UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
ESCOLA POLITÉCNICA
ENG - 324
TERMODINÂMICA APLICADA II
PROF:
EDNILDO TORRES
COGERAÇÃO
CICLO COMBINADO TURBINA À GÁS
Adriano Santos
Carlos Augusto Mota da Luz
Celso Henrique
Igor Gaspar
João Victor Rocha do Carmo
Salvador
2008
SUMÁRIO
LISTA
DE FIGURA
1. INTRODUÇÃO
A primeira pergunta que ocorre colocar quando se fala em
cogeração1 é “o que é a cogeração?” A cogeração é a geração simultânea de
múltiplas formas de energia útil, normalmente energia elétrica e térmica, num
sistema integrado, a partir de uma única fonte primária.
Com a crise do petróleo em 1973/74 e 1979/80 e as
resistências por parte de grupos de defesa do meio ambiente às formas de
geração nuclear, os sistemas de cogeração e aquecimento central receberam
grande impulso.
Desde o ponto de vista estritamente termodinâmico, as
vantagens da cogeração são evidentes. Embora, por que não é um sistema
universalmente adotado? A resposta para esta pergunta encontra-se em razões de
caráter econômico. Nem sempre o investimento que uma instalação de cogeração
precisa pode justificar a possível poupança que se pode conseguir com o
investimento feito, logo, nem sempre resulta atrativa a rentabilidade do
investimento.
Na década de 1980 um forte impulso no emprego da
cogeração em diversos países, especialmente porque o apelo que ela apresenta
quanto ao uso racional da energia vem garantindo desde então o crescente
interesse nessa forma de geração. Na década de 1990, especialmente na Europa e
nos Estados Unidos, a cogeração responde por um grande número de aplicações, em
diversos setores, tanto em termos de sistemas compactos quanto de grande porte.
Na questão ambiental percebe-se nos últimos
anos uma tendência do mercado na direção ao desenvolvimento e implantação de
tecnologias e processos menos agressivos ao meio ambiente, tendências muitas
vezes motivadas por leis de proteção ambiental, e sistemas de cogeração são
boas alternativas em muitos casos.
2. Revisão bibliográfica
2.1 - Cogeração no Brasil
Nos sistemas de cogeração, a energia usada para gerar energia
elétrica e térmica é muito menor que a usada nos sistemas convencionais de
geração de energia elétrica e térmica separadamente. Dos 100% da energia
contida no combustível numa termoelétrica convencional, somente 33% se
transforma em energia elétrica, o restante é perdido no condensador pelos gases
de exaustão, pelas perdas mecânicas e elétricas, e pela transformação e
transmissão. Em quanto, nos sistemas cogeração podem-se alcançar eficiências de
até 84 % da energia contida no combustível para a geração de energia elétrica e
calor de processo (CONAE, 1999).
O setor
elétrico brasileiro, após uma fase inicial em que era predominante a
participação do capital privado, passou a ser essencialmente estatal nas
décadas de 40 e 50, com a criação de várias empresas (BERMANN, 1992). Porém,
pode-se dizer que o modelo estatal foi consolidado a partir de 1964, durante os
governos militares, cabendo à Eletrobrás, fundada em 1962, o papel de empresa
“holding” do setor. A empresa possuía então responsabilidade total pelo
planejamento da operação e da expansão do sistema, bem como pela coordenação da
política nacional de energia elétrica, inclusive pelo financiamento (parcial)
da expansão do setor. Esta coordenação era então considerada fundamental, em
função da “complexidade elétrica (do sistema) e também porque o sistema, essencialmente
de base hídrica, é interconectado hidrologicamente” (WALTER 1994).
Com a mencionada crise financeira, em conseqüência das
tarifas (principalmente as industriais) mantidas em patamares reduzidos, entre
outros motivos, como políticas de combate à inflação de governos anteriores,
ficam impossibilitadas os investimentos necessários para garantir a oferta de
energia, o que, aliás, é apontado como um dos motivos para sua privatização.
Segundo a própria Eletrobrás, “a insuficiência de recursos financeiros para
investimentos na expansão dos sistemas elétricos vem provocando, ao longo dos
ciclos de planejamento do GCPS, uma reprogramação sistemática das diversas
obras de geração e de transmissão” (ELETROBRÁS, 1996).
O próprio planejamento da Eletrobrás prevê que a
capacidade hidráulica instalada, mesmo considerando todos os aproveitamentos
viáveis economicamente, e privilegiando a construção de hidroelétricas5,
ainda que na Amazônia, não terá condições de suprir as previsões de consumo,
havendo a necessidade de construções de termelétricas em curto prazo, sempre na
expectativa da participação de capital privado: “nos últimos anos, a escassez
de recursos financeiros... (se sobrepõe)... aos critérios de garantia,
confiabilidade e continuidade do atendimento do mercado” (ELETROBRÁS, 1996).
2.2 - As Usinas Hidrelétricas
Por outro lado, dos 259 GW estimados como o potencial
hídrico do país, restam apenas as possibilidades de construção na Amazônia,
correspondendo a 50% deste total, com as dificuldades já citadas anteriormente
(SCHELEDER, 1997). Entretanto, continua prevista a construção da segunda etapa
de Tucuruí (ELETROBRÁS, 1996), sem maiores preocupações quanto aos impactos e
custos ambientais (COSTA, 1996), como analisado adiante. Na UHE de Itaparica,
por exemplo, os custos sociais (assentamento de populações) são estimados pela
Eletrobrás (CARRARO, 1997) em 1 bilhão de dólares, quase o custo da obra. Mais
ainda, existe o fato já mencionado de que grande parte dos empreendimentos
deverá contar, segundo expectativa da própria Eletrobrás, com a participação do
capital privado (50% dos investimentos necessários), o que até agora tem
representado resultados ainda tímidos.
2.3 - As Usinas Termelétricas
O Plano Decenal de Expansão da Eletrobrás (ELETROBRÁS,
1996) prevê a construção de usinas termelétricas a óleo e gás natural e a
carvão (5.006 MW, além de 1050 MW em UTE a carvão e 2x1309 MW referentes às
usinas de Angra II e III), estas últimas no sul do país (apesar dos graves
impactos ambientais), como complementação na oferta de energia, visando reduzir
o risco de déficit previsto para a região S/SE/CO. É também uma forma de
permitir a expansão através da participação do capital privado.
Embora quase sempre relacionemos a cogeração com a
produção de trabalho e calor aplicados a um processo industrial, podemos
verificar processos de cogeração também no setor terciário (de comércio e
serviços), como por exemplo, “shoppingcenters”, hospitais, aeroportos,
frigoríficos, etc. (BELLINI, 1997).
Dentro do setor industrial, os segmentos de açúcar e
álcool, papel e celulose e alimentos são os que mais utilizam a biomassa, pela
grande disponibilidade de subprodutos (bagaço de cana, resíduos e cascas de
madeira, licor negro), correspondendo a 29% do consumo total de biomassa no país
(BEN, 1997) . O setor de alimentos, onde está incluído o setor
sucro-alcooleiro, utiliza bagaço como maior fonte energética (50,3% do consumo,
BEN, 1997); as outras indústrias do setor compram bagaço das usinas de açúcar e
álcool.
No setor de papel e celulose, o maior consumo é de
lixívia (23,8%), lenha (13,4%) e óleo combustível (12,3%) que ainda ocupa uma
posição importante nas fontes energéticas deste setor. A lixívia e a madeira
(incluindo resíduos do processo) são subprodutos do processo de fabricação da
celulose (pelo processo sulfato). Assim, o maior potencial de cogeração, como
será visto, encontra-se disponível nos segmentos de açúcar e álcool e papel e
celulose; por este motivo, estes foram escolhidos para serem aqui analisados.
Como já discutido em estudos anteriores (COELHO e
ZYLBERSZTAJN, 1996), a auto-produção de eletricidade no setor industrial é
ainda inexpressiva quando comparada com o consumo de eletricidade (5,7% do
mercado brasileiro e 4,57% no Estado de São Paulo). Também o Plano Decenal de
Expansão da Eletrobrás prevê certo crescimento, mas a participação da
auto-produção ainda continua restrita (6,8% em 2001 e 7,4% em 2006), apesar das
vantagens que poderia apresentar na garantia da oferta de energia elétrica. É
esperado que a recuperação das tarifas de suprimento (e também as de
fornecimento ao setor industrial) possa tornar os projetos de auto-produção e
cogeração mais atrativos, mas não são previstos mecanismos, pela Eletrobrás, de
incentivo a estas formas de geração (ELETROBRÁS, 1996). O próprio Decreto de
Incentivo à Cogeração enfrentou grandes obstáculos por parte de muitas
concessionárias, não tendo sido por isso assinado pelo MME (SCHELEDER, 1997)
Além dos benefícios para o setor elétrico e para o setor
sucro-alcooleiro, também para a sociedade a cogeração de eletricidade a partir
de biomassa apresenta vantagens.
Os benefícios ambientais da bioenergia já são conhecidos,
em particular pelo balanço quase nulo das emissões de carbono7
(MACEDO, 1997), mesmo sem levar em conta as outras emissões de poluentes.
Somente no Estado de SP , em 1995, as emissões de CO2 foram de mais de 60
milhões de toneladas de CO2 em 1995, dos quais quase 5% correspondem ao CO2
retirado pelo álcool combustível (BEESP, 1996). Por outro lado, a utilização de
biomassa como combustível para geração termelétrica em substituição ao óleo
combustível, carvão, e outros combustíveis fósseis reduz a emissão de poluentes
principalmente pela ausência de enxofre (COELHO e BOLOGNINI, 1996, MACEDO,
1997).
Para a sociedade há também, além das vantagens da geração
descentralizada já discutidas por (WALTER, 1994), os aspectos positivos de um
programa de geração de excedentes em larga escala, tais como a dinamização do
setor de bens de capital e aumento da demanda de serviços especializados,
aumento na arrecadação de impostos, aumento e/ou estabilização de empregos na
zona rural.
3. Metodologia
Para a escolha
do ciclo de cogeração, adotou-se o seguinte desafio:
Uma empresa
solicitou uma análise para instalação de uma termelétrica com necessidade de
130 MW, na região norte da Bahia, e o vapor de processo será vendido para uma
indústria de polímeros local.
De acordo com
a potência requerida para a termelétrica (figura 01), adotou-se que a base do
sistema seria com uma turbina a gás.
Definido o
equipamento, foi feita a escolha do combustível.
Adotou-se o
gás natural, já que próximo ao local de instalação da termelétrica, passava uma
rede da concessionária local de gás natural. E foram ofertadas vantagens no
valor da tarifa para consumo do gás natural.
Escolhido
equipamento base do ciclo, e o combustível, adotou-se o seguinte ciclo de
cogeração (figura 02).
3.1 Fatores
determinantes na seleção do sistema de cogeração
3.1.1 - Escolha máquinas
O projeto de
um sistema de cogeração adequado não é tão simples, a figura 03 é um resumo.
No eixo dos y
está indicado o valor da relação potência/calor requerida pela produção
industrial, enquanto no eixo x foi colocado o fluxo de calor disponível no
sistema escolhido.
No caso em que
seja necessária uma alta produção de energia elétrica em relação à energia
térmica requerida, se observa que a opção mais adequada são os motores
alternativos, e depois as turbinas a gás em ciclo combinado. As turbinas a gás
com caldeira de recuperação se situam numa faixa intermediária. Os sistemas de
vapor são adequados para requerimentos altos de energia térmica comparados à
energia elétrica. As faixas adequadas estão indicadas no diagrama.
3.1.2 - Escolha do sistema
No eixo y (figura 04) está
representada a energia elétrica demandada/produzida, no eixo x a energia
térmica demandada/produzida.
Normalmente é
muito difícil que o sistema de cogeração escolhido consiga cumprir exatamente
os requerimentos de potência e calor do sistema. Imaginando que a energia
elétrica e o calor de processo demandados pelo sistema industrial fique na
situação indicada pelo ponto central, são destacadas ali quatro diferentes
situações possíveis: a), b), c) e d), que correspondem a quatro diferentes
sistemas de cogeração escolhidos.
Na situação,
a) a demanda de energia elétrica é atendida, porém a demanda de energia térmica
não, nesse caso será necessário recorrer a pós-combustão na caldeira de
recuperação para atender a demanda térmica.
b) Corresponde
à adoção de um sistema que atende a demande de energia elétrica, porém, produz
energia térmica em excesso, neste caso será necessário recorrer a um sistema de
condensação ou tentar vender os excedentes térmicos.
c) O sistema
escolhido atende exatamente a demanda térmica, porém, sobra energia elétrica,
que deverá ser vendida à rede, ou a um usuário próximo.
d) Cumpre a
demanda de energia térmica, porém haverá falta de energia elétrica, que deverá
ser adquirida da rede.
4. Descrição do sistema de Cogeração
O ciclo de cogeração
selecionado, ciclo combinado turbina a gás (figura 05), consiste em uma turbina
a gás natural, gerando eletricidade e exausto. Os gases de exaustão da turbina
a gás são aproveitados numa caldeira de recuperação. A caldeira de recuperação
gera vapor, que é usado numa turbina a vapor, fornecendo eletricidade. O
exausto da turbina a vapor vai para um condensador, onde se transforma num
condensado, que é transferido por uma bomba pra alimentação da caldeira de recuperação,
fechando o ciclo.
4.1 - Turbinas a gás
O
principal elemento do ciclo combinado são as turbinas a gás, uma tecnologia em
grande parte proveniente dos jatos desenvolvidos para as aeronaves militares e
civis, onde o combustível é o querosene. Nas termelétricas, o combustível vem
sendo cada vez mais o gás natural, embora seja quase sempre dada a
possibilidade de operar com um segundo combustível, como o diesel, para evitar
interrupções no caso de problemas no suprimento do gás.
Podem-se
distinguir três componentes principais em uma turbina a gás: o compressor, o
sistema de combustão e a turbina propriamente ditam esta última sendo a fonte
de acionamento tanto do compressor como de um gerador de energia elétrica. O ar
atmosférico captado pelo compressor é comprimido no sistema de combustão à
pressão de cerca de 13 bar, e temperatura da ordem de 375º C, a qual se eleva a
1250º C com a queima do gás. A energia gerada na expansão que se segue à queima
do gás aciona a turbina, reduzindo-se a pressão à atmosférica e a temperatura a
cerca de 550º C nos gases de exaustão da turbina.
A
eficiência térmica pode ser melhorada com temperaturas e pressões de entrada
mais elevadas, mas isto exigiria materiais mais caros ao longo do caminho do
gás.
4.2 - Caldeira de Recuperação
O
ciclo de cogeração adotado, tem como um dos seus principais elementos um
gerador de vapor capaz de recuperar parte do calor dos gases de exaustão das
turbinas a gás. Com isto, a eficiência térmica eleva-se muito, como se vê, pois
o vapor assim produzido aciona uma turbina, sem necessidade de queima de
combustível adicional.
A
temperatura máxima que, nestas condições, pode ser obtida no vapor depende da
temperatura dos gases de exaustão, que, como vimos, é da ordem de 550º C. Um
bom número é vapor a 520º C, e 105 bar de pressão. A quantidade de vapor
produzida é suficiente para acionar uma turbina capaz de gerar a metade da
energia elétrica da turbina a gás correspondente.
Diferentemente
dos gases de exaustão de uma turbina a óleo ou de um motor diesel, os gases
provenientes de uma turbina a gás ainda contém oxigênio, o que permite a queima
suplementar de combustível, se for desejado vapor a temperaturas mais elevadas
ou em maior quantidade. Nas instalações comerciais, entretanto, este esquema é
pouco usado, pois a eficiência térmica global é menor.
4.3 - Turbina a Vapor
Outro
elemento é a turbina a vapor, cuja função é gerar energia elétrica adicional a
partir do vapor produzido na caldeira de recuperação. Seu funcionamento não
difere das turbinas usadas em termelétricas convencionais a vapor, com queima
de carvão ou óleo. O vapor saído da turbina é condensado e volta a ser usado
como água de alimentação na caldeira de recuperação.
5. DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
Supomos
um sistema de cogeração de energia seja capaz de gerar 130MW de energia
elétrica, e para tal definimos que o combustível seria gás natural, e seu
funcionamento dar-se-á através de turbina a gás e turbina a vapor como ilustrado
no esquemático da figura 05.
Definido
ainda os dados de entrada como temperatura e pressão de entrada no compressor,
turbina a gás, caldeira, turbina a vapor, condensador, e bomba, bem como as
suas respectivas eficiências.
Temos
como objetivo definir a vazão mássica de ar necessária para gerar a quantidade
supracitada de energia, bem como a massa de combustível necessária para o
funcionamento da turbina. Serão analisados os custos com combustível para essa
geração de energia, e a exergia do sistema.
Para
as análises foram feitas as seguintes considerações;
1.
Turbinas, compressor e bombas adiabáticos;
2.
Combustível (Gás natural), gás ideal;
3.
Variação de energia cinética e potencial, desprezíveis;
Será
utilizada a 1° e 2° lei da termodinâmica, ou seja, o fluxo mássico de entrada
no volume de controle analisado é igual ao fluxo mássico de saída do mesmo, e,
a variação de energia no volume de controle é igual ao calor trocado com o
meio.
5.1 – Análise dos volumes de controle
5.1.1
Compressor
Equações:
5.1.2 Turbina a Gás
Equações:
5.1.3 Caldeira
Equações:
5.1.4 Turbina a vapor
 |
Equações:
5.1.5 Condensador
 |
Equação:
5.1.6 Bomba
 |
Equação:
5.2 – Resolução do Problema proposto
Equação para vazão mássica:
7. Simulação no EES
Sistema de
Cogeração em EES no CD anexo.
8. RESULTADOS
Para os dados admitidos
conforme as figuras 6 e 7 pode-se definir que para a produção de 130MW de
energia elétrica mensais é necessário uma vazão mássica de 160 kg/s, A vazão
mássica em um mês fica em torno de 414720 T/mês.
9. CONCLUSÃO
Com
o desenvolvimento do trabalho, para atender a potencia requerida de 130 MW de
acordo com a proposta do mesmo encontra-se uma vazão mássica de ar de 160Kg/s.
com esse valor a unidade termelétrica pode controlar a entrada de ar na câmara
de combustão da turbina a gás e desta
forma trabalhar esses dados para obter uma reação de combustão adequada,
consequentemente monitorar as emissões gasosas controlando a qualidade do ar. É
válido ressalvar que os dados de entrada foram idealizados com uma aproximação
do real.
Concluí-se
que os volumes de controle nos equipamentos do ciclo combinado turbina a gás
são validos e importantes nas analises reais.
10. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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SONNTAG, R.E.,
BORGNAKKE C., WYLEN G.V., Fundamentos da
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