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CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS SUPERCRÍTICAS A CARVÃO PULVERIZADO
André Andrade
Estudante de Engenharia do Ambiente
Universidade Fernando Pessoa
Arlindo Bastos
Estudante de Arquitectura
Universidade Fernando Pessoa
Miguel Chivarria
Estudante Arquitectura
Universidade Fernando Pessoa
Abstract In this article will be discussed several issues concerning to one of several clean coal technologies available, the supercritical pulverized coal power plants, making a description of this type of technology, the description of its operation, type of materials used in its boilers and turbines, among other aspects. There will be also analyzed the environmental impacts and costs associated with these thermal power plants. The article is also carried out a description of the technologies of CO2 capture and storage, presenting some hypothesis of application of this technology in Portugal. With the realization of this article we could conclude that the integration of these two types of technology could be very important in terms of environmental and energetic sustainability in the future.
Resumo Neste artigo irão ser discutidos vários aspectos que dizem respeito a uma das várias tecnologias de carvão limpo disponíveis, as centrais termoeléctricas supercríticas a carvão pulverizado, realizando uma descrição deste tipo de tecnologia, a descrição do seu funcionamento, do tipo de materiais utilizados nas suas caldeiras e turbinas, entre outros. São também analisados os impactes ambientais e os custos associados a estas centrais termoeléctricas. No artigo é também efectuada uma descrição das tecnologias de sequestro e armazenamento de CO2, apresentando hipóteses de aplicação desta tecnologia em Portugal. Pode concluir-se com a realização deste artigo que a integração destes dois tipos de tecnologia poderá ser muito importante em termos de sustentabilidade ambiental e energética no futuro.
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1. Introdução Actualmente, as centrais termoeléctricas que usam combustíveis fósseis para gerar energia eléctrica representam cerca de 70% da produção mundial de energia eléctrica (Gráfico 1 em Anexo), sendo que desses 70%, cerca de 42% das centrais utilizam como combustível o carvão (Gráfico 2). Em Portugal, no ano de 2007, o carvão representou cerca de 11,3% do total do consumo de energia primária, sendo 95% do carvão consumido destinou-se à produção de electricidade (DGEG, 2009). Prevê-se no entanto uma redução significativa do peso do carvão na produção de electricidade em Portugal, essencialmente devido ao crescimento da utilização do gás natural e de energias renováveis na produção de energia eléctrica e devido ao impacto das centrais termoeléctricas a carvão nas emissões de CO2. Contudo, o carvão deverá continuar a ser um componente essencial do “mix” de combustíveis utilizados na produção de energia eléctrica, no futuro. De facto, o carvão apresenta algumas vantagens em relação ao petróleo e ao gás natural, tais como: um preço relativamente estável, (Gráfico 3), podendo ser adquirido a baixos custos; uma grande abundância, possuindo o maior número de reservas a nível mundial (Tabela 1), e assegurando um fornecimento para pelo menos mais 130 anos; e as suas reservas apresentam uma distribuição geográfica mais equitativa, possuindo mais de 70 países reservas de carvão expressivas, tornando desta forma o carvão menos vulnerável a influências geopolíticas (Beér, 2000; Oliveira, 2009). Todavia, o carvão possui uma grande desvantagem em relação aos outros combustíveis fósseis, o facto de os métodos tradicionais de combustão de carvão emitirem poluentes atmosféricos, nomeadamente CO2, em elevadas quantidades (Tabela 2). Para que ocorra uma substancial redução das emissões libertadas pelas centrais termoeléctricas a carvão são por isso necessárias tecnologias mais avançadas e eficientes, a fim de minimizar o impacto ambiental na utilização deste combustível. Abre-se então uma janela de oportunidade para as centrais termoeléctricas supercríticas a carvão pulverizado (de agora em diante apenas denominadas de centrais supercríticas), uma tecnologia de carvão limpo (“clean coal technology”) que utiliza o carvão de forma mais eficiente, produzindo menos emissões e consumindo menos combustível (Herzog e Katzer, 2006; Susta, 2004) Este tipo de tecnologia tem sido aplicado há várias décadas nos países mais desenvolvidos, como os Estados Unidos da América, Japão, Alemanha e Dinamarca, encontrando-se actualmente em expansão nos países em desenvolvimento, como a China e a Índia. A nível mundial, do total de centrais termoeléctricas a carvão, 85% são unidades sub-críticas e 11% são unidades supercríticas, estimando-se que existam mais de 500 centrais supercríticas instaladas em todo o Mundo, com uma capacidade total instalada de aproximadamente 300 GW (DOE-NETL, 2008-1). Actualmente, a instalação de unidades sub-críticas novas a nível mundial é muito reduzida, optando a maioria dos países pela construção de centrais supercríticas (Gráfico 4). Vários especialistas defendem no entanto que para uma redução efectiva das emissões de CO2 para a atmosfera, resultantes do processo de “queima” de carvão em centrais termoeléctricas, não chega melhorar a eficiência das novas centrais termoeléctricas que são construídas, ou mesmo a eficiência das centrais existentes, é também essencial o desenvolvimento de soluções de sequestro e armazenamento de CO2, as denominadas tecnologias CCS (Carbon
Capture and Storage), que poderão ser acopladas a centrais supercríticas, a longo prazo (Beér, 2006). Sendo previsível um aumento do consumo de energia eléctrica em termos globais, que resulta do crescente aumento de população a nível mundial e do aumento do nível de vida e conforto das populações, e para que possam ser satisfeitas quer as necessidades energéticas das populações, quer a preservação do meio ambiente, é portanto fundamental analisarem-se as várias opções tecnológicas que poderão ser adoptadas para esse fim (IPCC, 2007).
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2. Centrais Termoeléctricas Supercríticas a Carvão Pulverizado 2.1. Descrição da Tecnologia As centrais termoeléctricas existentes podem ser divididas em três grandes grupos: centrais de ciclo sub-crítico, de ciclo supercrítico e de ciclo ultra-supercrítico. As condições de operação de cada tipo de central são distintas, sendo essencialmente diferentes as pressões e temperaturas de operação de cada central, como ilustrado na tabela 3. Como já foi referido anteriormente, as centrais sub-críticas são as mais abundantes a nível mundial e as centrais ultra-supercríticas encontram-se numa fase de desenvolvimento, existindo apenas algumas instaladas no Japão (Huang, 2010). Este artigo apenas abordará com mais detalhe as centrais supercríticas, uma tecnologia com maturidade técnica suficiente, implementada em vários países e economicamente viável. O termo supercrítico que designa estas centrais termoeléctricas, advém do facto de o ciclo supercrítico operar com pressões acima do ponto crítico de pressão da água (22,1 MPa), ou seja nunca ocorre uma mudança de fase da água, não havendo uma distinção clara entre o estado líquido e o estado gasoso, fazendo com que a água esteja sempre no estado de vapor sobreaquecido. Desta forma poupa-se energia necessária à sublimação da água, conseguindo-se produzir a mesma quantidade de energia eléctrica do que numa central sub-crítica, mas com menos combustível, o que corresponde em termos práticos a um aumento de rendimento das centrais supercríticas (Espatolero et al., 2009; MIT, 2006). Em termos de eficiência correspondente a cada central termoeléctrica a carvão, os valores encontrados na bibliografia são muito variáveis, essencialmente devido às diferentes condições de operação em que as centrais termoeléctricas podem operar, sabendo-se de forma clara que quanto maior for a temperatura e a pressão de vapor do ciclo, mais eficiente é o processo de geração de energia eléctrica (Gráfico 5). A eficiência das centrais termoeléctricas resulta então da eficiência conjunta quer das suas caldeiras quer das suas turbinas, mas a ênfase para a melhoria da eficiência energética de uma central termoeléctrica tem-se centrado no ciclo de vapor porque a maioria das modernas caldeiras a carvão têm mais de 90% de eficiência e são em grande parte independentes das condições de vapor (Booras e Holt, 2004). Mas não só o aumento da temperatura e da pressão de vapor do ciclo permitem uma maior eficiência, podendo ser utilizadas diferentes técnicas para que a uma central supercrítica possa aumentar, até mais cinco pontos percentuais a sua eficiência, tais como: uma redução do excesso de ar do sistema; uma redução da temperatura dos gases de exaustão libertados pela chaminé, recuperando parte do calor libertado; a utilização de uma segunda fase de reaquecimento do vapor; e reduzindo a pressão do condensador (Gráfico 6) (DTI, 2006). Apesar de as eficiências dependerem das diferentes condições de operação, de um modo geral pode afirmar-se que a eficiência das centrais sub-críticas pode variar entre 30% a 40%, a eficiência das centrais supercríticas pode variar entre 40% a 46%, e a eficiência das centrais ultra-supercríticas pode ser superior a 48%, esperando-se que no futuro se possam atingir eficiências da ordem dos 50% a 55% (Boben e Hasan, s/d; Romeo et al., 2008). É também importante referir que as instalações sub-críticas existentes podem ser modificadas para operar em condições avançadas de vapor supercrítico, operando-se a modificações nas turbinas e na caldeira do sistema, como demonstrado na Figura 1.
2.2. Funcionamento de uma Central Termoeléctrica Supercrítica a Carvão Pulverizado O funcionamento de uma central supercrítica é muito semelhante ao funcionamento de uma central termoeléctrica clássica a carvão, possuindo apenas algumas adaptações. Em seguida
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procurou-se descrever de uma forma simples e genérica os seus princípios de funcionamento. O carvão a ser queimado nas caldeiras, geralmente carvão de alta qualidade e com baixos teores de enxofre, é previamente seco e pulverizado em partículas finas (entre 75 e 300 µm) em moinhos, pois uma menor granulometria do carvão e consequentemente um aumento da sua área de superfície permite um melhor aproveitamento térmico do carvão. Este carvão é armazenado em silos e posteriormente injectado na câmara de combustão, através de queimadores, sendo esta operação realizada na presença de um determinado caudal de ar que é extraído do ar exterior e é enviado para a fornalha da caldeira, para que a combustão do carvão se realize por completo (Chopra, 2009; Valente e Torres, 2003). Na caldeira, o calor produzido pela combustão do carvão transforma a água, que circula nos tubos que envolvem a fornalha, em vapor sobreaquecido que é transferido para uma turbina. Esse vapor que é fornecido à turbina movimenta o seu eixo, e possuindo a turbina uma conexão a um gerador, o movimento giratório da turbina (energia mecânica) é transformado em energia eléctrica que posteriormente é convertida para as tensões requeridas e fornecida aos consumidores por meio de linhas de transmissão (Oliveira, 2009). O vapor que é transferido para a turbina é ainda condensado, sendo o seu calor latente removido utilizando uma fonte fria e voltando novamente para a caldeira, onde é reaquecido (Figura 2). É nesta fase que reside uma das maiores diferenças quanto ao funcionamento das centrais de ciclo supercrítico comparativamente com as centrais de ciclo sub-crítico, que é o facto de não ser necessária energia para que o vapor seja reaquecido, devido à alta pressão e temperatura do vapor na saída da caldeira e entrada da turbina, encontrando-se o vapor sempre no estado de vapor sobreaquecido, aumentando assim a eficiência do ciclo supercrítico (Figura 3). Apesar da estrutura em si de uma central supercrítica ser muito semelhante à estrutura de uma central sub-crítica, com diferenças ao nível do tipo de caldeira e turbina e dos tubos possuírem um menor diâmetro e das paredes serem mais espessas, as centrais supercríticas apresentam algumas vantagens em relação às centrais sub-críticas, tais como: uma redução no tamanho de vários itens da central supercrítica, devido essencialmente à redução das taxas de fluxo térmico associadas à maior eficiência do ciclo; um balanço hídrico superior, sendo utilizada menos água para alimentar o sistema e sendo gerados menos resíduos líquidos; produção de um menor volume de cinzas; o arranque da central supercrítica, para que esta entre em funcionamento, é mais rápido do que o arranque de uma central sub-crítica, possuindo também um maior grau de flexibilidade operacional. No entanto em termos operacionais, as centrais supercríticas pode possuir a desvantagem de serem mais sensíveis á qualidade da água que alimenta o sistema e de possuírem uma menor flexibilidade do tipo de carvão utilizado (Oliveira, 2009; Tavoulareas, 2008; Tumanovskii et al., 2009). Relativamente à potência das centrais supercríticas existentes, a potência mínima para uma central deste tipo actualmente disponível é de 350 MW e a potência máxima com a qual uma central supercrítica pode ser instalada é de 1000 MW (Gráfico 7). No entanto é importante referir que as centrais supercríticas com menos de 400 MW de potência instalada possuem uma eficiência baixa, de cerca de 37%, devido a factores de escala e a perdas térmicas nas turbinas de alta pressão, além de que ao nível da emissão de gases com efeito de estufa, a diferença das quantidades emitidas, comparativamente com as centrais sub-críticas, é marginal (Hamilton et al, 2009).
2.3. Materiais Utilizados na Construção das Caldeiras e das Turbinas Como já foi referido anteriormente, para aumentar a eficiência de uma central termoeléctrica são necessárias pressões e temperaturas mais elevadas, o que implica a utilização de novos materiais utilizados em caldeiras e turbinas a vapor, capazes de suportar essas temperaturas e
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pressões. Desde os anos 80, data a partir da qual houve uma maior compreensão da química do ciclo da água, que estes materiais têm sido melhorados, estando o futuro das tecnologias de carvão pulverizado e os limites de temperatura e pressão de vapor que poderão ser atingidos, inteiramente dependentes da evolução que estes materiais irão sofrer (Espatolero et al., 2009). De uma forma geral, pretende-se que estes materiais utilizados nas caldeiras e turbinas possuam uma alta resistência a rupturas por deformação, uma elevada resistência à corrosão, uma alta resistência a fissuração por fadiga e que sejam materiais facilmente produzidos e abundantes. Os materiais mais vulgarmente utilizados no fabrico de equipamentos para produção de energia eléctrica são os aços e as ligas metálicas (Huang, 2010). 2.3.1. Caldeiras A caldeira é o equipamento que produz vapor em alta pressão utilizando a energia térmica libertada durante a combustão do carvão. Ao contrário das caldeiras utilizadas nas centrais sub-críticas, que são denominadas de caldeiras “drum” (em forma de tambor), nas quais o vapor encontra-se separado da água, nas caldeiras utilizadas nas centrais supercríticas, denominadas de caldeiras “once-through” ou caldeiras Benson, o sistema de circulação normal, que depende da diferença de densidade entre o vapor e água para impulsionar a circulação e o arrefecimento dos tubos da parede do forno, e para separar o vapor da água, não é necessário, sendo a água completamente evaporada numa única passagem através da caldeira (Huang, 2010; Tumanovskii. 2009). As caldeiras “once-through” (Figura 4) são geralmente construídas em espiral e apresentam uma tubagem vertical, com uma superfície interna em estrias para uma distribuição mais uniforme do calor e estão mais adaptadas às frequentes variações de carga. São também adequadas para a inclusão de sistemas de tratamento de gases e de fácil manutenção (Chopra, 2009). Quanto aos materiais utilizados nas caldeiras, as ligas de níquel, como Inconel 617 e 740, são os materiais mais adequados para componentes sujeitos a condições severas de temperatura e pressão, embora o preço destas ligas seja bastante superior ao dos aços. Porém, este material é menos pesado, com dimensões mais pequenas e paredes mais espessas do que os aços (Huang, 2010). Tendo em vista a redução dos custos de investimento, podem então ser utilizadas ligas de aço 9Cr, como o P91 e P92, que são muito resistentes a altas temperaturas, até 620ºC e possuem uma boa resistência à deformação. Contudo, continuam a existir problemas com estes materiais, principalmente falhas prematuras por fluência em zonas de soldadura, afectadas pelo calor, assim como a sua resistência à oxidação também não é boa (Sotomente, 2009). Uma outra opção é a utilização de aços austeníticos, como o NF 12 e o NF 709, adaptados a condições de vapor superiores até 650ºC/31,5 MPa, que apresentam uma resistência à oxidação muito superior às dos aços P91 e P92, possuindo apenas como grande inconveniente uma elevada fadiga térmica, devida às suas baixas condutividades térmicas e aos seus altos coeficientes de expansão (Espatolero et al., 2009). Na tabela 4 estão definidos alguns dos materiais mais utilizados nas caldeiras a carvão das centrais supercríticas, assim como as gamas de temperatura a que podem operar. 2.3.2. Turbinas Uma turbina a vapor é um equipamento mecânico robusto, pesado e altamente sofisticado que extrai a energia térmica do vapor e a converte em trabalho mecânico rotacional, que posteriormente é convertido por um gerador em energia eléctrica. Para maximizar a eficiência da turbina, o vapor é expandido em vários corpos de pressão (alta pressão, média pressão e baixa pressão), produzindo trabalho (Valente e Torres, 2003). As turbinas das centrais supercríticas (Figuras 5 e 6) não diferem significativamente das turbinas das centrais sub-
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críticas, mas devido ao facto de operarem com pressões e temperaturas mais elevadas, as suas paredes têm de ser mais espessas e o tipo de material de que são constituídas é diferente. Os materiais no qual são constituídas as turbinas das centrais supercríticas podem ser os mesmos aços e ligas metálicas que constituem as caldeiras das centrais supercríticas, como ligas de níquel, aços P91 e P92, aços austeníticos, como o NF 12 e o NF 709, entre outros (DOE-NETL, 2008-1). De forma a prolongar a sua vida útil, as pás e ventoinhas das turbinas possuem também revestimentos intermetálicos, como aluminetos e silicetos e revestimentos cerâmicos de barreira térmica (TBC), que reduzem a severidade das transições de temperatura do sistema e melhoram a resistência à fadiga térmica destes componentes (DOE-NETL, 2008-1).
2.4. Impacte Ambiental das Centrais Supercríticas a Carvão Pulverizado Como qualquer forma de produção de energia eléctrica, também a produção de energia eléctrica através de centrais a carvão de ciclo supercrítico possuem impactes ambientais quando se avalia todo o ciclo do processo de geração eléctrica. Os impactes ambientais associados à utilização de carvão pulverizado para a produção de electricidade nunca são contabilizados nos custos da energia gerada, e estão presentes em todo o ciclo de geração, que vai desde a etapa em que o carvão é minerado, até à fase em que este sofre combustão e por fim quando é efectuada a deposição dos resíduos resultantes da queima do carvão na central termoeléctrica (Oliveira, 2009). Neste artigo apenas abordaremos com mais detalhe os impactes ambientais associados ao processo em que o carvão é queimado para gerar energia eléctrica. No processo de combustão do carvão a emissão de poluentes atmosféricos, tais como óxidos de azoto (NOx), dióxido de carbono (CO2), dióxido de enxofre (SO2) e partículas, é mais significativa do que outros impactes ambientais, como a contaminação da água ou do solo. Sabe-se que quanto maior for a eficiência da combustão do carvão, menor será o consumo de carvão por MW/h produzido e menores serão as quantidades de poluentes libertados para a atmosfera, sendo que um aumento de 1% de eficiência de uma central a carvão reduz em cerca de 2% - 2,5% por cento as emissões de CO2, NOx, SO2 e partículas libertadas para a atmosfera (Gráfico 8). Podem parecer valores mínimos, mas por exemplo um aumento de eficiência de uma central a carvão em cerca de 13%, por exemplo de 37% para 50%, equivale a uma redução de cerca de 26% de toneladas de CO2 emitidas por MW/h por ano, um valor muito significativo (Romeo et al., 2008). Em termos de quantidades de gases poluentes que saem da caldeira de uma central supercrítica e são emitidos para a atmosfera, os valores emitidos, tal como para a eficiência da central, dependem muito das condições de operação das centrais e da qualidade do combustível, sabendo-se no entanto que as quantidades de CO2 emitidas para a atmosfera numa central supercrítica variam geralmente entre as 700-850 gramas de CO2 por KW/h (Gráfico 8) (Tavoulareas, 2008). As quantidades de gases poluentes emitidos para a atmosfera resultantes da queima de carvão numa central supercrítica são também influenciadas pelo tipo de tratamento a que possam ser sujeitas, podendo o controlo das emissões gasosas ser efectuado de três formas: tratamento dos gases efluentes após a combustão, durante a combustão ou antes da combustão (MIT,2006). As tecnologias mais utilizadas nas centrais supercríticas para a captação das emissões de partículas para a atmosfera são os precipitadores electrostáticos (Figura 7) e os filtros de mangas (Figura 8). Um precipitador electrostático carrega electrostáticamente as partículas e depois capta-as por atracção electromagnética. São equipamentos de elevado custo e consumo
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energético, porém, de alta eficácia, podendo reduzir até 99,99% o nível de emissão de partículas (Susta, 2004). Já os filtros de mangas consistem num sistema de filtragem pela passagem dos gases através de mangas onde as partículas ficam retidas na sua superfície e nos poros do sistema (Chopra, 2009). Quanto ao dióxido de enxofre, os sistemas mais utilizados para a captura destes gases são os sistemas de dessulfuração (Figura 9) (FGD – Flue Gas Desulfurization). Esta tecnologia remove o SO2 a partir da lavagem dos gases de combustão, através da injecção de gotas de água juntamente com um absorvente, podendo ser utilizados como absorventes o calcário ou amoníaco. Este sistema exige o tratamento posterior dos efluentes líquidos e pode remover até 95% do SO2 contido nos gases de exaustão (Aroonwilas e Veawab, 2007). Relativamente aos óxidos de azoto, as tecnologias mais utilizadas de redução das quantidades de NOx emitidas para a atmosfera são aos sistemas de redução catalítica selectiva (Figura 10) (SCR – Selective Catalytic Reduction) que consistem na conversão de óxidos de azoto em água e N2, através da adição de uma solução redutora, tipicamente amoníaco anidro, amoníaco aquoso ou carbamida. Em teoria, este sistema é capaz de alcançar rendimentos superiores a 90% na redução das emissões de NOx. Também pode ser alcançada uma redução das emissões de NOx através de modificações nos sistemas de combustão das centrais supercríticas, utilizando queimadores de baixo NOx (Bohm et al., 2007). Quanto ao CO2, o poluente atmosférico no qual estão centradas as maiores preocupações actualmente, não existe nenhum equipamento prático e económico que possa controlar as emissões deste poluente para a atmosfera, geradas durante o processo de queima de carvão, podendo apenas ocorrer reduções conseguidas com a melhoria da eficiência das centrais termoeléctricas e a mais longo prazo com tecnologias de captura e armazenamento de CO2.
2.5. Custos Associados às Centrais Supercríticas a Carvão Pulverizado É muito difícil determinar o valor de custo geral de uma central supercrítica por causa do elevado número de variáveis envolvidas, como a localização da central, fabricação nacional ou importação de carvão, tempo de construção, as medidas de protecção do ambiente consideradas, etc. (DOE-NETL, 2008-1). Sabe-se no entanto que as centrais de ciclo de vapor supercrítico são actualmente uma tecnologia economicamente viável e fidedigna, e que apesar dos custos iniciais de uma central supercrítica poderem ser 10 a 15% superiores ao de uma central sub-crítica, os custos do ciclo de vida de uma central supercrítica são inferiores aos custos do ciclo de vida das centrais sub-críticas (Boben e Hasan, s/d). Os custos iniciais mais elevados de uma central supercrítica devem-se essencialmente ao facto de os materiais utilizados nos seus componentes (caldeira, turbina, tubulações, etc.) serem materiais mais caros, suportando temperaturas e pressões mais elevadas. Mas, a economia de combustível de uma central supercrítica mais do que compensa os custos iniciais ligeiramente superiores aos das tecnologias de ciclo de vapor sub-crítico, resultando por exemplo, para uma central supercrítica de 600 MW, numa poupança anual de cerca de 300.000 toneladas de carvão (Bohm et al., 2007). Tendo em conta que durante o ciclo de vida de uma central termoeléctrica, os custos do combustível são responsáveis por 60-80% do custo total de operação da mesma, uma central supercrítica pode poupar milhões de euros por ano em combustível (Susta, 2004). Na Tabela 5 são apresentados os custos estimados na implementação de uma central supercrítica com uma potência de 500 MW, e os custos da electricidade desta central, comparativamente com outros tipos de tecnologias de combustão de carvão.
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3. Tecnologias de Sequestro e Armazenamento de CO2 Os conceitos de captura e sequestro de CO2 estão baseados em tecnologias existentes e que poderão ser demonstradas à escala real possivelmente num horizonte de 10 a 15 anos. Este tipo de tecnologia, ao contrário de outras tecnologias, não implica uma redução dos consumos de combustíveis fósseis, nem implica uma redução das quantidades de CO2 geradas, apenas pretende-se capturar a maior percentagem de CO2 possível, tendo esta tecnologia potencial para capturar entre 75% a 95% do CO2. Por outro lado, este tipo de tecnologia não diminui a actual dependência da Humanidade dos combustíveis de origem fóssil, recursos esses que irão esgotar-se a longo prazo (DOE-NETL, 2008-2; IPCC, 2005). As centrais supercríticas, apesar de não possuírem instalações de captura de CO2 integradas, pois ainda não estão disponíveis no mercado, estão concebidas para que no futuro seja possível a integração de um destes sistemas no seu processo de funcionamento (Lawal, 2008).
3.1. Sequestro de CO2 O Sequestro de CO2 é o processo que tem como finalidade impedir que o CO2 presente nos combustíveis fósseis seja libertado para a atmosfera. Para isso, esse CO2 tem ser isolado e posteriormente armazenado de forma definitiva. Os processos actualmente considerados para a captura de CO2 são: sistemas de captura “pré-combustão”, captura “pós-combustão” e combustão “oxy-fuel”, podendo muitas vezes recorrer-se nos processos industriais à combinação de duas ou mesmo das três técnicas (Chalmers et al., 2009). 3.1.1 Sistemas de Captura Pré-Combustão O processo de pré-combustão pode ser subdividido em várias etapas (Figura 11). Numa fase inicial, a partir do combustível fóssil cria-se uma mistura constituída basicamente por dióxido de carbono e hidrogénio denominada de “syngas”. Esta mistura pode ser obtida através da adição ao combustível primário de vapor de água ou de oxigénio a elevadas pressões, (tipicamente entre 20 e 28 bar), um processo denominado de “steam reforming”, que ocorre a altas temperaturas (800 a 900ºC) (Alves, 2008). A partir desta fase do processo pode proceder-se à remoção de CO2, obtendo-se Hidrogénio que pode ser utilizado na produção de energia eléctrica através de uma turbina a gás avançada e/ou através de células combustíveis (Liang et al., 2009). A remoção do CO2 pode então ser efectuada através de processos de absorção com solventes químicos, uma tecnologia provada e comercialmente utilizada na produção de H2 e amoníaco. Contudo, unidades mais modernas utilizam para a separação de CO2 um sistema sobre pressão, tipicamente a cerca de 2,2 MPa, com absorventes sólidos, processo denominado de Adsorção com Alternância de Pressão (Pressure Swing Adsorver – PSA). Este processo permite que todos os compostos com a excepção do H2, sejam adsorvidos e consequentemente removidos, atingindo-se níveis de pureza de H2 de 99,999% (Figura 12) (Sanpasertparnich et al., 2010). 3.1.2 Sistemas de Captura Pós-Combustão Neste processo, o CO2 é separado da corrente gasosa resultante da queima de carvão através de processos de absorção química, utilizando-se algumas substâncias que têm muita afinidade com o CO2. (21) De entre as várias possibilidades para sequestrar o CO2 é o processo mais simples e tecnicamente de aplicação mais fácil, estando já disponível comercialmente na indústria petrolífera. No entanto este processo é também o mais caro uma vez que necessita de muita energia. (Chalmers e Gibbins, 2007). É também necessário ter em conta que os gases resultantes de uma central termoeléctrica que queima carvão contêm para além do CO2, N2, O2 e H2O, e outros poluentes, como SOx, NOx, partículas, HCl, mercúrio, que podem degradar os solventes/adsorventes utilizados. Nestes
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casos, de forma a promover a remoção desses poluentes, é necessária a instalação de equipamentos específicos que efectuem essa remoção antes do processo de remoção do CO2. O sequestro pode então ser efectuado através de absorventes líquidos (aminas) ou adsorventes sólidos (zeólitos. óxidos de sódio e óxidos de potássio) por processos químicos, no caso dos absorventes e por processos físicos, no caso dos adsorventes (Hamilton et al., 2009). A separação através de absorventes/adsorventes é conseguida pelo contacto do efluente gasoso que contém o CO2 com substâncias líquidas ou sólidas, que conseguem reter apenas o CO2. Depois de retido, são alteradas as condições químicas ou físicas no meio, e o CO2 é libertado, formando-se uma corrente gasosa essencialmente constituída por CO2 (Lawal, 2008). Por outro lado, a substância que retirou o CO2 é regenerada, estando pronta a repetir o processo (Figura 13). Uma vantagem da utilização de adsorventes, em detrimento de absorventes, é que estes sólidos permitem o contacto com correntes gasosas de temperaturas mais elevadas do que o verificado com os métodos que recorrem a absorventes líquidos. Este facto proporciona uma menor penalização na eficiência global da unidade de produção de energia (Sanpasertparnich et al., 2010). 3.1.3 Sistemas de combustão “oxy-fuel” Esta técnica tem como princípio básico o facto de a combustão ser propiciada através da injecção de oxigénio puro em vez de ar atmosférico. Para fins de remoção de CO2, a técnica está ainda em desenvolvimento, enquanto que para fins industriais este princípio já é aplicado em sectores como a produção de alumínio, aço ou vidro (Alves, 2008). Este processo elimina o Azoto e seus derivados do efluente gasoso, facto que proporciona com que a quantidade de CO2 nos gases exaustos seja altamente concentrada, tornando-o fácil de capturar e comprimir (Figura 14) (Chalmers e Gibbins, 2007). É de notar que, nestes sistemas, a eficiência de remoção de CO2 pode atingir valores muito próximos de 100%, possuindo também este sistema a vantagem da ausência de resíduos de solventes resultantes da captura do CO2 e por outro lado a desvantagem de possuir custos elevados na produção do oxigénio puro (DOE-NETL, 2008-2). Na Figura 15 está ilustrado um esquema que resume os processos actualmente mais considerados para a captura de CO2.
3.2. Transporte de CO2 Excluindo os casos em que as centrais termoeléctricas encontram-se sobre os locais de armazenamento geológico, o CO2 necessita de ser transportado, muitas vezes grandes distâncias, até ao local onde possa ser armazenamento definitivamente. Capturado em grande escala como pretendido, o CO2 ocuparia demasiado espaço nas condições ambientes, por isso essas terão de ser alteradas para permitir o seu transporte e posterior armazenamento. Dadas as suas características, o CO2 pode encontrar-se num dos 3 estados possíveis, gasoso, líquido ou sólido. Contudo, apesar de possível, a solidificação do CO2 exige muito mais energia que a sua compressão ou liquefacção, não sendo por isso uma opção viável do ponto de vista energético. Assim, a forma mais propícia para o transporte do CO2 é aproximando as suas condições ao GPL (Gases de Petróleo Liquefeito), nomeadamente propano e butano (Alves, 2008). Esta aproximação permite que o CO2 seja transportado utilizando-se as mesmas tecnologias utilizadas no transporte de gás natural, podendo ser percorridas grandes distâncias e utilizadas grandes quantidades de CO2, de forma rotineira, evitando-se riscos e custos elevados. Sendo assim, o CO2 pode ser transportado quer em navios quer em “pipelines”, existentes ao longo de milhares de quilómetros, atravessando desertos, serras, zonas populosas e até mares a mais de 2200 metros de profundidades (Aroonwilar e Veawab, 2007).
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O tipo de transporte terá de ser ajustado dependendo da situação e da distância em causa. Na Figura 16 pode ver-se a análise comparativa de custos para o transporte em “pipelines” em terra, no mar e por navios. Observando a Figura 16, observa-se que para distâncias mais curtas, inferiores a 1500 km, o transporte através de “pipelines” quer em terra quer por mar é a opção mais económica e que para distâncias superiores, o transporte por navio torna-se a opção mais económica.
3.3. Armazenamento de CO2 O armazenamento de CO2 é a ultima fase de todo o processo e a razão pela qual é necessário o seu sequestro da corrente gasosa gerada pelas centrais termoeléctricas. O sucesso desta etapa é fulcral para a existência desta tecnologia, sendo que as operações de armazenamento de CO2 não são tecnologicamente tão exigentes como as necessárias para o seu sequestro, sendo também, sem dúvida, a fase mais crítica e controversa em termos ambientais devido ao facto da percepção pública associar a este armazenamento a possibilidade de surgirem fugas de CO2, que poderiam colocar em perigo não só o meio ambiente e os seus ecossistemas como a também a vida humana (Liang et al., 2009). Situação que não se verifica, visto que vários estudos indicam que o sequestro, transporte e armazenamento de CO2 pode ser executado com segurança, sendo os riscos de o CO2 armazenado ser libertado para a atmosfera inferiores a 1% durante 1000 anos (IPCC, 2005). Actualmente a forma de armazenamento definitivo do CO2 com maior potencial é o seu armazenamento geológico, podendo este armazenamento ser efectuado em aquíferos salinos profundos, em reservatórios de hidrocarbonetos esgotados (petróleo e gás natural), em camadas de carvão profundas, ou então, o CO2 pode ser utilizado para aumentar a recolha de petróleo ou para a recuperação de metano de minas de carvão (Figura 17) (Lawal, 2008) Os aquíferos salinos profundos são formações subterrâneas de rochas reservatório formadas por camadas de arenito poroso saturadas com água salgada e cobertas com uma camada de xisto impermeável de forma a impedir a fuga do CO2 que é injectado. Este CO2 injectado com o passar do tempo, dissolve-se na água salgada. Este tipo de armazenamento tem também de ser efectuado em profundidades abaixo de 800m, abaixo dos níveis da água potável, de forma a não ocorrer a sua contaminação, sabendo-se também que os aquíferos salinos possuem o maior potencial de armazenamento de CO2 (Tabela 6) (Chalmens et al., 2009). Os reservatórios de hidrocarbonetos esgotados existentes possuem sem dúvida todas as características necessárias ao armazenamento do CO2 visto terem retido gás natural e petróleo durante milhões de anos e possuem uma característica extremamente favorável para que os custos de injecção de CO2 sejam minimizados, o facto de estarem geologicamente bem definidos (Figura 18) (Liang et al., 2009). A sua injecção CO2 é também utilizada há muitos anos pela indústria petrolífera (Figura 19), com o objectivo principal uma maior facilidade na recolha de petróleo, mas também por outro lado, sem que isso seja a sua intenção principal, impede que uma parte do CO2 seja libertada para a atmosfera. O CO2 quando é injectado expande-se forçando a expulsão do petróleo e reduzindo a sua viscosidade levando isso por sua vez a um aumento da taxa de extracção de petróleo (Hamilton et al., 2009). Por fim é também importante referir que relativamente às tecnologias de captura e armazenamento de CO2 são necessários testes de demonstração deste tipo de tecnologias, assim como muita investigação e desenvolvimento tecnológico para que possam realmente ser implementadas. Um dos principais pontos críticos deste tipo de tecnologias prende-se com os custos envolvidos, que podem ser muitos elevados, sendo necessário avaliar a viabilidade económica destas opções tecnológicas, mas caso estas possam ser implementadas, pode
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ocorrer uma redução substancial das emissões de CO2 para a atmosfera durante os próximos anos (Bohm et al., 2007). Quanto às centrais termoeléctricas a carvão no geral, e as centrais supercríticas em particular, é importante referir que a implementação de sistemas de captura de CO2 nestas instalações, reduzem a sua eficiência em cerca de 6% a 11% (Tabela 7), visto ser necessária mais energia para alimentar o sistema, o que resulta num maior consumo de combustível e a consequente redução da eficiência geral da central termoeléctrica (Chalmers e Gibbins, 2007). Na tabela 8 são apresentados os custos de investimento e da electricidade, de uma central sub-crítica e de uma central supercrítica, ambas com 500 MW de potência instalada, após a instalação de sistemas de captura de CO2.
4. Sequestro e Armazenamento de CO2 em Portugal A aplicação de tecnologias de sequestro de CO2 em Portugal aparenta ser propícia para ser instalada na central termoeléctrica de Sines. Esta unidade foi construída em 1985 e opera consumindo carvão para a produção de energia eléctrica, sendo actualmente a central termoeléctrica com maior potência instalada, de 1192 MW (Tabela 9), e também a unidade com maior produção líquida de electricidade no ano de 2008 (Tabela 10). Em termos ambientais, a central termoeléctrica de Sines é também a unidade com desempenho ambiental mais preocupante, visto ser alimentada por carvão e por essa razão ser a central com maior quantidade de CO2 emitida para a atmosfera no ano de 2009, com 7706,30 KTon de CO2 emitidas (Tabela 11). A eficiência da actual central de Sines poderá ser a principal barreira à sua reconversão num sistema onde o CO2 aí produzido possa ser capturado. A instalação de um sistema de captura de CO2 nesta central agravaria de tal forma os consumos energéticos que a eficiência global da central seria reduzida para cerca de 26%, o que tornaria inviável economicamente o funcionamento da unidade (Alves, 2008). A aplicação de uma tecnologia de sequestro de CO2 na unidade de Sines será apenas possível com uma profunda reconversão dos actuais sistemas de queima, ou com a construção de uma nova unidade, idealizada desde a sua concepção para o sequestro do CO2. Para esse efeito a central poderia ser reconvertida, ou já implementada, caso fosse construída uma nova central, com um ciclo de vapor supercrítico que poderia aumentar a eficiência da central para respectivamente 40%-46%, sem um sistema de sequestro de CO2, e que permitiria alcançar uma eficiência global da central entre 36%-41% com um sistema de sequestro de CO2, que, não sendo muito elevada, permitiria que a central opera-se nas mesmas condições que opera actualmente, podendo fornecer sensivelmente a mesma capacidade produtiva de energia eléctrica (Alves, 2008). Estima-se que a aplicação deste tipo de tecnologia em Sines poderia representar um investimento de cerca de 2 mil milhões de Euros (Alves, 2008). Em termos de armazenamento em território Português do CO2 que poderia ser eventualmente captado na central termoeléctrica de Sines, e visto que Portugal não possui jazidas de gás ou petróleo (Figura 20), outras opções terão de ser consideradas, como o armazenamento de CO2 em aquíferos salinos profundos. Em Portugal estima-se que existam estas zonas propícias ao armazenamento de CO2, mas ainda não existe o mapeamento destas regiões, nem dados geológicos de camadas profundas que suportem essa ideia, só agora estão a ser dados os primeiros passos para a correcta identificação dessas áreas (Alves, 2008). É então necessário serem realizados esses estudos geológicos, no caso de se concluir que não existe capacidade em Portugal para armazenar o CO2 capturado, outras alternativas terão de ser ponderadas, sendo o cenário mais provável para o armazenamento do CO2 seu transporte para um país produtor de gás e petróleo, como a Argélia, por exemplo, por barco ou por gasodutos.
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Esta seria sem dúvida a última opção pois este transporte, de cerca de 2000 km, iria representar maiores gastos custos acrescidos a todo o processo (Alves, 2008).
5. Conclusões Os combustíveis fósseis continuarão a ter um papel muito relevante para a produção de energia nas próximas décadas, de forma a responder às futuras necessidades de consumo energético a nível mundial, consumo esse que tendencialmente tem aumentado ao longo dos últimos anos e que previsivelmente será ainda maior no futuro. O carvão uma fonte de energia barata e abundante poderá então ser um dos combustíveis fósseis com um papel muito importante na produção de energia eléctrica no futuro. A utilização de tecnologias de produção de energia eléctrica, que fazem parte do “mix” de tecnologias avançadas, limpas e eficientes do futuro, como as centrais termoeléctricas supercríticas a carvão pulverizado, deverá crescer em boa parte devido ao aumento das restrições de emissões de gases com efeito de estufa. As centrais termoeléctricas de ciclo de vapor supercrítico são tecnologias também tecnologias completamente sedimentadas a nível mundial, tecnologicamente maduras e economicamente viáveis, não se justificando actualmente a aquisição de centrais sub-críticas devido às suas piores performances ambientais, além de que as centrais supercríticas apesar de possuírem um ligeiro investimento inicial, permitem uma poupança de combustível a longo prazo que compensa esses custos. Ao nível do desenvolvimento de tecnologias limpas de queima de carvão para produzir energia eléctrica as tecnologias supercríticas poderão mesmo ser ultrapassadas num futuro próximo, estando actualmente a ser desenvolvidos projectos com a intenção de serem desenvolvidos novos materiais para a sua utilização em caldeiras e turbinas, que permitam condições de vapor, superiores a 350-375 bar de pressão e temperaturas de superiores a 720ºC, as denominadas tecnologias ultra-supercríticas que poderão atingir eficiências superiores a 55%. Já as tecnologias de sequestro e armazenamento de CO2 que consistem num conjunto de processos que, não acarretam aspectos inovadores, ainda estão numa fase de desenvolvimento muito prematura, mas encerram em si um elevado potencial no “combate” às alterações climáticas, pois poderão fazer com que os níveis de CO2 libertados para a atmosfera sejam reduzidos em 75% a 90% Estima-se, as tecnologias de sequestro e armazenamento de CO2 poderão estar plenamente desenvolvidas, num cenário optimista, a partir de 2020, não sendo construída a partir desta data nenhuma central alimentada a combustíveis fósseis sem esta tecnologia incorporada (IPCC, 2005). A implementação deste tipo de tecnologias no futuro vai depender muito do facto de serem ultrapassadas as suas limitações técnicas e de poderem ser tecnologias economicamente viáveis. Na União Europeia, foi muito recentemente divulgada uma Proposta de Directiva do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de Janeiro de 2008, relativa à armazenagem geológica de dióxido de carbono e faz parte do pacote "Energia e Alterações Climáticas" lançado pela Comissão no início de 2008, um sinal de que este tipo de tecnologias não se passa apenas de uma tecnologia utópica, mas sim uma tecnologia a ter em conta em opções futuras. Por fim é importante referir que tanto as tecnologias supercríticas a carvão pulverizado como as tecnologias de sequestro e armazenamento de CO2 não serão a solução para resolver todos os requisitos de energia no futuro e que outras tecnologias devem continuar a ser desenvolvidas e implementadas, principalmente energias renováveis, mas a integração destes dois tipos de tecnologias poderão ser muito importantes em termos de sustentabilidade ambiental e energética.
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7. Anexos
Gráfico 1. – Evolução da Produção de Energia Eléctrica (TW/h), de 1971 a 2007 (IEA, 2010).
Gráfico 2. – Produção de Energia Eléctrica por Tipo de Combustível, em 1973 e 2007 (IEA, 2010).
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Gráfico 3. – Preço Relativo dos Combustíveis Fósseis. (BP, 2009). Tabela 1. – Reservas Mundiais de Combustíveis Fósseis no final de 2008. (BP, 2009). Nota (*) – Vida útil estimada através da razão reservas/produção
Tabela 2. – Poluentes Atmosféricos Emitidos pela Queima de Diferentes Combustíveis e suas Proporções Relativas. (Barros, 2010).
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Gráfico 4. – Instalação de Centrais Termoeléctricas a Nível Mundial. (Alstom, 2009). Tabela 3. – Diferentes Condições de Operação das Centrais Termoeléctricas a Carvão. (Sotomonte, 2009).
Tipo de Central Pressão do Vapor (MPa) Temperatura do Vapor (ºC)
Sub-crítica < 22,1 < 565ºC
Supercrítica > 23 565ºC – 600ºC
Ultra-supercrítica > 27 > 600ºC
Gráfico 5. – Aumento Relativo da Eficiência com a Temperatura e a Pressão (DTI, 2006).
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Gráfico 6. – Aumento da Eficiência em Função dos Parâmetros de Operação (DTI, 2006).
Figura 1. – Principais Intervenções na Turbina e na Caldeira Para a Passagem Para um Ciclo Supercrítico (Valente e Torres, 2003).
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Figura 2. – Fluxograma Simplificado do Processo de Produção de Energia Eléctrica a Partir de Carvão Pulverizado. (EPE, 2007).
Figura 3. – Fluxograma do Processo de Produção de Energia Eléctrica a Partir de uma Central Supercrítica de 500 MW (Aroonwilas e Veawab, 2007).
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Gráfico 7. – Potências Máximas e Mínimas das Centrais Termoeléctricas Existentes (DTI, 2006).
Figura 4. – Caldeira de uma Central Supercrítica (MIT, 2006).
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Tabela 4. – Lista de Materiais Para Vários Componentes das Caldeiras a Carvão, em Condições de Vapor Supercrítico e Ultra-Supercrítico (Oliveira, 2009).
Figura 5. – Turbina a Vapor de uma Central Supercrítica de 900 MW (Susta, 2004).
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Figura 6. – Sala da Turbina a Vapor (DTI, 2006).
Gráfico 8. – Diminuição das Emissões de CO2 em Função da Eficiência (World Coal Institute, 2005).
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Figura7. – Precipitador Electrostático (Fonte: http://www.hamon.com.br/prod_esp_desc.jpg).
Figura 8. – Filtro de Mangas (Fonte: http://www.pcsesp.com/BAGHOUSE.GIF).
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Figura 9. – Sistema FGD com Depuração por Calcário Húmido (Fonte: http://media-2.web.britannica.com/eb-media/00/27100-004-DC341DBD.gif).
Figura 10. – Sistema de Redução Catalítica Selectiva (DTI, 2006)
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Tabela 5. – Custos Estimados na Implementação de uma Central Supercrítica com uma potência de 500 MW, e os custos da electricidade desta central, comparativamente com outros tipos de tecnologias de combustão de carvão. (Bohm et al., 2007; DOE-NETL, 2008-1; Oliveira, 2009; Susta, 2004).
Central
Sub-crítica Central
Supercrítica
Central de Leito Fluidizado com
Recirculação (CFBC)
Central de Ciclo Combinado Com
Gasificação Integrada de Carvão (IGCC)
Custos de Investimento
(€/KW) 1036€ 1114€ 1078€ 1159€
Custo da Electricidade
(€/KW) 0,0392€ 0,0387€ 0,0379€ 0,0416€
Figura 11. – Esquema do Processo de Pré-Combustão Para a Captura de CO2 (Alves, 2008).
Figura 12. – Esquema do Processo de Pré-Combustão Para a Captura de CO2 Utilizando Adsorção com Alternância de Pressão (Sanpasertparnich et al., 2010).
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Figura 13. – Esquema do Processo de Pós-Combustão Para a Captura de CO2 Utilizando Aminas Para a sua Absorção. (DOE-NETL, 2008-2).
Figura 14. – Esquema do Processo de Combustão “Oxy-Fuel” Para a Captura de CO2 (DOE-NETL, 2008-2).
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Figura 15. – Esquema Resumo dos Processos Considerados Para a Captura de CO2 (DOE-NETL, 2008-2). a) Esquema do Processo de Produção de Energia Eléctrica a Partir de Combustíveis Fósseis. b) Esquema do Processo de Captura Pós-Combustão. c) Esquema do Processo de Captura Pré-Combustão. d) Esquema do Processo de Captura por Combustão “Oxy-Fuel”.
Figura 16. – Custos Para o Transporte de CO2 Através de “Pipelines”, em Terra ou no Oceano, e Através de Navios, em Função da Distância a Percorrer (IPCC, 2005).
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Figura 17. – Formas de Armazenamento de CO2 (DOE-NETL, 2008-2). Tabela 6. – Potencial de Armazenamento de CO2 no Mundo. (Oliveira, 2009).
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Figura 18. – Locais Propícios Para o Armazenamento Geológico de CO2 (Alves, 2008).
Figura 19. – Recuperação de Petróleo Através da Injecção de CO2 (Oliveira, 2009).
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Tabela 7. – Comparação da Performance de uma Central Supercrítica com e sem Sistemas de Captura de CO2 (Romeo et al., 2008).
Tabela 8. – Custos de Investimento e da Electricidade de uma Central Sub-crítica e de uma Central Supercrítica, Ambas com 500 MW de potência instalada, com e sem Sistemas de Captura de CO2 (Bohm et al., 2007; DOE-NETL, 2008-1; Oliveira, 2009; Susta, 2004).
Central Sub-crítica Central Supercrítica
Sem Captura CO2 Com Captura
CO2 Sem Captura CO2
Com Captura CO2
Custos de Investimento
(€/KW) 1036€ 1803€ 1114€ 1732€
Custo da Electricidade
(€/KW) 0,0392€ 0,0961€ 0,0387€ 0,0929€
Tabela 9. – Principais Unidades Produtoras de Electricidade em Portugal e Respectiva Potência Instalada (Alves, 2008).
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Tabela 10. – Caracterização das Principais Unidades Electroprodutoras em Portugal no ano de 2008 (Alves, 2008).
Tabela 11. – Emissões de CO2 das Principais Unidades Electroprodutoras em Portugal no ano de 2009 (Relatório de Sustentabilidade da EDP, 2009).
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Figura 20. – Rede Nacional de Gasodutos e Principais Centrais Termoeléctricas de Portugal. (Alves, 2008).
