seja qual for o princípio ou dispositivo utilizado, o processo de nebulização ocorre

quando se obtém à saída do bocal através do qual o líquido é injetado, uma película fina de

espessura da ordem de micra (µm). Esta película logo em seguida, torna-se instável

rompendo-se em gotas e placas, sendo que estas últimas, sob a ação da tensão superficial,

adquirem a forma de gotas aproximadamente esféricas. Estes fenômenos ocorrem durante

frações de segundo, logo após o líquido deixar o bocal.

A Figura 6.1 ilustra o processo de formação de um spray ideal obtido a partir de um

jato de água plano escoando em regime laminar. Observa-se que na expansão da película

ocorrem oscilações na superfície que, à medida que a película se expande provoca a

desintegração da mesma formando ligamentos. Estes ligamentos tornam-se instáveis

rompendo-se em segmentos, que sob a ação da tensão superficial, assumem a forma esférica.


.

Figura 6.1 – Fotografia de um spray plano de água em regime laminar

A Figura 6.2 mostra um dos modelos físicos que é considerado no estudo dos

mecanismos de desintegração da película.

.

Figura 6.2 – Modelo físico idealizado do mecanismo de desintegração de um jato plano

A desintegração da película à saída do bico injetor ocorre devido aos seguintes

mecanismos:

• devido às forças de contração exercidas pela tensão superficial que se opõe à

expansão da película;

• devido ao dobramento da película em finas camadas, que se rompem formando

plaquetas que em seguida assumem a forma esférica;


• devido à perfuração da película causada pela oscilação de pressão do meio

ambiente onde estão se desenvolvendo; e

• desintegração do jato causado por cisalhamento na interface líquido gás, que age a

partir do momento em que este deixa o bico.

As gotas que constituem o “spray” real, na sua trajetória, até entrarem em combustão,

estão sujeitas a desintegrações devido a colisões entre si, à fricção, à ação da própria tensão

superficial, ao movimento turbulento originado no interior do “spray”, bem como à

coalescência de gotas. A Figura 6.3 ilustra o aspecto de dois “sprays” reais, onde se pode

observar comportamentos distintos no que se refere à distância do bocal onde se dá a

desintegração da película.

Figura 6.3 – Nebulização de glicerina em bocal de nebulização por pressão de líquido

6.3 Caracterização de sprays

O “spray” obtido no processo de nebulização é caracterizado pela sua configuração

espacial (comprimento, largura e ângulo sólido), pela distribuição do líquido na seção

transversal do “spray”, pelo diâmetro médio das gotas e pela uniformidade de tamanho das

mesmas. Estas contribuem para a definição das características da chama obtida (comprimento,

largura, estabilidade, perfil de temperaturas, etc.).


As características do “spray” são fortemente dependentes da geometria interna do

bocal nebulizador, das propriedades do líquido e do meio onde é descarregado. Na Figura 6.4

está representado um modelo físico do mecanismo de formação de um “spray”, com os fluxos

de ar que se estabelecem na região onde ocorre a nebulização.

Figura 6.4 – Características gerais de um spray

Observa-se que o escoamento do líquido com alta velocidade induz recirculações

(internas e externas) que alteram a própria configuração do “spray”. O ângulo correspondente

do “spray” não coincide com o ângulo do jato que deixa o bocal. Desta forma, as condições

do ambiente na região onde se desenvolve tem papel fundamental nas suas características.

Dentre as citadas a que melhor caracteriza a qualidade do processo de nebulização é o

diâmetro médio das gotas obtido. Ao diâmetro médio da gota, como será verificado item a

seguir, estão condicionados entre outros, os ritmos de evaporação e combustão, bem como a

formação de resíduos não queimados, e como decorrência destes a eficiência global do

processo de combustão.

O diâmetro médio de gota pode ser determinado utilizando-se qualquer uma das

expressões abaixo, onde ni é o número de gotas com diâmetro di.

dndnmi i

i

= ∑∑

; (média aritmética) (3)


dndnmvi i

i

=

∑∑

313

; (v, volume das gotas) (4)

dndnmsi i

i

=

∑∑

212

; (s, área superficial das gotas) (5)

3

4

ii

iimg dn

dnd

∑∑= ; (g, massa das gotas) (6)

dndndm

i i

i ivs

= ∑∑

3

2 ; (v/s, relação volume/área superficial da gota) (7)

Destas expressões a última, (7), é geralmente a mais utilizada para caracterizar um

‘’spray’’, e tem o seguinte significado físico: valor do diâmetro das gotas de um “spray”

teórico, que possua o mesmo volume por unidade de área superficial do “spray” real; dmvs é

denominado SMD (“Sauter Mean Diameter”).

A Figura 6.5 mostra como pode ser representada a distribuição de tamanho de gotas de

um determinado “spray”, a partir de medições de numero de gotas de determinada faixa de

tamanho de gotas.

Figura 6.5 – Representações típicas de distribuição de tamanho de gotas


Existem expressões empíricas com as quais é possível determinar o diâmetro médio de

gota a partir das propriedades do líquido (tensão superficial, viscosidade, densidade), das

condições de operação (pressão de injeção do líquido e do meio ambiente), desenvolvidas

para um determinado tipo de bocal nebulizador.

A restrição à utilização de expressões empíricas, é que elas se aplicam somente para os

casos semelhantes àquele experimental a partir do qual foram determinadas. No entanto a

análise ponderada de cada um dos termos das expressões permite verificar os efeitos dos

vários fatores que intervêm no processo de nebulização.

6.4 Princípios de nebulização

Os vários princípios e dispositivos de nebulização utilizados industrialmente,

geralmente são classificados segundo a fonte de energia utilizada para a injeção do líquido

através do bocal, e são divididos em três princípios fundamentais, quais sejam: por pressão de

líquido; com fluido auxiliar ou pneumática (ar ou vapor); híbridos ou combinados (de pressão

de líquido e pneumática) e mecânica com copo rotativo.

Outros princípios e dispositivos existentes alternativos a estes como: choque de jatos,

ultrasom, vibrações não serão tratados aqui, porque ainda não tem utilização industrial

significativa, não merecendo maior atenção neste momento.

A utilização de um ou outro processo para nebulização do combustível depende das

características físicas do líquido, das disponibilidades de energia e de fluidos auxiliares, bem

como do equipamento onde está acoplado o queimador, devendo-se levar em conta muitas

vezes critérios econômicos (custo de energia elétrica, de vapor e ar comprimido) no momento

da escolha do tipo mais adequado à uma aplicação.

6.4.1 Nebulização por pressão de líquido

Bocais de simples orifícios

A película à saída do bocal neste caso é obtida mediante a injeção do líquido sob

pressões relativamente elevadas, 20 a 60 kgf/cm2 em alguns casos mais elevadas, através de

bocais de pequenas dimensões, portanto, a altas velocidades.


A formação e desintegração da película à saída do bocal, dependem essencialmente

dos seguintes fatores: das características geométricas do bocal injetor; da pressão de injeção

do líquido; das propriedades físicas do líquido (viscosidade, tensão superficial) e da pressão

do meio em que está sendo injetado.

Podem ser obtidos sprays de diversos formatos, desde o mais simples, que é o caso do

bocal constituído de um simples orifício, através do qual o líquido é descarregado na forma de

um jato cilíndrico, que expande na forma de cone cheio, Figura 6.6 (a), de um cone oco,

Figura 6 (b), ou ainda na forma de uma película que se expande radialmente, Figura 6 (c). A

desintegração da película em gotas ocorre a certa distância do orifício de descarga,

dependendo do tipo de orifício e das condições de descarga.

Figura 6.6 – Bocais do tipo simples orifício

No caso de bocais de simples orifício a vazão é proporcional à raiz quadrada do

diferencial de pressão do líquido entre montante e jusante do orifício segundo a seguinte

equação:

( )21

2 2 LLoDL PACm ∆= ρ (8)

onde, mL: vazão mássica de líquido [kg/s];

CD: coeficiente de descarga do orifício;

Ao : área transversal do orifício de descarga[m2];

ρL: densidade do líquido [kg/m3];

∆PL: diferencial de pressão do líquido [Pa];


O valor de CD mantém-se constante para número de Reynolds acima de 10.000,

assumindo valores que dependem exclusivamente da geometria do bocal como ilustrado na

Figura 6.7.

Na prática para um determinado orifício, mantendo-se constantes as propriedades do

líquido, a expressão pode se escrita da forma:

( )

V21

L CP

m=

∆ (9)

onde, CV : coeficiente de vazão do bocal.

Figura 6.7 – Várias formas de orifícios e correspondentes valores coeficientes de descarga: (a)

CD=0,625; (b) CD=0,87 para ß=20o, CD=0,775 para ß=60o ; (c) CD=0,85; (d) CD=0,865 para ß=11o 40;

(e) CD=0,625

Resultados de várias investigações experimentais demonstraram que o diâmetro médio

de gotas (Sauter Mean Diameter), varia na faixa de 90 a 200µ, dependendo de ∆PL segundo a

expressão abaixo:

71

3V

PCSMD

∆∝ (10)


Para injetores de óleo diesel em motores de combustão interna por exemplo a

expressão é bastante similar, levando em conta também as características do meio onde o

líquido é injetado:

(11) SMD V PA= −2330 0 121 0 131 0135ρ , , ∆ L

onde; ρA : densidade do ar (Kg.m-3);

V : vazão volumétrica (m3s-1);

∆P: pressão diferencial (Kgf m-2); e

SMD: diâmetro médio de gota (µm).

Bocais do tipo câmara de rotação (“Pressure Swirl”)

Neste tipo de bocal nebulizador o líquido é introduzido tangencialmente numa câmara

situada imediatamente à montante do orifício de descarga, deixando este na forma de ume

película que se expande na forma de um cone oco, vide Figura 6.8. Esta película, à medida

que se expande, tem sua espessura reduzida desintegrando-se à frente em gotas segundo os

mecanismos citados anteriormente, gerando uma névoa de gotas que constitui o “spray”.

Figura 6.8 – Bocal de nebulização por pressão com câmara de rotação.


A Figura 6.9 ilustra o desenvolvimento do spray à saída do bocal, identificando cinco

estágios diferentes que ocorrem na medida em que se aumenta a pressão de injeção do líquido

no bocal a partir de zero até a pressão de trabalho do bocal: em (a) a pressão é muito próxima

de zero; em (b) o líquido deixa o orifício na forma de um cilindro distorcido; em (c) forma-se

um cone junto do orifício que se contrai sob ação da tensão superficial (“cebola”); em (d) a

película (“tulipa”) rompe-se em gotas formando um “spray grosseiro” e finalmente em (e)

obtém-se o spray plenamente desenvolvido.

Aumento da pressão de injeção

(a) (b) (c) (d) (e)

Figura 6.9 – Estágios do desenvolvimento do spray com o aumento da pressão de injeção do líquido

Para estes tipos de bocais encontram-se na literatura expressões como a equação (12)

para o cálculo do coeficiente de descarga, demonstrando que neste caso este adimensional só

depende da geometria do bocal:

25,0

O

S5,0

OS

pD d

DdD

A35,0C

= (12)

onde: Ds : diâmetro da câmara de rotação;

do : diâmetro do orifício de descarga; e

Ap : área total dos orifícios de entrada da câmara de rotação.

Para bocais deste tipo, a seguinte expressão para estimativas do diâmetro médio de

gotas pode ser considerada como exemplo, dentre vários trabalhos experimentais divulgados:


(13) ( )SMD x m PL L L A= − −2 25 10 6 0 25 0 25 0 25 0 50 25

, , , , ,,

σ µ ρ∆

onde: SMD: diâmetro médio de gota (µm);

σ : tensão superficial do líquido (N/m);

µL : viscosidade do líquido (Ns/m2);

mL : vazão mássica de líquido (Kg/s);

∆PL : diferencial de pressão do líquido (Pa); e

ρA : densidade do ar (Kg/m3);

A Figura 6.10 ilustra o desenvolvimento da película no ambiente imediatamente à

saída de um bocal. Os gráficos da Figura 6.11 apresentam curvas de distribuição de tamanho

de gotas obtidas para um determinado bocal de nebulização por pressão de líquido, em que se

pode observar a influência de alguns parâmetros como: pressão de injeção de líquido,

propriedades do líquido e condições do meio onde é injetado.

Figura 6.10 – Aspecto do spray produzido por bocal por pressão de líquido


Figura 6.11 – Influência de variáveis na distribuição de tamanho de gotas em bocal de

nebulização por pressão


Em ambos os casos, bocal de simples orifício e com câmara de rotação, verifica-se que

a vazão de líquido varia com a raiz quadrada do diferencial de pressão do líquido. As

expressões empíricas de diâmetro médio de gotas indicam por sua vez, que a qualidade de

nebulização é fortemente influenciada pela pressão do líquido.

Como decorrência desta característica deste tipo de bocal, as relações entre as vazões

máximas e mínimas (“turn-down”) são relativamente baixas (1:1,5), frente aos outros

princípios, o que constitui séria restrição à aplicações com grandes variações de carga,

limitando à utilização em instalações que operam próximas à em regime contínuo.

A Figura 6.12 mostra a influência da pressão de injeção e da viscosidade do óleo no

aspecto visual do spray de um determinado bocal de nebulização por pressão de líquido.

Figura 6.12 – Aspecto visual de “spray” obtido com bocal de nebulização por pressão de líquido


As relações entre as vazões máximas e mínimas (“turn-down”) que permitem obter

resultados satisfatórios é da ordem de 1:1,5, limitando portanto a utilização em instalações

que operam em regime contínuo de carga, sem grandes variações de carga.

A Figura 6.13 mostra alguns bicos com dispositivos que permitem atuar sobre as áreas

de passagem em função de variações no consumo, com objetivo de ampliar a faixa de

capacidades destes bocais.

Figura 6.13 – Bocais nebulizadores por pressão direta de óleos reguláveis

Com a finalidade de ampliar a faixa de capacidades dos bocais de pressão direta de

óleo, foram desenvolvidos os chamados de nebulização por pressão com retorno. Consiste

basicamente de alimentar-se o bocal com vazão de líquido maior do que a consumida, fazendo

com que o excesso que não foi nebulizado retorne para uma linha de óleo de retorno, dotada

de válvula reguladora de pressão.


Desta forma mantém-se numa câmara de circulação de óleo a montante do orifício,

vazões de líquido que permitem garantir a manutenção das componentes tangenciais de

velocidades na entrada do orifício, mesmo com a redução da vazão de líquido nebulizado. As

variações de vazão de líquido são obtidas atuando-se sobre a válvula reguladora de pressão na

linha de retorno.

Nestes tipos de bocais é possível obter relações entre vazão mínima e máxima da

ordem de 1:3, podendo ser ampliada até 1:8 utilizando-se dispositivos como agulhas que

permitem regular os ângulos de cone dos jatos com a variação de vazão de líquido nebulizado.

A Figura 6.14 mostra bocais típicos de nebulização por pressão de óleo com retorno pelo tubo

central ou pela periferia e do tipo com agulha.

Figura 6.14 – Bocais nebulizadores por pressão de óleo com retorno e agulha de regulagem de ângulo de jato


Considerando que este princípio de nebulização, simplesmente por pressão de óleo,

seja por pressão direta ou com retorno, requer pressões elevadas variando na faixa de 14 a 60

kgf/cm2, as dimensões dos orifícios de passagem no bocal são reduzidas, o que requer maiores

preocupações quanto a presença de sólidos e impurezas que podem obstruí-los. Além do que

requer maior precisão dimensional na construção e apresenta maior desgaste na operação.

Os excessos de ar de combustão mínimos que se obtém na queima de óleos

combustíveis residuais com bicos nebulizadores com este princípio é da ordem de 20 a 25%.

A faixa de pressão de óleo, geralmente encontrada, é de 14 a 30 kgf/cm2; no entanto existe

tendência para se operar com pressões de até 60 kgf/cm2 quando se pretende aumentar a faixa

de vazão e ter maiores recursos para controlar as características do jato obtido.

Este princípio de nebulização aplica-se a equipamentos que não sofrem grandes

variações de carga, para grandes consumos de óleo, pelo fato de que para vazões menores

seriam necessários orifícios de reduzidas dimensões.

Existem queimadores automáticos para pequenas capacidades que utilizam este

princípio. Em geral dispõe de dois bicos que funcionam simultaneamente ou independentes,

dependendo da vazão exigida, e são denominados monobloco, pois o ventilador, bomba e

lança porta-bicos nebulizadores constituem um só corpo, e presta-se para queima de óleos de

baixa viscosidade, podendo atingir no máximo a 10-15 cst. Em instalações de maior

capacidade pode-se chegar a viscosidades da ordem de 25 cst.

Nebulização com fluido auxiliar ou pneumática

Na nebulização com fluido auxiliar ou pneumática a injeção do líquido é feita com

pressões relativamente mais baixas do que na nebulização por pressão, com auxílio de um

fluido gasoso (ar ou vapor) que transfere quantidade de movimento ao líquido que está sendo

nebulizado. Neste tipo de nebulização os mecanismos descritos anteriormente para a

desintegração da película são desencadeados pelo fluido auxiliar, iniciando-se em muitos

casos, ainda no interior do próprio bocal.

Existem bocais em que a mistura líquido-fluido auxiliar é feita externamente ao bocal

nebulizador, como é o caso dos bocais da Figura 6.15. Em (a) o líquido deixa o orifício na

forma de um jato cilíndrico que se expande, entrando em contato com o jato de ar que é

introduzido no queimador com pressões máximas relativamente baixas, cerca de 0,16 bar. Em

(b) o líquido entra em contato com o fluido de nebulização já na forma de uma película.


(a)

(b)

Figura 6.15 – Bocais de nebulização com fluido auxiliar de baixa pressão e média pressão. 1 – líquido;

2 – ar; 3 – filme de líquido; 4 – borda de descolamento do filme

Nos bocais das Figuras 6.16 e 6.17 a mistura do fluido de nebulização com o líquido

ocorre no interior do bocal em diferentes configurações. O bocal da Figura 16 (c), usualmente

utilizado em caldeiras e fornos petroquímicos com óleos combustíveis, é denominado do tipo

“câmara de mistura” e opera geralmente com vapor como fluido auxiliar com pressões de até

15 bar. Observando fotografias de alta velocidade com modelos transparentes, foi proposto

que escoamento no interior deste tipo de bocal acontece como o esquema da figura 16.

Figura 6.16 - Bocais de nebulização com fluido auxiliar. 1 – líquido; 2 – ar/vapor; 3 – orifício de

líquido; 4 – orifício de ar/vapor; 5 – câmara de mistura; 6 – orifícios de descarga


Figura 6.17 – Modelo do escoamento interno em bocais do tipo câmara de mistura

O bocal da Figura 6.18 é conhecido como do tipo “Y-Jet”, tal como o do tipo “câmara

de mistura”, é também muito utilizado em queimadores de caldeiras e fornos com óleos

combustíveis pesados, operando com pressões máximas de vapor de nebulização e líquido de

cerca de 15 bar.

Figura 6.18 - Bocal nebulizador do tipo “Y-Jet”. 1 – líquido; 2 – ar/vapor; 3 – bocal; 4 – orifícios de descarga


Vários trabalhos experimentais foram realizados visando estabelecer relações

empíricas para previsão do diâmetro médio de gota. Wigg continuando experiências iniciadas

por Nukiyama e Tanasawa (1939) com bocais semelhantes aos da Figura 6.14, a obteve a

seguinte expressão:

MMD m mm

hL LL

AA R= +

− −20 10 5 0 1

0 50 1 0 2 0 3 10ν σ, ,

,, , , ,Uρ (14)

onde: MMD - diâmetro médio de gota abaixo do qual está 50% do volume do

líquido (m);

UR - velocidade do ar em relação ao líquido (m/s);

σ- tensão superficial do líquido(Kg/s2);

ρA - densidade do ar (kg/m3) ;

ν - viscosidade cinemática (m2/s);

mL - vazão em massa de líquido (kg/s);

mA - vazão em massa de ar (kg/s); e

h - diâmetro da câmara de mistura (mm).

Esta equação demonstra que o diâmetro médio de gota sofre grandes alterações com a

variação da velocidade relativa entre o fluido auxiliar e o líquido, UR. Em geral para um

determinado bico nebulizador, a velocidade relativa varia com a alteração na relação de vazão

de ar ou de líquido.

Quanto às propriedades do líquido, a viscosidade tem expoente 0,5 enquanto que a

tensão superficial expoente 0,2. Isto se explica pelo fato de que as forças de cisalhamento são

predominantes sobre as forças devido à tensão superficial o que geralmente acontece quando

se tem escoamento com grandes gradientes de velocidades como acontece na interface entre o

fluido auxiliar e o líquido.

Segundo a equação (14), as dimensões geométricas quando alteradas não devem

interferir significativamente na espessura da película, já que h tem expoente igual a 0,1.

Mullinger e Chigier fizeram trabalhos experimentais utilizando métodos fotográficos em

modelo transparente de bocal nebulizador do tipo “Y-Jet”, conforme mostrado na Figura 6.18,

visando determinar as variáveis que interferem no processo de nebulização.


Figura 6.18 – Modelo do processo de nebulização em bocal do tipo “Y-Jet”

Neste modelo o líquido é injetado lateralmente no interior de uma câmara de mistura,

enquanto que o fluido auxiliar, ar comprimido ou vapor, é introduzido pelo centro com

velocidade sônica. Observou-se que o líquido forma um filme anular nas paredes da câmara,

com o jato central escoando com alta velocidade.

A nebulização inicia-se no interior da câmara de mistura, mas a maior porção do

líquido emerge do bocal ainda sob a forma de uma fina película. Esta película desintegra-se

em plaquetas e subseqüentemente em gotas, processo que ocorre até uma distância de

aproximadamente 50 vezes o diâmetro do bocal.

Considerando o escoamento bifásico a montante do orifício de descarga, desprezando

a parcela de pequenas gotas dispersas no gás, a película de óleo é admitida na entrada do

orifício com velocidade mais baixa do que o gás (ar ou vapor), que transfere quantidade de

movimento por difusão turbulenta na interface líquido-gás, conforme esquema da Figura 6.19.


VAPOR / AR

ÓLEO

ÓLEO

A B Figura 6.19 –Modelo de escoamento a montante do orifício de descarga

Em regime permanente a vazão mássica de óleo é dada por ρoVo Aanular , ρo é

densidade do óleo; Vo é a velocidade média de escoamento da película de óleo e Aanular é área

da película na respectiva seção.

Se VoB > VoA , então Aanular B < Aanular A , ou seja a espessura da película se reduz. No

processo de transmissão de quantidade de movimento do gás para o líquido, a viscosidade do

óleo é o coeficiente de proporcionalidade entre a tensão de cisalhamento e o gradiente de

velocidade no perfil de velocidade na película de óleo. Portanto, quanto menor a viscosidade

do óleo, menor será a resistência oferecida à aceleração da película, como decorrência menor

a espessura desta à saída do orifício de descarga, e menor será o diâmetro das gotas geradas a

partir de sua ruptura.

Ao deixar o bocal a película se expande, reduzindo progressivamente a espessura, até

se iniciar o processo de rompimento em ligamentos. Nesta fase a tensão superficial, atua no

sentido de resistir à deformação da superfície livre do líquido. Quanto maior a tensão

superficial do líquido, maiores serão os diâmetros médios das gotas formadas.

Os resultados obtidos no modelo de Mullinger para previsão do diâmetro médio de

gotas foram bastante próximos dos previstos pela expressão proposta por Wigg. A Figura 6.20

mostra significativa redução do diâmetro médio de gota com o aumento da razão ar/líquido,

havendo, no entanto um valor limite para cada vazão de líquido acima do qual já não

apresenta variações.

As curvas da Figura 6.21 mostram também que para uma determinada relação

ar/líquido, o diâmetro médio de gota diminui com o aumento da vazão de líquido. Isto ocorre

pelo fato de que para manter a relação ar/líquido é necessário aumentar a pressão do fluido

auxiliar, portanto a densidade na câmara de mistura.


Figura 6.20 – Variação do diâmetro médio de gota com a razão ar/líquido

Em 1978, Lefebvre concluiu que nos casos onde relações ar/líquido são pequenas, a

transferência de quantidade de movimento é insuficiente para superar as forças viscosas e as

de tensão superficial do líquido, que juntas se opõe à formação das gotas.

Figura 6.21 – Variação do diâmetro médio de gota com a razão ar/líquido e velocidade do ar no ponto de mistura


O aumento excessivo na vazão de ar pode, em alguns casos, pode não ser conveniente

economicamente, e nestes casos a menor quantidade de ar pode ser compensada por

velocidades mais elevadas, acelerando-o na região onde se mistura com o líquido. A Figura

6.21 ilustra a influência da velocidade do ar no diâmetro médio de gota.

Quanto às propriedades do líquido verifica-se que as forças viscosas tendem a resistir

à deformação das plaquetas em gotas, e este processo continua ocorrendo nas regiões de baixa

velocidade. A Figura 6.22 mostra que, com líquidos mais viscosos o diâmetro médio de gota é

maior.

Figura 6.22 – Influência das propriedades do líquido no diâmetro médio de gota


A tensão superficial do líquido tende a impedir a nebulização, resistindo aos distúrbios

na superfície do líquido, opondo-se à formação de ondas na superfície e impedindo o

rompimento da película em plaquetas. A Figura 6.22 mostra também a variação do diâmetro

médio de gota com a tensão superficial do líquido.

Trabalhos mais recentes desenvolvidos por Graziadio, com bocais do tipo “Y-Jet” para

óleos ultraviscosos, consideram o modelo desenvolvido por Lefebvre, admitindo que o

diâmetro médio de gota pode ser expresso segundo a equação geral (15).

[ ]

++= βα−

ALR11Z.BWe.A

DD

c

g (15)

onde, Dg: diâmetro médio de gota (µm);

Dc: diâmetro do orifício de descarga do bocal (µm);

ALR (“air-liquid rate”): relação mássica fluido de nebulização – líquido;

Z e We: números adimensionais, de Ohnersorge e de Weber respectivamente; e

A, B, α e β: coeficientes dependentes exclusivamente da geometria do bocal.

O adimensional We é calculado pela seguinte relação:

WeV Dr a c a v= , ,

2 ρ

τ (16)

onde, ρa,v : densidade do gás no ponto de mistura dos dois fluidos (kg/m3);

τ : tensão superficial do líquido (kg/s2); e

Vr,a : velocidade relativa gás-líquido no ponto de mistura (m/s).

O adimensional Z, é calculado pela seguinte relação:

ZD

o

c o=

µτ ρ

2

(17)


onde, µo : viscosidade do líquido (kg/m.s); e

ρo : densidade do líquido (kg/m3).

A partir de experimentos em bancada de nebulização, Graziadio obteve valores de α e

β = 0,5. Os valores A e B podem ser determinados a partir de testes em laboratório, em

condições operacionais distintas e assim obter uma equação do diâmetro médio de gota para

um determinado bocal nebulizador, ou ainda estender este modelo para outros tipos de bocais,

p. ex. câmara de mistura, e pré-filme.

Conforme já previa também a expressão de Wigg, o diâmetro de gota é fortemente

dependente de ALR (kg ar/vapor por kg de líquido) e da velocidade relativa gás-líquido no

ponto de mistura.

Os gráficos das Figuras 6.23 e 6.24 apresentam a variação do diâmetro de gota como

função de We e da vazão de vapor de nebulização, para diferentes valores de viscosidade e

vazão de óleo obtidos com um bocal do tipo “Y-Jet”. São resultados obtidos na Estação de

Avaliação de Sprays Combustíveis do IPT com um bocal nebulizador de uma caldeira do tipo

aquatubular de 27 t/h de capacidade, simulando operação com óleo combustível do tipo A3 e

A4 a temperatura de 150 oC (30 cSt) e 160 oC (50 cSt) respectivamente.

Bocal: "Y-Jet"

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000We

Diâm

etro

méd

io d

e go

ta S

MD

[mic

ra]

vazão de óleo=560 kg/h; 30 cSt




Figura 6.23 – Diâmetro médio de gota como função de We


Bocal: "Y-Jet"

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 50 100 150 200 250 300

Vazão de vapor no bocal [kg/h]

Diâ

met

ro m

édio

de

gota

- SM

D

[mic

ra]





Figura 6.24 – Diâmetro médio de gota como função da vazão de vapor de nebulização

Constata-se que, para uma determinada geometria do bocal, a qualidade de

nebulização é fortemente dependente dos valores de We, essencialmente: Vr,a e ρa,v que são

decorrentes das condições (pressão e temperatura ) de injeção do vapor de nebulização, uma

vez que a tensão superficial do óleo permanece praticamente constante nesta faixa de

temperatura. Observa-se que o diâmetro médio de gota tende a ser assintótico à medida que

aumenta a vazão de vapor e como decorrência o valor de We.

Alguns fabricantes de queimadores propõem configurações de bocais alternativas às

do tipo convencionais “Y-Jet”. O objetivo é reduzir assimetrias na distribuição de tamanho de

gotas na seção transversal do jato à saída do orifício de descarga como mostra a Figura 6.25.

Figura 6.25 – Configuração do jato à saída do bocal “Y-Jet” convencional e do alternativo


As Figuras 6.26 e 6.27 mostram dois exemplos de bocais diferentes concebidos com

tais propósitos, denominados genericamente “F-Jet” e “STFA”. Segundo a literatura, é

possível obter com o bocal do tipo “F-Jet” reduções de até 30% no diâmetro médio de gota

em relação ao bocal do “Y-Jet” operando em condições semelhantes.

Figura 6.26 – Bocal alternativo tipo “F-Jet”

Figura 6.27 – Bocal alternativo tipo “STFA” (Multi-ported symetric two-fluid atomizer)

Em ambos os casos a diferença de desempenho no processo de combustão em relação

aos bocais convencionais, é atribuída principalmente ao padrão de escoamento que se

estabelece à saída do bocal, proporcionando melhores condições de mistura entre combustível

e comburente já a partir do orifício de descarga do bocal.


De nebulização com fluido auxiliar de alta pressão

Os queimadores que se utilizam os bocais descritos acima podem ser classificados

com de nebulização a vapor/ar comprimido de alta pressão, 3 a 15 kgf/cm2.

Nestes queimadores os diferentes tipos de bocais nebulizadores são montados na

extremidade de uma lança com tubos concêntricos onde são introduzidos o óleo com pressões

que variam de 1,5 a 15 kgf/cm2, e o vapor ou ar comprimido com pressões de 1,5 a 2,0

kgf/cm2 acima da pressão do óleo. O óleo é introduzido na lança pelo tubo central ou pelo

espaço anular periférico, atinge a extremidade passando por orifícios que o conduz ao bocal

nebulizador onde se mistura com vapor ou ar comprimido introduzido pelo tubo externo ou

pelo espaço periférico entre os dois tubos.

Figura 6.28 – Configuração típica de uma lança porta bocal.

Com este tipo de nebulização é possível obter faixas de variação de vazão de cerca de

1:10, sensivelmente maiores do que na nebulização por pressão de óleo, além do que é

possível atuar com maior facilidade nas características da chama, assegurando-se a forma do

jato quando mantida constante a diferença de pressão entre o óleo e o fluido auxiliar.

A nebulização com vapor é particularmente interessante para óleos combustíveis

residuais de densidade e viscosidades elevadas, auxiliando inclusive no seu aquecimento,

podendo reduzir as temperaturas de preaquecimento do óleo a montante do queimador, além

do que o vapor requer, menos manutenção e limpeza, devido à sua ação detergente, não

permitindo o acúmulo de depósitos nos orifícios.

O consumo de fluido auxiliar pode variar na faixa de 10 a 30% em massa do óleo,

sendo geralmente menor quando se utiliza vapor, vide Figura 6.29.


Figura 6.29 – Bocais nebulizadores com vapor/ar a alta pressão

Estes queimadores são utilizados mais freqüentemente em caldeiras, tanto do tipo

flamotubular quanto aquatubular, numa larga faixa de capacidades. Permitem obter, quando

em boas condições e bem operados, excessos de ar da ordem de 5 a 10%.

Apresentam a desvantagem de consumir vapor, reduzindo a disponibilidade da

caldeira, e aumentam a pressão parcial do vapor d’ água nos gases de escape, aumentando a

possibilidade de condensação de ácido sulfúrico nas chaminés.

Aplicam-se a combustíveis com viscosidades na faixa de 10 a 40 cst e vazões de

combustível na faixa de 50 a 3000 l/h.

De nebulização com fluido auxiliar de média pressão

Estes queimadores diferenciam-se dos anteriores apenas pelos níveis mais baixos de

pressão de fluido auxiliar, de 0,5 a 2,0 kgf/cm2, utilizando-se em geral ar comprimido ou

vapor d’água como fluido auxiliar.


Utiliza-se este tipo de bocal para queima de destilados leves, para pequenas

capacidades, desde 1 kg/h, quando se deseja chamas curtas e luminosas no caso de

aquecimento localizado, a Figura 6.30 apresenta o formato deste bocal.

Figura 6.30 – Bocais nebulizadores com vapor/ar a média pressão.

De nebulização com ar a baixa pressão

Neste tipo de queimador o ar de nebulização juntamente com ar primário é fornecido

com pressões da ordem de 600 a 1400 mmca, e o óleo com pressões de 0,5 a 3 kgf/cm2. Neste

caso o ar utilizado para nebulização é parcela considerável do ar de combustão, cerca de 30%,

e permite obter excessos de ar mínimos da ordem de 30 a 45%.

Entre as várias configurações existentes, o princípio geral de funcionamento consiste

em introduzir o ar de nebulização no corpo do queimador que ao passar por dispositivos

internos (pás, venturis) é acelerado adquirindo quantidade de movimento tangencial

apreciável e que no contato com o véu de óleo injetado através de um bico, promove a sua

divisão em partículas. A parcela de ar denominada ar primário é introduzida também via

queimador, e mistura-se à névoa obtida junto ao bocal de saída do queimador, conforme

verifica-se na Figura 6.31.


Figura 6.31 – Queimador de nebulização a ar de baixa pressão.

O ar de nebulização e de combustão primário são fornecidos por ventiladores do tipo

centrífugo, com vazões que podem ser controladas por válvulas, independentes ou solidárias à

válvula de controle de óleo acionadas manualmente, ou atuadas por servomotores quando o

controle da combustão é automático.

6.4.3 Bocais nebulizadores híbridos

Existem bocais onde os dois princípios de nebulização, por pressão de líquido e com

fluido auxiliar, são combinados ou denominados híbridos. O bocal da Figura 6.32, por

exemplo, o líquido é injetado por uma câmara de rotação e a desintegração do jato produzido

por um bocal nebulizador do tipo câmara de rotação é assistida externamente por um jato de

fluido auxiliar (ar ou vapor).

Figura 6.32 – Bocal de nebulização por pressão de líquido com assistência de vapor


Este tipo de bocal geralmente é utilizado quando a vazão de líquido é bastante alta

(p.ex. 5 t/h de óleo), onde o diâmetro do orifício de descarga do líquido é da ordem de

centímetro, o que produziria gotas de diâmetros da ordem de milímetro. Neste caso a

desintegração da película assistida por jato de fluido auxiliar melhora significativamente a

qualidade do processo de nebulização.

As Figuras 6.33 e 6.34 mostram dois bocais híbridos, por pressão de líquido com

câmara de rotação e fluido auxiliar onde a mistura dos fluidos ocorre internamente ao bocal.

Segundo fabricante a utilização do bocal da Figura 6.34 permite reduzir a relação fluido

auxiliar/combustível, bem como nas emissões de óxidos de nitrogênio e material particulado

em relação ao bocal da Figura 6.33.

Figura 6.33 – Bocal de nebulização híbrido: por pressão de líquido e câmara de mistura

Figura 6.34 – Bocal de nebulização híbrido: por pressão de líquido e “F-Jet”


6.4.4 Nebulização com copo rotativo

Na nebulização com copo rotativo o líquido é depositado nas paredes internas de um

copo na forma de um tronco de cone. A película se forma na parede interna mediante a

rotação do copo, expandindo na medida em que, sob a ação da força centrífuga, se desloca em

direção à borda interna do copo, conforme indicação da Figura 6.35.

Figura 6.35 - Nebulizador do tipo copo rotativo. 1 –estator do copo; 2 – distribuidor de líquido; 3 – entrada

de líquido; 4 – película de líquido; 5 – descarga anular de ar; 6 - copo; 7 – pás diretrizes do ar. [18].

A Figura 6.36 mostra que, dependendo da vazão de líquido, a película formada no

interior do copo pode se desintegrar em gotas quando atinge a borda do copo segundo três

diferentes regimes: em (a) quando a vazão de líquido é baixa, chamado regime de gotas, as

gotas formam-se a partir das cristas das ondas provocadas por distúrbios decorrentes de

instabilidades e vibrações do próprio copo; em (b) quando a vazão de líquido aumenta, no

regime de ligamentos, formam-se ligamentos que ao se alongar rompem-se em gotas nas suas

extremidades e em (c), no regime de película para vazões de líquido ainda mais elevadas, o

líquido deixa a borda do copo como uma película, que, na seqüência rompem-se em

ligamentos e subseqüentemente em gotas.


Figura 6.36 – Regimes de formação de gotas em nebulizador do tipo copo rotativo

O papel do jato de ar primário introduzido junto a borda externa do copo é de acelerar

estes processos, no sentido de auxiliar a desintegração da película, sendo introduzido com alta

velocidade e muitas vezes com componentes tangenciais de velocidade.

Entre algumas expressões empíricas para cálculo do diâmetro médio de gotas,

considera-se a seguinte como exemplo:

(18) SMD N Q d L= − − −0 26 0 79 0 32 0 69 0 29 0 26, , , , , .ρ σ

onde; SMD : diâmetro médio de Sauter (m);

N : rotação do copo (rps);

Q : vazão volumétrica de líquido (m3/s);

d : diâmetro do copo (m);

σ- tensão superficial do líquido(Kg/s2); e

ρL - densidade do líquido (kg/m3).


Verifica-se que o diâmetro médio de gota é fortemente afetado pela rotação do copo,

sendo que os valores típicos situam-se na faixa de 3800 a 6000 rpm, quando se obtém

diâmetro médio de gotas da ordem de 200 µm.

Experimentalmente verifica-se que para obter diâmetros de gota da ordem de 100 µm

é necessária rotação considerada alta, da ordem de 6500 rpm, podendo chegar a valores da

ordem de 10000-14000 rpm para se obter diâmetros na faixa de 40-60 µm.

A expressão (18) não leva em consideração a viscosidade do líquido, fazendo supor

que o diâmetro médio de gota é pouco sensível a esta propriedade do líquido, o que justifica o

emprego deste princípio para nebulização de resíduos líquidos de baixa qualidade.

Objetivamente o mecanismo que atua mais fortemente na desintegração da película é

bastante similar ao princípio de nebulização com fluido auxiliar. As vazões de ar injetadas por

fora do copo podem representar cerca de 15% da vazão total de ar necessário.

Este tipo de queimador caracteriza-se por requerer baixas pressões de óleo suficientes

para depositar o óleo no interior do copo, portanto, adequado para líquidos com eventual

resíduo sólido em suspensão. Geralmente opera com temperaturas de óleo relativamente mais

baixas, com viscosidades altas chegando até 100 cst, sendo adequados para queima de

combustíveis residuais ou mesmo para incineração de resíduos líquidos.

A pressão do ar primário fornecido pelo ventilador é da ordem de 250 a 350 mmca e

geralmente possuem dispositivos de nebulização, ventilador de ar e bomba de óleo geralmente

agrupados, formando um conjunto compacto como mostra a Figura 6.37.

Figura 6.37 – Instalação típica de um queimador com nebulizador do tipo copo rotativo.


195

Existem no mercado queimadores deste tipo com capacidades de até 1000 kg/h, e em

geral utilizados em caldeiras do tipo flamotubulares e geradores de ar ou gases quentes.

Possuem larga faixa de operação, cerca de 1:4, não sendo recomendáveis para câmaras

de combustão com variações acentuadas de pressão interna e temperaturas elevadas, o que

pode expor os componentes metálicos móveis a altas temperaturas.

196

7. Referências

BAYEL, L; ORZECHOWSKI, Z. “Liquid Atomization”. Taylor & Francis Publishers, USA,

1993.

BAZZO, E., 1995, “Geração de Vapor”, 2° Ed, Florianópolis, Ed. UFSC, 216p.

BEJAN, A. “Advanced Engineering Thermodynamics”. John Wiley & Sons, New York. 1988

CHIGIER, N.; Energy, “Combustion, and Environment”. McGraw-Hill Series in Energy,

Combustion 4 Environment 1981

GRAZIADIO, M.; “L´Atomizzatione dei Combustibili nella Generazione Térmica”. ENEL

Produzione – Ricerca; jan. 2001.

GRAZIADIO, M.; DE MICHELE, G.; ANDREUSSI, P.; TOGNOTTI, L.; “Design and

characterization of twin-fluid Y-jet atomizers”. Atomization and Sprays, vol. 2, 1992.

HAYWOOD, R.W. “Analysis of Engineering Cycles”. 3° ed., Oxford Pergamon, 326p. 1985

KHARTCHENLO, N.V., “Advanced Energy System”, Taylor & Francis, Washington, USA,

286p,1998.

KOSTYUK, A. e FROLOV, V.,. “Steam and Gas Turbine”. Mir Publisher Moscow, Moscou,

Russian Federation, 339p, 1985.

LAWN, C. J. “Principles of Combustion Engineering for Boilers”. Academic Press, 1987.

LEFEBVRE, A. H. “Atomization and Sprays”. Hemisphere; 1989

MESSIAS, L. S.; JEN, L. C. “Determinação da eficiência e taxas de emissão de poluentes em

caldeira”; Relatório IPT; 2000.

MESSIAS, L. S.; SANTOS, M. M.; SOUZA, F. D. A.; KUNERT, R. “Comparação do

Comportamento entre Chama de Emulsão de Resíduo Asfáltico em Água e Chama de Óleo

Combustível Residual”; 3o Workshop de Combustão e Propulsão; set. 1989, FTI; SP.

MILLER, C. ª; SVRIVASTAVA, R. K. “The Combustion of Orimulsion and its Generation of

Air Pollutants”; Progress in Energy and Combustion Science, 26, 2000, 131-160.

Modesto, M., Nebra, S.A., Leal, J., Rosado, A.B. e Morimoto, T., 2002, “Exergetic Analysis

in a Power Generation System Using Blast Furnace Gas and Coke Oven Gas.” Proceeding of

ECOS 2002 – International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation and

Environmental Impact of Energy Systems, July 3-5, Berlin, Germany, 2002., pp.1377-1384

MULLINGER, P.J., CHIGIER, N. “The Design and Performance of Internal Mixing Multijet

Twin-fluid Atomizers”. Journal of the Institute of Fuel, dez. 1974.

197

SCHEGLIAIEV, A.V.,1978, “Turbinas de Vapor”, Editorial Mir Moscú, Moscou, USSR,

352p. (in espanhol).

TORRES, E.A., 1999. “Avaliação Exergética e Termoeconômica de um Sistema de

Cogeração de um Pólo Petroquímico” Tese de Doutorado, Faculdade de Engenharia

Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, São Paulo, Brasil, 223p.

WIGG, L.D. “Drop-size Prediction for Twin-fluid Atomizers”. Journal of Institute of Fuel,

nov. 1964.

WILLIAMS, A. “Combustion of Liquid Fuel Sprays”. Butterworths, 1990.

ii relatorio qd

Documents