TCC - Marcelo - Ufba - Turbinas a Gás Com Aproveitamento de Gases de Exaustão

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RESUMO O objetivo desse trabalho é estimar os benefícios gerados pela utilização de duas alternativas de aproveitamento dos gases de exausto de turbinas a gás: o aproveitamento dos gases para geração de vapor superaquecido em caldeira de recuperação e o alinhamento dos gases para fornos de pirólise de nafta petroquímica. Para tal, foram estudados dois blocos de geração de energia movidos por turbinas a gás, com capacidade de geração de 38 MW cada, situados na planta petroquímica da empresa Braskem S.A. - Unidade de Insumos Básicos (UNIB), no Pólo Petroquímico de Camaçari, Bahia. Uma das turbinas é ligada a uma caldeira de recuperação, tipo aquatubular, com capacidade de geração de 100 t/h de vapor superaquecido a 538ºC e com 120 kgf/cm² de pressão. O outro bloco integra-se à planta de Olefinas II, cuja finalidade é a quebra da nafta em diversas correntes de hidrocarbonetos para produção de polímeros, tendo seus gases de combustão alinhados para os fornos de pirólise. A análise foi feita através do cálculo da eficiência de cada bloco, utilizando-se de dados reais de operação da planta durante o ano de 2007, em duas condições operacionais distintas: com e sem aproveitamento da energia dos gases, alinhando-os, nesse caso, para atmosfera. Foram realizados cálculos de balanço de energia e massa para as duas condições operacionais, sendo confrontados os resultados em cada bloco, e comparando-se os valores de eficiência encontrados. Foram também mensurados os ganhos financeiros de se realizar o aproveitamento dos gases de exausto das turbinas a gás, com base nos preços de combustíveis e energia elétrica praticados na época.

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LISTA DE FIGURAS Fig. 1.1 – Crescimento do PIB e consumo de energia elétrica Fig. 1.2 – Matriz de energia elétrica do Brasil – BEN 2007 Fig. 1.3 – Evolução dos preços da nafta petroquímica Fig. 2.1 – Perfil esquemático de uma termoelétrica a vapor Fig. 2.2 – Perfil esquemático de uma termoelétrica a gás Fig. 2.3 – Ciclo Rankine Fig. 2.4 – Ciclo Brayton Fig. 2.5 – Eficiência térmica x Razão de compressão Fig. 2.6 – Ciclo combinado Fig. 3.1 – Turbina a gás industrial LM2500+ Fig. 3.2 – Turbinas a gás aeroderivativas Fig. 3.3 – Turbinas a gás heavy duty Fig. 3.4 – Circuitos aberto e fechado Fig. 3.5 – Configurações para o ciclo simples Fig. 3.6 – Eficiência térmica em função da razão de compressão e TET Fig. 3.7 – Eficiência térmica em função da razão de compressão para diferentes temperaturas ambiente Fig. 3.8 – Eficiência térmica em função da razão de compressão para diferentes combustíveis Fig. 4.1 – Visão aérea do Pólo de Camaçari Fig. 4.2 – A UNIB e a Central de Utilidades Fig. 4.3 – Fluxograma simplificado da energia elétrica na Central de Utilidades Fig. 4.4 – Turbina a gás TG-5301F Fig. 4.5 – Rotor da turbina TG-5301F (parada geral) Fig. 4.6 – Tela de acompanhamento de processo do Bloco 1 Fig. 4.7 – Chaminé e caldeira de recuperação GV-5301H Fig. 4.8 – Volume de controle do Bloco 1 Fig. 4.9 – Turbina a gás GI-4101A integrada aos fornos de pirólise

1 2 5 8 10 11 14 15 17 19 21 22 24 25 27 28 28 31 32 34 35 36 36 37 38 47 v

Fig. 4.10 – Esquema simplificado de um forno de pirólise de nafta de Olefinas II Fig. 4.11 – Volumes de controle do Bloco 2 Fig. 4.12 – Tela principal do simulador de custos da termoelétrica - EES

48 49 58

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LISTA DE TABELAS Tab. 4.1 – Dados operacionais do Bloco 1 Tab. 4.2 – Eficiência do Bloco 1 para o VC-1 Tab. 4.3 – Eficiência do Bloco 1 englobando todo o bloco (VC-1 + VC-2) Tab. 4.4 – Dados operacionais do Bloco 2 Tab. 4.5 – Eficiência do Bloco 2 para o VC-1 Tab. 4.6 – Eficiência do Bloco 2 englobando todo o bloco (VC-1 + VC-2) Tab. 4.7 – Análise econômica para o Bloco 1 Tab. 4.8 – Análise econômica para o Bloco 2

40 42 44 51 53 55 59 61

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SUMÁRIO 1. Introdução 1.1. Justificativa 1.2. Objetivos 1.3. Estrutura do texto 2. As usinas termoelétricas 2.1. Princípios de funcionamento 2.2. Ciclos termodinâmicos 2.3. O ciclo combinado e a co-geração 3. As turbinas a gás

1 1 5 6 7 8 11 16 18

3.1. Introdução 3.2. Tipos de turbinas a gás 3.3. Configurações 3.4. Parâmetros de desempenho Análise dos blocos de geração 4.1. O pólo petroquímico e a UNIB 4.2. A Central de Utilidades da UNIB 4.3. Bolco 1 – TG-5301F 4.4. Bloco 2 – GI-4101A 4.5. Análises econômicas Conclusões Bibliografia Anexos

18 20 24 26 30 30 32 35 46 57 62 64 65

4.

5. 6. 7.

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1.

Introdução 1.1. Justificativa Com o crescimento da economia brasileira nos últimos anos, cresce a demanda por energia elétrica em todos os setores em expansão. Sendo a indústria um dos setores mais intensivos em consumo de energia elétrica (47% do consumo total de eletricidade em 2006, segundo o BEN 2007 – Balanço Energético Nacional 2007), o desenvolvimento industrial em vigor necessita de uma oferta de energia que acompanhe as suas taxas de crescimento. Em 2007, o consumo total de energia elétrica no Brasil cresceu 5,8%, taxa ligeiramente superior ao crescimento da economia (de 5,4%, conforme dados do IBGE). Esse resultado trouxe importantes elementos de mudanças estruturais na economia nacional, com aumento da eficiência no uso da energia elétrica e no uso da energia em geral, em que se destaca a autoprodução de eletricidade, através do maior aproveitamento da energia consumida nos processos industriais e dos resíduos desses processos. A figura 1 abaixo mostra a relação entre o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil e o crescimento do consumo de energia elétrica nos últimos anos:

Fig. 1.1 – Crescimento do PIB e consumo de energia elétrica (Fonte: BEN 2007) 1

Como principal indicador que analisa a relação entre PIB e demanda de energia elétrica, a elasticidade-renda da demanda de energia elétrica mede quanto de energia é necessária para suportar cada 1% de crescimento do PIB. Isto porque a oferta de energia elétrica é uma variável dependente, função do PIB, ou seja, é o crescimento do PIB que determina uma maior ou menor demanda. Assim quanto maior o crescimento do PIB, mais energia elétrica é consumida e, consequentemente, maior será a necessidade de capacidade instalada para atender a demanda. Nos últimos anos, a elasticidade-renda da demanda de energia se manteve acima de 1, exceto nos anos de 2001 (racionamento de energia elétrica) e 2004, ratificando a forte dependência entre as duas grandezas. A matriz de energia elétrica brasileira, como pode ser vista a seguir na Figura 2, possui uma grande parcela da energia elétrica ofertada proveniente da geração hidráulica, diferenciando o Brasil do resto do mundo em relação à geração e potencial de geração de energia por fontes renováveis.

Fig. 1.2 – Matriz de energia elétrica no Brasil (Fonte: BEN 2007)

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Entretanto, para atender a demanda futura de forma efetiva, algumas alterações devem ocorrem na estrutura dos investimentos em energia no Brasil, incluindo a instalação de termoelétricas a gás natural, que exigem menos investimentos de tempo e dinheiro do que as hidroelétricas. As projeções de consumo de eletricidade e as perspectivas de expansão do sistema elétrico de todo o mundo indicam no futuro uma menor participação relativa dos óleos combustíveis, da hidroeletricidade e da energia nuclear na produção de energia nos próximos 20-25 anos. Por outro lado, as participações do gás natural e carvão mineral podem se tornar atrativas do ponto de vista do investidor, devido ao crescimento da oferta desses combustíveis no mercado brasileiro e às políticas energéticas de incentivo (por exemplo, a CDE – Conta de Desenvolvimento Energético, que visa o desenvolvimento energético dos Estados e busca dar competitividade à geração de energia por fontes renováveis, gás natural e carvão mineral nacional). Nesse cenário, destacam-se ainda os investimentos nas fontes alternativas de geração de energia (atualmente chamadas de ”outras fontes”), como a eólica, PCHs (pequenas centrais hidroelétricas) e termoelétricas a biomassa. Como política de incentivo à essas fontes, a Lei nº 10.438 em seu artigo 3º criou o PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), que visa tornar essas fontes competitivas e garantir a compra de toda a energia produzida pela ELETOBRÁS. Em novembro de 2008, segundo o Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), existiam 85 usinas termelétricas abastecidas com gás natural em operação no país, com um total instalado de 11.000 MW (megawatts) – ou pouco mais de 10% da potência total instalada no país, de 103.000 MW. A ANEEL registra ainda um total de 30 usinas termelétricas em fase de construção ou outorga. Segundo Plano Nacional de Energia 2030, a maior parte da capacidade instalada e o maior potencial de expansão, considerando as usinas em construção e as outorgadas, estão localizados na região Sudeste. O estudo também afirma que o caso brasileiro reflete o modelo presente na maior parte dos países desenvolvidos, onde o gás natural foi

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gradualmente abandonado durante a primeira metade do século XX para, somente após a crise energética dos anos 70 e, principalmente ao longo dos anos 90, passar a ser considerado como uma fonte de energia privilegiada e estratégica a ser desenvolvida e utilizada. Além da expansão das usinas termoelétricas a gás no Brasil como alternativa para o suprimento da demanda crescente do SIN (Sistema Interligado Nacional), muitas indústrias passaram a investir em geração própria. Nesse contexto, as turbinas a gás consistem em soluções bastante atrativas para indústrias intensivas em consumo energético, como siderúrgicas, papel e celulose e petroquímicas por exemplo. Como solução ao crescente preço do MWh no SIN (Sistema Interligado Nacional), muitas empresas passaram a investir na geração própria de energia, se tornando “autoprodutores” ou PIE (Produtores Independentes de Energia) e ganhando com isso competitividade no mercado. Muitas dessas empresas adotaram ainda a energia como um negócio, investindo não só na geração para uso próprio, mas também aplicando seu capital em grandes obras energéticas e aproveitando a possibilidade da venda do excedente de energia no MAE (Mercado Atacadista de Energia). As atividades desse mercado são regidas pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), criada a partir da reforma do setor elétrico entre 2003 e 2004. A indústria petroquímica possui características ainda mais favoráveis à aplicação de turbinas a gás em sistemas de geração própria. Além da alta demanda por energia, há a possibilidade de integração energética entre os processos químicos e a geração de energia elétrica dentro da própria planta. O funcionamento das turbinas a gás tem como “subproduto” um volume de gases com altas temperaturas e teores de oxigênio, também chamados de “gases de exausto”, e portanto com alto conteúdo energético. Diversas alternativas são conhecidas e aplicadas para aproveitar essa grande quantidade de energia nos processos químicos, aumentando a eficiência da planta e consequentemente reduzindo o consumo de combustíveis. A geração de energia elétrica através de uma turbina de combustão a gás natural acoplada a um gerador ligado à rede possui cerca de 30% de eficiência em

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ciclo aberto (sem aproveitamento dos gases de exausto). Ou seja, em média 70% da energia contida nas ligações químicas do combustível que entra na turbina a gás é perdida quando seu exausto está alinhado para a atmosfera, através da exaustão de grandes volumes de gases a temperaturas em torno de 500°C. Com a crescente alta dos preços de nafta – principal matéria prima do setor petroquímico – e dos principais insumos energéticos da indústria (combustíveis), a busca por eficiência energética ganha ainda mais notoriedade, sendo uma das formas de minimizar os custos de produção e de manter as margens de lucro da indústria petroquímica e a sua competitividade.

Fig. 1.3 – Evolução dos preços da Nafta Petroquímica (Fonte: http://www.plastico.com.br/revista/pm396/commdities3.html. Acesso em: 16/03/2009)

1.2. Objetivos Esse trabalho tem como objetivo desenvolver um conhecimento sólido sobre os princípios que regem o funcionamento de uma usina termoelétrica, sua 5

operação e os principais equipamentos que a compõem. Espera-se ao final do trabalho, que o aluno tenha pleno conhecimento acerca do funcionamento das turbinas a gás, seus tipos e suas formas de operação. Como foco principal do trabalho, está a análise da eficiência de dois blocos de geração de energia elétrica numa planta petroquímica e suas alternativas de aproveitamento do exausto de turbinas a gás. As análises citadas visam obter uma melhor visão sobre os benefícios da geração termoelétrica integrada ao processo de uma indústria, tendo como exemplo uma planta petroquímica. As alternativas estudadas foram:  

Geração de vapor através de caldeira de recuperação (ciclo combinado); Aproveitamento da energia dos gases em fornos de pirólise de nafta, com redução de consumo de gás combustível;

O estudo visa mensurar também os benefícios financeiros gerados pelo aumento de eficiência energética obtido com o aproveitamento da energia contida nos exaustos das turbinas a gás. Através de análise de dados históricos de operação e de um balanço de massa e energia do bloco gerador, buscou-se montar uma comparação da operação das turbinas com e sem o aproveitamento dos gases do exausto.

1.3. Estrutura do texto A primeira parte do texto (Capítulo 2) apresenta uma descrição dos princípios de funcionamento das usinas termoelétricas, seus tipos e equipamentos envolvidos. São explorados de forma resumida os ciclos termodinâmicos e os conceitos de ciclo combinado e co-geração. O Capítulo 3 é dedicado ao estudo das turbinas a gás. São descritos os tipos de turbinas e suas aplicações, seus principais componentes e parâmetros de desempenho.

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O Capítulo 4 descreve os blocos de geração estudados, juntamente com o processo da planta petroquímica em questão e como cada um dos blocos está integrado ao mesmo. O capítulo descreve a metodologia e as premissas consideradas para os cálculos de balanço de energia e eficiência, e apresenta os resultados dos cálculos realizados para cada bloco. Por fim, os resultados são convertidos em bases monetárias e uma comparação econômica é feita entre as condições operacionais estudadas. O Capítulo 5 apresenta as conclusões do trabalho, baseadas nos resultados das análises energéticas e econômicas obtidas no capítulo anterior, além de sugestões de trabalhos futuros relacionados ao tema tratado.

2.

As usinas termoelétricas A IEA (International Energy Agency) estima que a demanda por gás natural para produção de energia elétrica irá manter-se em expansão mundial até 2020, particularmente em regiões como Ásia e África. O movimento será estimulado, principalmente, pela substituição de outros combustíveis fósseis, como carvão e derivados de petróleo. Após a crise do petróleo dos anos 70, vários países menos desenvolvidos passaram a avaliar a aplicação do gás natural para a produção de energia elétrica, a exemplo do que ocorria com os países industrializados. Simultaneamente, as tecnologias de geração termelétrica avançaram, embora as empresas de eletricidade ainda estivessem concentradas no carvão e na energia nuclear. No Brasil, a matriz da energia elétrica é predominantemente hidráulica e esta característica não deverá se alterar no médio prazo. No entanto, de acordo com o Plano Nacional de Energia 2030 da EPE, a participação das termelétricas movidas a gás natural deverá aumentar no curto e médio prazos. Essas usinas operariam de maneira complementar às hidrelétricas. Em outras palavras, seriam colocadas em operação em momentos de acentuado aumento de demanda ou redução da oferta hidráulica – por exemplo, nos períodos de estiagem, onde é necessário preservar os reservatórios.

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No presente capítulo, pretende-se explorar os princípios de funcionamento das usinas termoelétricas, abordando conceitos necessários para o pleno entendimento do trabalho.

2.1. Princípios de funcionamento Uma usina termoelétrica pode ser definida como o conjunto de instalações e equipamentos cujo objetivo é transformar a energia calorífica contida nos combustíveis em energia elétrica. A forma com que essa transformação é feita e os equipamentos utilizados para tal fim é que definem de que tipo é a central térmica. As centrais se classificam em: centrais a vapor, centrais com motores de combustão interna (MCI) e centrais com turbina a gás. Nas centrais a vapor, a queima dos combustíveis acontece dentro das caldeiras ou geradores de vapor. O combustível entra na caldeira através dos queimadores, provocando uma chama que libera uma grande quantidade de energia. Esta energia é transmitida à água que é bombeada para dentro da caldeira, dando origem ao vapor superaquecido (vapor cuja temperatura é superior àquela correspondente à sua pressão), que por sua vez é conduzido através de tubulações termicamente isoladas. O vapor a altas pressões e temperaturas chega às turbinas a vapor, onde se expande, perdendo temperatura e pressão e fazendo girar o rotor da turbina. Acoplado ao eixo da turbina, está um gerador síncrono, responsável pela conversão da energia mecânica de rotação em energia elétrica.

Fig. 2.1 – Perfil esquemático de uma termoelétrica a vapor (Fonte: Atlas ANEEL 2008) 8

Produzir energia através de vapor envolve as unidades geradoras e equipamentos auxiliares cujos projetos e escolha dependem de fatores como: local da instalação, combustível disponível e seu custo, disponibilidade de água suficiente para alimentação da caldeira e do sistema de refrigeração, custo inicial da instalação, disponibilidade de outra forma de energia, entre outros. Considerando os princípios da termodinâmica, pode-se melhorar o rendimento térmico da central a vapor aumentando-se os limites de temperatura e pressão deste ciclo. Tem-se procurado aumentar a pressão e temperatura iniciais, diminuir as finais e, através de uma queima mais eficiente dos combustíveis, melhorar a liberação de energia calorífica. A aplicação de novos materiais nos equipamentos tem permitido o uso de pressões na ordem de 175 bar e temperaturas de 500 ºC a 600 ºC. A usina Philo Station, em Ohio (EUA), por exemplo, chega a trabalhar com vapor a 315 bar e 621 ºC no seu conjunto caldeira/turbina. Os motores de combustão interna (MCI) são máquinas térmicas nas quais a energia química do combustível se transforma em trabalho mecânico, sendo que o fluido de trabalho consiste dos produtos da combustão da mistura ar-combustível, e a câmara de combustão e o próprio processo de combustão estão integrados ao funcionamento geral do motor. É a tecnologia mais difundida entra as máquinas térmicas, devido a vantagens como: simplicidade, robustez e alta relação potência/peso. São empregados como elementos de propulsão (automobilística, naval e aeronáutica), geração contínua de eletricidade, de back up ou carga de pico ou para acionamentos de bombas, compressores e outros tipos de cargas. Para geração de energia elétrica, os motores Diesel e a gás são competitivos devido à sua alta eficiência térmica, inclusive trabalhando em cargas parciais (part load ) e sofrendo pouco impacto das condições ambientais da instalação (temperatura, pressão e umidade), diferentemente das turbinas a gás. Mais uma característica importante dessas centrais são o curto tempo de montagem e a rápida entrada em operação (start up ), além dos motores serem adequados para paradas e partidas diárias.

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Nas centrais com turbinas a gás, o ar é comprimido em um compressor, geralmente acoplado ao próprio eixo da turbina, e sendo uma pequena parte desse ar enviada para a câmara de combustão, onde se junta ao fluxo constante de combustível para ocorrer a queima. Após a combustão, a massa de ar aquecida se junta à outra grande quantidade de ar comprimido, aumentando bastante sua pressão e temperatura. No corpo da turbina, toda a massa de ar se expande e adquire grande velocidade. O estator da turbina é composto de pás fixas, que direcionam os gases de combustão para uma trajetória devidamente estudada e projetada para garantir um fluxo definido na direção às pás móveis, ou aletas. Estas, por sua vez, estão presas ao rotor da turbina e fazem o mesmo girar a altas velocidades (cerca de 5.000 RPM). Após a atuação de um redutor de velocidade composto por engrenagens, a rotação da turbina é transmitida a um gerador síncrono, completando a conversão eletromecânica de energia. Os princípios termodinâmicos que regem o comportamento da turbina a gás são bastante semelhantes ao da turbina a vapor, com a vantagem de que na turbina a gás o fluido de trabalho é o ar em condições tais que se aproxima muito mais do comportamento do gás ideal do que o vapor d’água.

Fig. 2.2 – Perfil esquemático de uma termoelétrica a gás (Fonte: Atlas ANEEL 2008) As turbinas a gás são aplicadas na aviação, geração de energia, bombas para elevação de petróleo, etc. As características necessárias para cada aplicação definem qual modelo de turbina é o mais adequado para cada caso. 10

2.2. Ciclos termodinâmicos A potência gerada e a energia produzida numa central termoelétrica dependem de vários fatores, entre os quais se destacam a pressão e a temperatura nos vários pontos do sistema. Porém, a relação entre essas grandezas não é linear, nem fácil de ser expressa em uma equação única. Para tal, é necessário enfocar alguns conceitos fundamentais da geração termoelétrica e os principais ciclos termodinâmicos básicos sobre os quais a geração de energia se baseia. Não se pretende um aprofundamento no assunto, além do consistente com o objetivo deste trabalho. Para maior aprofundamento, remete-se à bibliografia citada. 2.2.1. Ciclo Rankine O ciclo fundamental teórico aplicável às termoelétricas a vapor é o ciclo de Carnot, sendo o ciclo base para as aplicações práticas na geração termoelétrica o ciclo Rankine. Existem quatro processos num ciclo Rankine, cada um alterando as propriedades do fluido de trabalho. Estas propriedades são identificadas pelos números no diagrama a seguir e pelo gráfico TxS (temperatura versus entropia) correspondente:

Fig. 2.3 – Ciclo Rankine (Fonte: http://www.mspc.eng.br/termo/termod0540.shtml. Acesso em: 20/03/2009)

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Processo 1-2: Primeiro, o fluído é bombeado (idealmente numa forma isoentrópica) de uma pressão baixa para uma pressão alta utilizando-se uma bomba. O bombeamento requer algum tipo de energia para se realizar; Processo 2-3: O fluído pressurizado entra numa caldeira, onde é aquecido a pressão constante até se tornar vapor superaquecido; Processo 3-4: O vapor superaquecido expande através de uma turbina para gerar trabalho. Idealmente, esta expansão é isoentrópica. Com esta expansão, tanto a pressão quanto a temperatura reduzem-se; Processo 4-1: O vapor então entra num condensador, onde ele é resfriado até a condição de líquido saturado. Este líquido então retorna à bomba e o ciclo se repete. Após a redução do vapor de alta pressão e temperatura que passa pela turbina, o vapor em um ou mais níveis reduzidos de pressão pode ser destinado ao uso no processo produtivo da planta em questão. Acionamento de bombas, compressores e outras máquinas, aquecimento de água, combustíveis e o fornecimento de calor para reações químicas em reatores são exemplos de possíveis usos desse vapor de “baixa” pressão. Após a extração da energia contida no vapor para finalidades como as citadas, o fluido se transforma em líquido saturado, podendo retornar ao sistema de alimentação de caldeira, assim como ocorreria em plantas que trabalham com a condensação direta do vapor que sai da turbina. Como comentado, as variáveis de controle sobre as quais deve-se atuar para melhorar o desempenho do ciclo são pressão e temperatura. Duas das ações visando a melhor eficiência do ciclo Rankine são citadas abaixo: a) Aumento da temperatura na entrada da turbina (superaquecimento): Aumenta o rendimento e aumenta o título (quantidade de água no estado gasoso) do vapor na saída da turbina. Neste caso, existe o cuidado de se manter a temperatura abaixo do máximo suportado pelo material da turbina.

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b) Aumento da pressão máxima do vapor: Neste caso o trabalho líquido tende a permanecer o mesmo, porém o calor injetado diminui, aumentando assim o rendimento. Na prática, são adotadas diversas providências para melhorar o desempenho do ciclo enfocado, melhorando a eficiência da geração. O reaquecimento (extração do vapor a médias pressões da turbina e reaquecimento deste vapor antes de injetá-lo novamente na turbina, para um novo estágio de expansão) e a regeneração (uso de parte do vapor qua sai da turbina para aquecimento de água de alimentação de caldeira) são as alternativas mais comuns encontradas nas centrais. As duas técnicas podem ser aplicadas de forma combinada. Os ciclos termodinâmicos são teóricos e se afastam do que ocorre na realidade a depender de alguns fatores, como: perdas nas tubulações por atrito e transferência de calor ao meio, perda de carga na caldeira, perdas na turbina e na bomba de acordo com o rendimento de cada equipamento e perdas no condensador. 2.2.2. Ciclo Brayton Muitas máquinas térmicas utilizam o ar como fluido de trabalho. Como exemplo, podemos citar o motor de ignição de um automóvel, o motor Diesel e a turbina a gás convencional. Ao longo do processo, o fluido de trabalho se altera durante a combustão, mudando de mistura de ar e combustível para os produtos (ou gases) de combustão. Estes são chamados motores de combustão interna, diferentemente da instalações a vapor, que possuem combustão externa (nas caldeiras). Como o fluido não passa por um ciclo termodinamicamente completo, o motor de combustão interna opera segundo o chamado ciclo aberto. Porém, com algumas restrições, ciclos fechados podem ser utilzados como boas aproximações dos ciclos abertos.

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Os principais ciclos termodinâmicos a ar são o ciclo padrão de Carnot, Otto, Diesel, Ericsson, Stirling e o Brayton. Os mesmos diferem quanto a aplicação de diferentes procesos para ir de um estado a outro. Sendo o ciclo Brayton o mais adequado para representação das turbinas a gás, este será enfocado a seguir. Também denominado ciclo de Joule, o ciclo Brayton possui quatro processos, descritos pelos números na figura a seguir e pelos gráficos TxS e PxV (pressão versus temperatura):

Fig 2.4 – Ciclo Brayton (Fonte: http://www.mspc.eng.br/termo/termod0530.shtml. Acesso em: 20/03/2009) Processo 1-2: Primeiro, o ar é comprimido de forma adiabática por um compressor tipo axial. Grande quantidade da energia que entra na turbina é consumida no trabalho de compressão (cerca de 40% a 60%); Processo 2-3: Ao passar pelo queimador ou câmara de combustão, o ar se expande devido ao fornecimento de calor pelo processo de combustão. Isso ocorre supostamente sob pressão constante porque a forma construtiva da câmara oferece pouca resistência ao fluxo; 14

Processo 3-4: O ar aquecido pela combustão movimenta uma turbina num processo teoricamente adiabático; Processo 4-1: Saindo da turbina, o ar troca calor com o ambiente num processo claramente isobárico. A eficiência térmica do ciclo possui uma forte relação com a chamada razão de pressões do ciclo. Essa razão é definida como: r = p2 / p1, onde p2 é a pressão na saída do compressor e p1 é a pressão na sua entrada. A eficiência teórica do ciclo em função de ‘r’ é mostrada abaixo:

Fig. 2.5 – Eficiência térmica x Razão de compressão (Fonte: http://www.mspc.eng.br/termo/termod0530.shtml. Acesso em: 20/03/2009) Algumas alternativas podem ser adotadas para aumentar o rendimento da geração de energia elétrica via turbina a gás. O ciclo regenerativo, por exemplo, pré-aquece o ar antes de sua entrada na câmara de combustão, transferindo calor dos gases de exaustão da própria turbina. O reaquecimento é feito através de uma câmara de combustão localizada entre dois estágios de expansão da turbina, buscando também um aumento no rendimento do ciclo. No ciclo Brayton real, os processos são irreversíveis, fazendo com que os valores de eficiência que podem ser alcançados fiquem abaixo dos valores teóricos. As principais causas dessa irreversibilidade são: quedas de pressão na câmara de combustão e trocadores de calor, processo não-isentrópico do compressor, calores específicos dos gases no ciclo variam com a temperatura. 15

2.3. O ciclo combinado e a co-geração A produção de energia elétrica nas usinas térmicas pode ser dividida em duas modalidades. Uma delas é a geração exclusiva da eletricidade. Outra é a cogeração, da qual se extrai, também, o calor e o vapor utilizados em processos industriais. De acordo com a ANEEL, “Co-geração de energia é definida como o processo de produção combinada de calor e energia elétrica (ou mecânica), a partir de um mesmo combustível, capaz de produzir benefícios sociais, econômicos e ambientais. A atividade de co-geração contribui efetivamente para a racionalização energética, uma vez que possibilita maior produção de energia elétrica e térmica a partir da mesma quantidade de combustível.” Diferentemente da geração exclusiva de energia elétrica, na co-geração a energia térmica é utilizada diretamente nos processos de manufatura, tais como fornos e caldeiras. A co-geração é o reaproveitamento dos “resíduos” de energia dessas fontes para geração de energia elétrica, diminuindo assim as perdas e aumentando o rendimento do ciclo e o aproveitamento das fontes energéticas. Em síntese, o processo de co-geração permite a produção simultânea de energia elétrica, energia térmica e vapor. No caso do gás natural, os dois últimos são produzidos a partir do calor gerado na produção da eletricidade por usinas em ciclo simples e que, se não utilizado, seria liberado na atmosfera. Este calor é recuperado antes da emissão dos gases e destinado à produção de vapor, do ar quente ou da refrigeração. Um dos argumentos favoráveis à co-geração é a possibilidade de utilização da energia que naturalmente se perde no processo de geração da eletricidade nas termelétricas. Outro é a independência em relação ao suprimento fornecido por terceiros – no caso brasileiro, pelas distribuidoras ou comercializadoras de energia elétrica. Finalmente, um terceiro é a redução do volume de gases lançados na atmosfera, o que pode ser um fator de competitividade no momento atual, em que os consumidores estão cada vez mais exigentes com relação ao impacto ambiental provocado pelos produtos que adquirem.

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A tecnologia do ciclo combinado é recente (década de 80) e passa por processo de expansão em todo o mundo, inclusive no Brasil. Embora exija maiores investimentos que aqueles aplicados nas usinas de ciclo simples, aumenta a eficiência do processo de geração. Em outras palavras: com a mesma quantidade de gás natural é possível obter maior produção de energia elétrica. Nas usinas termelétricas dotadas de turbinas a gás, a primeira etapa do processo consiste na mistura de ar comprimido com o gás natural a fim de se obter a combustão nestas turbinas. O resultado é a emissão de gases em alta temperatura, que provocam o movimento do rotor da turbina, conectada ao gerador síncrono. A energia térmica, portanto, transforma-se em mecânica e, em seguida, em elétrica. O destino dado ao gás natural após esta aplicação determina se o ciclo da termelétrica será simples (ou aberto) ou combinado (fechado). No primeiro caso – o mais tradicional – os gases são resfriados e liberados na atmosfera por meio de uma chaminé. No ciclo combinado, ainda em alta temperatura, os gases são transformados em vapor em caldeiras de recuperação que, direcionado às turbinas a vapor, provoca o seu movimento. Assim, a característica básica de termelétricas a ciclo combinado é a operação conjunta de turbinas movidas a gás e a vapor.

Fig. 2.6 – Ciclo combinado (Fonte: pt.wikipedia.org/wiki/Co-gera%C3%A7%C3%A3o. Acesso em: 20/03/2009 )

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3.

As turbinas a gás 3.1. Introdução Obter o funcionamento satisfatório de uma turbina a gás não foi uma tarefa fácil. As diversas tentativas realizadas ao longo da história esbarravam nas grandes perdas de energia na compressão, impedindo a obtenção de um trabalho útil considerável, além das limitações impostas pelos materiais, que não suportavam as altas temperaturas alcançadas no estágio de combustão. A primeira patente de uma turbina a gás foi obtida por Jonh Barber, em 1791, mas a primeira tentativa bem sucedida de produzir trabalho útil só foi obtida em 1903, por Aegidius Elling, que conseguiu gerar 11 hp na sua turbina dotada de câmara de combustão a pressão constante. Várias foram as tentativas de se desenvolver as turbinas a gás durante as duas primeiras décadas do século XX, sendo a primeira turbina industrial comercializada com sucesso vendida pela Brown Boveri, em 1939, colocada em uma locomotiva. As turbinas de aplicação aeronáutica também tiveram o seu desenvolvimento desenvolvi mento no mesmo período. Após a II Guerra Mundial, as turbinas a gás se desenvolveram de forma mais acentuada. A aerodinâmica dos compressores e o aumento da temperatura máxima dos ciclos foram as principais linhas desse avanço, que contou com a aplicação de materiais cada vez mais resistentes a altas temperaturas e novas tecnologias de resfriamento. Atualmente, são vários os fabricantes de turbinas a gás para aplicação industrial, e nomes como General Electric, Siemens e ABB (Asea Brown Boveri) estão entre os maiores no ramo.

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Fig. 3.1 – Turbina a gás industrial LM2500+ (Fonte: General Electric) As turbinas a gás possuem algumas vantagens em relação a outras máquinas de mesma potência (motores a diesel, por exemplo). A relação peso/potência é menor nas turbinas a gás, ou seja, um motor a diesel de mesma potência teria um peso bem maior do que o de uma turbina a gás. Além do peso, o tamanho das turbinas também é menor, levando em conta a mesma comparação. A principal desvantagem das turbinas a gás é que, comparando-se com máquinas de mesmo tamanho, elas são muito caras. Elas giram a velocidades tão altas e também com altas temperaturas, que projetar e construir turbinas a gás é um grande problema tanto pelo lado da engenharia quanto pelo lado da resistência dos materiais. Turbinas a gás também tendem a usar mais combustível quando elas estão ociosas, ou seja, elas preferem uma carga constante a uma carga flutuante. Isto faz da turbina a gás uma ótima solução para jatos e usinas termoelétricas, mas explica porque não se tem uma embaixo dos capôs dos automóveis. As turbinas a gás têm sua importância ainda mais visível quando se fala de co-geração. Um dos fatores que as tornam muito adequadas às plantas de cogeração é que seus gases de exausto possuem, além de grandes volumes e altas temperaturas, apreciáveis teores de oxigênio. Tal fato pode propiciar algumas alternativas, visando uma melhor eficiência energética da planta. Geração de

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vapor via caldeira de recuperação, utilização direta dos gases em processos de secagem, pré-aquecimento de fornos (indústria petroquímica) e fontes de calor de sistemas de refrigeração são exemplos de aplicações que se beneficiam do princípio de funcionamento de uma turbina a gás.

3.2. Tipos de turbinas a gás As turbinas a gás se dividem basicamente em dois grupos: as aeroderivativas e as heavy duty . As aeroderivativas são oriundas das turbinas aeronáuticas, sofrendo algumas adaptações para a aplicação industrial. Historicamente, o setor militar possuía recursos para pesquisa e desenvolvimento mais abundantes do que o setor industrial, o que fazia com que as turbinas aeronáuticas tivessem grandes avanços. Por motivos econômicos, tornou-se mais atrativo a adaptação das turbinas para o setor industrial do que o desenvolvimento de novos projetos, criando-se o modelo aeroderivativo. As turbinas a gás aeroderivativas são caracterizadas por serem mais eficientes, possuírem alta confiabilidade, ocupar pouco espaço, menor relação peso/potência e flexibilidade na manutenção. Atualmente, estes modelos podem atingir potências de cerca de 50 MW e são aplicadas principalmente em plataformas marítimas, bombeamento de gás, potência de pico em centrais termoelétricas e propulsão naval. Abaixo, a figura mostra dois modelos de turbinas a gás aeroderivativas:

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Fig. 3.2 – Turbinas a gás aeroderivativas (Fonte: LORA, 2004) As turbinas a gás heavy duty são especificamente projetadas para a aplicação industrial. São caracterizadas por sua robustez, flexibilidade no uso de combustível, alta confiabilidade, baixo custo e podendo atingir altas potências nominais (cerca de 340 MW). São turbinas de ciclo simples de um eixo, compressor e turbina (normalmente axiais), e uma câmara de combustão (normalmente externa ao corpo de máquina). A turbina fornece energia para o compressor e outras aplicações, como o sistema de lubrificação, por exemplo. A razão de compressão dessas turbinas pode chegar a 15 e a temperatura máxima a 1290 ºC dentro da câmara de combustão. A grande aplicação das turbinas heavy duty é a geração de eletricidade dentro de usinas termoelétricas.

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Fig. 3.3 – Turbinas a gás heavy duty (Fonte: LORA, 2004) As turbinas a gás industriais são classificadas ainda de acordo com a faixa de potência nominal, gerando a seguinte divisão: Pequeno porte: turbinas a gás com potência nominal de até 1 MW. Seu projeto sofre poucas modificações em relação às turbinas de grande porte, podendo algumas unidades contar com compressores centrífugos no lugar dos radiais. A razão de compressão fica em torno de 4 e a temperatura máxima na câmara de combustão em 870 ºC. A eficiência é geralmente muito menor do que as turbinas de maior porte, devido à limitação de temperatura na entrada da turbina e da baixa eficiência dos seus componentes. Dentro dessa faixa, se encontram as microturbinas, que atingem potências de até 300 kW.

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Médio porte: turbinas com potências entre 1 MW e 15 MW, cujos projetos diferenciam muito pouco das máquinas de grande porte. Geralmente possuem dois eixos, sendo mais eficientes em cargas parciais. A razão de compressão se apresenta na faixa de 5 a 11 e a temperatura de combustão pode passar dos 1000 ºC. As turbinas de médio porte são muito utilizadas em plataformas de petróleo offshore (marítimas) e estão em expansão em plantas petroquímicas, onde podem ser aplicadas em ciclo combinado para a geração de vapor. Grande porte: turbinas com potência acima de 15 MW. São predominantemente axiais e possuem vários estágios, tanto de compressão como de expansão. Tais turbinas possuem razões de compressão que podem chegar a 15 e a temperatura na câmara de combustão a 1290 ºC, sendo aplicadas principalmente na geração de energia elétrica.

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3.3. Configurações Com o objetivo de aumentar a potência útil e a eficiência térmica das turbinas a gás, as mesmas podem se encontrar arranjadas de diferentes formas numa instalação. No chamado ciclo simples, existem dois arranjos básicos para as turbinas: em circuito aberto e em circuito fechado. Além dessas variações, a adição de compressores, turbinas, intercoolers , câmaras adicionais de compressão e trocadores de calor podem ser utilizados para atingir os objetivos supracitados. A figura abaixo ilustra o funcionamento de uma turbina a gás em ciclo simples, trabalhando com circuito aberto e fechado. O fluido de trabalho (1) é comprimido pelo compressor (2), passa pela câmara de combustão (3), onde recebe energia do combustível e aumenta sua temperatura. O fluido se expande na turbina (4) e fornece potência para o eixo e para o compressor.

Fig. 3.4 – Circuitos aberto e fechado (Fonte: LORA, 2004) No circuito fechado, a diferença é que o fluido de trabalho permanece dentro do sistema e o combustível é queimado numa câmara de combustão externa. As vantagens desse arranjo são o uso de alta pressão em todo o circuito, o que resulta na redução do tamanho das máquinas, e a possibilidade de redução de potência útil pela variação do nível de pressão no circuito, fazendo com que haja um controle de potência sem alterar a máxima temperatura do ciclo e com

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pouca variação de eficiência. Além disso, o circuito fechado evita a corrosão de palhetas da turbina, elimina o filtro de ar e permite a utilização de gases com propriedades térmicas desejáveis, tais como argônio e hélio. Em contrapartida, a desvantagem é a necessidade de um sistema externo de aquecimento, utilizandose de um ciclo auxiliar. Considerando apenas a adição de compressores e turbinas, o ciclo simples pode ter algumas configurações propostas, como mostra o quadro a seguir:

Fig. 3.5 – Configurações para o ciclo simples (Fonte: LORA, 2004) A figura mostra as configurações com e sem turbina livre. Os arranjos com apenas um eixo são utilizados em aplicações que exigem velocidade e carregamento constantes, como é o caso da geração de energia elétrica, onde as turbinas heavy duty são empregadas. Para os casos com mais de um eixo, o objetivo é aumentar a eficiência térmica, aumentando a razão de pressão do ciclo através da divisão da compressão em vários estágios (vários eixos), visando obter uma compressão mais eficiente. Além das diversas configurações e alternativas citadas, a geração de trabalho através de uma turbina a gás pode ser ainda mais otimizada quando da adoção de outras técnicas, o que faz com que o conceito de ciclo simples não seja mais adequado. 25

O ciclo regenerativo, por exemplo, utiliza a energia dos gases de exausto da turbina para aquecimento do ar que sai do compressor antes do mesmo adentrar a câmara de combustão. O ciclo com intercooler aplica um resfriamento do ar entre os dois estágios de compressão, permitindo razões de pressão mais elevadas e portanto maiores eficiências. O ciclo com reaquecimento utiliza-se de uma segunda câmara de combustão entre dois estágios de expansão, aumentando a temperatura de entrada na segunda turbina e consequentemente elevando a sua eficiência. O detalhamento das alternativas citadas, das técnicas de injeção de água e de vapor e de outras técnicas de otimização podem ser estudadas na bibliografia recomendada.

3.4. Parâmetros de desempenho O desempenho de uma turbina a gás durante a sua operação sofre influência de diversos fatores, com destaque para os parâmetros térmicos e aerodinâmicos. O desempenho de uma turbina, antes de qualquer coisa, está relacionado com o ponto de operação (design point ), definido em projeto e tido como sendo a condição selecionada para se operar a turbina a gás. Os parâmetros variáveis são a temperatura de entrada na turbina (TET) ou temperatura máxima do ciclo, que consiste na temperatura dos gases ao saírem da câmara de combustão e antes de sofrer expansão na turbina, e a razão de pressão do ciclo, definida como a relação entre as pressões do ar na saída e na entrada do compressor. A figura abaixo mostra a variação da eficiência térmica em função dos dois parâmetros citados anteriormente.

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Fig 3.6 – Eficiência térmica em função da razão de compressão e TET (Fonte: LORA, 2004) Nota-se que quanto maior for a TET, maior será a razão de pressão onde ocorre a máxima eficiência térmica. Para TET=1200K, por exemplo, a eficiência térmica máxima é de 35% e ocorre para uma razão de pressão 20. Já para TET=1300K, a eficiência máxima chega a 38% e ocorre para uma razão de pressão 25. A temperatura ambiente do local de instalação da turbina a gás também influencia no seu desempenho. A figura mostra a variação da eficiência térmica com a razão de pressão para diferentes temperaturas ambiente. A influência dessa variável na performance da turbina está relacionada com a variação do trabalho de compressão em relação à temperatura do ar de entrada do compressor (temperatura ambiente). Quanto maior a temperatura, maior a energia gasta pelo compressor para efetuar o aumento de pressão.

27

Fig. 3.7 – Eficiência térmica em função da razão de compressão para diferentes temperaturas ambiente (Fonte: LORA, 2004) O tipo de combustível queimado na câmara de combustão da turbina influencia de forma significativa na eficiência do ciclo. Comparando três combustíveis que podem ser utilizado nas turbinas a gás, a figura a seguir mostra a variação da eficiência térmica em função da razão de pressão para o álcool, gás natural e querosene.

Fig. 3.8 – Eficiência térmica em função da razão de compressão para diferentes combustíveis (Fonte: LORA, 2004) Nota-se que o álcool consegue atingir valores de eficiência mais elevados para uma dada razão de pressão, seguido do gás natural e do querosene,

28

respectivamente. A diferença de desempenho mostrada é explicada pelos produtos de combustão gerados por cada um dos combustíveis, que são diferentes. O gás natural, por exemplo, possui uma razão hidrogênio/carbono maior do que o querosene, produzindo mais vapor d’água e menos CO2 na sua combustão, o que resulta num aumento do volume específico dos gases. Para o álcool, a razão é ainda maior. Conclui-se que a razão hidrogênio/carbono do combustível utilizado é fator significativo no desempenho das turbinas a gás. Todas as análises feitas até aqui foram considerando o ciclo simples. Para ciclos regenerativos, ciclos com injeção de vapor ou água e outras alternativas já abordadas anteriormente, outros parâmetros aparecem como determinantes no desempenho do ciclo. Efetividade de trocador de calor, vazão de água e de vapor são exemplos de fatores significativos nesses casos. Além do conceito de eficiência térmica, valor adimensional que consiste na razão entre o trabalho útil (potência gerada) e a quantidade de calor fornecida ao ciclo (combustível), existe outro índice para representar o desempenho das turbinas a gás. Padronizado e adotado mundialmente, o conceito de heat rate é muitas vezes mais utilizado para representar a performance das turbinas a gás do que a própria eficiência. Nada mais é do que a razão entre a quantidade de energia consumida na forma de calor (combustível) e a potência útil gerada, medido em BTU/kWh ou kJ/kWh, como segue: Heat rate =

29

Qcombustível E.E.produzida

[BTU] ou [kWh]

[kJ] [kWh]

(3.1)

4.

Análise dos blocos de geração Este capítulo destina-se a apresentar as análises realizadas para os blocos de geração de energia elétrica estudados (TG-5301F e GI-4101A), apresentando e avaliando os resultados obtidos. Para fins de contextualização, uma breve descrição da planta e do seu processo é apresentada.

4.1. O pólo petroquímico e a UNIB A indústria petroquímica é dividida em “gerações”, representando as várias etapas de uma cadeia de processos que visa produzir a partir de poucas matérias primas (nafta e/ou gás natural) uma grande quantidade de produtos. As chamadas empresas de 1ª geração são responsáveis pela quebra da matéria prima proveniente do petróleo, principalmente nafta e gás natural, e as transformam nos chamados petroquímicos básicos (eteno, propeno, buteno, butadieno, metanol, benzeno, tolueno, entre outros). Essas empresas são também chamadas de Centrais de Matérias Primas, por produzirem compostos que serão utilizadas pelas empresas de 2ª geração. As plantas de 2ª geração sintetizam os produtos intermediários (estireno, caprolactama, polietilenos, polipropilenos, borrachas sintéticas, PVC, entre outros) a partir dos petroquímicos básicos, e dão continuidade à cadeia petroquímica, enviando os produtos intermediários para as indústrias de ponta ou beneficiamento. Estas últimas moldam os polímeros e confeccionam os artigos finais para o consumo humano. Dos pneus, peças e acessórios automotivos, até as embalagens, tubos plásticos, móveis e utensílios domésticos, uma infinidade de produtos consumidos pelo homem moderno é proveniente da indústria petroquímica. O Pólo Petroquímico de Camaçari, na Bahia, entrou em operação em 1978, sendo o 2º pólo petroquímico do Brasil e é o maior pólo integrado da América Latina até os dias de hoje. O pólo integra mais de 60 empresas químicas, petroquímicas e de outros ramos, como indústria automotiva, metalúrgica, têxtil, de bebidas e serviços.

30

Fig. 4.1 – Visão aérea do Pólo de Camaçari (Fonte: www.coficpolo.com.br ) O pólo foi construído com investimentos do estado e privado, nacional e internacional, passando posteriormente por uma grande onda de privatizações e fusões no decorrer da década de 90. Em 2001, os grupos empresariais Odebrecht e Mariani se juntaram na compra da Central de Matérias Primas do Pólo (antiga Copene) e de algumas empresas da 2ª geração, sendo fundada a Braskem em 2002. A antiga CEMAP (Central de Matérias Primas da Copene) hoje leva o nome de UNIB – Unidade de Insumos Básicos – e é a principal planta do pólo petroquímico. A unidade possui duas plantas de craqueamento de nafta (Olefinas e Aromáticos I e II) para produção dos ditos petroquímicos básicos e é dela que saem as matérias primas para todas as plantas de 2ª geração do pólo. 31

4.2. A Central de Utilidades da UNIB A UNIB é composta pelas plantas de Olefinas e Aromáticos, responsáveis pelo processo de quebra da nafta em petroquímicos básicos, e pela Central de Utilidades, responsável pela produção de energia elétrica, vapor, água e ar comprimido para as plantas de processo, unidades de 2ª geração da própria Braskem e venda para outras empresas do pólo.

Fig. 4.2 – A UNIB e a Central de Utilidades (Fonte: Braskem) A central de Utilidades é composta por uma unidade de tratamento de água, parques de ar comprimido e uma usina termoelétrica, que fornece o vapor e a energia elétrica para as outras plantas. O vapor é fornecido em quatro níveis de pressão e temperatura, mostrados a seguir:

32



V-120 (120kgf/cm2 a 538oC);



V-42 (42kgf/cm2 a 380oC);



V-15 (15kgf/cm2 a 280oC); e



V-3,5 (3,5kgf/cm2 a 180oC).

O vapor V-120 é produzido em cinco caldeiras tipo aquotubulares e em uma caldeira de recuperação com queima suplementar, acoplada a uma turbina a gás. Este vapor alimenta as turbinas a vapor de contrapressão com extração de vapor V-42 e exaustão de vapor V-15 e geração de energia elétrica em 13.8 kV. O V-120 é também utilizado no acionamento das turbinas dos principais equipamentos rotativos da planta de Olefinas, que são os compressores de gás de carga (GB1201 e GB-4201), compressores de propileno refrigerante (GB-1501 e GB-1601) e compressores de etileno refrigerante (GB-1601 e GB-4601). O V-42 e o V-15 são utilizados tanto para aquecimento quanto para acionamento de outros equipamentos rotativos a vapor, tanto internamente, quanto externamente, sendo vendido também para as empresas de 2ª geração. Exceto a caldeira de recuperação, as demais caldeiras geradoras de vapor possuem capacidade de geração de 400 t/h de V-120 e podem queimar gás natural, óleo OC1A e resíduos do processo petroquímico, tanto líquidos como gasosos. A geração de energia elétrica na termoelétrica é feita através de três turbinas a vapor de contrapressão, que admitem V-120 com extração de V-42 e exaustão de V-15, e uma turbina a vapor condensante, que pode consumir V-15 e V-3,5, tendo todas elas capacidade de geração de 45 MVA cada. Além das turbinas a vapor, a planta possui duas turbinas a gás (TG-5301F e GI-4101A), com capacidade de geração de 38 MW cada. Ambas trabalham em ciclo fechado, cada uma integrada de forma diferente ao processo e utilizando de alternativas distintas para o aproveitamento dos seus gases de exausto. Estas últimas são o foco do trabalho e serão detalhadas no tópico seguinte. Alem da geração própria, a UNIB importa energia elétrica do SIN (Sistema Interligado Nacional), através de dois transformadores de potência de 100 MVA cada, que recebe energia da concessionária CHESF. A seguir, um fluxograma simplificado da geração de energia na termoelétrica ilustra o processo, com destaque para as turbinas a gás que serão estudadas (TG-5301F e GI-4101A):

33

Fig. 4.3 – Fluxograma simplificado da energia elétrica na Central de Utilidades

34

4.3. Bloco 1 – TG-5301F A turbina a gás TG-5301F está localizada dentro da usina termoelétrica da planta de Utilidades da UNIB e está integrada com uma caldeira de recuperação (GV-5301H). A turbina tem fabricação GE, com capacidade de geração de 38 MW nas condições ISO (pressão de 1 atm e temperatura 15 ºC).

Fig. 4.4 – Turbina a gás TG-5301F O bloco trabalha em ciclo combinado, consumindo gás natural ou óleo diesel e gerando energia elétrica e vapor V-120. O óleo diesel é utilizado apenas em casos de problemas no fornecimento de GN ou em partidas denominadas black start , onde há total ausência de fornecimento de GN ou energia elétrica para acionamento dos equipamentos produtores de vapor ou energia elétrica. Através de aproveitando os gases de exausto provenientes da geração de energia na turbina, a GV-5301H produz até 60 t/h de vapor, podendo chegar à vazão de 100 t/h se trabalhando com uma queima suplementar de gás combustível na caldeira.

35

Fig.4.5 – Rotor da turbina TG-5301F (parada geral) A operação da caldeira de recuperação só é possível com a operação da turbina a gás, uma vez que não há ventilação forçada de ar para combustão da caldeira, atividade essa que é realizada pela turbina. Para que se opere a caldeira de recuperação sem a queima suplementar, uma geração mínima de 16 MW se faz necessária.

Fig.4.6 – Tela de acompanhamento de processo do Bloco 1 36

A análise do Bloco 1 visa mensurar os ganhos de eficiência gerados pelo aproveitamento dos gases de exausto do TG-5301F na caldeira de recuperação GV5301H, gerando vapor V-120. Para tal, serão apresentadas as premissas adotadas para os cálculos, os resultados obtidos e posteriormente uma análise econômica do bloco.

Fig.4.7 – Chaminé e caldeira de recuperação GV-5301H

4.3.1. Premissas adotadas Os volumes de controle adotados para o Bloco 1 são mostrados abaixo, definindo o que está dentro das fronteiras do estudo e as correntes que influenciam no balanço de massa/energia do sistema:

37

BFW 9

10

Gases de combustão VC - 2

Caldeira GV-H Tubulão

8 BFW

EE 7

6 V-120

Bomba de circulação forçada MB-40A/B Dessuper

5 FG

4 VC - 1

1

Turbina a Gás TG-F

GN Ar 2

3 G

Turbina a gás

Gerador

Fig. 4.8 – Volume de controle do Bloco 1 1 – Gás natural consumido na turbina 2 – Ar na entrada do compressor da turbina 3 – Energia elétrica gerada pelo bloco em 13,8 kV 4 – Gases de exausto saindo da turbina e entrando na caldeira 5 – Fuel Gás (FG) = Gás combustível da queima suplementar na caldeira 6 – Vapor V-120 produzido pela caldeira 7 – Energia elétrica consumida pela bomba de circulação da caldeira 8 – BFW (Boiler Feed Water) = Água de alimentação para Dessuper 9 – BFW (Boiler Feed Water) = Água de alimentação da caldeira 10 – Gases de combustão para atmosfera

38

EE 13,8 kV

Os dados utilizados para os cálculos de eficiência nas duas condições operacionais são dados reais de produção do bloco, apontados em folhas de leitura pelos operadores da planta nos dias citados. Os dados refletem duas condições de operação distintas. A condição 1 mostra o bloco operando apenas com a turbina a gás, sem a operação da caldeira de recuperação e consequentemente sem o aproveitamento dos gases de exausto da máquina para a produção de vapor. A condição 2 mostra o bloco operando em ciclo combinado, com a GV-5301H em operação e com queima suplementar de gás combustível, produzindo vapor V-120 a uma vazão próxima da sua capacidade nominal. Seguem a seguir os dados das duas condições estudadas:

39

Tab. 4.1 – Dados operacionais do Bloco 1 Dia

Folha de leitura de variáveis

H r 1 o 0 p 3 a 5 V V G r e p u s s e D

Condição 1 Condição 2

Carga do gerador

MARK VI

MW

20,0

31,0

Temperatura de saída dos gases de combustão

MARK VI

°C

436,0

690,0

Vazão de ar na entrada da turbina

MARK VI

kg/h

326.000

424.000

Vazão de Gás Natural

MARK VI

kg/h

6.000

8.000

kg/h

0,0

0,0

Vazão de combustível líquido (Diesel) W F B

7-jul-07

Instrumento Condição operacional

F 1 0 3 5 G T

4-jul-07

Vazão

FIC-360

kg/h

0,0

111.000

Temperatura

TR-360

°C

-

161,0

Pressão

PI-957

kgf/cm²

-

143,0

Pressão

PI-401.1

kgf/cm²

-

123,0

Vazão

FIC-366

kg/h

0,0

97.000

Temperatura

TIC-442.2

°C

-

487,0

Vazão dessuper

TIC-442.1

°C

0,0

18,0

Abertura TCV-361

TCV-361

%

0,0

54,0

Abertura TCV-364

TCV-364

%

0,0

54,0

gaveta (SD norte) gaveta (SD norte)

A

0,0

0,0

A

0,0

198,0

FIC-948

kg/h

0,0

2.300

PCV-377

%

0,0

22,0

TR-443

°C

272,0

187,0

°C

26,0

27,0

a . b c r Amperagem MB-40A i m o c e B r Amperagem MB-40B l e v í t s s Vazão gás combustível para queima suplementar á u G b m o Abertura da PCV-377 c l a r Temperatura de chaminé e G

Temperatura ambiente

Para o cálculo da eficiência do bloco, foi feito um balanço de massa e energia do sistema, comparando o conteúdo energético que entra no bloco com a energia que sai do bloco na forma de produtos – energia elétrica e vapor V-120. Primeiramente, foi calculada a eficiência apenas da turbina, sem englobar a caldeira de recuperação (VC-1). Posteriormente, todo o bloco foi considerado através da junção dos volumes de controle VC-1 (turbina) e VC-2 (caldeira).

40

Para os cálculos realizados, foram utilizadas as seguintes fórmulas: VC-1

η turbina (%) =

100 x [ Pútil ]

(4.1)

[ CT GN ] VC-1 + VC-2

η bloco 1 (%) =

100 x [ Pútil + CT V-120 ]

(4.2)

[ CT GN + CT BFW + CT FG + Pot. B.Rec. ] Onde: Pútil = Potência elétrica gerada [kW] PB.Rec. = Potência consumida na bomba de recirculação [kW] CT (Carga Térmica) [kW] BFW = Boiler Feed Water ou água de alimentação de caldeira GN = Gás natural FG = Fuel Gas ou gás combustível (queima suplementar da caldeira) Os valores de cada CT são obtidos por: CT = ṁ x hespec. ou CT = ṁ x PCI (4.3) (vazão mássica vezes a entalpia específica do fluido ou o poder calorífico do combustível) Todas as correntes energéticas foram convertidas para [kW]

41

4.3.2. Eficiência do Bloco 1 Utilizando as premissas e fórmulas citadas, o estudo consiste em comparar a eficiência do Bloco 1 nas duas condições citadas. Utilizando-se dos dados operacionais apresentados anteriormente, os resultados a seguir foram obtidos para o VC-1: Tab. 4.2 – Eficiência do Bloco 1 para o VC-1 Condição operacional

Condição 1

Condição 2

Variáveis medidas e calculadas

Valor

Valor

6.000

8.000

270.113.808

360.151.744

75.032

100.042

20,0

31,0

20.000

31.000

Condição 1

Condição 2

Valor

Valor

26,7

31,0

13.506

11.618

Vazão, [kg/h] Gás Natural

Carga térmica, [kJ/h] (1) Carga térmica, [kW] (2)

Energia Elétrica

Potência, [MW] Potência, [kW]

Eficiência térmica

Eficiência energética calculada, [%] (3) Heat-rate calculado, [kJ/kWh] (4)

(1) – Utilizado o PCI (poder calorífico inferior) do gás natural fornecido pela Bahiagás [45.019 kJ/kg]; (2) – Conversão de [kJ/h] para [kW]: divide-se por 3600; (3) – Equação (4.1); (4) – Equação (3.1) – Heat-Rate ou “taxa de calor inserido”.

42

Ainda sem considerar a caldeira de recuperação (VC-2) e portanto sem levar em conta o ganho de eficiência gerado pelo ciclo combinado, mesmo assim nota-se uma diferença entre o desempenho do bloco nas duas condições operacionais. Essa diferença pode ser explicada pela situação de carga da turbina nos dois momentos. Na condição 1, a turbina opera em part load , com apenas 20,0 MW de potência sendo gerados, contra uma potência de 31,0 MW na condição 2, o que favorece o desempenho na segunda situação, já que quanto mais próximo da potência nominal da turbina (base load) , mais eficiente se torna o equipamento e consequentemente apresentando um melhor valor de eficiência e heat-rate . A operação em part load na condição 1 é justificada pela não disponibilidade da caldeira de recuperação naquele momento, e portanto trata-se de uma prática operacional indicada pela engenharia da planta a redução de carga da turbina quando o conjunto opera em ciclo aberto (gases de exausto alinhados para atmosfera). Essa redução de carga faz com que uma vazão menor de gases quentes seja “perdida” para atmosfera e busca priorizar a eficiência da geração da termoelétrica como um todo, em detrimento da perda de desempenho deste bloco em específico. Incluindo agora o VC-2, contendo a caldeira de recuperação GV-5301H, temos um novo balanço de massa e energia para o novo sistema, que agora engloba todo o bloco gerador:

43

Tab. 4.3 – Eficiência do Bloco 1 englobando todo o Bloco (VC-1 + VC-2) Condição operacional

Condição 1

Condição 2


Valor

Valor

6.000

8.000,0

270.113.808

360.151.744

75.032

100.042

20,0

31,0

20.000

31.000

Vazão, [kg/h]

0

2.300

Carga térmica, [kJ/h] (1)

0

107.653.534

Carga térmica, [kW]

0

29.904

Corrente, [A]

0

198,0

Potência cons, [kW] (2)

0

132,8

Vazão, [kg/h]

0

111.000

Temperatura, [oC]

-

161,0


0

66.866.400


0

18.574

Vazão, [kg/h]

0

18.000

Temperatura, [oC]

-

138,0


0

10.517.400


0

2.922

Vazão, [kg/h]

0

92.000

Temperatura, [oC]

-

487,0

Pressão, [bar]

-

123,0


0

304.035.933


0

84.454

Condição 1

Condição 2

Valor

Valor

26,7

76,2

13.506

4.726

Vazão, [kg/h] Gás Natural

Carga térmica, [kJ/h] Carga térmica, [kW] Potência, [MW]

Energia Elétrica

Potência, [kW]

FG para queima suplementar Bomba recirculação

BFW para tubulão

BFW para Dessuper

Vapor V-120



44

(1) – Utilizado o PCI (poder calorífico inferior) do gás combustível, baseado na sua composição (fonte: Braskem) [46.806 kJ/kg]; (2) – Potência consumida pela bomba de recirculação em 440V, dado por: PCons. = √3. V. I. cos φ , com cosφ = 0,88 (dado de placa do motor); (3) – Entalpia específica da água comprimida [kJ/kg] em função da temperatura e pressão (tabela do Anexo 3.4 do LORA, 2004); (4) – Entalpia específica do vapor supersaturado [kJ/kg] em função da temperatura e pressão (tabela do Anexo 3.3 do LORA, 2004); (5) – Equação (4.2); (6) – Equação (3.1). Logicamente, os resultados obtidos para a Condição 1 se mantiveram iguais após a consideração do volume de controle total (VC-1 + VC-2), já que nesta condição a caldeira de recuperação (VC-2) não se encontra operando. Já na Condição 2, a caldeira de recuperação GV-5301H opera gerando vapor V-120, consumindo BFW, gás combustível para queima suplementar e energia elétrica para a bomba de recirculação. Além disso, a energia contida nos gases de exausto da turbina a gás é aproveitada na caldeira. Os resultados mostram um ganho elevado de eficiência do bloco quando operando na condição 2, com aproveitamento do exausto, ratificando a grande importância de se buscar a operação do bloco sempre nesta condição. A disponibilidade da caldeira de recuperação, portanto, deve ser sempre perseguida, reduzindo-se os tempos de paradas gerais do equipamento, realizando manutenções preventivas e preditivas, sempre com foco na confiabilidade do bloco. Enxergando a Central de Utilidades da UNIB do ponto de vista global, como uma usina co-geradora, a geração do vapor através da caldeira de recuperação gera um enorme benefício financeiro ao negócio. O vapor gerado neste bloco faz com que as caldeiras convencionais precisem gerar vazões menores desse vapor, consumindo assim menos combustíveis, mantendo, porém, o suprimento de energia térmica demandado pela planta. A grande vantagem do ciclo combinado está na substituição do

45

vapor gerado base combustível (neste estudo considera-se o gás natural) nas caldeiras convencionais por um vapor gerado de um modo muito mais barato, utilizando de forma mais eficiente a energia liberada pelo gás natural queimado na câmara de combustão da turbina a gás. Dentre as diversas alternativas de aproveitamento do exausto das turbinas a gás, a geração de vapor em caldeira de recuperação está entre as mais vantajosas no sentido de ganho de eficiência para o bloco. O fato da eficiência de um ciclo termodinâmico crescer com altas temperaturas e pressões faz com que a geração de vapor superaquecido seja mais eficiente do que o pré-aquecimento de água de alimentação de caldeira, por exemplo, que consiste numa outra forma de se aproveitar os gases de exausto, porém ocorrendo a temperaturas e pressões reduzidas. Todavia, qualquer forma de se aproveitar essa energia “residual” contida nos gases é válida na busca do uso consciente da energia, gerando mais energia elétrica e térmica a partir da mesma quantidade de combustível.

4.4. Bloco 2 – GI-4101A A unidade de Olefinas II é uma das duas plantas de quebra de nafta da UNIB para produção de petroquímicos básicos, também chamadas de crackers . A busca por eficiência energética da planta fez com que uma turbina a gás, a GI-4101A, fosse projetada de forma a operar integradamente com a planta de processo. A integração energética é feita através do aproveitamento da energia contida no exausto da turbina a gás nos fornos de pirólise desta unidade.

46

Fig. 4.9 – Turbina a gás GI-4101A integrada aos fornos de pirólise O alinhamento deste exausto para os fornos da pirólise de Olefinas II leva a uma redução da necessidade de consumo de gás combustível e injeção de ar para combustão destes, uma vez que os gases de exausto sem encontram em alta temperatura e com altos teores de oxigênio. Com isso, a quebra de nafta nos fornos é realizada com menos consumo de combustível, gerando um benefício energético e econômico para o processo. A GI-4101A não possui a possibilidade de consumo de óleo diesel, mas possui a flexibilidade de consumir gás metano, residual do processo da própria planta, através de sua compressão por um compressor motorizado instalado nesta área. Esta turbina não possui a possibilidade de partidas em black start . A seguir, um esquema simplificado dos fornos de pirólise ilustra a integração entre a turbina a gás e o processo petroquímico. Destaque para o consumo de gás combustível do forno, ponto onde o aproveitamento do exausto influencia diretamente: 47

Fig. 4.10 – Esquema simplificado de um forno de pirólise de nafta de Olefinas II

48

4.4.1. Premissas adotadas Os volumes de controle adotados para o Bloco 2 são mostrados abaixo, definindo o que está dentro das fronteiras do estudo e as correntes que influenciam no balanço de massa/energia do sistema: 8 Gases de combustão Saídas

VC - 2 Fornos de pirólise FG

7 Entradas

5 6

4 Gases de exausto

1 GN Ar

VC - 1 Turbina a Gás TG-F

2 G Turbina a gás

Gerador

Fig. 4.11 – Volumes de controle do Bloco 2 1 – Gás natural ou gás metano consumido na turbina 2 – Ar na entrada do compressor da turbina 3 – Energia elétrica gerada pelo bloco em 13,8 kV 4 – Gases de exausto saindo da turbina e entrando nos fornos de pirólise 5 – Fuel Gás (FG) = Gás combustível queimado nos fornos de pirólise 6 – Outras entradas dos fornos de pirólise 7 – Outras saídas dos fornos de pirólise 8 – Gases de combustão para atmosfera

49

3

EE 13,8 kV

Para as análises relacionadas à turbina a gás GI-4101A, os fornos de pirólise são representados por um bloco em separado, com suas entradas e saídas. Porém, o estudo presente não visa investigar o processo interno dos fornos nem realizar balanços de massa/energia para tais equipamentos. Tais análises exigiriam um conhecimento específico da engenharia química, além de fugirem do tema proposto pelo estudo. Para mensurar os ganhos de eficiência gerados por essa alternativa de aproveitamento de exausto, buscou-se calcular a energia (carga térmica) contida nos gases que saem da GI-4101A e estabelecer um percentual dessa energia que seria possível de ser aproveitada nos fornos. Esse percentual é um valor muito difícil de ser determinado, já que muitas variáveis são impactantes no desempenho dos fornos de pirólise. Além disso, não foi encontrado nenhum valor de referência na bibliografia adotada. A solução encontrada foi adotar um valor de eficiência médio para os fornos e considerar essa como sendo a parcela de energia aproveitada dos gases de exausto. O valor adotado para as análises foi a especificação de projeto, retirado do manual do equipamento. Tal aproximação atenderá os objetivos do presente estudo, sendo sugerido um trabalho específico relacionado aos fornos de pirólise para a obtenção de um coeficiente mais exato. A seguir, os dados operacionais utilizados para as duas condições estudadas, a primeira sem aproveitamento dos gases de exausto, liberando-os para atmosfera, e a segunda com alinhamento total desses gases para os fornos:

50

Tab. 4.4 – Dados operacionais do Bloco 2 Dia

Folha de leitura de variáveis

e d e s s i o l ó n r r i o p F

27-fev-08

Instrumento Condição operacional

A 1 0 1 4 I G

18-fev-08

Condição 1 Condição 2

Carga do gerador

MARK VI

MW

26,0

32,6

Temperatura de saída do exausto

MARK VI

°C

583,0

674,0

Vazão de ar na entrada da turbina

EES

kg/h

392.000

450.000

Vazão de Gás Metano

EES

kh/h

7.100

8.400

Vazão de Gás Natural

EES

kg/h

0,0

0,0

Vazão de gases de exausto

EES

kg/h

399.100

458.400

Número de fornos alinhados (máximo de 5)

PIMS

-

0

5

Cálculo

%

0,0

100,0

-

°C

28,0

28,0

Aproveitamento do exausto Temperatura ambiente

A metodologia utilizada para o cálculo de eficiência do Bloco 2 se assemelha à utilizada no Bloco 1. Primeiramente, é calculada a eficiência apenas da turbina a gás (VC-1) nas duas condições citadas. Por se tratar de turbinas idênticas, a mesma equação 4.1 é utilizada nesse caso, apenas substituindo o consumo de gás natural pelo gás metano. No segundo momento, todo o bloco é avaliado, englobando a turbina a gás e os fornos de pirólise (VC-1 + VC-2). Nesse ponto, entra o cálculo da energia contida nos gases de exausto e da adoção de um valor de eficiência médio para os fornos, com já fora citado. Para o Bloco 2, as fórmulas utilizadas foram: VC-1

η turbina (%) =

100 x [ Pútil ] [ CT CH4 ]

51

(4.4)

VC-1 + VC-2

η bloco 2 (%) =

100 x [ Pútil + CT exausto x η fornos]

(4.5)

[ CT CH4 ] Onde: Pútil = Potência elétrica gerada [kW] CT (Carga Térmica) [kW] CH4 = Gás metano Exausto = gases de exaustos saindo da turbina (*)

η fornos = eficiência média de fornos de pirólise de nafta (**) Os valores de cada CT são obtidos pela equação 4.3. Todas as correntes energéticas foram convertidas para [kW] (*) Cálculo da Carga Térmica dos gases de exausto De acordo com o balanço de massa e energia do VC-1 (turbina), a energia contida nos gases de exausto pode ser dada tomando-se a diferença entre a energia que entra no VC-1 (combustível) e a energia que sai na forma de potência gerada, considerando-se as perdas de energia do sistema, como exposto abaixo: CT exausto = [CT CH4] x ηcombustão - [CT CH4] x Outras perdas - [Pútil]

(4.6)

ηgerador Onde:

ηcombustão = 0,98

(Fonte: Lora, 2004)

ηgerador = 0,97

(Fonte: Manual de Operação GI-4101A – Braskem)

Outras perdas = 0,03 Representa uma estimativa das perdas de pressão nos componentes do compressor e turbina, perdas mecânicas na transmissão do movimento da turbina para o compressor e perdas devido às sangrias de ar para resfriamento do corpo da turbina. (Fonte: Lora, 2004).

52

(**) Eficiência média para fornos de pirólise de nafta De acordo com o manual de operação dos fornos de pirólise da planta de Olefinas II, tais equipamentos possuem uma eficiência de projeto de 94,0% sem o alinhamento dos gases de exausto da GI-4101A e 92,8% quando aproveitando o exausto. Esses valores serão adotados para as condições operacionais estudadas, assumindo, portanto, que essa seja a parcela de energia dos gases de exausto que os fornos conseguem aproveitar.

4.4.2. Eficiência do Bloco 2 Utilizando as premissas e fórmulas citadas, o estudo consiste em comparar a eficiência do Bloco 2 nas duas condições citadas. Utilizando-se dos dados operacionais apresentados anteriormente, os resultados a seguir foram obtidos para o VC-1: Tab. 4.5 – Eficiência do Bloco 2 para o VC-1 Condição operacional

Condição 1

Condição 2


Valor

Valor

7.100

8.400

356.022.400

421.209.600

98.895

117.003

26,0

32,6

26.000

32.600

Condição 1

Condição 2

Valor

Valor

26,3

27,9

13.693

12.921

Vazão, [kg/h] Gás Metano

Carga térmica, [kJ/h] (1) Carga térmica, [kW] (2)

Energia Elétrica

Potência, [MW] Potência, [kW]



53

(1) – Utilizado o PCI (poder calorífico inferior) do gás metano [50.144 kJ/kg]; (2) – Conversão de [kJ/h] para [kW]: divide-se por 3600; (3) – Equação (4.4); (4) – Equação (3.1). Assim como foi observado no Bloco 1, a diferença entre os resultados, mesmo antes de considerar o aproveitamento do exausto, pode ser explicada pela diferença de carregamento (potência gerada) da turbina nas duas condições estudadas. As mesmas considerações feitas no bloco anterior se aplicam nesse ponto. De forma análoga ao observado no Bloco 1, a operação da turbina GI-4101A em part load em situações como a condição 1 também é uma orientação operacional da engenharia da planta. Quando não há a possibilidade de alinhamento dos gases para os fornos de pirólise, reduz-se a carga da turbina, fazendo com que menos energia seja perdida via exausto dos gases para atmosfera. Nesse caso, a geração de energia elétrica é compensada por outras formas de geração (turbinas a vapor, por exemplo) ou pela outra turbina a gás da planta, o TG-5301F (Bloco 1), sempre buscando a otimização do sistema termoelétrico de forma global. Incluindo agora o VC-2, contendo os fornos de pirólise de nafta de Olefinas II, temos um novo balanço de massa e energia para o novo sistema, que agora engloba todo o Bloco 2:

54

Tab. 4.6 – Eficiência do Bloco 2 englobando todo o bloco (VC-1 + VC-2) Condição operacional

Condição 1

Condição 2

Descrição das variáveis medidas e calculadas

Valor

Valor

Vazão, [kg/h]

7.100

8.400

Carga Térmica, [kJ/h] (1)

356.022.400

421.209.600

Carga térmica, [kW] (2)

98.895

117.003

Potência, [MW]

26,00

32,60

Potência, [kW]

26.000

32.600

Vazão, [kg/h]

399.100

458.400

Temperatura, [oC]

583

674

Temperatura, [K]

856

947

241.726.435

279.159.429

67.146

77.544

Eficiência dos fornos [%] (4)

94,0

92,8

Número de fornos alinhados

0

5

Aproveitamento de exausto [%]

0,0

100,0

Carga térmica aproveitada, [kW] (5)

0

71.961

Condição 1

Condição 2

Valor

Valor

26,3

89,4

13.693

4.028

Gás Metano

Geração de EE

Gases de combustão (exausto)

Carga térmica, [kJ/h] (3) Carga térmica, [kW]

Fornos de pirólise

Condição operacional

Eficiência energética calculada [%] Heat-rate calculado [kJ/kWh]

55

(1) – PCI (poder calorífico inferior) do gás metano [50.144 kJ/kg]; (2) – Conversão de [kJ/h] para [kW]: divide-se por 3600; (3) – Equação (4.6); (4) – Valor adotado para a eficiência dos fornos; (5) – [CTaproveitada ] = CTexausto x η fornos x Aproveitamento de exausto (%) Logicamente, os resultados obtidos para a Condição 1 se mantiveram iguais após a consideração do volume de controle total (VC-1 + VC-2), já que nesta condição o exausto se encontra alinhado para atmosfera, não sendo aproveitado nos fornos (VC-2). Na condição 2, diante das premissas adotadas, chega-se a uma estimativa razoável da parcela de energia que é recuperada através do alinhamento dos gases para os fornos de pirólise. Com isso, o bloco obtém um ganho bastante significativo de eficiência, resultando consequentemente na melhora da eficiência energética da planta de Olefinas II como um todo. O aproveitamento dessa energia implica numa diminuição de consumo de gás combustível nos fornos, o que faz com que a planta produza mais petroquímicos com menor quantidade de energia gasta. A comparação entre os indicadores energéticos dos dois crackers (Olefinas I e II), que busca medir a quantidade de energia gasta por quantidade de produto produzido (GJ/tproduto), certamente mostraria um melhor desempenho para a planta de Olefinas II, podendo ser foco de um trabalho futuro. Operar a planta na condição 2, porém, nem sempre é possível. Algumas restrições da planta muitas vezes impedem tal aproveitamento energético. Fornos em processo de decoque, em manutenção, problemas no damper , tubos obstruídos e excesso de ar nos fornos são exemplos de restrições operacionais que podem vir a impedir o alinhamento dos gases de combustão para os fornos. O alinhamento parcial, para apenas parte dos fornos, também é possível. Nesse caso, consequentemente, apenas uma parte da energia contida nos gases é aproveitada, levando a ganhos de eficiência intermediários entre as condições 1 e 2.

56

4.5. Análises econômicas O ganho de eficiência energética com as alternativas de aproveitamento dos gases de exausto das turbinas a gás, além de contribuir para o uso racional dos recursos energéticos, traz consigo benefícios financeiros à usina geradora. O custo com combustíveis representa normalmente o maior montante em relação aos custos de produção de uma usina termoelétrica. Sendo assim, um pequeno ganho de eficiência nos processos da planta pode trazer grandes ganhos financeiros para o negócio. As análises econômicas adiante visam estimar o quanto a diferença de eficiência dos blocos nas condições estudadas impacta financeiramente nos custos de produção da planta. Apesar de se utilizar diferentes metodologias para cada um dos dois blocos, o raciocínio é baseado num mesmo princípio: o ganho de eficiência com o aproveitamento do exausto gera uma economia de combustível, que representa uma economia de custos. O Bloco 1 será analisado utilizando-se o simulador de custos de produção da termoelétrica da Central de Utilidades da UNIB, programa utilizado pela engenharia e operação da planta para simular condições operacionais com base nas demandas de vapor e energia e nos custos de combustíveis. Já no Bloco 2, a análise será feita através de um balanço de energia do sistema, mensurando o quanto o aproveitamento dos gases de exausto reduz o consumo de gás combustível nos fornos.

4.5.1. Bloco 1 O simulador de custos de produção da Unidade Termoelétrica da UNIB foi desenvolvido utilizando-se a plataforma EES (Engineering Equation Solver), sendo um dos resultados da tese de mestrado do engenheiro mecânico Edgar Nunes de Almeida, no ano de 2005, pela Universidade Federal da Bahia, sob o título “Análise Exergética de uma Central Termelétrica com Cogeração num Complexo Petroquímico”. O programa simula a operação da usina termoelétrica, através da definição das demandas de vapor e energia elétrica, matriz de combustíveis e respectivos custos, carga dos geradores, entre outras diversas variáveis de entrada, tendo como saída principal o custo de produção para uma dada condição operacional. 57

BLOCO 1

BLOCO 2

Fig. 4.12 – Tela principal do simulador de custos da termoelétrica – EES

58

O aproveitamento do exausto na caldeira de recuperação do Bloco 1, com a geração de vapor V-120, implica numa redução desse vapor gerado pelas caldeiras convencionais da planta. Ou seja, ao gerar 100 t/h de vapor V-120 na caldeira de recuperação GV-5301H, deixa-se de gerar 100 t/h nas caldeiras convencionais, reduzindo-se assim o consumo de combustível nas mesmas. Há ainda o consumo de gás combustível na GV-5301H através da queima suplementar para a geração desse vapor, porém, a redução de consumo de gás nas caldeiras convencionais é superior, gerando uma economia de combustível no fechamento do balanço. Foram feitas simulações no EES, representando as condições 1 e 2 estudadas para o Bloco 1. Para as demandas de vapor e energia elétrica, os preços de combustíveis e outros dados de entrada do programa foram considerados os dados de Dezembro/08. Os resultados são os seguintes: Tab. 4.7 – Análise econômica para o Bloco 1 Bloco 1 - TG-5301F Simulação EES Condição 1

Importação de EE [MW] V-120 Caldeiras [t/h] Gás Caldeiras [t/h] Outros combustíveis Caldeiras [t/h] EE Turbinas Vapor [MW] EE TG-F [MW] V-120 GV-H [t/h] Gás Natural TG-F [t/h] Gás Queima Sup. GV-H [t/h] Consumo Gás Total [t/h] EE Turbina condensante [MW] Custo de produção [MR$] Delta [MR$]

Condição 2

69 584 8,7 29,6 29,2 20 0 6,0 0 14,7 12,1

69 436 1,0 28,5 22,4 31 100 8,0 2,3 11,3 8,5

29.177,00

26.152,10

Por mês Por dia Redução

3.024,90 100,83 10,4 %

A simulação mostra uma redução do consumo total de gás natural na planta da Condição 1 para a Condição 2, com já era esperado. Essa redução, com base no preços de combustíveis praticados na época, representa uma diferença de cerca de 59

R$ 3.024.900,00 /mês nos custos de produção, ou o equivalente a R$ 100.830,00 /dia. Como pode ser visto na tabela, o aproveitamento dos gases de exausto do TG-5301F na caldeira de recuperação reduz em cerca de 10,4% os custos de produção da planta, um percentual bastante elevado e que ratifica a importância de se buscar essa condição operacional da planta o máximo de tempo possível. Nas simulações, o consumo de outros combustíveis (óleo combustível e resíduos petroquímicos) foi mantido constante, variando apenas o consumo de gás da planta. Outras condições de demanda de vapor e energia foram simuladas, sendo obtidos resultados semelhantes. Como já foi dito, a diferença entre as condições estudadas implica diretamente no consumo de gás combustível da planta, sendo o custo deste combustível a única variável que alteraria o resultado obtido.

4.5.2. Bloco 2 O simulador de custos EES utilizado no tópico anterior fora construído englobando apenas a Unidade Termoelétrica, portanto não mede ganhos de eficiência energética obtidos em outros pontos da planta. Ou seja, a economia de gás combustível nos fornos de pirólise de Olefinas II gerada pelo aproveitamento do exausto da GI-4101A não aparece nos resultados do simulador, já que o volume de controle englobado pelo mesmo se limita à termoelétrica. Portanto, a análise econômica do Bloco 2 não pôde ser feita utilizando o programa. A alternativa encontrada para mensurar os ganhos financeiros no Bloco 2 foi a seguinte: converter a energia considerada como sendo aproveitada nos fornos (CTaproveitada ) para base de gás combustível, através do seu poder calorífico inferior. O valor adotado para o PCI do gás combustível fora o mesmo utilizado no tópico 4.4.1. Mantiveram-se as mesmas bases de custos praticados no Bloco 1 (Dezembro/08). A seguir, os resultados:

60

Tab. 4.8 – Análise econômica para o Bloco 2 Bloco 2 - GI-4101A.

Fornos de pirólise

Energia aproveitada - base gás combustível Condição 1 Eficiência [%] 94,0 Número de fornos alinhados 0 Aproveitamento de exausto [%] 0,0 Carga térmica aproveitada, [kW] 0 Carga térmica aproveitada, [kJ/h] 0 Gás combustível equivalente [kg/h] 0

Condição 2 92,8 5 100,0 71.961 259.059.950 5.535

MR$/dia

135,89

MR$/mês

4.076,69

Delta de custo

Como mostra a tabela acima, a diferença de eficiência do Bloco 2 entre as duas condições operacionais representa cerca de R$ 4.076.690 /mês, ou o equivalente a R$ 135.890 / dia de operação. Os resultados encontrados ratificam os benefícios do aproveitamento dos gases de exausto nos fornos de pirólise, indicando a necessidade de se maximizar essa prática na planta de Olefinas II. A engenharia e operação da planta devem sempre buscar a confiabilidade do bloco e sistemas auxiliares, mantendo os gases alinhados para os fornos o maior tempo possível. Financeiramente, os resultados dos dois blocos se encontram na mesma ordem de grandeza, com uma pequena vantagem para o Bloco 2. Portanto, se houver a necessidade de priorizar uma das duas formas de aproveitamento, seja por motivos operacionais ou de demanda, o aproveitamento no Bloco 2 teoricamente deve ser o escolhido. Entretanto, a incerteza do cálculo referente ao Bloco 2 é muito maior do que a do Bloco 1, já que se baseia em aproximações e considerações realizadas neste estudo. Os resultados do Bloco 1 apresentam valores mais confiáveis, já que provém de um simulador já amplamente utilizado e difundido na empresa. Ao decidir por uma ou outra condição operacional, a confiabilidade do sistema termoelétrico, a integridade dos equipamentos e outros fatores devem ser analisados 61

além do custo de operação, já que uma falha no sistema térmico ou elétrico pode vir a trazer perdas de ordem muito superior aos ganhos com eficiência energética.

5.

Conclusões O contexto de crescimento da economia mundial e a situação energética do Brasil nos últimos anos trouxeram a necessidade da expansão do parque gerador brasileiro, com destaque para o grande número de usinas termoelétricas em operação e construção no país. A expansão da oferta de gás natural no mercado brasileiro aparece como fator determinante para tal. A indústria petroquímica, como setor intensivo em energia e diante dos preços crescentes tanto de nafta como de combustíveis para a geração de energia, aumentou a busca por eficiência nos seus processos e na suas plantas, visando manter as margens de lucro do seu negócio. No presente estudo, buscou-se consolidar o conhecimento a respeito das usinas termoelétricas, com foco especial nas turbinas a gás, descrevendo seus princípios de funcionamento, suas características construtivas e de desempenho. O estudo dos blocos de geração da Central de Utilidades da UNIB – Braskem – teve como objetivo mensurar os benefícios gerados pelo aproveitamento dos gases de exausto das turbinas a gás, através da integração da geração de energia com o processo petroquímico. Os resultados obtidos se mantiveram nas faixas esperadas, tanto para eficiência das turbinas a gás isoladamente, quanto para o ciclo combinado. Os valores encontrados ratificam a importância dessas alternativas para a eficiência energética de uma planta co-geradora, garantindo uma operação mais econômica e a utilização dos recursos energéticos de forma mais racional. Por fim, as análises econômicas trouxeram para a base financeira as diferenças de desempenho entre as condições estudadas. Os valores encontrados refletem uma economia considerável de combustível e, consequentemente, uma redução razoável nos custos de geração de energia elétrica da planta, quando do aproveitamento dos gases de exausto.

62

Como sugestões de trabalhos futuros relacionados ao tema tratado na presente monografia, podem ser aqui enumeradas: •

Perspectivas de crescimento da geração termoelétrica no Brasil e no mundo;

•

Emissões atmosféricas de gases de efeito estufa por turbinas a gás;

•

Ciclos termodinâmicos utilizados nas turbinas a gás;

•

Co-geração no Brasil: situação atual e perspectivas futuras;

•

Diferenças entre turbinas a gás aeroderivativas e heavy duty ;

•

Técnicas de aumento de eficiência de turbinas a gás: injeção de vapor e água;

•

Técnicas de aumento de eficiência de turbinas a gás: resfriamento evaporativo;

•

•

63

Teste de performance de turbinas a gás aplicando o ASME Performance Test Code PTC-22-1997, “Gas Turbine Power Plants.” ; Determinação do percentual de energia dos gases de exausto possível de ser aproveitado em fornos de pirólise de nafta.

6.

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TCC - Marcelo - Ufba - Turbinas a Gás Com Aproveitamento de Gases de Exaustão

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