Metodologia e Anlise Da Viabilidade Tcnica Da Converso de Caldeiras a Leo Combustvel Para Gs Natural

1

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA

ESCOLA POLITÉCNICA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA

CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS NATURAL

Metodologia e Análise da Viabilidade Técnica e Econômica da Conversão de

Caldeiras a Óleo Combustível para Gás Natural

Autores: Goulart, Flávio de Ávila e Barberino, Nilton Passos Orientador: Torres, Ednildo Andrade

Salvador, março de 2003

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ESCOLA POLITÉCNICA


CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS

NATURAL



Autores: Goulart, Flávio de Ávila e Barberino, Nilton Passos Orientador: Torres, Ednildo Andrade Curso: Especialização em Engenharia de Gás Natural Área de Concentração: Gás Natural

Monografia apresentada ao Curso: Especialização em Engenharia de Gás Natural, como requisito para a obtenção do título de Especialista.

Salvador, março de 2003. Ba - Brasil

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ESCOLA POLITÉCNICA


CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS

NATURAL

MONOGRAFIA



Monografia aprovada em ____ / ____ / 2003. ____________________________________________________ Prof. Dr. Ednildo Andrade Torres, Orientador Instituição Universidade Federal da Bahia

Salvador, março de 2003. Ba - Brasil

4

DEDICATÓRIAS Nilton dedica este trabalho à sua companheira Bárbara, pelo incentivo desde o início,

pelo apoio e compreensão durante o desenvolvimento dos trabalhos, e aos seus filhos Cazuza

e Beatriz, que tanto esperam para que ele esteja mais disponível para eles.

Flávio dedica este trabalho à sua família, mulher (Rita) e filhos (Artur e Viviane), pelo

sempre presente espírito de amor e colaboração, condições estas indispensáveis para o êxito

desta monografia.

5

AGRADECIMENTOS Registramos o nosso agradecimento às seguintes pessoas que colaboraram na

elaboração deste trabalho, com informações preciosas:

• Engo Luis Dantas / Norsa – Coca-Cola

• Prof. Dr. Paulo César Pinheiro da Costa / UFMG

• Engo Hugo Araújo Borges / Montercal Engenharia Ltda.

6

“Não basta saber, é preciso aplicar; não basta querer, é preciso fazer” Goethe, escritor alemão (1749-1832)

7

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 23

2 REVISÃO DA LITERATURA 25

2.1 Informações sobre o Gás Natural 25

2.1.1 Histórico 25

2.1.2 Desenvolvimento do Gás Natural 26

2.1.3 Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) 27

2.1.4 Propriedades e Classificação 29

2.1.5 Utilização do Gás Natural em equipamentos térmicos 32

2.1.6 Desenvolvimento Tecnológico do Gás Natural 35

2.2 Equipamentos envolvidos na conversão 36

2.2.1 Caldeiras em Geral 36

2.2.2 Caldeiras Flamotubulares 49

2.2.3 Queimadores 57

2.2.4 Sistemas de Controle 67

2.3 Trabalhos similares relacionados com o tema da Monografia

69

2.3.1 Relatório Técnico da Análise Energética do Sistema de Combustão a Gás

Natural e Distribuição de vapor da NORSA 70

2.3.2 Conversão de Fornos Cerâmicos para Gás Natural – A Experiência do

CTGÁS no Rio Grande do Norte 70

2.3.3 Método de Cálculo do Balanço Térmico de Caldeiras 70

8

2.3.4 Controle de Combustão: Otimização do Excesso de Ar 71

2.3.5 Utilização de Combustíveis Alternativos em Caldeiras 71

2.4 Influência do Gás Natural na Redução do Impacto Ambiental

71

2.4.1 Óleos Combustíveis 73

2.4.2 Gases Combustíveis 74

2.4.3 Conservação de Energia 75

2.5 Questões Normativas de Segurança Sobre Operação e Manutenção de Caldeiras

78

2.6 Organismos e Programas de Financiamento

79

2.6.1 BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social 79

2.6.2 BNB – Banco do Nordeste do Brasil 80

2.6.3 FINEP – Financiadora de Estudos e Projetos 81

3 METODOLOGIA 83

3.1 Metodologia Analítica para caldeiras a Óleo Combustível (OC) e a Gás Natural

(GN) 83

3.1.1 Volume do ar estequiométrico seco (Varo) 83

3.1.2 Volume total do ar seco (Var) 85

3.1.3 Coeficiente de excesso de ar (λ) 82

3.1.4 Volume total do ar úmido (Var’) 87

3.1.5 Quantidade dos gases secos da combustão estequiométrica 88

9

3.1.6 Quantidade dos gases secos da combustão real 89

3.1.7 Volume dos gases úmidos da combustão real (Vg’) 89

3.1.8 Balanço Térmico 90

3.1.9 Rendimento da Caldeira 93

3.1.10 Roteiro para Levantamento de Informações Operacionais no Campo

95

3.2 Estudo de Casos Teóricos de Caldeiras a Óleo Combustível e a Gás Natural 96

3.2.1 Caldeira a Óleo Combustível 96

3.2.2 Caldeira a Gás Natural 104

3.3 Estudo de Casos de Caldeiras em Funcionamento 112



4 VIABILIDADE ECONÔMICA 126

4.1 Cálculo dos Custos com Combustíveis 126

4.1.1 Casos Teóricos de Caldeiras 126

4.1.2 Casos de Caldeiras em Funcionamento 127

4.2 Cálculo da Viabilidade Econômica 128

4.2.1 Casos Teóricos de Caldeiras, com Produção média de 1,0 t/h 128



4.2.4 Casos de Caldeiras em Operação, com Produção média de 1,0 t/h 131

10



4.3 Instalações Típicas de Caldeiras a Óleo Combustível e a Gás Natural 134



5 RESULTADOS E DISCUSSÕES 138

5.1 Considerações sobre o Cálculo do Rendimento 138

5.2 Análise dos Resultados 139

6 CONCLUSÕES 140

6.1 Considerações Finais 140

6.2 Conclusões 141

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 143

ANEXOS 145

ANEXO A – NR 13 146

ANEXO B – N-2309 172

11

RESUMO

GOULART, F. A. e BARBERINO, N. P., Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica da Conversão de Caldeiras Flamotubulares de Óleo Combustível para Gás Natural, Universidade Federal da Bahia – Ba, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia Química, 2003, 186 p., Monografia (Especialização).

A viabilidade da conversão de caldeiras flamotubulares, de óleo BPF, para gás natural,

apresenta-se através da demonstração de uma metodologia de cálculo, a partir de dados

operacionais de entrada típicos de uma caldeira de capacidade nominal de 3,3 toneladas de

vapor por hora, seja alimentada por GN, ou óleo BPF.

A metodologia empregada para determinação do rendimento térmico da caldeira faz-se

através do cálculo do balanço térmico, utilizando o método indireto, onde as diversas perdas

de energias (entalpia do gases efluentes, combustão incompleta, dissipação térmica pelo

costado, combustível não queimado), são computadas e subtraídas da energia disponibilizada

pela queima dos respectivos combustíveis.

Os resultados obtidos através de uma análise comparativa entre os arranjos das duas

instalações (GN e OC) representa uma economia anual de cerca de 20 vezes do valor

investido, caso a caldeira opere a uma capacidade média de 2/3 da sua capacidade nominal,

considerando os preços unitários dos combustíveis vigentes em março/03.

Conclui-se que os benefícios econômicos e financeiros são extremamente favoráveis,

visto que o investimento necessário para a conversão está abaixo da metade do valor de uma

caldeira nova e com um retorno assegurado após o 2º mês da conversão.

12

Mostra-se que os benefícios técnicos e ambientais são justificados, principalmente,

pelo acréscimo do rendimento térmico, associados com a melhoria da qualidade do ar, isento

de compostos de enxofre.

Palavras Chave: Conversão, Caldeiras, Gás Natural, Viabilidade, Flamotubular.

13

ABSTRACT

GOULART, F.A. and BARBERINO, N.P., Study of Viability Technical-Economic related with Conversion of Fire Tube Steam Boilers Feeding System, from BPF Oil, to Natural Gas, Universidade Federal da Bahia – Ba, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia Química, 2003, 186 p., Monografia (Especialização).

The viability of the conversion of fire tube steam boilers feeding system, from BPF oil,

to natural gas, comes through the demonstration of a calculation methodology, starting from

operational data of entrance typical from a boilers nominal capacity of 3,3 tonnes of steam per

hour, be fed by GN or BPF oil.

The methodology used for determination of the thermal efficiency is done through the

calculation of the thermic balance using the indirect method, where the several losses of

energies (enthalpy of the effluent gases, incomplete combustion, thermal dissipation for the

boiler shell, fuel not burned), are computed and substracted from the energy available by the

burning of the respective fuels.

The results obtained through a comparative analysis among the arrangements of the

two facilities (GN and OC) represents an annual economy about twenty times of the invested

value, in case the boilers operates at capacity of 2/3 of your nominal capacity, considering the

unitary prices of the effective fuels in march,2003.

It is ended that the economical and financial benefits are extremely favorable, because

the necessary investment for the conversion is below the half of the value of a new boiler and

with an assured return after the 2nd month after the conversion.

14

It is shown that the technical and environmental benefits are justified, mainly, for the

increment of the thermal efficiency, associated with the improvement of the quality of the air,

free of sulfur composed.

Key Words: Conversion, Boiler, Natural Gas, Viability, Fire Tube.

15

LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Caldeira do tipo flamotubular – fabricante Tenge Industrial Ltda.

36

Figura 2.2 Representação esquemática de uma caldeira flamotubular 42

Figura 2.3 Representação esquemática de uma caldeira aquotubular 44

Figura 2.4 Caldeira flamotubular de 3 passes – fabricante Kewanee 50

Figura 2.5 Caldeira flamotubular de chama direta 53

Figura 4.1 Fluxograma esquemático de uma caldeira alimentada a óleo combustível 136

Figura 4.2 Fluxograma esquemático de uma caldeira alimentada a gás natural 137

16

LISTA DE TABELAS Tabela 2.1 Composição típica (% vol.) do GN da UPGN de Candeias-Ba 30

Tabela 2.2 Características físico-químicas médias do gás natural (20 oC e 1 atm) 31

Tabela 2.3 Especificações do gás natural dadas pelo Regulamento técnico da ANP no

003/2002 – portaria no 104, de 18/07/2002 31

Tabela 2.4 Causas dos principais problemas em queimadores 65

Tabela 2.5 Poder calorífico, densidade, ar necessário e coeficiente F de diversos gases

67

Tabela 2.6 Oferta interna de energia no Brasil 72

Tabela 2.7 Emissões de NO2 oriundos de gases combustíveis 75

Tabela 2.8 Emissões de CO2 e SO2 75

Tabela 3.1 Valores típicos de perdas térmicas em caldeiras

93

Tabela 3.2 Amostragens de campo de PV, TV, TG e dos teores dos gases da combustão

(%CO2, %SO2, %CO, %O2, etc.) 95

Tabela 3.3 Amostragens na saída da chaminé / caso Norsa e resumos do cálculo 125

Tabela 4.1 Resumo dos principais resultados e cálculo dos custos unitários com óleo BPF e

gás natural, nos casos teóricos de caldeiras 126

Tabela 4.2 Custos e economia mensal, comparando-se o uso de óleo BPF e gás natural, por

produção média de vapor, nos casos teóricos de caldeiras 127

Tabela 4.3 Resumo dos principais resultados e cálculo dos custos unitários com óleo BPF e

gás natural, nos casos de caldeiras em operação 127

Tabela 4.4 Custos e economia mensal, comparando-se o uso de óleo BPF e gás natural, por

produção média de vapor, casos de caldeiras em operação 127

17

Tabela 4.5 Consumo mensal de combustível, casos teóricos de caldeiras, produção 1,0 t/h

128

Tabela 4.6 Fluxo de caixa, casos teóricos de caldeiras, produção 1,0 t/h 128


129



130


Tabela 4.11 Consumo mensal de combustível, casos de caldeiras em operação, produção 1,0

t/h 131

Tabela 4.12 Fluxo de caixa, casos de caldeiras em operação, produção 1,0 t/h 131


t/h 132

Tabela 4.14 Fluxo de caixa, casos de caldeiras em operação, produção 2,0 t/h 132


t/h 133

Tabela 4.16 - Fluxo de caixa, casos de caldeiras em operação, produção 3,0 t/h 133

18

NOMENCLATURA Constantes

V Volume molar nas condições normais 22,415 [l / mol]

MH2O Peso molecular do vapor d’água 18,016 [g]

ρar Peso específico do ar 1,293 [kg/Nm3]

ρgn Peso específico do gás natural 0,8012 [kg/Nm3]

Letras Latinas

A Coeficiente estequiométrico do ar [ ]

B Consumo de combustível [kg/h ou m3/h]

C teor de Carbono, em peso, ou em volume [%]

CpCOMB Calor específico do combustível [kJ/kg.oC]

CpAR Calor específico médio do ar [kJ/m3.oC]

CpG Calor específico médio dos gases da combustão [kJ/m3.oC]

DV Consumo de vapor p/ atomização e ramonagem [kg/kgOC]

Drh Vazão do vapor reaquecido (produzido) [kg/h]

Dbw Vazão da água de purga (blow-off) [kg/h]

Gar Massa total do ar utilizado na combustão [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

19

Garo Massa do ar estequiométrico seco [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

GO2o Massa de oxigênio no ar de combustão [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

Ggo Massa dos gases secos estequiométrico [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

Gg Massa dos gases secos da combustão real [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

GO2 Massa de CO2 nos gases da combustão [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

GSO2 Massa de SO2 nos gases da combustão [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

GN2o Massa de N2 nos gases estequiométrico [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

GN2 Massa de N2 nos gases da combustão real [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

GO2 Massa de O2 nos gases da combustão [kg/kgOC ou kg/Nm3GN]

H teor de Hidrogênio, em peso, ou em volume [%]

H' Entalpia da água à temperatura de saturação na pressão

do tambor [kJ/kg]

HF Entalpia do vapor levado nos gases da combustão [kJ/kg]

HFW Entalpia da água de alimentação [kJ/kg]

Hrh" Entalpia do vapor após ao preaquecedor [kJ/kg]

Hrh' Entalpia do vapor antes do preaquecedor [kJ/kg]

Hsp Entalpia do vapor superaquecido [kJ/kg]

Hst Entalpia do vapor saturado [kJ/kg]

HV Entalpia do vapor p/ atomização e ramonagem [kJ/kg]

M Peso molecular [kg]

N teor de Nitrogênio, em peso, ou em volume [%]

O teor de Oxigênio, em peso, ou em volume [%]

PCI Poder Calorífico Inferior [kJ/kgOC ou kg/Nm3GN]

PCS Poder Calorífico Superior [kJ/kgOC ou kg/Nm3GN]

Pu Preço unitário de combustível [R$/kgOC ou R$/Nm3GN]

PV Pressão do vapor produzido [bar]

Qd Energia disponível [kJ/kgOC ou kJ/Nm3GN]

Qh Energia do ar / da água, aquecidos na caldeira [kJ/kg ou kJ/Nm3]

Qp Energia útil do vapor purgado [kW]

Qrh Energia útil do vapor produzido [kW]

Qu Energia útil total [kW]

Q1 Calor utilizado na caldeira [kJ/kgOC ou kJ/Nm3GN]

Q2 Energia perdida ref. entalpia gases da chaminé [kJ/kgOC ou kJ/Nm3GN]

20

q2 Relação entre Q2 e Energia disponível (Qd) [%]

Q3 Energia perdida ref. combustão incompleta [kJ/kg]

q3 Relação entre Q3 e Energia disponível (Qd) [%]

q4 Relação entre perdas com o combustível não queimado e

Energia disponível (Qd) [%]

q5 Relação entre perdas pelo costado e Energia disp. (Qd) [%]

q6 Relação entre perdas com a entalpia das escórias e Ener-

gia disponível (Qd) [%]

Qcomb Calor sensível do combustível [kJ/kg]

Qaex Energia introduzida com o ar de combustão [kJ/kg]

QP Perda de calor nas purgas de vapor [kJ/kg]

S teor de Enxofre, em peso, ou em volume [%]

Tcomb Temperatura do combustível [oC]

TPCI Temperatura de referência do PCI do combustível [oC]

TG Temperatura de saída dos gases da caldeira [oC]

TAR Temperatura do ar preaquecido externamente [oC]

TATM Temperatura atmosférica [oC]

TV Temperatura do vapor produzido [oC]

Varo Volume do ar estequiométrico seco [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

Var Volume total do ar utilizado na combustão [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

Var’ Volume total do ar úmido [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

Vgo Volume dos gases secos estequiométrico [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

Vg Volume dos gases secos da combustão real [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

VCO2 Volume de CO2 nos gases da combustão [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

VSO2 Volume de SO2 nos gases da combustão [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

VN2o Volume de N2 nos gases estequiométrico [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

VN2 Volume de N2 nos gases da combustão real [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

VO2 Volume de O2 nos gases da combustão [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

VH2O Volume de umidade presente no ar [Nm3/kgOC ou

Nm3/Nm3GN]

Vat Volume de umidade do vapor de atomização [Nm3/kgOC ou Nm3/Nm3GN]

W teor de Água, em peso, ou em volume [%]

Letras Gregas

21

λ Coeficiente de excesso de ar [ ]

ω Umidade absoluta do ar atmosférico [kg/kg ar seco]

ηb Rendimento térmico bruto da caldeira [%]

ρg Peso específico dos gases da combustão [kg/Nm3]

Siglas ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ANP Agência Nacional do petróleo

BNB Banco do Nordeste do Brasil

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

BPF Baixo Ponto de Fulgor

CEG Companhia Estadual de Gás

CNP Conselho Nacional do Petróleo

CTGÁS Centro de Tecnologia do Gás

CTPETRO Plano Nacional de Ciência e Tecnologia de Petróleo e Gás Natural

DEQ Departamento de Engenharia Química

FNDCT Fundo nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

PMPE Programa de Apoio às Micro e Pequenas Empresas

FAFEN Fábrica de Fertilizantes do Nordeste

FINAME Financiamento de Máquinas e Equipamentos

FTV Fundação Teotônio Vilela

GASBOL Gasoduto Bolívia-Brasil

GC Gás Combustível

GLP Gás Liquefeito de Petróleo

GN Gás Natural

MMA Ministério do Meio Ambiente

MME Ministério das Minas e Energia

NR Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho

OC Óleo Combustível

OCA1 Óleo Combustível tipo A1

PCI Poder Calorífico Inferior

PCS Poder Calorífico Superior

PMTA Pressão Máxima de Trabalho Admissível

22

PNC Programa Nordeste Competitivo

PROGAP Programa de Apoio a Investimento em Petróleo e Gás

RLAM Refinaria Landulpho Alves de Mataripe

SISBACEN Sistema de Informações do Banco Central

UFBA Universidade Federal da Bahia

UFMG Universidade Federal de Minas Gerais

UPGN Unidade de Processamento de Gás Natural

23

CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO

O estudo de viabilidade técnico-econômico e ambiental, da conversão de caldeiras

flamo-tubulares alimentadas a óleo BPF, para gás natural, nas empresas de pequeno e médio

porte, que utilizam vapor de baixa e média pressão, como apoio e/ou parte integrante do seu

processo produtivo, em setores da indústria (alimentícia, têxtil, bebida, olaria, couro, etc.), ou

em serviços (hospital, lavanderias, etc.), torna-se importante e estratégico nos dias atuais,

visto a crescente oferta de gás natural, disponibilizado pelas concessionárias estaduais a

preços competitivos em relação aos demais energéticos (principalmente nos grandes centros

urbanos e regiões metropolitanas), como também, observando a crescente pressão dos órgãos

ambientais (estadual e federal) quanto ao cumprimento dos parâmetros de controle de emissão

de gases para a atmosfera, fixando prazos para a adequação às normas ambientais vigentes,

para todos os estabelecimentos industriais ou de serviços que atualmente utilizam o óleo BPF

em caldeiras flamotubulares.

Os objetivos deste estudo para implementação de uma tecnologia mais limpa, para uma

esperada redução nos custos operacionais e de manutrenção dos sistemas de caldeiras

alimentadas por óleo BPF, são os seguintes:

• Desenvolvimento de uma metodologia de cálculo dos principais parâmetros operacionais e de controle, além do cálculo do balanço térmico, considerando uma avaliação

24

detalhada, para caldeiras alimentadas a Óleo Combustível e a Gás Natural e aplicar estas metodologias em estudos de casos típicos;

• Apresentação de uma análise comparativa técnico-econômica entre os arranjos das duas instalações (óleo BPF e GN), considerando algumas variáveis da conversão, tais como, custos, vantagens operacionais e de manutenção, atendimento à legislação ambiental, fontes de financiamento e uma estimativa do retorno do investimento da conversão em uma instalação típica, de capacidade nominal 3,3 t/h de vapor produzido;

• Estabelecimento de uma relação entre o caso estudado e outros casos típicos, por capacidade de vapor produzido.

Este estudo não contém novas teorias ou informações, mas traz uma abordagem mais

detalhada e específica sobre o tema da conversão de caldeiras flamo-tubulares, de óleo

combustível BPF para gás natural.

25

CAPÍTULO 2

REVISÃO DA LITERATURA

2.1 Informações sobre o Gás Natural

2.1.1 Histórico

A utilização do gás natural (GN) no Brasil iniciou-se com a descoberta de petróleo em

Lobato (1939) e gás natural em Candeias (1941), sendo o gás produzido utilizado na

Termoelétrica de Cotegipe, na fábrica de cimento de Aratu, e em algumas indústrias têxtil e

cerâmica localizadas na região. Fora raros exemplos, o GN foi até bem pouco tempo, relegado

a um papel secundário, reinjetado nos poços para a recuperação secundária de petróleo, ou

mesmo queimado nas próprias plataformas e em flares.

Em 1962 a Petrobras instalou uma planta de processamento de gás natural, em Pojuca-

Ba, para a obtenção do líquido de gás natural (gasolina natural C5), e em 1970 uma unidade

para a produção de GLP na Refinaria de Mataripe-RLAM. A partir de 1971 o gás natural foi

utilizado como matéria prima para a produção de amônia e uréia em uma indústria de

nitrogenados localizada em Camaçari (Petrofertil). Com a implantação do Pólo Petroquimico

de Camaçari (1978), aumentou. o uso do gás natural no setor industrial. A descoberta de gás

na plataforma continental de Sergipe, a construção do gasoduto Sergipe-Bahia, a instalação da

planta de processamento de gás natural e da fábrica de fertilizantes em Sergipe, e a

apropriação de reservas de gás não associado, asseguraram a utilização das reservas de gás da

região.

26

A partir da década de 80, a crescente oferta de gás associado na plataforma continental

do Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte e Ceará, as descobertas de gás não associado no

Espírito Santo e Alagoas, Rio Grande do Norte, e Amazonas (rio Juruá), e a instalação dos

gasodutos ligando a bacia de Campos a São Paulo e Minas Gerais, possibilitaram ampliar o

mercado consumidor, e diversificar a sua utilização, criando uma participação efetiva do gás

natural no balanço energético nacional.

2.1.2 Desenvolvimento do Gás Natural

No país, a utilização do gás natural (GN), em grande escala, só ocorreu a partir do início

da década de 60, vinte anos após as primeiras descobertas no Recôncavo Bahiano. Até então,

o consumo ficara restrito aos campos, onde o gás serve, por um lado, como insumo de

produção, na medida em que sua reinjeção aumenta a taxa de extração do petróleo e, por outro

lado, como fonte de calor, abastecendo os queimadores que aquecem o óleo combustível antes

que este alimente as caldeiras. Em razão do crescente volume de gás natural associado ao

petróleo descoberto na Bahia e em conformidade com a política de substituição da importação

de derivados, em 1962, a Petrobrás instalou a primeira unidade de processamento de gás

natural (UPGN) do país, no Município de Pojuca. Em 1964 a unidade estava em pleno

funcionamento, extraindo condensados (Butano e Propano) para produção de gás liquefeito de

petróleo e gasolina natural, 132 mil m³ naquele ano. Durante toda década de 60 este foi o

único empreendimento a aproveitar o gás natural no país. Em meados daquela década, a

expansão da produção agrícola aumentou de forma significativa a demanda por fertilizantes,

enquanto a unidade de produção paulista, única que fabricava amônia, ácido nítrico e nitrato

de cálcio, enfrentava problemas em seus compressores, com os catalizadores importados e

com a falta de matérias –primas, não conseguindo assim atender às necessidades do país. Na

indústria petroquímica, o gás de síntese é insumo para produção de amônia e uréia, que por

sua vez, são a base para produção de fertilizantes nitrogenados. Esta é tipicamente uma

utilização não energética do gás natural, onde ele provou ter grande vantagem frente a seu

principal concorrente: gás derivado do nafta. A experiência norte-americana, a propósito, é

inquestionável: o setor químico fundou sua competividade justamente sobre o aproveitamento

do gás natural, diferentemente da indústria européia e japonesa que se apoiaram na

carboquímica no início e no aproveitamento do nafta, após a II Guerra Mundial. Partindo

destas constatações e da crescente disponibilidade de gás natural nos campos do Recôncavo,

em 1965, a Petrobrás decediu construir uma fábrica de uréia na Bahia e depois criou a

27

Petroquisa, sua maior subsidiária no setor por duas década e, em 1969, começou a

construção da 2ª unidade de processamento de gás natural no Município de Candeias.

Estavam postas as bases para o surgimento, na década seguinte, do Pólo Petroquímico no

Nordeste. Em 1970, fora dos campos de petróleo, a utilização do gás natural estava restrita às

instalações da Petrobrás e algumas subsidiárias recém-criadas no Estado da Bahia. O

consumo total era de 1.000.000 m³ / dia, dos quais 675.000 eram reinjetados, 195.000 eram

consumidos no próprio campo, como fonte de calor, 105.000 abasteciam a UPGN de Pojuca e

apenas 25.000 eram utilizados para outros fins. A inauguração, em 1971, da nova planta de

gasolina natural, com capacidade para tratar 2.000.000 m³ /dia, permitiu aumentar

consideralvelmente e ao mesmo tempo o fornecimento de combustíveis líquidos, de gás

liquefeito de petróleo e de gás natural (seco). Assim, a disponibilidade de gás natural para a

petroquímica, a siderurgia e como fonte de calor para outras indústria alcançou 142.000

m³/dia. O substancial crescimento da procura era resultado do começo da produção de amônia

e uréia no novo Conjunto Petroquímico da Bahia, depois Petrofértil (atual FAFEN). Era o

início da implantação do II Pólo Petroquímico brasileiro.

2.1.3 Gasoduto Bolívia – Brasil (GASBOL)

O Gasoduto Bolívia-Brasil constitui a segunda maior obra binacional de infra-estrutura

já realizada, atrás somente da Usina Hidrelétrica de Itaipu. Tem 3.150 km e se estende desde

Santa Cruz de La Sierra, na Bolívia até Porto Alegre, no Rio Grande do Sul, atravessando

cinco estados, 135 municípios e mais de quatro mil propriedades. O Gasbol tem traçado

estratégico em faixa de influência que responde por 82% da produção industrial brasileira,

75% do PIB e 71% do consumo energético nacional.

Em 1998, a Petrobras, por intermédio de seu Serviço de Engenharia, concluiu a

construção do trecho norte do gasoduto, entre Santa Cruz de La Sierra, na Bolívia, e

Campinas, em São Paulo, com 1.970 quilômetros de extensão. A conclusão do trecho sul,

entre Campinas, em São Paulo, e Porto Alegre, no Rio Grande do Sul, com 1.180 quilômetros

de extensão, ocorreu no início de 2000, quando o gás boliviano chegou aos estados do Paraná,

de Santa Catarina e do Rio Grande do Sul.

Desde abril DE 2001, o gasoduto vem entregando em média 8 milhões de metros

cúbicos/dia. Atualmente, está operando com cerca de 15 milhões de metros cúbicos / dia

(metade da capacidade), com previsão de atingir 30 milhões de metros cúbicos/dia em 2004.

28

Em 2010, com a plena operação do gasoduto e de outras obras de porte, a participação

do gás natural na matriz energética, hoje em 2,6%, saltará para mais de 12%

2.1.3.1 Dados técnicos (trechos em território brasileiro):

a) Extensão Total :

3.150 Km, sendo 2.593 km em território brasileiro

Trecho Bolívia-Campinas: 1.970 km

Trecho Campinas-Rio Grande do Sul: 1.180 km

b) Diâmetro dos tubos :

32 polegadas (1815 km), 24 polegadas (624 km), 20 polegadas (281 km), 18 polegadas

(178 km) e 16 polegadas (252 km).

c) Capacidade de Transporte: 30 milhões de m3/dia

d) Investimentos: aproximadamente US$ 2 bilhões

e) Estações de Medição –

Rio Grande e Mutum, na Bolívia; Corumbá e Paulínia, no Brasil, no total de 4.

f) Estações de Compressão :

Izozog, Chiquitos, Robore e Yacuses, na Bolívia, e Albuquerque, Guaicurus, Anastácio,

Campo Grande, Mimoso, Rio Verde, Mirandópolis, Penápolis, Ibitinga, São Carlos, Araucária

e Biguaçu, no Brasil, em um total de 16.

g) City-gates :

São 30 city-gates, estações de redução de pressão e medição do gás, localizadas em

Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

h) Operação:

O gasoduto é operado pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. -

TBG, cujo controle acionário pertence à Gaspetro:

• 51 % Gaspetro

29

• 29 % BBPP Holdings (9,66% British Gas; 9,66% BHP; 9,66% El Paso Energy)

• 12 % (6% Transredes Fundos de Pensão Boliviano; Shell 3%; ENRON 3%)

• 4 % Shell

• 4 % ENRON

2.1.4 Propriedades e Classificação

O gás natural (GN) é uma mistura de hidrocarbonetos e outros compostos químicos,

encontrada em fase gasosa ou em solução com o petróleo em reservatórios naturais

subterrâneos. Os hidrocarbonetos presentes no GN são os mais leves da série parafinas

(hidrocarbonetos saturados, CnH2n+2). O principal composto presente é o metano (CH4), além

do etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), hexano (C6H14) e pequenas quantidades de

compostos parafínicos mais pesados. Dependendo da jazida, pode ser encontrado pequenas

quantidades de hidrogênio (H2), nitrogénio (N2), água (H20), gás carbônico (CO2), monóxido

de carbono (CO), gás sulfídrico (H2S), hélio (H), argônio (Ar) e mercaptanas (R-SH). O vapor

de água presente encontra-se saturado, e seu teor definido pela temperatura de distribuição do

gás. O CO2, apesar de ser considerado inerte por não queimar, forma ácido na presença de

água livre.

Quanto à origem o Gás Natural é classificado em:

a) Gás associado. Encontrado dissolvido no petróleo crú e/ou formando uma camada

protetora gasosa sobre ele (gás livre). Quanto mais fundo o poço, encontra-se mais gás do que

petróleo. No Brasil cerca de 65% das reservas de GN e 85% de sua produção é de gás

associado, e em todo mundo cerca de 40% [a.1].

b) Gás não associado. Encontrado em depósitos subterrâneos, não acompanhados de

hidrocarbonetos em fase líquida.

Existem várias teorias que explicam a origem do petróleo e do gás natural: a degradação

termoquímica da matéria orgânica (restos de animais e vegetais, depositados no fundo dos

mares e lagos do passado), a maturação dos leitos de carvão e rochas ígneas (formadas por

resfriamento e solidificação de magmas) e metamórficas (originadas de rochas pré-existentes,

por transformações mineralógicas, químicas e estruturais, essencialmente no estado sólido,

30

em resposta a marcantes mudanças na temperatura, pressão, e a movimentos da crosta

terrestre).

O GN e o petróleo são originários principalmente da maturação térmica da matéria

orgânica contida nas rochas. As características do combustível formado vão depender do tipo

de matéria orgânica predominante, e a história térmica da bacia. As rochas geradoras são

continuamente soterradas pela deposição de novos sedimentos, o que as submete a uma

elevação constante da temperatura e pressão, formando os hidrocarbonetos.

A quantidade e composição dos hidrocarbonetos gerados, modificam-se gradativamente

em função da elevação da temperatura. Em sedimentos recém depositados, que se encontram

a baixas temperaturas, a atividade microbiana é o principal agente de degradação, gerando o

biogás. Quando a matéria orgânica, principalmente a originária de algas, é submetida a

condições térmicas adequadas (paleo-temperaturas entre 60 e 80 ºC), começa a fase de

formação de hidrocarbonetos líquidos. Com o aumento progressivo da temperatura (até a

faixa de 130-1500 ºC), a matéria orgânica remanescente e os hidrocarbonetos já formados,

convertem em metano termogênico.

Componente Gás Natural UPGN

Nitrogênio 1,26 1,30 Oxigênio 0,01 0,01

CO2 0,71 0,74

Metano 82,98 87,29

Etano 9,98 10,24

Propano 5,06 0,42

Tabela 2.1 – Composição típica (% vol) do GN da UPGN de Candeias-Ba

Característica Valor

Poder Calorífico Superior 40.161 kJ/m3 Poder Calorífico Inferior 36.265 kJ/m3

Densidade Relativa (Ar) 0,62

Índice Wobbe (PCS) 50963

Fator Compressibilidade 17,96 g/mol

31

Tabela 2.2 – Composição típica (% vol) do GN da UPGN de Candeias-Ba

Depois que o GN sai de suas jazidas ele sofre um processamento para retirar as frações

pesadas (propano, butano etc), de maior valor econômico, e as impurezas (H2S, CO2). O H2S

deve ser retirado devido a sua elevada toxidade e formação de ácido. O CO2 para aumentar o

poder calorífico e evitar a formação de gelo seco. Em seguida é enviado por gasodutos às

empresas distribuidoras (CEG/Congás/Gasmig/Bahiagas) e destas para os locais de consumo

(indústrias, postos de GNV, residências, etc.).

LIMITE (2) (3) MÉTODO CARACTERÍSTICA UNIDADE

Norte Nordeste Sul, SE e Centro-Oeste

ASTM ISO

kJ/m3 34.000 a 38.400 35.000 a 42.000 Poder Calorífico Superior (4) kWh/m3 9,47 a 10,67 9,72 a 11,67

D 3588 6976

Índice de Wobbe (5) kJ/m3 40.500 a 45.000 - 6976

Metano, mín. % vol. 68,0 D 1945 6974

Etano, máx. % vol. 12,0

Propano, máx. % vol. 3,0

Butano e mais pesados, máx.

% vol. 1,5

Oxigênio, máx. % vol. 0,8 0,5

Inertes (N2 + CO2), máx.

% vol. 18,0 5,0 4,0

Nitrog6enio % vol. Anotar 2,0

Enxofre Total, máx. mg/m3 70 D 5504 6326-2 6326-5

Gás Sulfídrico (H2S), máx. (6)

mg/m3 10,0 15,0 10,0 D 5504 6326-2 6326-5

Ponto de orvalho da água a 1 atm, máx.

oC -39 -39 -45 D 5504 -

Tabela 2.3 – Especificações (1) do gás natural dadas pelo Regulamento técnico da

ANP no 003/2002 – portaria no 104, de 18/07/2002

Observações:

(1) O gás natural deve estar tecnicamente isento, ou seja, não deve haver traços visíveis

de partículas sólidas e de partículas líquidas.

(2) Limites especificados são valores referidos a 293,15 K (20 oC) e 101,325 kPa (1

atm) em base seca, exceto ponto de orvalho.

32

(3) Os limites para a região Norte se destinam às diversas aplicações exceto veicular, e

para este uso específico devem ser atendidos os limites equivalentes à região Nordeste.

(4) O poder calorífico de referência de subst6ancia pura empregado no Regulamento

Técnico ANP no 003/2002, encontra-se sob condições de temperatura e pressão equivalentes a

293,15 K e 101,325 kPa, respectivamente, em base seca.

(5) O índice de Wobbe é calculado empregando o Poder Calorífico Superior em base

seca. Quando o método ASTM D 3588 for aplicado para a obtençõ do Poder Calorífico

Superior, o índice de Wobbe deverá ser determinado pela fórmula constante no Regulamento

Técnico (ver item 2.2.3.8 desta monografia).

(6) O gás odorizado não deve apresentar teor de enxofre total superior a 70 mg/m3.

2.1.5 Utilização do Gás Natural em Equipamentos Térmicos

Em um equipamento térmico, operando com qualquer combustível, busca-se atender os

seguintes objetivos:

• Baixo custo operacional;

• Combustão completa com segurança e operacionalidade;

• Máxima eficiência térmica (transmissão de calor otimizada);

• Níveis de emissão de poluentes (S02, particulados, CO, hidrocarbonetos e NOx) dentro dos níveis regulamentares.

Atender a estes objetivos simultaneamente, supera a técnica tradicional de controle de

combustão, tornando-se um processo complexo de otimização. As características do GN

fazem dele uma excelente alternativa para os demais combustíveis, devido às seguintes

vantagens:

a) Encontra-se pronto para o consumo, não sendo necessário manipulações ou

preparação antes da combustão.

b) O gás natural é facilmente miscível com o ar, obtendo-se um contato íntimo entre o

combustível e o ar, reduzindo-se o excesso de ar necessário para assegurar a combustão

completa. É fácil o controle da atmosfera da fornalha, e a obtenção de uma chama longa, de

combustão lenta, com liberação gradual e uniforme da energia.

33

c) O gás se desloca e se manipula com facilidade. Basta uma válvula para regular com

precisão as vazões de ar e gás. Pode-se obter variações rápidas e grandes da vazão, mantendo-

se constante a relação de mistura.

d) O GN praticamente não contém impurezas. Seus produtos de combustão têm baixos

níveis de poluição, comparativamente aos outros combustíveis. O teor de enxofre do GN é

muito inferior ao dos carvões e dos óleos combustíveis. Não origina deposição de resíduos

que contaminam a produção ou que afetem a eficiência do equipamento e/ou instalações. Isto

simplifica e diminui os custos de operação e manutenção.

e) Em estado gasoso, o GN permite várias configurações e tipos de queimadores, além

de grande flexibilidade no seu funcionamento. A eficiência dos sistemas de combustão à base

de GN é em geral maior, porque permite maior flexibilidade de regulagem e controle dos

equipamentos.

Entre as desvantagens do gás natural, pode-se citar:

a) A densidade do gás natural é muito menor do que a dos combustíveis sólidos e

líquidos. Isto leva a dificuldades de armazenamento e de transporte.

b) Devido ao alto teor de hidrocarbonetos leves (alto teor de hidrogênio), os produtos da

combustão possuem grande quantidade de vapor-d’água. Assim, o calor específico dos

produtos é alto, as temperaturas de combustão são mais baixas e existe os problemas devido à

condensação do vapor.

c) A quantidade (em massa) de combustível dentro da fornalha é muito pequena. Isso

torna a combustão muito sensível à variação de consumo de ar e combustível, e permite, em

caso de necessidade, modificar a carga da fornalha instantâneamente. Ao mesmo tempo torna-

se crítico o controle da combustão, pois uma interrupção da alimentação provocará a extinção

da chama, o que está vinculado ao perigo de explosão ao recomeçar a alimentação. Por isso,

nessas fornalhas normalmente são instalados vários queimadores.

O gás natural tem um grande espectro de aplicações, tanto em uso industrial,

automotivo ou residencial. Na indústria do petróleo é utilizado na reinjeção em poços para

recuperação secundária de petróleo, na produção de GLP e gasolina natural, e como matéria-

34

prima na indústria petroquímica e de fertilizantes. O uso doméstico é limitado á substituição

do GLP e do gás de rua, em locais onde existe rede de distribuição de gás canalizado.

Na indústria o GN pode ser utilizado em caldeiras, em substituição ao óleo combustível,

para gerar vapor, ou aquecer fluido térmico, utilizado no aquecimento das indústrias de

alimentos, papel e celulose, têxtil etc., acionamento de ventiladores, bombas e compressores e

geração de eletricidade. Pode ser utilizado em substituição do GLP em oxicorte. O uso em

fornos industriais é amplo, sobretudo devido à ausência de cinzas e ao baixo teor de enxofre,

que poderiam contaminar o produto. O contato direto dos produtos da combustão com

produtos alimentícios, apesar de prática usual, não é recomendável devido á presença de

hidrocarbonetos.

O uso do GN como combustível automotivo reduz sensivelmente a emissão de

poluentes. É cerca de 60 % mais barato que o óleo diesel e seu uso como combustível

aumenta a vida do motor, reduzindo os custos de manutenção e consumo de óleos

lubrificantes. Pode ser utilizado em motores de combustão interna (Otto, Diesel), em

substituição da gasolina e óleo diesel.

O uso em turbinas a gás é recomendado, pois os demais combustíveis devem sofrer

tratamento prévio, afim de eliminar resíduos e evitar a contaminação a altas temperaturas. As

turbinas a gás podem ser utilizadas para acionar bombas, compressores etc. Sua utilização

mais importante é a geração de eletricidade, sobretudo em termoelétricas que trabalham em

regime de ponta ou como unidades de emergência, pois podem entrar em operação em poucos

minutos. O uso de turbinas a gás para geração termoelétrica vem aumentando, devido ao

baixo investimento, baixo custo operacional e alto rendimento térmico. O uso de ciclo

combinado (turbina a gás + caldeira de recuperação + turbina de vapor a gás) permite atingir

rendimentos da ordem de 55 %, com baixa emissão de poluentes [a.1].

2.1.6 Desenvolvimento Tecnológico do Gás Natural

O Centro de Tecnologia do Gás tem sido base tecnologia para o mercado do gás natural.

O CTGÁS é um consórcio criado pelo Senai e pela Petrobrás para atender às distribuidoras de

gás natural do país. Criado em abril de 1999 o Centro iniciou suas atividades em abril de

2002.

35

Desde o início de suas atividades, o CTGÁS tem oferecido suporte tecnológico desde a

exploração até o uso final do gás, dando mais ênfase nas atividades de utilização do gás

natural.

A base laboratorial do CTGÁS oferece desde o apoio didático até o apoio tecnológico

para desenvolvimento de logísticas solicitadas pelas empresas. Os laboratórios abrangem toda

a área de utilização do gás natural, ou seja, existem laboratórios de calibração, de combustão,

de teste de cilindros entre outros.

A sede do CTGÁS é em Natal, mas sua base tecnológica abrange todo o Brasil através

da rede de Núcleos do Gás instalados nas filiais do Senai que vão desde Porto Alegre até

Fortaleza. Atualmente são 12 Núcleos espalhados pelo o país, até o final do ano será

inaugurado mais quatro Núcleos do Gás.

A indústria do gás natural ainda está nascendo no Brasil e, em 10 anos, a previsão é de

se ter não só o mercado industrial, mas grandes atividades no mercado residencial e

comercial, como acontece em outros países que já utilizam este combustível há vários anos. O

CTGÁS tem o papel de dar a sustentação tecnológica na formação de profissionais

qualificados para este novo mercado que cresce continuamente no país.

Hoje o CTGÁS está trabalhando com cursos de nível médio e especialização (lato-

sensu) em parceria com algumas universidades. Os cursos em média têm a duração de até 400

horas e a relação de custo-benefício para o engenheiro formado é bem maior, mais rápida e

mais barata do que se transforma-lo em um curso superior, já que a reciclagem de üm

profissional formado é mais benéfica para o mercado.

O CTGÁS não tem o intuito de produzir novas tecnologias, já que a tecnologia do gás é

consolidada praticamente no mundo inteiro, havendo algumas iniciativas de grandes empresas

que já atuam há anos no mercado. Hoje, a pretensão do CTGÁS é adaptar essa tecnologia já

existente ao mercado do gás natural brasileiro, criando normas, customizando e demonstrando

as vantagens da utilização do gás natural nos setores industrial, comercial, residencial e

automotivo.

2.2 Equipamentos Envolvidos na Conversão

36

2.2.1 Caldeiras em geral

2.2.1.1 Definição

Caldeira é um trocador de calor complexo que produz vapor de água sob pressões

superiores a atmosférica a partir da energia térmica de um combustível e de um elemento

comburente, ar, estando constituído por diversos equipamentos associados e perfeitamente

integrados para permitir a obtenção do maior rendimento térmico possível. Ver figura a

seguir.

Figura 2.1 – Caldeira do tipo flamotubular – fabricante Tenge Industrial Ltda.

Na produção de energia, mediante aplicação do calor que desprendem os combustíveis

ao serem queimados nas caldeiras, desenvolve-se o seguinte processo evolutivo: a água

recebe calor através da superfície de aquecimento; com o aumento da temperatura e atingida a

37

temperatura de ebulição, muda de estado transformando-se em vapor sob determinada

pressão, superior à atmosférica, para uso externo. A potência calorífica do combustível

converte-se assim em energia potencial no vapor, que na sua vez transforma-se em mecânica

por meio de máquinas térmicas adequadas para a obtenção de energia elétrica, hidráulica ou

pneumática.

2.2.1.2 Generalidades

Essencialmente uma caldeira é um recipiente no qual a água é introduzida e pela

aplicação de calor continuamente evaporada. Qualquer que seja o tipo de caldeira considerado

sempre estará composta por três partes essenciais que são: a fornalha ou câmara de

combustão, a câmara de líquido e a câmara de vapor. Os condutos para descarga dos gases e

a chaminé não formam parte integral da caldeira; constituem construções independentes que

são adicionadas ao corpo resistente da mesma, não estando expostas à pressão do vapor.

A fornalha ou câmara de combustão é a parte da caldeira onde se queima o combustível

utilizado para a produção do vapor.

Quando a caldeira queima combustíveis líquidos, gases ou produtos pulverizados, a

fornalha está constituída por uma câmara no interior da qual, e mediante combustores ou

queimadores é injetado o combustível gasoso, liquido ou pulverizado, que queima ao entrar

em contato com o ar comburente que entra à fornalha através de portas especiais.

As câmaras de água e vapor constituem as superfícies internas de caldeira propriamente

dita. Estão constituídas de recipientes metálicos herméticos de resistência adequada que

adotam a forma de invólucros cilíndricos, coletores, tubos, etc., devidamente comunicados

entre eles; na sua face interna contém a água a ser vaporizada, estando a quase totalidade da

superfície externa em contato com as chamas ou gases da combustão. A parte inferior deste

recipiente recebe o nome de câmara de líquido; o espaço limitado entre a superfície da água e

a parte superior denomina-se câmara de vapor.

Os condutos de fumaça e a chaminé, dispostos na parte final do percurso que seguem os

gases no interior da caldeira, tem como objetivo conduzir para o exterior os produtos da

combustão que transmitiram parte do seu calor para a água e vapor, através da superfície de

aquecimento. A chaminé tem também a função de aumentar a velocidade de descarga dos

38

gases, produzindo urna tiragem natural que promove a entrada de ar à fornalha acelerando

assim a combustão.

Da idéia de direcionar os produtos quentes da combustão através de tubos dispostos no

interior da caldeira surgiu o projeto da caldeira flamotubular que não somente aumenta a

superfície de aquecimento exposta à água, como também produz uma distribuição mais

uniforme do vapor em geração, através da massa de água. Em contraste com a idéia

precedente, o projeto de caldeiras aquotubulares mostrou um ou mais coletores unidos por

uma grande quantidade de tubos através dos quais circulava a mistura de água e vapor. O

calor flui do exterior dos tubos para a mistura. Esta sub-divisão das partes sob pressão tornou

possível a obtenção de grandes capacidades e altas pressões.

2.2.1.3 Principais Parâmetros Operacionais das Caldeiras

Os parâmetros operacionais que caracterizam as caldeiras e, de modo geral, qualquer

aparelho de vaporização, são os seguintes:

a) Pressão máxima de trabalho admissível (PMTA) – é o maior valor permitido durante

o funcionamento normal da caldeira, para a pressão efetiva do vapor, medida em determinado

ponto, definido pelo código adotado na sua construção ou pelas regras da boa técnica. Com o

intuito de evitar que este valor possa ser ultrapassado são colocados dispositivos automáticos

de descarga do vapor em excesso, denominados de válvulas de segurança.

b) Pressão de teste é a pressão de ensaio hidrostático a que deve ser submetido a

caldeira.

c) Capacidade de evaporação ou potência da caldeira é a massa de vapor que é capaz de

produzir em uma hora. Modernamente, a tendência é expressar a capacidade de uma caldeira

em termos de conteúdo térmico horário correspondente ao vapor produzido. Na atualidade é

normal expressar a medida de capacidade de uma caldeira como inicialmente estabelecido em

kg/h ou mesmo em t/h.

A produção normal de vapor define a quantidade de vapor capaz de ser gerado por uma

caldeira em condições de pressão de regime, temperaturas e eficiência garantidas pelo

fabricante.

39

A produção máxima contínua de vapor define a descarga máxima de produção de vapor

capaz de ser gerado por uma caldeira em regime contínuo.

A produção de “picos” corresponde à maior descarga de vapor, em determinados

períodos de tempo, capaz de ser obtida na mesma caldeira.

Superfície de aquecimento ou calefação é a que compreende as partes metálicas que se

encontram em contato, por uma das suas faces com a água e vapor da caldeira e pela oposta

com os produtos da combustão. A medição desta superfície efetua-se pelo lado exposto às

chamas e gases. A superfície sempre é definida em m2.

Além das características principais supra mencionadas caracterizam-se também as

caldeiras por seu peso, superfície dos superaquecedores de vapor, economizadores de água de

alimentação, aquecedores de ar, volumes das câmaras de líquido e vapor, etc..

2.2.1.4 Recomendações de Projeto de Caldeiras

Projeto e construção. Sua forma e método de construção deverá ser simples,

proporcionando uma elevada segurança quanto a funcionamento. As diferentes partes deverão

ser de fácil acesso e/ou desmontagem para facilitar as limpezas internas e pequenos reparos

que deverão ser mínimos.

Toda caldeira deve apresentar, em sua superfície externa e bem visível, placa identifi-

cadora com, no mínimo, as seguintes informações:

• Nome do fabricante;

• Número do registro do fabricante;

• Modelo da caldeira;

• Ano de fabricação;

• Pressão máxima de trabalho admissível - PMTA (bar);

• Pressão de teste hidrostático (bar);

• Capacidade de produção de vapor (kg/h ou t/h);

• Área da superfície de aquecimento (m2).

40

Conforme exigências da NR-13 do Ministério do Trabalho toda empresa que possui

caldeiras deve manter um prontuário atualizado, com documentação original do fabricante,

abrangendo, no mínimo, especificações técnicas, desenhos detalhados, tipo de revestimento,

testes realizados durante a fabricação e montagem, características funcionais, e a fixação da

respectiva PMTA, além de laudos de ocorrências diversas, que constituirá o histórico da vida

útil da caldeira.

Além disto a empresa deverá possuir o “Registro de Segurança” atualizado, constituído

de livro próprio, com páginas numeradas, ou outro sistema equivalente, onde serão anotadas,

sistematicamente as indicações de todas os testes efetuados, inspeções interiores e exteriores,

limpeza e reparos e quaisquer outras ocorrências, tais como: explosões, incêndios,

superaquecimentos, rupturas, troca de tubos, tambores ou paredes, deformações, aberturas de

fendas, soldas, recalques e interrupções de serviço.

Vaporização específica, grau de combustão e capacidade. Deverão ser projetados de

forma que com o mínimo peso e volume da caldeira seja obtida a máxima superfície de

aquecimento. Esta superfície deverá estar disposta em forma tal que permita uma maior

transmissão de calor por unidade de superfície, para que a vaporização específica e

capacidade atinjam também valores máximos. Para obter esta condição é imprescindível que a

caldeira permita desenvolver na sua fornalha elevados graus de combustão.

Peso e espaço. Estes fatores devem se combinar em forma tal que as caldeiras possam

ser adaptadas ao espaço destinado a sua instalação.

Flexibilidade de manobra e facilidade de condução. São condições fundamentais em

processos de variação rápida e freqüente, que a caldeira possua grande flexibilidade para se

adaptar imediatamente às modificações da carga. O manejo e condução do caldeira deve ser

fácil e seguro sem apresentar falhas. As limpezas de rotina deverão ser possíveis de executar

facilmente e no menor tempo possível.

Características do vapor produzido. Não deverão as caldeiras apresentar tendência a

produzir arrastes de água com o vapor, especialmente na condição de funcionamento em

sobrecarga, para evitar a possibilidade de fornecimento de vapor úmido (caldeiras de vapor

saturado) ou de redução do grau de superaquecimento (caldeiras com superaquecedores).

41

Circulação de água e gases. A circulação da água no interior do caldeira, na mesma

forma que o fluxo de gases no lado externo, deverá ser ativa, de direção e sentido bem

definidos para toda e qualquer condição de funcionamento. Esta característica é fundamental

para facilitar a transmissão do calor, eliminando-se a possibilidade de superaquecimentos

localizados anormais em determinadas zonas da caldeira que possam comprometer a

segurança dos equipamentos, especialmente quando a vaporização se der em condições de

sobrecarga.

Rendimento térmico total. Deverá ser elevado para todos os regimes de funcionamento

da caldeira, a fim de se obter uma apreciável economia do combustível.

Segurança. Para cumprir este requisito as caldeiras e todos os seus acessórios deverão

ser projetados para obter o mais elevado fator de segurança para que dentro do previsível

estejam isentos de falhas comuns. Os mecanismos auxiliares deverão ser projetados seguindo

o mesmo critério, permitindo uma troca fácil no caso de falha ou acidente.

2.2.1.5 Classificação

A forma e disposição das partes de uma caldeira moderna quando usados carvão ou

combustíveis outros, são substancialmente os mesmos que nas décadas passadas, exceção

feita de modificações estruturais necessárias para adaptá-los às atuais imposições de elevadas

pressões e temperaturas. Na atualidade pressões entre 25 bar e 40 bar são quase que

totalmente adotadas na maior parte dos sistemas industriais e de geração de energia.

Encontram-se ainda nos países industrializados instalações operando a pressões de 300 bar

com temperaturas de 620 ºC com dois estágios de reaquecimento de 565 ºC e 537 ºC,

produzindo 170.000 kg de vapor por hora e outras com até três estágios de reaquecimento.

Uma classificação precisa das caldeiras apresenta bastante dificuldade devido a enorme

variação existente nos tipos fundamentais. É usual a seguinte classificação:

• caldeiras flamotubulares

• caldeiras aquotubulares

Nas caldeiras flamotubulares os gases de combustão circulam pelo interior dos tubos

vaporizadores que se encontram submersos na água da caldeira.

42

Nas caldeiras aquotubulares a água e o vapor circulam pelo interior dos tubos

mencionados, cuja superfície externa está em contato com os gases.

Pelo fato da fornalha formar parte integrante das caldeiras flamotubulares, são também

denominados de fornalha interna, para diferenciá-las das aquotubulares, nas quais a fornalha é

independente deste, motivo pelo qual também costumam de ser denominados de caldeiras de

fornalha externa. Também tem sido estabelecidas subdivisões para as caldeiras

flamotubulares conforme a direção que seguem as chamas e para as aquotubulares, conforme

seu peso, posição dos tubos vaporizadores, circulação interna da água, etc.

2.2.1.6 Caldeiras Flamotubulares – Principais Características

As caldeiras deste tipo ou simplesmente tubulares (Fig. 2.2), contém a água no interior

de um invólucro dentro do qual encontram-se também as fornalhas e câmaras de combustão, e

os tubos vaporizadores no interior dos quais circulam os gases da combustão no seu percurso

até a chaminé.

Figura 2.2 – Representação esquemática de uma caldeira flamotubular

Conforme o sentido da direção dos gases no interior das caldeiras, estes equipamentos

poderão ser classificados em:

a) Caldeiras de chama de retorno (de simples ou dupla frente )

43

Nas caldeiras de chama de retorno (de simples ou dupla frente), os gases da combustão

circulam em um sentido através das fornalhas e câmaras de combustão, e no sentido oposto

pelo interior dos tubos no sentido dos condutos de fumaça e chaminé.

b) Caldeiras de chama direta

Nas caldeiras de chama direta, os gases percorrem um caminho direto desde a fornalha

até os condutos de fumaça para finalmente chegar até a chaminé.

Em todas estas caldeiras as fornalhas, as câmaras de combustão e os tubos estão

submersos na água contida no interior do invólucro, isto é, encontram-se submetidos à

pressão do vapor da caldeira.

2.2.1.7 Caldeiras Aquotubulares – Principais Características

O emprego deste tipo de caldeira resulta inevitável quando necessária a obtenção de

grandes capacidades e elevadas pressões de vapor. Devido à subdivisão interna destas

caldeiras, em coletores e tubos de pequeno diâmetro, podem ser construídos com chapas de

baixa espessura, resultando aptas para suportar altas pressões.

Devido a sua forma, a quantidade de água que contêm é relativamente pequena;

permitem desenvolver em um reduzido volume uma grande superfície de aquecimento e

dispô-la de forma conveniente para a melhor transmissão de calor, em volta de uma ampla

câmara de combustão, independente da estrutura resistente da caldeira.

A vaporização específica deste tipo de caldeira é muito superior ao que pode ser obtido

nas flamotubulares, sendo portanto seu peso para igual potência, consideravelmente menor.

Quanto a clasificação das caldeiras aquotubulares consideramos o peso por superfície

de aquecimento, a inclinação dos tubos vaporizadores e a circulação interna da água.

44

Figura 2.3 – Representação esquemática de uma caldeira aquotubular

De acordo ao sistema de circulação interna da água caldeiras aquotubulares podem ser

classificadas em:

• Caldeiras de circulação natural limitada

• Caldeiras de circulação natural livre

• Caldeiras de circulação natural acelerada

• Caldeiras de circulação forçada.

2.2.1.8 Comparativo entre Caldeiras Flamotubulares e Aquotubulares

Consideramos apropriado examinar as vantagens e desvantagens que apresentam ambos

os tipos.

Para tal efetuaremos um estudo comparativo considerando os seguintes elementos:

45

a) Gráu de combustão, vaporização específica e capacidade.

As aquotubulares permitem desenvolver gráus de combustão muito superiores aos obti-

dos nas flamotubulares pelo fato da fornalha não formar parte integral da caldeira. Desta

forma podem ser construídas câmaras de combustão amplas especialmente apropriadas para

queima de petróleo. Alem do exposto e como devido à disposição da superfície de

aquecimento, grande parte do calor desprendido pelo combustível transmite-se por radiação,

poderá ser obtida uma elevada vaporização específica.

As caldeiras aquotubulares possuem maior vaporização específica que as

flamotubulares o que significa que pode ser obtida uma elevada capacidade (massa de vapor /

hora) com caldeiras de pouco peso e volume.

Como a capacidade ou potência de uma caldeira, consideradas constantes as outras

condições, depende da extensão e posição da sua superfície de aquecimento com respeito à

fornalha, nas aquotubulares, os tubos vaporizadores permitem obter uma considerável área de

aquecimento em um espaço reduzido, especialmente nas do tipo leve que são constituídas

com tubos de pequeno diâmetro limitando a câmara de combustão.

b) Peso e volume

Para igual capacidade, as caldeiras aquotubulares ocupam um volume menor, sendo

também de peso menor que as flamotubulares. A diminuição de peso é conseqüência direta da

eliminação dos invólucros, casco ou corpo cilíndrico de grande diâmetro e espessura, como

também na redução na quantidade de água, aproximadamente a décima parte da contida nas

caldeiras cilíndricas.

c) Pressão e grau de superaquecimento do vapor

As maiores caldeiras flamotubulares construídas atingem valores de pressão da ordem

de 25 bar. Como a espessura com que deve ser construído o casco aumenta

proporcionalmente com a pressão e diâmetro, observar-se-á que ultrapassando determinados

limites, seria necessário construir caldeiras com chapa de espessura tal que tornaria sua

execução não somente difícil como de custo excessivamente elevado e de peso

conseqüentemente exagerado. Por estas razões a pressão de 25 bar pode ser considerada como

limite máximo para este tipo de caldeira.

46

As caldeiras aquotubulares usando somente coletores e tubos de pequeno diâmetro, são

construídas com placas de menor espessura, resultando, portanto mais aptas para vaporizar

sob maior pressão, pelo motivo de que, para um maior valor deste parâmetro, ao diminuir o

diâmetro do recipiente, a espessura do metal capaz de suportá-la diminui proporcionalmente.

Conforme o grau de superaquecimento do vapor que for necessário obter nas caldeiras

aquotubulares, o superaquecedor é instalado em qualquer lugar no percurso dos gases, desde a

fornalha até os canais de fumaça com o que poderão ser atingidas temperaturas maiores que

no caso de caldeiras flamotubulares.

Nas caldeiras flamotubulares os superaquecedores devem ser colocados no interior dos

tubos, o que reduz a secção de passagem dos gases dificultando também a limpeza. ou

também na caixa de fumaça onde a temperatura não é suficientemente elevada, condições

estas que as tornam menos aptas que as aquotubulares para a produção de vapor

superaquecido.

d) Qualidade da água de alimentação

Uma das vantagens das caldeiras flamotubulares se comparada com as aquotubulares,

consiste na possibilidade de alimentá-las com água natural, no entanto que nas últimas é

condição fundamental o emprego de água tratada para evitar não somente a formação de

incrustações sobre a superfície de aquecimento, como também a produção de espuma e

ebulição, conjuntamente com o vapor. Em todos os casos é conveniente o uso de água tratada.

e) Rendimento térmico

Atualmente o rendimento ou eficiência térmica total que pode ser obtido nas caldeiras

aquotubulares supera o correspondente às caldeiras flamotubulares. Nas primeiras tem-se

obtido rendimentos 80 a 90 % ou maiores em caldeiras com superaquecedores,

economizadores e aquecedores de ar, sendo nas últimas impossível superar valores de 75 % a

90 % nas melhores condições de limpeza [d.2]. A maior eficiência das caldeiras

aquotubulares deve-se à disposição mais racional da superfície de aquecimento, que favorece

a transmissão do calor desenvolvido na fornalha e especialmente à adoção de

superaquecedores de vapor, aquecedores e economizadores. Estes equipamento permitem

recuperar grande parte do calor residual dos gases quentes da combustão, que passam pela

chaminé, diminuindo a temperatura final destes.

47

f) Condução e limpeza

Devido a limitada quantidade de água que contém as caldeiras aquotubulares e a sua

elevada evaporação específica, deverá ser mantida uma vigilância constante e cuidadosa do

nível de água, especialmente nos casos onde sejam necessários elevados graus de combustão.

As caldeiras flamotubulares requerem menor atenção pelo fato de possuírem uma

grande massa de água e menor vaporização específica, podendo a renovação ser como

máximo de uma vez a cada hora, no entanto que nas aquotubulares do tipo leve a totalidade da

água da caldeira pode vaporizar de 8 a 10 vezes por hora em condições de carga máxima. Pelo

descrito observa-se que as variações de nível são rapidíssimas, motivo que tem levado aos

fabricantes a adoção de mecanismos que regulam automaticamente o nível de água no interior

da caldeira para evitar falhas humanas que poderiam levar à perda da caldeira.

Uma outra vantagem que apresenta a caldeira de vapor do tipo flamotubular e que

devido à grande massa de água e ao considerável volume da câmara de vapor, acumulam uma

considerável energia potencial o que as torna aptas para satisfazer demandas elevadas de

vapor das máquinas às quais servem, sem sofrer grandes quedas de pressão.

Como as caldeiras aquotubulares contem menor quantidade de água e a câmara de vapor

é mais reduzida, resultam susceptíveis as variações de consumo de vapor. Nestas caldeiras

para evitar a queda rápida da pressão torna-se necessário modificar imediatamente o grau de

combustão o que conseqüentemente leva a uma maior e constante atenção na condução do

processo de combustão.

A limpeza interna das caldeiras flamotubulares apresenta menos dificuldades que as

aquotubulares por apresentarem suas partes maior acessibilidade. Nas caldeiras aquotubulares

a quase totalidade de sua superfície de aquecimento está constituída de tubos de grande

comprimento e pequeno diâmetro, às vezes curvados, o que toma mais difícil a limpeza

interna e obviamente um maior tempo para efetuá-la. Pode-se estabelecer que as caldeiras

aquotubulares necessitam para sua condução e manutenção de pessoal profissionalmente mais

experiente que para os mesmos serviços com caldeiras flamotubulares.

g) Vida útil

48

Define-se como vida útil de uma caldeira à quantidade de horas de fogo que pode

suportar em condições normais de funcionamento, isto é, vaporizando à pressão máxima de

trabalho admissível para a qual tem sido projetada.

Deve-se considerar que, quando por motivos de segurança decorrente de falta de

conservação adequada ou por desgaste normal da caldeira, tenha sido reduzida à pressão de

descarga das válvulas de segurança, considerar-se-á como vida útil o tempo anterior a esta

operação e não ao total resultante de computar também a nova utilização da caldeira com a

pressão reduzida

Como nas caldeiras aquotubulares, os tubos vaporizadores e superaquecedores

constituem a parte mais exposta, a durabilidade destas é uma função da vida destes elementos.

A experiência tem demonstrado que este tipo de caldeira apresenta menor resistência que as

flamotubulares o que é perfeitamente justificável por serem mais severas as condições de

operação.

A troca de tubos em uma caldeira aquotubular é uma operação relativamente rápida e

fácil; nas caldeiras tubulares após um determinado número de anos de trabalho, além do

problema da inutilização de tubos é comum apresentarem entre outros, problemas como

deformação das fornalhas, corrosão ou desgaste reduzindo dimensões úteis de partes

metálicas, fissuras, fendas e outras descontinuidades, desnivelamentos, e outras dilatações ou

contrações térmicas reversíveis ou irreversíveis, etc.

A vida útil de uma caldeira depende fundamentalmente do método de trabalho que

tenha sido realizado, do sistema de vaporização (regime constante ou variável), da qualidade

da água de alimentação, da freqüência das limpezas externas e internas etc., motivo pelo qual

não é possível determinar sem cometer erros consideráveis o tempo médio de vida para cada

caldeira. Dependerá além dos cuidados mencionados da experiência e dedicação do pessoal a

cargo destas.

h) Continuidade do serviço e segurança

As caldeiras aquotubulares permitem uma maior continuidade de funcionamento que as

flamotubulares, já que se for necessário efetuar um conserto de urgência, como a troca de um

tubo, ou a queda do refratário de uma fornalha, seu pequeno volume de água poderá ser

rapidamente esvaziado, procedendo-se imediatamente do reparo do tubo ou elemento afetado.

49

Os casos de reparos em caldeiras tubulares são de maior importância e requerem na

maior parte dos casos um tempo considerável para colocá-las em condições satisfatórias de

trabalho.

No caso da quebra de um tubo ou de explosão, as caldeiras aquotubulares resultam

menos perigosas que as flamotubulares, devido a grande subdivisão da sua limitada câmara de

água e a pequena quantidade que estas contém o que faz que a energia potencial acumulada

seja muito menor. Os efeitos que produz a explosão de uma caldeira, manifestam-se por urna

força proporcional à pressão e massa de água que contém, devido a produção instantânea de

uma enorme quantidade de vapor que se desprende da água ao descer sua temperatura

subitamente a 100 oC que corresponde à de vaporização sob pressão atmosférica.

2.2.2 Caldeiras Flamotubulares

2.2.2.1 Generalidades

As caldeiras deste tipo carregam uma grande quantidade de água no interior de um

invólucro ou casco, dentro do qual encontram-se também as fornalhas, câmaras de combustão

e tubos vaporizadores. Nestas caldeiras as fornalhas, as câmaras de combustão e os tubos

estão submersos na água contida no interior do casco.

Em alguns modelos, para aumentar a circulação interna da água e aumentar a

vaporização específica tem sido modificada a forma cilíndrica clássica suprimindo ou

modificando as câmaras de combustão e instalando neste lugar feixes de tubos de água.

Tem-se obtido melhoras no rendimento térmico total destas caldeiras adicionando su-

peraquecedores de vapor e aquecedores de ar que permitem a recuperação de parte do calor

residual dos gases da combustão.

Ver figura 2.4, de uma caldeira flamotubular de um fabricante (Kewanee), com legenda

a seguir, de detalhamento dos principais componentes.

50

Figura 2.4 – Caldeira flamotubular de 3 passes – fabricante Kewanee

Legenda:

01 - Base de aço pesada tipo Skid;

02 - Queimador pressurizado com base própria;

03 - Painel do queimador vedado para proteger o controlador de chama;

04 - Queimador Kewanee, com versões à oleo, gás ou dual;

05 - Portas dianteiras com isolação térmica e dobradiças que permitem um acesso fácil

para inspeção e limpeza dos tubos;

06 - Construção de acordo com o código ASME;

07 - Combinação de coluna d`água, controle da bomba e sensor de nível baixo de água;

08 - Dois pressostatos, um de operação e outro de segurança;

09 - Tubos de 2½" para os modelos 300-1200, e 2" para os modelos 100-250;

10 - Ampla área de evaporação assegurando vapor seco de alta qualidade;

11 - Jaqueta de aço bitola 22 com isolação espessa de fibra mineral para diminuir a

perda de calor por radiação e proporcionando economia de combustível;

12 - Duas válvulas de segurança no mínimo, de acordo com o código ASME e com a

norma ABNT.

51

13 – Olhais de içamento na parte superior da caldeira;

14 - Saída dos gases em forma circular, com flange, localizado na parte superior trazeira

da caldeira;

15 – Sistema de 3 passes, com espaço e eficiência otimizados:

16 - Câmara traseira 100% submersa em água, com aumento da área de transferência de

calor.

As caldeiras cilíndricas podem ser classificadas conforme o sentido de circulação dos

gases no seu interior, em:

• Flamotubulares de retorno de chama

• Flamotubulares de chama direta

Nas caldeiras flamotubulares de retorno de chama, os gases circulam primeiro no

sentido das câmaras de combustão e depois, no sentido oposto.

Nas caldeiras flamotubulares de chama direta, os gases percorrem um caminho direto.

As caldeiras de retorno de chama podem ser de simples ou dupla frente se possuírem as

fornalhas, câmaras de combustão e tubos, em uma ou em ambas as frentes.

2.2.2.2 Flamotubular de Retorno de Chama de Simples Frente

Denominada comumente de caldeira escocesa, possue um invólucro ou casco de forma

cilíndrica limitada nas suas extremidades por faces planas.

Os gases da combustão circulam desde a fornalha para a câmara de combustão. Desta

câmara retrocedem pelo interior dos tubos até a saída pela chaminé, motivo pelo qual são

estas caldeiras denominadas de retorno de chama.

Em condições normais de funcionamento a caldeira contém água até um determinado

nível acima do céu da câmara de combustão; o espaço ocupado pela água cobrindo todas as

partes da caldeira que estão em contato com o fogo ou gases de combustão, denomina-se de

câmara de líquido.

O espaço limitado pela superfície livre da água, parte superior do casco e as frentes, é

designado como câmara de vapor.

52

Ocupando a quase totalidade do comprimento da parte superior da câmara de vapor é

colocado um tubo denominado de tomada de vapor que possue ranhuras na sua parte superior

com o objetivo de tomar mais seco o vapor produzido na caldeira.

Em pequenas caldeiras, para distanciar o tubo de tomada de vapor do nível da água, são

colocados domos, de forma similar aos existentes nas locomotivas a vapor. O tubo de tomada

de vapor comunica-se através de orifícios praticados na frente da caldeira às válvulas de

vapor principal e auxiliar.

Com o fim de impedir que a pressão possa atingir valores superiores à máxima

correspondente à de regime, coloca-se um dispositivo automático de descarga para a

atmosfera do vapor em excesso, constituído pela válvula de segurança, em número de dois por

caldeira, como mínimo.

Para saber do nível de água no interior da caldeira empregam-se visores de nível com

tubo de vidro refletivos, planos ou transparentes de borosilicato, montados sobre colunas

hidrométricas com torneiras de prova.

A entrada de água à caldeira regula-se mediante válvulas de alimentação, sendo normal-

mente instaladas duas, denominadas de alimentação principal e auxiliar que comunicam com

as tubulações de idêntica denominação.

O acesso ao interior da caldeira pode-se realizar através de aberturas de inspeção ou

passagem de homem, as quais podem ser observadas na parte inferior entre as bocas das

fornalhas.

Todas as superfícies planas expostas à pressão interna possuem escoras ou cavilhas de

união ou esquadros. A parte cilíndrica não necessita destes elementos já que suporta a pressão

devido a sua forma e a espessura do material do casco.

As frentes são reforçadas unindo-as mediante tirantes dispostos em forma apropriada.

De forma idêntica são reforçadas as partes planas restantes da frente e da câmara de

combustível. As faces adjacentes e laterais a câmara de combustão são unidas entre si ou com

o casco mediante cavilhas ou tirantes curtos rosqueados.

As placas da frente das câmaras de combustão e da caldeira são denominadas

respectivamente placa de tubos posteriores e placa de tubos frontais ou anteriores. Estas

53

placas encontram-se unidas mediante tubos comuns e tubos de reforço, os primeiros

expandidos nas placas e os últimos rosqueados nestas.

2.2.2.3 Flamotubulares de Chama Direta

São assim denominadas porque os gases percorrem em um só sentido as câmaras de

combustão, os tubos e as caixas de fumaça até a saída pela chaminé. Esta disposição permite

construi-las com menor diâmetro que as do tipo de retomo de chama, já que os tubos estão

dispostos a continuação da fornalha, reduzindo-se desta forma a sua altura devido ao aumento

do comprimento. A partir da adoção das caldeiras aquotubulares seu emprego tem sido menos

freqüente.

Compõem-se geralmente de um caso A em duas seções diferentes cilíndrica desde a

câmara de combustão até a parte posterior; cilíndrica na parte superior e plana nos lados, na

extremidade que corresponde àquela e as fornalhas. As frentes anterior e posterior são planas.

Figura 2.5 – Caldeira flamotubular de chama direta

Conforme se vê na figura 2.5, a fornalha B e a câmara de combustão C formam um

conjunto comum, sendo construídas em chapas planas; a parte superior da fornalha encontra-

se em linha com o céu da câmara de combustão e o feixe de tubos vaporizadores D, que se

estende horizontalmente até a caixa de fumaça E.

O comprimento relativo dos tubos (relação entre o comprimento/diâmetro) encontra-se

entre 60 e 90. Por exemplo, se forem utilizados tubos de 2” de diâmetro, o comprimento dos

tubos deve situar-se entre 3,0 m e 4,5 m, aproximadamente.

54

Este tipo de caldeira pode ser dividida em estacionária e locomóvel.

2.2.2.4 Flamotubulares Compactas

Descendentes lineares das caldeiras escocesas básicas quanto ao projeto, estas caldeiras

representam a maior porcentagem das caldeiras de vapor atualmente em uso.

Uma caldeira compacta é uma unidade que incorpora num único conjunto, todos os

equipamentos necessários à sua operação, a saber: equipamento de óleo combustível, sistema

de alimentação de água, controles automáticos bem como outros elementos auxiliares,

constituindo um todo transportável e pronto para operar, depois de curto prazo de instalação,

dispensando serviços especiais quanto a fundações e montagem.

A “American-Boiler Manufacturer’s Association” define a caldeira compacta

flamotubular como: uma unidade modificada da caldeira tipo escocesa, testada a fogo antes

do embarque, e garantida quanto ao material e desempenho pelo fornecedor que deverá

assumir a responsabilidade por todos os componentes que integram o conjunto tais como

caldeira, queimadores, controles e auxiliares.

a) Fluxo dos gases em unidades compactas.

Todos os projetos básicos de fluxo de gases, usados atualmente em unidades compactas,

usam uma fornalha interna ou câmara de combustão como primeira passagem, guiando

posteriormente os gases conforme o traçado diferente dado aos tubos.

No tipo de caldeira escocesa básica, a construção com duas passagens não necessita de

chicanas ou defletores na placa de tubos posterior. Existem projetos denominados de câmara

seca e câmara úmida, tais como:

• 2 passes - câmara seca


• 3 passes - câmara úmida


A câmara posterior das unidades com três passagens – câmara seca, possue uma chicana

defletora de material refratário para inverter a circulação dos gases.

55

Em unidades com câmara úmida a parte submersa da câmara posterior efetua a

reversão. Para se obter um aumento do percurso dos gases, resulta uma ótima solução o

projeto de quatro passagens.

2.2.2.5 Sistema de Duas Passagens de Gases

Uma ampla gama de artifícios são usados para extrair o máximo de calor dos gases da

combustão durante seu relativamente curto tempo de passagem entre o queimador e a

chaminé.

Os projetistas normalmente dão ênfase a uma maior transferência partindo do tubo da

fornalha, impartindo à chama e outros produtos da combustão um definido efeito de turbilhão.

É também importante no projeto o número de disposição dos tubos da segunda passagem,

também denominados de tubos de retorno.

Embora a limpeza e inspeção da parte de água resulta mais fácil quando os tubos estão

dispostos alinhados vertical e horizontalmente, uma disposição alternada propicia um fluxo de

água mais tortuosa ao redor desses tubos e conseqüentemente um aumento da transferência do

calor.

Alguns fabricantes tratam de melhorar a transferência do calor do gás para a água medi-

ante dispositivos especiais na entrada dos tubos a fim de promover nos gases quentes uma

ação de redemoinho.

Também neste tipo de caldeira encontramos espelhos traseiros resfriados por água, re-

versão seca e fornalhas corrugadas.

2.2.2.6 Sistema de Três Passagens de Gases

A julgar pela ampla variedade de projetos existentes o sistema de 3 passagens é o mais

utilizado atualmente.

Adiciona ao percurso dos gases quentes mais um comprimento de caldeira ao custo de

uma maior complexidade.

No caso de caldeiras do tipo de câmara seca, na câmara posterior deverá ser colocada

uma chicana de material refratário para separar o fluxo de gases que devem ser dirigidos para

56

a segunda passagem dos que estão sendo descarregados para o exterior pelos tubos da terceira

passagem.

Em caldeiras com câmara úmida a separação dos gases é realizada mediante um projeto

apropriado da parte.submersa da câmara posterior.

A câmara de reversão está rodeada por água. O retorno dos gases para a frente da

caldeira realiza-se principalmente pelos tubos localizados na parte inferior do espaço de água;

posteriormente os gases entram nos tubos da terceira passagem.

Os modelos de caldeiras existentes não somente diferem na forma construtiva da

câmara traseira como também quanto ao número e localização dos tubos.

Todas as caldeiras do tipo de três passes possuem isolamento térmico total, eficiências

térmicas que estão na faixa de 80 % a 90 % [d.2], superfícies de aquecimento que vão de

valores de 10 m2 até 625 m2 e com produção de vapor (água a 200ºC) de 330 kg/h a 25.000

kg/h e com temperatura de água de 60ºC a 30.000 kg/h.

Os consumos máximos de óleo variam entre 25 kg/h até 1500 kg/h e de gás, de 30

Nm3/h. até valores de 1800 Nm3/h.

2.2.2.7 Sistema de Quatro Passagens de Gases

Na procura de uma maior eficiência da transferência do calor dos gases quentes para a

água, alguns projetistas realizaram construções com quatro passagens.

Embora em todas as unidades, seja qual for o número de passagens, deva ser realizado

um projeto cuidadoso da superfície dos tubos, nas caldeiras de quatro passagens a

rigorosidade deverá ser extremada.

Para manter elevadas velocidades através da totalidade do percurso dos gases, os

projetistas diminuíram a área da seção transversal em cada passagem sucessiva Isto normal-

mente é feito reduzindo o número de tubos em cada uma das passagens sucessivas.

57

2.2.3 Queimadores

2.2.3.1 Introdução

A injeção de combustíveis líquidos e gasosos, bem como sua mistura com o ar de

combustão é feita por um importante equipamento denominado queimador. É nele que se

processa a passagem dos fluxos de combustível e oxidante, com a devida turbulência, de

forma a promover e manter uma chama estável na fornalha.

Os queimadores estão normalmente montados nas paredes verticais de caldeiras ou

ainda no piso ou no teto das fornalhas, no caso de fornos e aquecedores. Um queimador é

projetado para proporcionar a queima do combustível nas condições estabelecidas pelas

vazões de ar e combustível.

No passado o projeto de queimadores visava em primeiro plano a estabilidade da chama

e uma alta eficiência térmica. O objetivo era operar forma segura e econômica a conversão de

combustíveis. Hoje, entretanto o caráter poluente de um queimador é uma das principais (ou a

mais importante) característica desse equipamento.

A seguir, a figura de um queimador típico.

58

Figura 2.6 – Queimador típico de um fabricante (Kewanee)

Um bom queimador deve:

• Proporcionar uma chama estável em toda faixa de vazões estabelecidas pela demanda do equipamento a ser aquecido.

• Manter elevadas eficiências de combustão pela mínima perda de combustível não queimado e por baixos excessos de ar.

• Ter absoluta adaptabilidade e flexibilidade para com a fornalha a ser aquecida no que se refere a dimensões e limitações de peso.

• Ter projeto que proporcione uma operação confiável e, caso necessário, tenha uma manutenção simples e rápida.

• Possuir confiabilidade e segurança operacional na parada, partida e durante flutuações de carga ou variação de combustíveis.

• Emitir poluentes a patamares aceitáveis à proteção ao meio ambiente e ao homem.

• Ter boa disponibilidade mecânica, robustez e vida útil para garantir serviço

satisfatório durante toda a campanha da unidade ou equipamento.

O tipo de construção mecânica do queimador define suas características de vazão de ar,

de combustível e a interação dos dois. Basicamente as diretrizes de projeto de um queimador,

visam a estabilidade de chama e os itens acima enumerados. Para que se tenha uma chama

contínua e estável o primeiro passo é efetuar a mistura ar e combustível convenientemente,

tendo em vista os 3T’s da combustão, vejamos:

• Temperatura para que haja evaporação e ignição dos compostos combustíveis.

• Turbulência para que a interação ar e combustível seja a melhor possível.

• Tempo para que a velocidade de oxidação ocorra em equilíbrio com as velocidades dos fluxos envolvidos.

Nesse contexto a forma de injeção de combustível é importante para que ocorram as

trocas de calor, a ignição e a continuidade da reação de oxidação.

2.2.3.2 Classificação de Queimadores

Os queimadores podem ser classificados pelas características operacionais básicas,

vejamos:

59

• Quanto ao tipo de combustível : a gás, a óleo, dual a carvão pulverizado

• Quanto ao tipo de oxidante : ar, ar enriquecido, oxigênio, misturas, pré-aquecido

• Quanto à forma de injeção de ar : forçada, convecção natural, estagiado

• Quanto ao tipo de atomização de líquido : atomização mecânica, a ar, a vapor, a

oxigênio, a fluido auxiliar, copo rotativo

• Quanto à forma de injeção do combustível : separado, pré-misturado, estagiado

• Quanto a emissão de NOx : convencional, baixo NOx e ultra-baixo NOx

2.2.3.3 Queimadores para gás

Para queimadores de combustíveis gasosos a injeção é feita através de “lanças“ ou anéis

distribuidores que fornecem vazões de gás em função da pressão no distribuidor. O controle é

feito pela pressão disponível, uma vez que o diâmetro do orifício é constante. A vazão “B” de

combustível depende de vários parâmetros geométricos, termo e fluidodinâmicos pois se trata

de fluxo de um fluido compressível que pode estar em regime sub ou supersônico. Em linhas

gerais o controle é feito normalmente pela pressão franqueada ao distribuidor de gás. O

usuário pode orientar-se pelas cartas de consumo de gás disponibilizados pelos fabricantes

dos queimadores.

A injeção de ar é normalmente feita por registro e difusores que controlam e dividem o

ar de combustão. Em queimadores industriais de maior porte existem usualmente “dois ares”,

ou seja, o ar primário com cerca de 80% da quantidade estequiométrica,injetado próximo as

lanças e o ar secundário, com cerca de 30 a 40% do ar estequiométrico [e.1].

Os difusores imprimem ainda aos fluxos de ar um movimento de rotação com o objetivo

de aumentar a turbulência e a mistura com o combustível.

A turbulência gerada cria a chamada zona de correntes contrárias em que o perfil de

velocidades no centro tem sentido contrário ao de injeção do combustível. Dessa forma criam-

se sempre zonas onde a velocidade de frente de chama é igual a do fluxo de mistura

combustível e ar. O resultado é uma chama mais estável e de forma melhor definida

Alguns queimadores possuem ainda uma terceira e até quarta divisão de ar e são

conhecidos como queimadores de ar estagiado. O objetivo é diminuir a emissão de alguns

60

poluentes (mais diretamente Nox) usando como técnica o parcelamento de entrega de O2 à

chama. São construções especiais com objetivos específicos de redução de NOx..

2.2.3.4 Queimadores a gás para fornos cerâmicos do tipo túnel

São queimadores geralmente de pequeno porte com liberação máxima de 500.000

kcal/h ou uma vazão nominal de até 40 kg/h de GLP, GC ou GN. Sua operação é simples e

possui tiragem natural, ou seja, a vazão de ar de combustão passa pela região de injeção do

combustível por movimento de convecção natural proporcionada pelo vácuo dentro do forno.

2.2.3.5 Queimadores para óleo.

Em queimadores de óleo (ou mistos óleo e gás) a injeção do combustível é feita por

uma caneta central que contêm um bico atomizador. O combustível líquido é então injetado

sob a forma de um spray de gotículas. Com menores diâmetros as gotas do combustível

interagem melhor com o ar maximizando a eficiência de queima e diminuindo emissões de

material particulado.

Para termos uma idéia sobre o efeito da atomização, um litro de combustível gera um

universo de cerca de 600 milhões de gotículas com diâmetro médio de 75 micras, com 10m2

de superfície de contato.

Pelos mecanismos de vaporização da gota e as reações que ocorrem nesses vapores

podemos concluir que a correta atomização é essencial para uma boa combustão.

Existem vários tipos de bicos atomizadores para combustíveis líquidos no mercado,

sendo os mais comumente usados pela indústria, os seguintes:

• Mecânico

• Duplo-fluido: a vapor ou a ar

• Rotativo: copo ou cone

• “Exóticos”: efervescentes ou eletrostáticos

2.2.3.6 Considerações importantes sobre queimadores

A operação eficiente de um equipamento industrial de aquecimento por conversão de

combustíveis seja ele um forno, uma caldeira ou um secador, está diretamente ligado a

61

operação eficiente de queimadores. Muitos dos problemas apresentados por esses

equipamentos têm estreita relação com o mau funcionamento ou controle de queima em

queimadores. Dessa forma é bastante útil termos uma metodologia de regulagem de

queimadores de forma a obter-se a melhor performance desses equipamentos. Vejamos

algumas diretrizes importantes:

A princípio quem mais conhece as características de um queimador é seu fabricante. A

modificação não-técnica de um queimador descaracteriza totalmente sua performance. A

operação fora dos limites nominais do queimador prejudica sua durabilidade e eficiência.

Os atomizadores de óleo dos queimadores são peças de precisão e assim devem ser

manuseadas. A manutenção correta de queimadores proporciona melhores índices de

disponibilidade mecânica, menor consumo de combustível e menor emissão de poluentes. Os

profissionais operadores do equipamento devem ser treinados para a regulagem correta de

queimadores. Os profissionais de manutenção devem saber decidir até onde eles podem

implementar ou modificar um queimador e o momento de chamar a assistência técnica do

fabricante. A substituição pura e simples de partes por peças não originais deve ser avaliada

criteriosamente. Ao fazê-lo assumimos a responsabilidade por seu desempenho.

Com esse conjunto de diretrizes podemos estabelecer um plano básico de regulagem e

manutenção de queimadores que poderá transformar-se em procedimentos operacionais:

a) Ajuste de liberação térmica:

Verificar se a vazão de combustível esta na faixa operacional do queimador (turn

down). A vazão deve estar em seu valor mínimo no caso de “fogo baixo” ou máximo, no caso

de “fogo alto”. O equipamento onde o queimador está instalado determina qual a liberação

necessária segundo a demanda térmica do momento. Essa regulagem é feita manual ou

automaticamente sendo que, no queimador, o ajuste é feito pelas pressões dos fluidos (óleo ou

gás) na entrada das respectivas lanças. Normalmente a liberação térmica de um queimador

não deve exceder 20% de sua liberação nominal ou de “catálogo”.

Verificar se o combustível está dentro das especificações quanto ao poder calorífico,

composição química básica e outros parâmetros; verificar se o combustível não tem

contaminantes como água, sólidos, sujeira de tanques, etc.

62

Verificar se as condições físicas de queima estão adequadas como pressão, viscosidade

e temperatura (temperatura de queima no caso de óleos combustíveis).

Verificar se as condições do vapor ou ar de atomização estão dentro do exigido pelo

bico atomizador (no caso de queima de combustíveis líquidos).

Verificar se a fornalha está operando dentro das condições estabelecidas.

b) Ajuste do excesso de ar:

Avaliar visualmente a chama (de forma geral, pode variar dependendo do tipo de

combustível e da instalação). No caso da queima de gases ela deverá ter cor levemente

azulada na raiz e amarelo-claro nas pontas. No caso da queima de óleo a chama deve

apresentar-se amarelo-claro intensa, estável e sem fagulhas visíveis ou definidas. As chamas

que se apresentam com brilho exagerado indicam maior excesso de ar. As chamas que se

apresentam mais longas, “moles” e com cor alaranjada escura indicam falta ou má

distribuição de ar.

Avaliar visualmente a cor dos rirmos pela chaminé. A coloração escura indica falta de

ar ou instabilidade de chama. Normalmente os rirmos na chaminé devem apresentar-se

incolores.

Verificar se o diferencial de pressão entre a caixa de ar (ou atmosfera no caso de

queimadores sem caixa plenum) e a pressão na fornalha estão conforme as exigências do

queimador. Efetuar regulagem.

Medir o teor de oxigênio nos rirmos e verificar as faixas operacionais do equipamento.

Essa verificação pressupõe três resultados:

• Teor de O2 elevado: fechar regulagem de ar dos queimadores e voltar avaliar visualmente a chama.

• Teor de O2 muito baixo: abrir as entradas de ar dos queimadores e voltar avaliar visualmente a chama.

• Teor de O2 dentro do mínimo especificado pelo catálogo do queimador: concluir.

c) Medição do teor nos Gases de exaustão

63

É através da medição do conteúdo de oxigênio nos produtos de combustão que se pode

determinar o nível de excesso de ar. Existem várias formas de medição desse gás:

Através de analisadores em linha. São instrumentos sofisticados e de custo elevado. São

instalados diretamente na chaminé, para a medição em base úmida ou através da coleta de

uma amostra dos rirmos (medição em base seca). São equipamentos mais comumente

empregados em grandes instalações onde o controle de eficiência térmica é rigoroso como o

caso de termelétricas.

Através de analisadores portáteis com sensores por células eletrolíticas. Têm um custo

mais baixo que os analisadores em linha e permitem uma medição rápida e precisa dos teores

de O2, CO2 ou ainda outros gases (dependendo do modelo). Seu uso tem aumentado

ultimamente principalmente em indústrias de médio e grande porte.

Através de aparelhos de Orsat. São aparelhos que indicam o teor de oxigênio, gás

carbônico e monóxido de carbono através da variação de densidades de soluções

absorvedoras. Têm custo bem menor que os analisadores, mas requerem o manuseio de

vidrarias próximo aos equipamentos. Requerem também pessoal treinado para as medições e

substituição das soluções quando saturadas. Seu uso é decrescente na indústria.

Por medidores rápidos dessimétricos com soluções absorvedoras (tipo Firyte ou

Testoryte). Têm operação simples e não requer treinamento especializado de seus operadores.

Têm um dos mais baixos custos de medição disponíveis na indústria e por isso é bastante

empregado. Sua precisão, entretanto é apenas razoável.

2.2.3.7 Problemas com queimadores

Na indústria petroquímica as estatísticas mostram um inequívoco dado que relaciona

perdas de produção com problemas em fornos e fornalhas de uma forma geral.

Particularmente o desempenho insatisfatório de queimadores é um dos pontos mais

importantes que acarreta elevação de custos operacionais e de manutenção além de perdas de

produção. Em combustão um problema específico pode ter como causa uma série de razões

que podem ser operacionais, de manutenção ou mesmo de projeto do equipamento.

Selecionamos alguns dos problemas mais encontrados em instalações e suas prováveis

causas. O objetivo é ilustrar como um problema de queima deve ser abordado e qual o

universo de fatores envolvidos. Basicamente as causas de problemas em queimadores estão

64

relacionados, essencialmente, a uns dos três T’s da combustão (temperatura, turbulência e

tempo).

Vejamos alguns dos principais problemas enfrentados, conforme tabela 2.4, a seguir:

65

Problemas Sistema de Combustível

Sistema do Ar Atomização Mistura Ar/Combustível

Chama com fagulhas visíveis

Óleo frio (alta viscosidade) óleo muito pesado

Ar muito frio Vapor úmido ou pressão errônea

Fumaça escura na chaminé

Vazão de combustível demasiada

Baixa disponibilidade de ar, baixo ∆P

Bico com orifícios danificados

Formação de coque em blocos, refratários e tubos próximos a chama

Lança de óleo muito recuada

Baixo ∆P do Ar Ângulo de spray muito alto; bico danificado

Damper de ar com má distribuição; bico com geometria errada

Superaquecimento do queimador

Lança de óleo mal posicionada

Damper de ar fechado

Vazamento no bico; escoamento pelo bico

Má distribuição do ar

Perda da lança de óleo ou de gás, danos a bicos e difusor

Chama de gás sobre bico

Chama muito próxima

Emissão exagerada de material particulado

Óleo frio; alta viscosidade

Vapor úmido, bico danificado

Combustível com muito asfalteno

Chama pulsante ou instável

Bombeamento deficiente

Pressão do vapor pulsante ou muito condensado

Difusor danificado

Dificuldades de acendimento

Água no óleo, óleo muito frio

Muita vazão de ar

Perda de potência de liberação

Água no óleo ou descaracterização do combustível

Excesso de ar elevado

Mistura deficiente com ´perdas de combustível

Tabela 2.4 Causas dos principais problemas em queimadores

2.2.3.8 Número de Wobbe

Número de Wobbe (W): é uma relação entre poder calorífico superior (PCS) e a

densidade gás em relação ao ar, dada pela equação: 2/1dPCSW =

A importância do número de Wobbe está ligada a intercambiabilidade de gases para

uma mesma aplicação ou queimador. Observe que a relação entre o Poder Calorífico e a raiz

66

quadrada da densidade relativa tem a ver com a quantidade de energia (por volume) que é

possível passar por determinado orifício com a queda de pressão correspondente. Em outras

palavras, no que se refere a potencia de um dado queimador, gases com o mesmo número de

Wobbe vão apresentar o mesmo desempenho energético.

Velocidade de chama: é a velocidade de uma frente de chama de uma mistura

ar/combustível, efetuada sob determinas condições. O conhecimento de parâmetros de

velocidade de chama é útil também para a intercambiabilidade dos gases, no sentido de se

garantir a estabilidade de combustão em queimadores. Dois fenômenos podem ocorrer em

queimadores de gás. O deslocamento da chama, quando a velocidade da mistura não

queimada é maior que a velocidade de chama, e o retorno de chama, quando a velocidade de

chama é maior que a velocidade da mistura ar/combustível. Ambos podem trazer

conseqüências desastrosas aos equipamentos e um queimador de gás deve ser projetado para

determinadas faixas de velocidades de chama para se garantir a estabilidade.

Existem diversos métodos para medição de velocidade de chama, porém nenhum destes

reproduz com exatidão uma situação operacional. A velocidade de chama varia com a

temperatura da mistura, a relação ar/combustível e com o padrão de fluxo, se laminar ou

turbulento. As medidas de velocidade de chama em laboratório são feitas quase sempre nos

regimes laminares, mas a maioria dos equipamentos industriais operam com combustão

turbulenta.

De qualquer maneira, o conhecimento da velocidade da chama em laboratório dá uma

medida qualitativa do combustível. A fim de se utilizar este conceito, o índice de Weaver dá

uma medida da velocidade da chama em relação ao hidrogênio, adotado como gás padrão. O

índice de Weaver é definido como:

V chama =

Uma mistura de gases tem seu índice de Weaver, ou "Fator de Velocidade de Chama"

em relação ao hidrogênio, calculado da seguinte forma:

aFa + bFb + ........ + nFn S = -------------------------------------- A + 5Z - 18,8Q + 1

Sendo:

V gás V hidrogênio

67

a,b,c,....n - frações dos constituintes individuais no gás final;

Fa, Fb, ..... Fn - coeficientes de velocidade de chama correspondentes aos constituintes

individuais (ver tabela 2.5)

A - Volume de ar necessário para queimar uma unidade de volume de gás;

Z - Percentagem em volume dos gases inertes (CO2 e N2) contidos no gás final;

Q - Percentagem em volume de oxigênio contido no gás final.

Gases Fórmula Poder Calorífico Kcal/m3 Kj/m3

DensidadeDar=1

Ar Necessário

A

Coeficiente F

Monóxido de Carbono CO 3.010,2 12.603,1 0,97 2,39 61 Hidrogênio H2 3.040,7 12.730,8 0,07 2,39 339 Metano CH4 9.490,7 39.735,7 0,55 9,55 148 Etano C2H4 16.774,0 70.229,4 1,04 16,71 301 Propano C3H8 24.201,6 101.327,3 1,56 23,87 398 Butano C4H10 31.791,5 133.104,7 2,09 31,03 513 Etileno C2H4 15.007,9 62.835,1 0,97 14,32 454 Propileno C3H6 22.311,3 93.413,0 1,45 21,48 674 Butileno C4H8 29.901,2 125.190,3 2,00 28,64 890 Acetileno C2H2 13.976,8 58.518,1 0,91 11,93 776 Benzeno C6H6 35.323,9 147.894,1 2,70 35,79 920 Nitrogênio N2 - - 0,97 - - Dióxido de Carbono CO2 - - 1,53 - - Oxigênio O2 - - 1,11 (-4,78) Ar - - - 1,00 (-1,00) -

Tabela 2.5 Poder calorífico, densidade, ar necessário e coeficiente F de diversos gases

2.2.4 Sistemas de Controle

Os sistemas de controle mínimos exigidos pela “NR 13 – Caldeiras e Vasos de

Pressão”, para as caldeiras flamotubulares movidas a gás natural, são:

• Válvula de segurança com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior a

PMTA.

• Instrumentação que indique pressão de vapor acumulado.

• Sistema de indicação para controle do nível de água ou outro sistema que evite o

superaquecimento por alimentação insuficiente.

• Dispor de sensor para detecção de vazamento de gás, na “casa de caldeiras”, se a

mesma estiver instalada em ambiente confinado.

68

• Dispor de instrumentos e controles calibrados e em boas condições operacionais, não

permitindo o emprego de artifícios que neutralizem os sistemas de controle e

segurança da caldeira.

Verifica-se na prática que o atendimento pleno aos requisitos da NR 13 na maior parte

dos estabelecimentos industriais e de serviços na Bahia, é uma tarefa árdua ainda a ser

cumprida.

Verifica-se que a “Norma Petrobrás N-2309 – Caldeira Flamotubular a Vapor é a que

melhor aborda as questões relacionadas a operação e sistemas de controle, a qual relaciona os

seguintes sistemas:

a) Sistema de Partida

Prevê sistema automático de partida com piloto e eletrodos de ignição.

b) Sistema de Combustão

Prevê sistema automático de controle de combustão, capaz de manter constante a

pressão de vapor na saída da caldeira, em qualquer condição de carga, pelo ajuste das vazões

dos combustíveis e ar de combustão à demanda de vapor

c) Sistema de Segurança e Controle

Prevê sistema de controle de nível, controle de pressão do vapor e sistema de segurança

e intertravamento.

O controle de nível deve manter a caldeira com nível d’água constante,

automaticamente, durante toda a operação. Deve ser do tipo com eletrodos, com sistema

auxiliar de emergência para o caso de falha do sistema normal.

O controle de pressão de vapor deve ser feito através de pressostato de pressão máxima.

Devem ser previstas válvulas de segurança (PSV) na parte superior das mesmas.

O sistema de controle de segurança e intertravamento deve interromper o fluxo de

combustíveis (trip da caldeira), quando de ocorrência dos seguintes eventos:

• Falha na chama piloto de ignição

• Falha na chama principal

• Baixa pressão de ar de combustão

69

• Baixa pressão do combustível

• Alta pressão do combustível

• Alta pressão do vapor

• Falta de energia elétrica no controle

• Nível muito baixo de água

• Falta de suprimento de ar de instrumento

A chama principal e o piloto são supervisionados por célula fotoelétrica, que bloqueará

o combustível na eventual falha de chama, retirando a caldeira de operação e acionando o

alarme sonoro.

d) Sistema de Emergência

O sistema de emergência prevê injeção a vapor (no caso de falha da bomba d’água) e

eletrodos de nível de água para caldeira com pressão de vapor inferior ou igual a 10,5 bar

(pressão manométrica). Para caldeiras com pressão de vapor superior a 10,5 bar o sistema

prevê o fornecimento de mais uma bomba de água (reserva).

Para maiores detalhes sobre sistemas de controle, a Norma Petrobras N-2309 – Caldeira

Flamotubular a Vapor, está apresentada na íntegra no Anexo B.

2.3 Trabalhos Similares Relacionados com o Tema da Monografia

Apresentamos a seguir os resumos de alguns trabalhos, cujos temas são relacionados

com o tema desta monografia.

2.3.1 Relatório Técnico da Análise Energética do Sistema de Combustão a Gás Natural e Distribuição de vapor da NORSA / COCA-COLA [b.1]

Conforme relatório elaborado por grupo de pesquisadores do Laboratório de Energia da

Escola Politécnica da UFBA, liderado pelos Professores Ednildo Andrade Torres e Silvio

Alexandre M. Guimarães, foi feito um levantamento dos parâmetros operacionais da geração

e distribuição de vapor de processo da Empresa Norsa / Coca-Cola, visando realizar a análise

energética do sistema térmico. O relatório, fruto de um convênio firmado entre a UFBA /

Escola Politécnica e a Bahiagas, contempla a descrição do sistema térmico, indica a

metodologia empregada nos trabalhos e faz recomendações de otimização do uso deste

precioso recurso energético, o gás natural.

70

2.3.2 Conversão de Fornos Cerâmicos para Gás Natural – A Experiência do CTGÁS no Rio Grande do Norte [a.2]

Em artigo desenvolvido para a “Rio Oil & Gás Expo Coference”, realizada em 16-19 de

outubro de 2000, na cidade do Rio de Janeiro, Judas Tadeu da C. F. Nery, Wellington P. da

Silva, Zanoni T. S. dos Santos e Gilson G. de Medeiros apresentaram uma metodologia de

conversão de fornos cerâmicos, iniciando-se com um estudo experimental prévio, a partir do

sensoriamento de temperatura, pressão e vazão de ar em vários pontos no interior de um forno

previamente existente, durante queimas consecutivas usando lenha e, depois com o emprego

de queimadores a gás natural.

A partir da compilação dos dados coletados na fase experimental, pode-se apresentar

uma proposta de conversão envolvendo, entre outras etapas, a substituição e a redistribuição

dos queimadores, a modificação nas dimensões internas do forno, a determinação de novos

parâmetros de queima e ainda o treinamento de pessoal.

2.3.3 Método de Cálculo do Balanço Térmico de Caldeiras [a.3]

Paulo César C. Pinheiro e Sérgio Augusto Araújo da Gama Cerqueira, do Departamento

de Engenharia Mecânica da UFMG, publicaram um artigo apresentando uma revisão e

discussão da metodologia de cálculo do balanço térmico de caldeiras, visando uma análise

correta do ponto de vista termodinâmico. São apresentadas as equações de todas as perdas

energéticas, e a análise da influência de cada uma no balanço térmico. São também

apresentadas recomendações operacionais, no sentido de otimizar o rendimento térmico.

2.3.4 Controle de Combustão: Otimização do Excesso de Ar [a.4]

Paulo César C. Pinheiro e Ramon Molina Valle, do Departamento de Engenharia

Mecânica da UFMG, publicaram um artigo mostrando a influência do excesso de ar na

eficiência térmica e no nível de emissão de poluentes (CO, SOx, NOx) das fornalhas, a

interrelação existente entre estes fatores, e os passos necessários para a otimização do

coeficiente de excesso de ar, com o objetivo de melhorar a eficiência térmica das fornalhas, e

assegurar ao mesmo tempo, o cumprimento das normas ambientais cada vez mais rigorosas,

fruto da crescente preocupação com o meio ambiente.

71

2.3.5 Utilização de Combustíveis Alternativos em Caldeiras [a.5]

Paulo César C. Pinheiro, do Departamento de Engenharia Mecânica da UFMG,

publicou um artigo decorrente da necessidade, há muito tempo almejada, de se encontrar uma

solução para comparar caldeiras funcionando com diferentes combustíveis (que são

normalmente incomparáveis). Nesse trabalho, ele mostra como a simulação pode contornar

este problema, produzindo resultados confiáveis e originais.

2.4 Influência do Gás Natural na Redução do Impacto Ambiental

A oferta interna de energia no Brasil, de acordo com a Sinopse do Balanço Energético

Nacional publicado em 2000, ano base 1999, foi de 253,3 milhões de toneladas equivalentes

de petróleo.

Os combustíveis líquidos do petróleo utilizados nas indústrias, geralmente óleos

combustíveis pesados, concorrem de forma significativa para a deterioração do meio ambiente

devido a vários fatores como: dificuldade de se manter as condições ideais para atomização e

presença de elementos como o enxofre e alguns metais, mesmo em pequenas percentagens,

como vanádio, níquel, sódio e ferro.

Os principais efeitos dos combustíveis e produtos de sua combustão no meio ambiente

são os seguintes:

• chuva ácida, causada pela formação de SO2, SO3, CO2; N2O e NO-NO2

• aquecimento global, causado pelo efeito estufa oriundo do CO2, N2O e CH4 (metano não queimado);

• neblina que irrita os olhos, causada pela foto oxidação dos vapores dos hidrocarbonetos não queimados em presença de NO2 da luz solar;

• toxidez, causada pelo CO, SO2, SO3, NO2 e vapores de hidrocarbonetos não queimados;

• aumento de material particulado na atmosfera devido à emissão de fuligem (carbono

não queimado).

Fontes não Renováveis Fonte Renováveis Petróleo e Derivados 33.8% Hidráulica e Eletricidade 38.1% Gás Natural 3% Lenha e Carvão Vegetal 8.4% Carvão Mineral e Derivados 5% Produtos da Cana 9.7% Outras 0.5% Outras 1.5%

72

Total 42.3% Total 57.7%

Tabela 2.6 Oferta interna de energia no Brasil

A emissão de produtos incompletos da combustão para a atmosfera, como vapores de

hidrocarbonetos, monóxido de carbono e fuligem, está associada a condições inadequadas de

combustão como:

• baixa turbulência, ou seja, insuficiente superfície de contato entre o combustível e o comburente, como ocorre em uma má atomização do óleo combustível;

• baixo tempo de residência da mistura combustível

• comburente nas condições de ignição;

• rápida queda da temperatura da chama, antes que a queima seja completa, fenômeno esse que é chamado “congelamento da chama”;

• insuficiência de comburente, também chamada de mistura rica.

Já a formação de NO2 está relacionada com o uso do ar atmosférico (comburente),

como:

• mistura pobre (excesso de ar de combustão elevado);

• tempo de residência elevado em condições de ignição;

• alta turbulência;

• chama e processo de alta temperatura.

As condições ideais da combustão são aquelas em que o excesso de ar de combustão é o

mínimo necessário para garantir a queima completa do combustível. Assim, a eficiência de

combustão é maximizada, reduzindo a formação dos produtos da combustão CO2, H2O, SOx e

NOx.

2.4.1 Óleos combustíveis

Os principais tipo de óleos combustíveis utilizados nas indústrias são os óleos residuais

do refino de petróleo, os quais são classificados de acordo com o teor de enxofre (alto e

baixo) e com a viscosidade. Existe também o consumo de combustíveis leves como o diesel e

o querosene em menor escala.

A queima de um óleo combustível exige sua atomização, que consiste em dividir seu

fluxo em minúsculas partículas, favorecendo a passagem para o estado gasoso e subseqüente

73

craqueamento de suas moléculas para a reação de combustão. Para dar uma idéia, uma boa

atomização significa dividir 1 cm3 de óleo combustível em 10 milhões de partículas. Esta

não é uma tarefa fácil de ser mantida ao longo do tempo nas condições ótimas. Qualquer

desvio irá causar uma má combustão, com baixa eficiência e contaminando mais ainda o meio

ambiente. A atomização de óleos residuais exige seu preaquecimento para tornar a

viscosidade adequada a cada tipo de queimador.

Os óleos combustíveis apresentam muitos inconvenientes com respeito às suas

emissões:

• a presença de enxofre e vanádio no óleo, em maior ou menor proporção, gera chuva ácida ao meio ambiente e também corrosão nos equipamentos térmicos e seus periféricos.

• o excesso de ar de combustão, da ordem de 20%, necessário para promover a queima dos óleos combustíveis, acaba por gerar óxidos de nitrogênio (NOx), cuja formação é significativamente aumentada nos processos térmicos de alta temperatura;

• a dificuldade de ignição, quando a câmara de combustão está fria, concorre para a emissão de fuligem, principalmente no caso de óleos residuais;

• a exigência freqüente de manutenção geralmente causa dois tipos de problema: derrame de óleo e uso de solventes para limpeza de todos os componentes, cujos resíduos quase sempre são lançados no meio ambiente;

• caso não se observe uma manutenção freqüente como limpeza de bicos e demais acessórios, e também a adequada regulagem da proporção ar-óleo, haverá certamente um excesso de emissões de fuligem e monóxido de carbono nos produtos da combustão, além disso, a reduzida eficiência térmica nessas condições exigirá um maior consumo de óleo combustível.

2.4.2 Gases combustíveis

Os gases combustíveis mais utilizados no Brasil são o GLP e o GN.

A queima dos gases é muito mais fácil do que a dos óleos combustíveis, pois já se

encontram no estado gasoso e não necessitam a tarefa da atomização. A mistura de um gás

combustível com qualquer comburente (ar atmosférico, ar enriquecido com oxigênio ou

oxigênio puro) se processa rápida e eficientemente, onde o resultado da queima adequada é a

limpeza dos produtos da combustão.

Uma grande vantagem do GLP e do gás natural em relação aos óleos combustíveis,

decorrente da limpeza dos produtos da combustão, é a possibilidade de queimar esses gases

em contato direto com o produto a aquecer, nos casos onde isto não seja possível de ser feito

74

com óleo. Por exemplo, quando os produtos são gêneros alimentícios, é necessário confinar os

gases da queima de óleo dentro de tubos radiantes ou muflas para evitar a contaminação do

aumento ou de sua embalagem. Assim, a conversão de óleos combustível por GLP e GN,

permite a eliminação das superfícies de troca térmica, aumentando significativamente a

eficiência energética do processo e reduzindo o consumo específico de combustível na faixa

de 20 a 30%. Conseqüentemente haverá também redução das emissões de CO2, contribuindo

para a redução do efeito estufa. Essa otimização da eficiência energética freqüentemente

possibilita o aumento da produtividade do equipamento térmico.

Outras vantagens dos gases combustíveis são as possibilidades de controlar a atmosfera

do equipamento térmico e de proporcionar uma fina regulagem de temperatura. O GLP e o

GN tornam possível ainda a geração de atmosferas neutras ou redutoras com ausência de

fuligem, o que não é possível de ser obtido com os óleos combustíveis. Essas características

permitem a proteção contra a oxidação.

Além disso, o baixo nível de excesso de ar de combustão contribuirá significativamente

para a redução da formação de NOx e em particular do NO2.

Outra vantagem para o meio ambiente é a menor geração de CO2 por caloria de gás

queimado, devido a relação carbono / hidrogênio ser maior nos óleos do que nos gases

combustíveis, além de serem praticamente isentos de enxofre.

Fonte 106 Toneladas de NO2 por ano Percentual Queima de Carvão 26.9 50.8 Queima de Óleos Combustíveis 14.1 26.7 Queima de Gasolina 7.5 14.2 Queima de Gás Natural 2.1 4.0 Queima de Outros Combustíveis 1.6 3.0 Refino do Petróleo 0.7 1.3 Totais 52.9 100.0

Tabela 2.7 – Emissões de NO2 oriundos de gases combustíveis

Combustível % de Carbono

Nm3 de CO2106 Kcal

% de Enxofre

Nm3 de SO2106 Kcal

Óleo Residual de Baixo Enxofre

87.0 165.0 1.0 1.0

Querosene 87.5 165.9 0.1 0.1 Óleo Residual de Alto Enxofre 84.4 159.9 4.0 3.1

75

Óleo Diesel 86.3 159.0 1.0 1.0 GLP 82.2 144.4 0 0 Gás Natural 75.7 105.0 0 0

Tabela 2.8 Emissões de CO2 e SO2

O GLP e o gás natural proporcionam ainda uma alta confiabilidade operacional,

evitando paradas para manutenção e suas conseqüências como perdas de produção,

resfriamento e reaquecimento improdutivo.

Outro tato que, às vezes, gera polêmica quando se discute a substituição do óleo por gás

combustível é o problema da radiação da chama. Não há dúvida que a chama oriunda da

queima de óleo seja mais radiante que a chama dos gases combustíveis. Porém, na maioria

dos processos não são constatados problemas com a transferência de calor global. A menor

liberação de energia na fase radiativa pode ser compensada na fase convectiva do processo,

exigindo as vezes alguns ajustes no equipamento.

2.4.3 Conservação de Energia

Independentemente do energético utilizado, existem muitas possibilidades para reduzir

o impacto ambiental da queima de combustíveis, todas elas ligadas a medidas de conservação

de energia:

a) Controle da combustão e da tiragem:

O controle é feito através da análise dos produtos da combustão, monitorando os teores

de O2, CO2, CO e carbono não queimado. Através do controle da tiragem é possível regular a

pressão interna do equipamento térmico, evitando a perda de gases quentes e a entrada de ar

frio do ambiente. Basicamente a otimização da combustão resume-se em minimizar a excesso

de ar de combustão sem a presença significativa de frações combustíveis, sendo percebida

pelo aumento do teor CO2 e pela diminuição do teor de O2 na análise dos produtos da

combustão. Benefícios imediatos para o meio ambiente: redução das emissões totais de CO2 e

de NOx devido ao mínimo excesso de ar.

b) Preaquecimento do ar de combustão:

O preaquecimento do ar de combustão é uma medida que proporciona significativa

economia de combustível, principalmente em processos térmicos de alta temperatura. Este

preaquecimento pode ser feito através de recuperadores ou de regeneradores. Portanto, sob o

76

ponto de vista da emissão de CO2, esta medida contribui para sua redução por diminuir a

quantidade de combustível queimado.

Porém, por outro lado, aumenta o potencial para formação de NOx devido à elevação da

temperatura da chama. Também neste caso, a utilização de gás natural e GLP contribui

significativamente para a redução do NOx, devido ao baixíssimo nível de excesso de ar de

combustão exigido.

Outros sistemas de combustão e controle foram desenvolvidos para reduzir a formação

de NOx, como a recirculação dos produtos da combustão, a combustão estagiada e a

recirculação interna da atmosfera da câmara de combustão no sentido da chama. A filosofia

dos métodos para reduzir a formação de NOx baseia-se na redução do excesso de ar de

combustão, no rápido resfriamento da chama no interior da câmara de combustão, sem

entretanto contribuir para a formação de produtos da combustão incompleta.

c) Uso de oxigênio na combustão

As principais metodologias para aplicação do oxigênio são as seguintes:

• enriquecimento do ar de combustão por diluição, onde o oxigênio é misturado na corrente de ar do queimador, elevando o teor de 20,9% a até 24-25% O2;

• enriquecimento do ar de combustão por injeção através de lança, onde o oxigênio é insuflado diretamente na chama, também em baixas porcentagens em relação ao ar;

• oxi-combustão, onde a queima do combustível é feita com oxigênio puro, onde queimadores especiais são necessários (refrigerados a água, refrigerados a oxigênio ou cerâmicos).

O uso de oxigênio reduz o consumo de combustíveis em até 60%, dependendo do

processo e da tecnologia empregada, diminuindo significativa-mente as emissões.

No caso de oxi-combustão, não existe nitrogênio no comburente. Assim os efluentes da

combustão estariam totalmente isentos de NOx caso sejam atendidas ainda as seguintes

condições:

• a câmara de combustão seja mantida com uma pressão ligeiramente positiva para evitar a infiltração do ar ambiente, que introduziria nitrogênio no processo;

• não exista nitrogênio no combustível, onde o GLP leva uma pequena vantagem em relação ao GN;

77

• não haja nenhuma outra fonte que arraste nitrogênio para o equipamento termico.

Satisfeitas as condições anteriores, a combustão oxigênio - gás em processos de alta

temperatura, em substituição da queima convencional ar - óleo, proporciona enormes

vantagens para o meio ambiente como a eliminação do SOx e do NOx, além da significativa

redução em até 60% das emissões de CO2.

O uso do GLP e do gás natural em substituição aos óleos combustíveis proporciona,

sem nenhuma dúvida, a redução do impacto ambiental relativo à utilização desses

energéticos. É possível reduzir as emissões de CO, CO2, NOX e fuligem, além de eliminar as

emissões de SOX

Porém, infelizmente, nem todos os problemas podem ser resolvidos em definitivo, pois

não há como eliminar a emissão de CO2. Outro fato é que o eventual vazamento de metano

(principal componente do gás natural) para a atmosfera e sem queimar, contribui para o efeito

estufa com uma intensidade 20 vezes superior à do CO2.

O combustível que parece ser a solução ecológica para o futuro é o hidrogênio, cujo

produto da combustão é o vapor d’água. Porém, no momento, sua utilização esbarra em di-

versos problemas como custo de produção, armazenagem e distribuição.

Em todo o mundo, a energia e as matérias primas tornar-se-ão cada vez mais escassas,

tendo em vista o crescimento da demanda per capta juntamente com a expansão demográfica.

As únicas alternativas para a construção de um modelo sustentável a longo prazo incluem a

limitação da natalidade, a reciclagem radical, a mudança de hábitos para um modelo não

consumista, a conservação dos recursos naturais e a utilização eficiente de matérias primas e

de energia não poluentes.

2.5 Questões Normativas de Segurança Sobre Operação e Manutenção de Caldeiras

A Norma regulamentadora “NR 13 – Caldeiras e Vasos de Pressão”, do Ministério do

Trabalho, emitida na década passada (1994) tornou-se o principal instrumento de caráter

oficial na regulamentação de caldeiras e vasos de pressão operando em território nacional.

Dentre as suas principais regulamentações, podemos citar as seguintes:

78

a) Sistema e instrumentos de controle necessários para atendimento aos requisitos de

segurança operacional

b) Documentação técnica aplicável:

• Prontuário da Caldeira

• Registro de Segurança

• Projeto de Instalação

• Projetos de alteração ou Reparo

• Relatórios de Inspeção

c) Classificação das Caldeiras em três níveis, conforme pressão da operação.

d) Manual de Operação

e) Treinamento obrigatório para operador de caldeiras.

f) Atribuições do “ Profissional Habilitado”

g) Inspeção de Segurança periódica definindo prazo máximos, conforme categoria das

caldeiras.

h) Inspeção periódica nas válvulas de segurança.

i) Serviços próprio de inspeção de equipamentos

j) Relatório de Inspeção.

Para maiores detalhes, a Norma Regulamentadora NR 13 está apresentada, na íntegra,

no Anexo A.

2.6 Organismos e Programas de Financiamento

Relacionamos a seguir as principais instituições financeiras com programas de

financiamento na área de energia.

2.6.1 BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES é uma empresa

pública federal vinculada ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior,

que tem como objetivo financiar a longo prazo os empreendimentos que contribuam para o

desenvolvimento do país.

79

Criado em 1952, O BNDES possui duas subsidiárias: a BNDESPAR que objetiva

fortalecer a estrutura de capital das empresas privadas e desenvolver o mercado de capitais, e

a FINAME, que financia a comercialização de máquinas e equipamentos e administra as

operações de financiamento à exportação.

Os produtos e serviços do BNDES e de suas subsidiárias atendem as necessidades de

investimentos das empresas de qualquer porte e setor, estabelecidas no país. A parceria com

instituições financeiras, com agências estabelecidas em todo o país, permite a disseminação

do crédito, possibilitando um maior acesso aos recursos do BNDES.

O Programa de Apoio a Investimentos em Petróleo e Gás (PROGAP) é uma linha de

financiamento do BNDES para empresas privadas e foi elaborado com o objetivo de apoiar a

implantação, ampliação, e modernização dos empreendimentos do setor de petróleo e gás,

estendendo-se por toda a cadeia produtiva.

São os seguintes os investimentos financiáveis:

• Desenvolvimento da produção de campos de petróleo e gás natural, inclusive de recuperação de campos maduros (upstream);

• Refinarias e unidades de beneficiamento de gás

• Dutos de transporte e de distribuição de petróleo e gás natural, inlusive dutos de transferência;

• Usinas termelétricas a gás natural, inclusive plantas de co-geração

• Infra-estrurura logística e de serviços de apoio

2.6.2 BNB - Banco do Nordeste do Brasil

O Banco do Nordeste, principal agente do Governo Federal para a Região, atua na

promoção do desenvolvimento socioeconômico do Nordeste e do Norte de Minas Gerais e do

Espírito Santo, compreendendo um total de 1.955 municípios.

Com mais de 1 milhão e 100 mil clientes - todos agentes produtivos geradores de

qualidade de vida, emprego, renda e impostos -, o BNB é responsável por 79,3 % dos

financiamentos totais da Região, de acordo com o Sistema de Informações do Banco Central

(Sisbacen). Possui várias linhas de crédito destinadas ao financiamento do setor de energia,

como os programas de apoio à Geração de Energia Renovável para Pequenas Comunidades

80

do Nordeste, às Micro e Pequenas Empresas (PMPE), ao Desenvolvimento Rural do Nordeste

(RURAL), e ao Setor Industrial do Nordeste (INDUSTRIAL), além do Programa Nordeste

Competitivo (PNC). O Banco do Nordeste também se destaca pela realização de estudos e

pesquisas, a promoção de investimentos, o fomento às exportações, a capacitação dos agentes

produtivos, o apoio ao desenvolvimento tecnológico, o estímulo ao cooperativismo e ao

associativismo e o fortalecimento das cadeias produtivas, em apoio às vocações e

potencialidades econômicas locais.

São os seguintes os programas de financiamento:

2.6.2.1 Programa de Apoio à Geração de Energia Renovável para Pequenas Comunidades do Nordeste:

Público-alvo: Microempresas, empresas de pequeno porte e suas cooperativas e

associações, indicados pela Fundação Teotônio Vilela (FTV).

Finalidade: Financiamento de captação e armazenagem de energia solar (equipamentos

e componentes nacionais e importados).

2.6.2.2 Programa de Apoio ao Setor Industrial do Nordeste (INDUSTRIAL)

Público-alvo: Empresas industriais de qualquer porte.

Finalidade: Geração de energia alternativa (solar, eólica e de biomassa); racionalização

e consumo de energia; outros investimentos fixos relacionados com o sistema de energia do

empreendimento.

2.6.2.3 Programa Nordeste Competitivo (PNC)

Público-alvo: Médias e Grandes Emp. e pequenos, médios e grandes produtores rurais.

Finalidade: Geração de energia alternativa (solar, eólica e de biomassa); eletrificação;

racionalização e consumo de energia; outros investimentos fixos relacionados com o sistema

de energia do empreendimento.

2.6.2.4 Programa de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (PMPE)

Público-alvo: Micro e Pequenas empresas.

81

Finalidade: Geração de energia alternativa (solar, eólica e de biomassa); eletrificação;

racionalização e consumo de energia; outros investimentos fixos relacionados com o sistema

de energia do empreendimento.

2.6.2.5 Programa de Apoio ao Desenvolvimento Rural do Nordeste (RURAL)

Público-alvo: Produtores rurais (pessoas físicas ou jurídicas) e suas associações e

cooperativas.

Finalidade: Instalação de energia alternativa; eletrificação; racionalização e consumo de

energia, dentre outros.

2.6.3 FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos

A FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos é a Agência Federal da Inovação é uma

empresa pública, vinculada ao Ministério da Ciência e Tecnologia, que tem como objetivo

promover o desenvolvimento tecnológico, de acordo com as prioridades e metas estabelecidas

pelo Governo Federal.

É uma agência singular na sua concepção. Não existe, em todo o mundo, um modelo de

atuação tão abrangente. A FINEP apóia todas as etapas do processo inovador, desde a

pesquisa básica à comercialização pioneira de produtos e serviços, a incubação de empresas

de base tecnológica à estruturação e consolidação daquelas já estabelecidas.

Privilegia, em suas linhas de apoio, empresas e instituições que invistam na busca da

liderança tecnológica e que tenham a inovação e a aplicação de novas tecnologias como

negócio. Dispõe de instrumentos próprios a um ambiente favorável ao investimento em P&D,

propiciando a redução de custos e simplificando o acesso a recursos financeiros.

2.6.3.1 Apoio da FINEP ao Setor do Petróleo e Gás Natural

O Plano Nacional de Ciência e Tecnologia de Petróleo e Gás Natural - CTPETRO tem

como objetivo contribuir para o desenvolvimento sustentável do setor, visando ao aumento da

produção e da produtividade, redução de custos e preços e à melhoria da qualidade dos

produtos e da vida de seus usuários.

82

A sustentação financeira do CTPETRO dá-se com recursos oriundos dos royalties do

petróleo transferidos ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico -

FNDCT.

O CTPETRO conta com a presença fundamental da FINEP e o apoio técnico da

Agência Nacional do Petróleo - ANP.

83

CAPÍTULO 3

METODOLOGIA

3.1 Metodologia analítica para caldeiras a Óleo Combustível (OC) e a Gás Natural (GN)

São apresentados a seguir as fórmulas e a sequência de cálculo dos principais parâmetros operacionais e de controle, além do cálculo do balanço térmico, considerando

uma avaliação detalhada, para caldeiras alimentadas a Óleo Combustível e a Gás Natural.

3.1.1 Volume do ar estequiométrico seco (Varo)

O Volume do ar estequiométrico seco é a quantidade mínima de ar teórico, que fornece o oxigênio suficiente para a combustão completa do carbono, hidrogênio e enxofre, que reagem com o oxigênio formando CO2, H2O e SO2, e de quaisquer outros elementos do

combustível que possam oxidar.

Na combustão completa dos reagentes com o ar teórico, os produtos resultantes não contém oxigênio na forma livre. Sabe-se, entretanto, que na prática a combustão completa

não é possível, a menos que a quantidade de ar fornecida seja maior do que a quantidade de ar teórica necessária.

3.1.1.1 Cálculo pela equação estequiométrica:

O cálculo do Volume do Ar Estequiométrico é feito com base no balanceamento dos componentes antes e depois da combustão, conforme equações a seguir.

Equação genérica da combustão estequiométrica do Óleo Combustível : CxHySw + A.(O2 + 3,76.N2) x.CO2 + y/2. H2O + w.SO2 + 3,76.A.N2 (3.01)

Sendo o Coeficiente Estequiométrico do Ar (A), calculado por: A = x + y/4 + w (3.02)

Equação genérica da combustão estequiométrica do Gás Natural : CxHyNz + A.(O2 + 3,76.N2) x.CO2 + y/2. H2O + z/2.N2 + 3,76.A.N2 (3.03)

Sendo o Coeficiente Estequiométrico do Ar, calculado por: A = x + y/4 (3.04)

Para o óleo combustível, a relação Ar Estequiométrico [Nm3] / Óleo Combustível [kg], pode ser calculada por:

ar

oar wyx

AVρ)..32.12(

.28,137++

= (3.05)

Para o gás natural, a relação Ar Estequiométrico [Nm3] / Gás Natural [Nm3], pode ser calculada por:

ar

gnoar zyx

AV

ρρ

)..14.12(..28,137

++= (3.06)

84

O Volume do ar estequiométrico seco permite calcular o Volume do Ar Real, conhecendo-se o excesso de ar, e influencia no cálculo do Volume dos produtos da

combustão estequiométrica e da combustão real.

O Volume do ar estequiométrico seco também pode ser calculado em função dos teores elementares do Óleo Combustível, das seguintes maneiras:

3.1.1.2 Cálculo pela fórmula simplificada:

ar

oaro

arG

Vρ

= (3.07)

Para o óleo combustível, Garo é calculado por: Garo = 138,2.(C/12 + H/4 + S/32 – O/32) (3.08)

Sendo que C, S, H e O são os teores percentuais de Carbono, Enxofre, Hidrogênio e Oxigênio presentes no óleo combustível, em peso [kg/kg comb].

Para o gás natural, considera-se a seguinte fórmula simplificada: Varo = 2,38.[CO2 + H2 + 2.Σ(mi + ni/4).CmiHni + N2 – 2.O2] (3.09) Sendo CO2, H2, CmiHni, N2 e O2 os teores percentuais das substâncias combustíveis

presentes no gás natural, em volume [Nm3/Nm3 comb].

3.1.1.3 Cálculo pela quantidade de O2 presente no ar:

Calcula-se através da quantidade de Oxigênio, utilizando a equação (3.07) e a equação,

233,02

oOo

arG

G = (3.10)

Sendo que 0,233 é a relação mássica entre o oxigênio e o ar de combustão e que GO2 é calculado por,

GO2o = 32/12 C + S + 16/2 H – O (3.11)

3.1.1.4 Cálculo pelo PCI (fómula empírica):

Para óleo combustível, Varo = (0,85/4186).PCI + 2,0

(3.12) Sendo o PCI expresso em [kJ/kg]

Para o gás natural, Varo = (1,09/4186).PCI + 0,25 (3.13) Sendo o PCI expresso em [kJ/m3]

3.1.2 Volume total do ar seco (Var)

O Volume total do ar seco é a quantidade realmente necessária de ar, que fornece o oxigênio suficiente para a combustão completa do carbono, hidrogênio e enxofre, que

reagem com o oxigênio formando CO2, H2O e SO2, e de quaisquer outros elementos do combustível que possam oxidar.

O Volume total do ar seco é calculado considerando o Coeficiente de excesso de ar sobre o Volume do ar estequiométrico seco, ou seja,

85

Var = λ .Varo (3.14)

3.1.2.1 Equação genérica da combustão real do Óleo Combustível:

CxHySw + λ.A.(O2 + 3,76.N2) b.CO2 + c.CO + y/2. H2O + w.SO2 + 3,76.λ.A.N2 + (λ − 1).Α.Ο2 (3.15)

Sendo o Coeficiente Estequiométrico do Ar, calculado por: A = b + c/2 + y/4 + w (3.16) x = b + c (3.17)

O equilíbrio da equação se dá, conhecendo-se a composição elementar % - em peso (análise gravimétrica), do óleo combustível (C, H, S, N, H2O, cinzas) e a análise dos gases da

combustão (CO2, SO2, O2 e CO).

Sendo que os percentuais de CO2, SO2, CO e O2 são medidos na chaminé, na saída nos gases da combustão, em base seca.

Através da composição do óleo combustível, calcula-se o no de moles (x, y, w) de cada elemento. E, tendo-se a composição dos gases da combustão iguala-se a base molar dos

produtos e reagentes para, em seguida, equilibrar a equação.

Assim, a relação Ar Real [Nm3] / Óleo Combustível [kg], pode ser calculada por:

arar wyx

AVρ

λ)..32.12(

..28,137++

= (3.18)

3.1.2.2 Equação genérica da combustão real do Gás Natural:

CxHyNz + λ.A.(O2 + 3,76.N2) b.CO2 + c.CO + y/2. H2O + z/2.N2 + 3,76.λ.A.N2 + (λ − 1).Α.Ο2 (3.19)

Sendo o Coeficiente Estequiométrico do Ar, calculado por: A = b + c/2 + y/4 (3.20)

Para o cálculo de “x”, usa-se também a equação (3.17).

Para o equilíbrio da equação deve-se levar em conta a composição elementar % - em volume (análise volumétrica), do gás natural (CH4, C2H6, C3H8, N2, etc) e a análise dos gases

da combustão (CO2, O2 e CO). O teor de N2 pode ser calculado pela equação (3.25).

Através da composição do gás natural, pode-se encontrar o combustível equivalente (CxHyNz). E, tendo-se a composição dos gases da combustão iguala-se a base molar dos

produtos e reagentes para, em seguida, equilibrar a equação.

Assim, a relação Ar Real [Nm3] / Gás Natural [Nm3], pode ser calculada por:

ar

gnar wyx

AV

ρρλ

)..32.12(....28,137

++= (3.21)

3.1.3 Coeficiente de excesso de ar (λ)

O Excesso de ar é a quantidade de ar adicional ao Volume de ar estequiométrico, necessário para assegurar a combustão completa, de modo a manter um teor suficiente de

oxigênio até o final da chama, e superar as deficiências de mistura do queimador.

86

O Coeficiente de excesso (λ) de ar é um modo de se expressar a relação ar/combustível e é a razão entre a quantidade total de ar utilizado na combustão (Gar ou Var) e a

quantidade de ar estequiométrico (Garo ou Varo):

oVarVar

=λ , ou (3.22)

oGarGar

=λ (3.23)

O excesso de ar também pode ser calculado pela seguinte fórmula, com base na análise dos gases da combustão, medidos na saída da chaminé (CO2, O2 e CO):

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −−

=

2

2

%.%5,0%.79

21

21

NCOO

λ (3.24)

O teor de N2 é calculado pela seguinte equação:

%N2 = 100 – (%CO2 + %SO2 + %CO + %O2),

(3.25)

No artigo “Controle de Combustão: Otimização do Excesso de Ar” [a.4] são relacionados os valores usuais do Coeficiente de excesso de ar (λ) para diversos

combustíveis, sendo para óleo combustível na faixa 1,05-1,15 e para gás natural 1,05-1,10. Nos casos teóricos estudados nesta monografia, adotou-se sempre o valor usual máximo, de

cada faixa.

3.1.4 Volume total do ar úmido (Var’)

O Volume Total do ar Úmido é a soma do Volume Total do ar (Var) com a Umidade presente no ar (VH2O).

Var’ = Var + VH2O (3.26) Sendo que a Umidade presente no ar (VH2O) é calculada pela seguinte fórmula:

VH2O = (V/MH2O).ω.ρar.Var (3.27) VH2O = (22,4/18,016).ω.1,293.Var (3.28)

3.1.5 Quantidade dos gases secos da combustão estequiométrica

Para fins de análise de uma caldeira, além do ar de combustão é necessário que também sejam definidos os valores dos gases de combustão.

A permanência de uma partícula de combustível no interior de uma fornalha deve ser suficiente para garantir uma queima completa e vai depender do suprimento de ar e da

temperatura de combustão.

A presença de CO ou de fuligem na chaminé é conseqüência direta de temperaturas baixas, insuficiência de ar ou operação inadequada do equipamento.

3.1.5.1 Em volume (Vgo)

Cálculo pela equação da combustão estequiométrica:

87

- para óleo combustível [Nm3/kgOC] ( )wyxVAwxVg o

.32.12..76,3

++++

= (3.29)

- para gás natural [Nm3/Nm3GN] Vgo = x + 3,76.A

(3.30)

Cálculo pela fórmula simplificada:

Vgo = VCO2 + VSO2 + VN2o (3.31)

Vgo = 22,4.(C/12 + S/32 + N/28) + 0,79.Varo (3.32)

3.1.5.2 Em peso (Ggo)

Cálculo pela equação da combustão estequiométrica:

- para óleo combustível [kg/kgOC] wyx

AwxGg o

.32.1228..76,3.64.44

++++

= (3.33)

- para gás natural [kg/Nm3GN] V

AxGg o 28..76,3.44 += (3.34)


Ggo = GCO2 + GSO2 + GN2o (3.35)

Ggo = 44.(C/12) + 64.(S/32) + N + 0,7685.Garo (3.36)

3.1.6 Quantidade dos gases secos da combustão real

3.1.6.1 Em volume (Vg)

Cálculo pela equação da combustão real:

- para óleo comb. [Nm3/kgOC] ( )[ ]wyx

VAAwxVg.32.12

..1..76,3++

−+++=

λλ (3.37)

- para gás natural [Nm3/Nm3GN] Vg = x + 3,76.λ.A + (λ-1).A

(3.38)


Vg = VCO2 + VSO2 + VN2 + VO2 (3.39) Vg = 22,4.(C/12 + S/32 + N/28 + ) + 0,79.Var + 0,21.(λ – 1).Varo (3.40)

3.1.6.2 Em peso (Gg)

Cálculo pela equação da combustão real: - para óleo combustível [kg/kgOC]

( )wyx

AAwxGg.32.12

32..128...76,3.64.44++

−+++=

λλ (3.41)

- para gás natural [kg/Nm3GN]

88

( )V

AAxGg 32..128...76,3.44 −++=

λλ (3.42)

Cálculo pela fórmula simplificada: Gg = GO2 + GSO2 + GN2 + GO2 (3.43) Gg = 44.(C/12) + 64.(S/32) + N + 0,767.Gar+ 0,233.(λ – 1).Garo (3.44)

3.1.7 Volume dos gases úmidos da combustão real (Vg’)

Vg’ = Vg + VgH2O + Vat (3.45)

VgH2O = (V/2).H + (V/ MH2O).W + ω.(V/ MH2O).ρar.Var (3.46)

VgH2O = (22,4/2).H + (22,4/18,06).W + ω.(22,4/18,06).1,293.Var (3.47)

Vat = (V/MH2O).DV (3.48)

3.1.8 Balanço Térmico

O vapor produzido em uma instalação de caldeiras é gerado pela transformação da energia química do combustível em calor. A energia introduzida na instalação, com a massa

(ou volume) do combustível, é chamado de energia disponível (Qd), e a quantidade de energia absorvida pelo fluido de trabalho (podendo ser utilizada para ser utilizada para a geração de

energia elétrica é chamada energia útil (Q1). A diferença entre energia disponível e a energia útil é devida à perdas inevitáveis (Qi), nos vários elementos da instalação.

A fim de facilitar a comparação entre diversas instalações, utiliza-se as perdas de energia relativas qi =100 Qi/Qd (%), e o rendimento térmico bruto da caldeira ηb (% energia

contida no combustível transferida para o fluido de trabalho):

∑∑∑ −=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

−== i

d

i

d

id

db q

QQ

QQQ

QQ

1001.100.1001η (3.49)

O rendimento varia com a carga, sendo que o máximo se situa normalmente à

capacidade normal. Assim, na avaliação de caldeiras, durante sua operação, é essencial minimizar as perdas de energia, o que só poderá ser realizado satisfatoriamente se forem

conhecidas as fontes e as causas das perdas de energia.

3.1.8.1 Energia disponível (Qd)

A energia disponível para combustão dos vários tipos de combustível pode ser determinada pelas seguintes fórmulas:

Para óleo combustível atomizado com vapor: Qd = PCI + QCOMB + QAEX + QV (3.50)

Para gás natural: Qd = PCI (3.51)

O PCI é o Poder Calorífico Inferior do combustível com referência a O°C. O calor sensível do combustível (QCOMB) é levado em consideração quando o combustível é

preaquecido por uma fonte externa de calor (gases quentes, óleo combustível aquecido por vapor, etc). A energia introduzida na caldeira (Qaex) considera o ar de combustão

89

preaquecido fora da caldeira, com um preaquecedor de ar a vapor, por exemplo, e Qv é a energia introduzida na fornalha com vapor usado na atomização do óleo combustível e na

sopragem de fuligem.

QAEX = Var'.CpAR.(TAR – TATM) (3.52)

QVAPOR = DV.(HV – HF) (3.53)

O calor sensível do combustível depende unicamente da sua temperatura:

QCOMB = CpCOMB . TCOMB (3.54)

Onde CpCOMB é o calor específico do combustível (kJ/kg°C), TCOMB sua temperatura

(°C).

A entalpia do vapor p/ atomização e ramonagem “HV”, é dada pela fórmula:

HV = n*hV + (1-n)*hL (3.55)

Onde “hV” é entalpia do vapor saturado à temperatura de saturação, “hL” é a entalpia da água saturada à temperatura de saturação e “n” é o título do vapor saturado.

3.1.8.2 Perda de energia devido a entalpia dos gases da chaminé (Q2)

A perda de energia pelos gases efluentes é o item mais importante do balanço térmico, atingido 4-7% nas caldeiras de grande capacidade, e 10-20% nas caldeiras de pequena

capacidade (ver Tabela 3.1). Esta perda de energia ocorre devido o fato dos produtos da combustão deixarem a caldeira a alta temperatura (115-150°C nas caldeiras de grande

capacidade ou mais nas de pequena capacidade. O cálculo é baseado nas leis de Heres e Kirchhoff para as reações químicas.

Q2 = Vg.CpG.(TG - TPCI) - Var.CpAR.(TATM - TPCI) (3.56)

q2 = Q2/Qd (3.57)

3.1.8.3 Perda de energia devido à combustão incompleta (Q3)

Os produtos da combustão podem conter certos componentes gasosos combustível, tais como o CO, H2 ou CH4. A queima destes componentes após a saída da fornalha é

praticamente impossível, uma vez que a temperatura dos gases e a concentração destes componentes combustíveis é muito baixa. A energia que pode ser produzida pela pró-queima destes componentes constitui a perda de energia pela combustão incompleta Q3 [kJ/kg] ou q3

(%), calculada pela seguinte equação:

Q3 = (126,4.CO + 108.H2 + 358,2.CH4).Vdg.(1-0,01.q4) (3.58)

q3 = Q3/Qd (3.59)

Onde CO, H2 e CH4 são concentrações volumétricas dos produtos da combustão incompleta nos gases secos (%) Vg’ é o volume dos gases secos (m³/kg comb), (100-q ) é a

taxa de conversão do combustível (%). Os valores ligados a cada símbolos de gases são seus respectivos poderes caloríficos (1/100) [kJ/m³].

90

Em caldeiras criteriosamente projetadas e operadas, na queima de combustíveis líquidos e gasosos, q3 < 0,5%. Na combustão perfeita (completa) Q3 é nula.

3.1.8.4 Perda de energia devido ao combustível não queimado (Q4)

A perda de energia com o combustível não queimado (kJ/kg comb) é determinada pela presença de matéria combustível não queimada nas escórias ou cinzas retiradas da fornalha

e as cinzas volantes arrastadas pelos gases.

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

+−

=+

++

vol

volvol

cinesc

cinesccinesc C

CC

CAQ

100.

100...21,34 αα (3.60)

onde αesc+cin e αvol são, respectivamente, as frações de cinza do combustível presentes nas escórias+cinzas e cinzas volantes [%]; Cesc+cin e Cvol são os teores de matéria

combustível presentes nas escórias+cinzas e nas cinzas volantes [%], determinadas em laboratório; A o teor de cinzas do combustível (%).

Na combustão de gás natural, ou óleo combustível, é normalmente baixa (q4 < 0,1%), e

é analisada juntamente com q3 (soma q3 + q4).

3.1.8.5 Perda de energia pelo costado (Q5)

Uma vez que a temperatura do costado da caldeira e de outros elementos (tambor, aquecedor, dutos de vapor) é sempre à temperatura do ar ambiente, existe uma dissipação

térmica para o meio ambiente, que consiste a perda de energia Q5 [kJ/kg comb]

( )( )exbwrcr

bw TThhBS

Q −+= ..5 (3.61)

Onde Sbw é a área da superfície do costado e demais elementos da caldeira [m2], hc, e

hr são os coeficientes de transmissão de calor por convecção e radiação [kW/m2.oC], e Tbw e

Tex são, respectivamente, as temperaturas médias do costado e meio ambiente na sala da

caldeira [°C].

3.1.8.6 Perda de energia devido entalpia das escórias (Q6)

A perda de energia devido ao calor sensível das escórias constitui-se na quantidade de calor transferida, de modo irreversível, para a água de resfriamento no banho da escória

que, para caldeiras de fornalha fechada, com qualquer tipo de remoção de escória, é calculada por:

Q6 = (100 - αvol) . A . Hesc (3.62)

Onde (100 - αvol) é a fração total das cinzas que são removidas com as escórias da

fornalha, Hesc é a entalpia da escória [kJ/kg] e A é o teor de cinzas do combustível [%], como

queimado.

91

3.1.8.7 Valores usuais das perdas térmicas

Apresentamos na tabela a seguir os valores usuais das perdas térmicas, conforme extraído do artigo “Metodologia de Cálculo do Balanço Térmico” [a.3].

Perdas Térmicas % Com os gases efluentes q2 10 – 20

Com a combustão incompleta q3 0 – 0,5 Com o combustível não queimado q4 0,5 – 5

Pelo costado q5 0,2 – 1 Com a entalpia das escórias q6 0 – 3

Total ∑q 12 - 25

Tabela 3.1 – Valores típicos das perdas térmicas em caldeiras

3.1.9 Rendimento da caldeira

3.1.9.1 Cálculo pelo método indireto.

O método indireto consiste na determinação do rendimento bruto da caldeira pela soma das perdas de energia. Este é o único método disponível para estimar o rendimento

térmico de caldeiras novas durante o estágio de projeto. As perdas q3, q4, q5 e q6 são supostas, calcula-se então a perda q2 e determina-se o rendimento:

ηb = 100 – (q2 + q3 + q4 + q5 + q6) (3.63)

3.1.9.2 Cálculo pelo método direto

Baseia-se no cálculo do rendimento da caldeira baseado na medida direta da energia útil. Este método somente é empregado em instalações de caldeira em operação, não sendo

aplicável ao projeto de novas instalações, uma vez que a equação contém duas variáveis interrelacionadas: rendimento térmico bruto da caldeira (ηb) e consumo de combustível (B).

Qu = Dsp.(Hsp-Hfw) + Dst.(Hst - Hfw) + ∑[Drh.(Hrh"-Hrh')] + Dbw.(H'-Hfw) + Qh

(3.64) Dsp e Dst são, respectivamente, as vazões do vapor superaquecido e saturado supridos

separadamente aos consumidores; Drh a vazão do vapor saturado para consumo interno; Dbw a vazão de água de purga (blow-off). Hsp e Hst são, respectivamente, as entalpias do

vapor superaquecido e do vapor saturado. E Qh é a entalpia da água ou ar, aquecidos na caldeira e supridos a consumo externo.

No presente estudo as parcelas Dsp e Dst não serão consideradas, haja visto não se aplicarem às caldeiras flamo-tubulares, as quais não produzem vapor super-aquecido e o vapor produzido é apenas para consumo interno. Assim, a equação (3.64) fica reduzida a:

Qu = [Drh.(Hrh"-Hrh')] + Dbw.(H'-Hfw) = Qrh + Qp (3.65)

92

Q1 = Qu/B (3.66)

QdBQpQrh

QdBQu

QdQ

b ..1 +

===η (3.67)

Sendo Qp/(B.Qp) normalmente estimado em 0,3 % p/ caldeiras de pequeno porte, aonde são feitas purgas periódicas a cada 6/8 horas.

Nos casos em que não se obtém uma medição confiável da vazão de combustível, o seu cálculo pode ser feito com base no rendimento calculado pelo método indireto, pela seguinte

equação:

)3,0.(.01,0 −

=b

rh

QdQ

Bη

(3.68)

Da mesma forma, quando não se obtém uma medição confiável da produção de vapor, o seu cálculo pode ser feito pela seguinte equação:

(3.69) 3.1.10 Roteiro para Levantamento de Informações Operacionais no Campo

Para a avaliação de caldeiras em funcionamento, recomendamos que sejam obtidas, junto ao Setor de Operação da unidade em questão, ou através de medições “in loco”, as

seguintes informações operacionais:

Pressão de trabalho [kgf/cm2] Temperatura do vapor [oC] Temperatura dos gases da combustão [oC] Teores dos gases da combustão (%CO2, %SO2, %CO, %O2, etc.) Temperatura do ar da combustão [oC] Vazão do ar da combustão [m3/min] Temperatura ambiente [oC] Temperatura do combustível [oC] Temperatura da água de alimentação [oC] Consumo da água de alimentação [m3/h] Consumo de vapor saturado p/ atomização [kg/kg comb] Purga de vapor / frequência Capacidade nominal da caldeira [t/h] Produção de vapor (kg/h) Consumo de combustível [kg/h] Título [%] e Temperatura [oC] do vapor saturado

Para as medições de PV, TV, TG e dos teores dos gases da combustão (%CO2, %SO2,

%CO, %O2, etc.), recomendamos efetuar um mínimo de 06 amostragens / dia, sendo 03 pela manhã e 03 pela tarde. Deve ser escolhido um dia de produção de vapor típica.

Os valores levantados deverão ser preenchidos em uma tabela , a exemplo da Tabela 3.2. mostrada a seguir.

TEOR GASES EM VOLUME (%) Hora Pv [kg/cm2]

Tv [oC]

TG [oC]

CO2 CO O2 SO2

FWV

rhrh HH

QD−

=

93

Tabela 3.2 – Amostragens de campo p/ PV, TV, TG e teores dos gases

da combustão (%CO2, %SO2, %CO, %O2, etc.)

3.2. Estudo de casos teóricos de Caldeiras a Óleo Combustível e a Gás Natural

3.2.1 Caldeira a Óleo Combustível

Este caso trata de uma situação hipotética de operação de uma caldeira a óleo combustívelaonde estamos pré-definindo importantes parâmetros operacionais tais como, o excesso de ar (λ)e a temperatura de saída dos gases (TG), dentro de valores considerados ideais.

3.2.1.1 Características do combustível e dados operacionais

Considerou-se a composição típica do óleo combustível, tipo 1A - alto teor de enxofre (S>2%), fornecido pela Petrobras com o nome comercial "OCA1".

Composição elementar %, em peso: Peso Molecular (M)Carbono (C) 85,20 % = 0,852 12

Hidrogênio (H) 10,80 % = 0,108 1Enxofre (S) 3,00 % = 0,030 32

Nitrogênio (N) 0,50 % = 0,005 14Água (H2O) 0,40 % = 0,004 18

Cinzas 0,10 % = 0,001Oxigênio (O) 16

Poder Calorífico Inferior (a 20oC e 1,0 atm), em base secaPCI = 39876 kJ/kg

Volume molar nas Condições Normais de Temperatura e Pressão (CNTP)V = 22,42 l / mol

Peso específico do ar nas CNTPρar = 1,293 kg/Nm3

Coeficiente de Excesso de Ar λ = 1,15

No artigo conforme referência [a.4], são indicados os valores usuais do Coeficiente de ex-cesso de ar para o óleo combustível, situando-se entre 1,05 e 1,10 , sendo que neste caso adota-mos o valor máximo.

Temperatura Recomendada de Saída dos GasesTG = 160 oC

No artigo conforme referência [a.3], a Temperatura recomendada de saída dos gases, parao óleo combustível c/ alto teor de enxofre (S>2%), situa-se entre 150 e 160 oC, sendo também adotado neste caso, o valor máximo da faixa.

96

Temperatura do Ar de CombustãoTAR = 30 oC

Temperatura do Óleo CombustívelTCOMB = 60 oC

Temperatura do Vapor SaturadoTV = 120 oC

Temperatura da Água de AlimentaçãoTFW = 25 oC

Temperatura de Referência (PCI)TPCI = 20 oC

Temperatura AtmosféricaTATM = 25 oC

Calor Específico Médio do Óleo CombustívelCpCOMB = 1,9 kJ/kg.oC

Calor Específico Médio do ArCpAR = 1,33 kJ/m3.oC

Calor Específico Médio dos GasesCpG = 1,6 kJ/m3.oC

Título do Vapor Saturadon = 90 %

Entalpia do Vapor à Temp. de Saturação TV = 120 oChL = 503,69 kJ/kghV = 2706,30 kJ/kg

Entalpia do Vapor levado pelos produtos da combustão à Temperatura TATM

HF = 2442,30 kJ/kg

Entalpia da Água de Alimentação à Temperatura TFW

HFW = 104,87 kJ/kg

97

Umidade absoluta do ar atmosférico ω = 0,015 kg/kg ar seco

Consumo de vapor p/ atomização e ramonagemDV 0,20 kg/kgOC

3.2.1.2 Cálculo dos teores [%] dos gases da combustão, em base seca

Considerando a composição elementar p[%] em peso e respectivos pesos moleculares (M), e tomando como base 100g de combustível, calcula-se o No de Moles de cada elemento:

ELEMENTO p [%] MCarbono (C) 85,20 g 12 x = 7,10

Hidrogênio (H) 10,80 g 1 y = 10,80Enxofre (S) 3,00 g 32 w = 0,094

Nitrogênio (N) 0,50 g 14 z = 0,04Água (H2O) 0,40 g 18

Cinzas 0,10 g

Equação genérica para o óleo combustível:CxHySwNz + λ.A.(O2 + 3,76.N2) --> x.CO2 + y/2. H2O + w.SO2 + (z/2 + 3,76.λ.A).N2 +

+ (λ-1).A.O2

Coeficiente Estequiométrico, A = x+y/4+w A = 9,894 moles

Cálculo de CO2:CO2 = 100.x / (x + w + z/2 + 3,76.λ.A + (λ-1).A) CO2 = 13,793 %

Cálculo de O2:O2 = 100.A.(λ-1) / (x + w + z/2 + 3,76.λ.A + (λ-1).A) O2 = 2,883 %

Com os números de moles calculados acima, são equilibradas as equações da combustão:

Combustão estequimétrica:C7,1H10,8S0,09N0,04 + 9,894.(O2 + 3,76.N2) --> 7,1.CO2 + 10,8/2.H2O + 0,09.SO2 +

+ (0,04/2+37,20).N2

Combustão real:C7,1H10,8S0,09N0,04 + 11,37.(O2 + 3,76.N2) --> 7,1.CO2 + 10,8/2.H2O + 0,09.SO2 +

+ (0,04/2+42,76).N2 + 1,48.O2

No de Moles = p[%] / M

98

Conferindo o cálculo de CO2:CO2 = 7,1 / (7,1+0,09+42,78+1,48)CO2 = 7,1 / 51,45 = 0,1379 CO2 = 13,793 %

Cálculo de SO2:SO2 = 0,09 / 51,45 = 0,0018 SO2 = 0,182 %

3.2.1.3 Cálculo do ar de combustão

a) Volume do ar estequiométrico seco (Varo)

Cálculo pela equação estequiométrica

Varo = 10,557 Nm3/kgOC

Verificação do cálculo pela fórmula simplificada

e Garo = 138,2.(C/12 + H/4 + S/32 – O/32)

Garo = 13,673 kg/kgOCVaro = 10,575 Nm3/kgOC

Verificação do cálculo pela quantidade de O2 do ar de combustão

e GO2o = 32/12 C + S + 16/2 H – O

GO2o = 3,166 kg/kgOC

Garo = 13,706 kg/kgOCVaro = 10,600 Nm3/kgOC

Verificação do cálculo pelo PCI (fórmula empírica)Varo = (0,85/4186).PCI + 2,0 Varo = 10,097 Nm3/kgOC

b) Volume total do ar seco (Var)

Var = λ.Varo Var = 12,141 Nm3/kgOC

ar

oar zwyx

AVρ)..14.32.12(

.28,137+++

=

ar

oaro

arG

Vρ

=

231,02

oOo

arG

G =

99

c) Volume total do ar úmido (Var')

Var’ = Var + VH2O

VH2O = (V/MH2O).ω.ρar.Var VH2O = 0,293 Nm3/kgOC

Var' = 12,434 Nm3/kgOC

3.2.1.4 Cálculo dos gases da combustão

a) Quantidade dos gases secos na combustão estequiométrica

Em Volume (Vgo) - Cálculo pela equação estequiométricaVgo = 10,007 Nm3/Nm3GN

Verificação do cálculo pela fórmula simplificadaVgo = VCO2 + VSO2 + VN2

o

Vgo = 22,42.(C/12 + S/32 + N/28) + 0,79.Var o

Vgo = 9,957 Nm3/kgOC

Verificação do cálculo pelo PCI (fórmula empírica)Vgo = (1,11/4186).PCI Vgo = 10,574 Nm3/kgOC

Em Peso (Ggo) - Cálculo pela equação estequiométricaGgo = 13,674 kg/kgOC

Verificação do cálculo pela fórmula simplificadaGgo = GCO2 + GSO2 + GN2

o

Ggo = 44.(C/12) + 64.(S/32) + N + 0,769.Gar o

Ggo = 13,686 kg/kgOC

Verificando o peso específico dos gases secosρg

o = Ggo / Vgo ρgo = 1,366 kg/Nm3

b) Quantidade dos gases secos na combustão real

Em Volume (Vg) - Cálculo pela equação da combustão realVg = 11,599 Nm3/kgOC

( )zwyxVzAwxVg o

.14.32.12.2/.76,3

++++++

=

( )zwyx

zAwxGgo

.14.32.1228.2/.76,3.64.44

++++++

=

( )[ ]zwyx

VAzAwxVg.14.32.12

..12/..76,3+++

−++++=

λλ

100

Verificação do cálculo pela fórmula simplificadaVg = VCO2 + VSO2 + VN2 + VO2

Vg = 22,42.(C/12 + S/32 + N/28) + 0,79.Var + 0,21.( λ-1).Varo

Vg = 11,541 Nm3/kgOC

Em Peso (Gg) - Cálculo pela equação da combustão real

Gg = 15,721 kg/kgOC

Verificação do cálculo pela fórmula simplificadaGg = GCO2 + GSO2 + GN2 + GO2

Gg = 44.(C/12) + 64.(S/32) + N + 0,769.Gar + 0,231.( λ-1).Garo

Gg = 15,734 kg/kgOC

Verificando o peso específico dos gases secosρg = Gg / Vg ρg = 1,355 kg/Nm3

c) Volume dos gases úmidos na combustão real (Vg')

Vg’ = Vg + VgH2O + Vat

VgH2O = (V/2).H + (V/ MH2O).W + ω.(V/ MH2O).ρar.VarVat = (V/MH2O).DV

VgH2O = 1,509 Nm3/kgoC

Vat = 0,249 Nm3/kgoCVg’ = 13,357 Nm3/kgoC

3.2.1.5 Balanço Térmico

a) Energia Disponível (Qd)

Qd = PCI + QCOMB + QAEX + QV

QCOMB = m . CpCOMB . TCOMB QCOMB = 114,000 kJ/kg(considerando massa unitária m = 1,0 kg)

QAEX = Var'.CpAR.(TAR – TATM) QAEX = 82,686 kJ/kg

( ) ( )zwyx

AzAwxGg.14.32.12

32..128.2/..76,3.64.44+++

−++++=

λλ

101

QV = DV.(HV – HF)sendo HV = n*hV + (1-n)*hL HV = 2486,04 kJ/kg

QV = 8,748 kJ/kgQd = 40081,43 kJ/kg

b) Perda de energia devido a entalpia dos gases da chaminé (Q2)

Q2 = Vg.CpG.(TG - TPCI) - Var'.CpAR.(TATM - TPCI) Q2 = 2515,48 kJ/kg

q2 = Q2 / Qd q2 = 6,28 %

c) Perdas de energia devido à combustão incompleta (Q3) e devido ao combustível não queimado (Q4)

Neste exemplo estamos considerando combustão completa, com ausência total de CO, H2 e CH4 nos gases da combustão.

q3 e q4 = 0,00 %

d) Perda de energia pelo costado (Q5)

A perda pelo costado foi estimada em 1%, conforme valor típico máximo. Ver tabela 3.1.

q5 = 1,00 %

e) Perda de energia devido à entalpia das escórias (Q6)

Considerando o combustível com baixo teor de cinzas, q6 é insignificante.q6 = 0,00 %

3.2.1.6 Rendimento da caldeira

Calculando-se pelo método indireto:hb = 100 – (q2 + q3 + q4 + q5 + q6) hb = 92,72 %

3.2.1.7 Consumo de combustível

Qu = [Drh.(Hrh"-Hrh')] + Dbw.(H'-HFW) sendo que Hrh'' = HV , Hrh = HFW e Qp = Dbw.(H'-HFW) então,Qu = [Drh.(HV -HFW)] + QpQu = Qrh + QpQrh = Drh.(HV -HFW)

102

Considerando 03 alternativas de produção de vapor:

Drh1 1000 kg/h Qrh1 = 2381169,0 kJ/hDrh2 2000 kg/h Qrh2 = 4762338,0 kJ/hDrh3 3000 kg/h Qrh3 = 7143507,0 kJ/h

Considerando que Qp/(B.Qd) = 0,3 %, sendo a perda de calor estimada p/ caldeiras de pequeno porte, aonde são feitas purgas periódicas a cada 6/8 horas.

Assim, são calculados os consumos de combustível para cada alternativa:

B1 = 64,28 kg/hB2 = 128,56 kg/hB3 = 192,83 kg/h

3,0.....

1 +=+=+

===QdB

QrhQdB

QpQdB

QrhQdB

QpQrhQdB

QuQdQ

bη

)3,0.(.01,0 −=

b

rh

QdQ

Bη

103

134

4.3 Instalações Típicas de Caldeiras a Óleo Combustível e a Gás Natural

São apresentados a seguir os fluxogramas típicos dos sistemas de alimentação de

caldeiras a Óleo Combustível e a Gás Natural.

4.3.1 Caldeira a Óleo Combustível

Enumeramos a seguir, para ilustração, os principais componentes de uma instalação

típica de caldeira alimentada a óleo combustível. Os itens indicados podem ser visualizados

no fluxograma da figura 4.1.

1. Tanque de óleo combustível

2. Tanque de óleo diesel

3. Filtro para óleo tipo cesto

4. Conjunto moto-bomba

5. Válvula de regulagem de pressão de óleo

6. Conjunto de regulagem tipo BRL, 220 V, 60 Hz

7. Válvula de três vias

8. Filtros tipo cesto (vapor e óleo)

9. Regulador de pressão para ar comprimido, com manômetro

10. Válvula solenóide para ar comprimido, 220 V, 60 Hz

11. Válvula redutora de pressão (ar comprimido ou vapor)

12. Válvula solenóide para ar comprimido, ou vapor, 220 V, 60 Hz

13. Manômetro escala 0-20 oC, visor φ4”para vapor

14. Válvula redutora de pressão (ar comprimido ou vapor)

15. Válvula solenóide para ar comprimido, ou vapor, 220 V, 60 Hz

16. Conjunto de separação de condensado, para ar comprimido ou vapor

17. Ventilador para ar de combustão

18. Fotocélula ultravioleta

19. Queimador combinado óleo e gás, comando 220 V, 60 Hz

20. Compressor de ar

21. Painel elétrico da caldeira

22. Painel elétrico do queimador e acessórios

135

4.3.2 Caldeira a Gás Natural

Enumeramos a seguir, para ilustração, os principais componentes de uma instalação

típica de caldeira alimentada a gás natural. Os itens indicados podem ser visualizados no

fluxograma da figura 4.2.

1. Válvula esfera tri-partida 20 bar

2. Filtro tipo cesto, 0 – 5 bar

3. Manômetro, 0 - 4 bar

4. Válvula redutora DN 2”, 3000 mmH2O

5. Manômetro, 0 - 4000 mmH2O

6. Pressostato beck – PSL, 500 - 2500 mmH2O

7. Válvula de gás L&G - VDG

8. Atuador L&G SKP 10

9. Atuador L&G SKP 70

10. Pressostato beck – PSH, 500 - 2500 mmH2O

11. Manômetro, 0 - 600 mmH2O

12. Válvula solenóide NA

13. Borbulhador máster

14. Válvula solenóide NF

15. Pressostato beck – PSL, 200 - 1000 mmH2O

16. Fotocélula L&G QRC1

17. Programador de chama L&G LGB

136

Figura 4.1 – Fluxograma esquemático de uma caldeira alimentada a óleo combustível

137

Figura 4.2 – Fluxograma esquemático de uma caldeira alimentada a gás natural

138

CAPÍTULO 5

RESULTADOS E DISCUSSÕES

5.1 Considerações sobre o Cálculo do Rendimento

A metodologia analítica desenvolvida para o cálculo do “rendimento bruto de caldeiras

em funcionamento”, prevê a utilização do cálculo pelo “método direto” como o sistema que

oferece a possibilidade da medida do índice de forma mais confiável, caso seja exeqüível a

medição de variáveis importantes, como consumo do combustível, produção de vapor,

consumo da água de alimentação, temperatura de saída dos gases efluentes, teores dos gases

da combustão, título e temperatura do vapor saturado, dentre outros, conforme roteiro para

levantamento de informações operacionais de campo (vide item 3.1.10).

O cálculo pelo “método indireto”, ou seja, pela soma das perdas de energia, oferece a

possibilidade, neste caso, de confrontar os dados obtidos por este método e comparar com os

resultados obtidos pelo “método direto”, visto que as perdas térmicas estimadas pela literatura

situam-se entre 12 e 25 % [a.3].

Neste estudo, não foi possível a coleta de dados operacionais em mais de uma caldeira,

como inicialmente estava planejado. E, devido à limitações inerentes das instalações

utilizadas no estudo, aonde não foi possível medir a vazão de vapor, além da ausência de

139

informações importantes como, a curva de “rendimento x produção de vapor”, privilegiou-se

nesta metodologia, aplicada aos casos teóricos e aos casos de caldeiras em funcionamento, o

cálculo do rendimento pelo “método indireto”.

5.2 Análise dos Resultados

Na comparação entre os resultados encontrados para o “rendimento da caldeira”, é

importante ressaltar os seguintes pontos:

• No estudo dos casos teóricos (OC e GN) os valores encontrados estão acima dos

valores típicos de catálogo, informado pelos diversos fabricantes. Entende-se que

este desvio esteja relacionado com as perdas de energia não computadas e/ou

temperatura de saída dos gases da combustão, subestimadas, o que poderia provocar

uma queda no rendimento de 1 % a cada 20 oC acima da temperatura recomendada.

• No estudo de casos de caldeiras em funcionamento (OC e GN), os valores calculados

estão dentro das faixas indicadas pelos fabricantes, com valores de perdas térmicas

devido aos gases efluentes próximas a 11 %, valor este no limite inferior

recomendado (tabela 3.1). Neste caso, esperava-se uma perda maior, pois os gases

efluentes estão a uma temperatura, em média, de 60 a 100 oC acima da temperatura

recomendada pela literatura [a.3].

• Na análise das vantagens técnicas oferecidas pela substituição do óleo combustível

pelo gás natural, observa-se que são inúmeras, conforme estão exaustivamente

destacadas ao longo deste trabalho.

Os resultados apresentados no estudo da viabilidade econômica são favoráveis à

utilização do gás natural em quaisquer dos cenários estudados, onde o custo do vapor

produzido, nos casos teóricos, ou de caldeiras em funcionamento a óleo combustível, chega a

ser em torno de 2,5 vezes o valor do vapor produzido em caldeiras alimentadas a gás natural.

140

CAPÍTULO 6

CONCLUSÕES

6.1 Considerações Finais

No estudo da viabilidade da conversão de uma caldeira flamotubular para operar com

GN, em substituição ao óleo combustível BPF, é necessário que ocorram as seguintes

condições:

• Atendimento aos requisitos técnicos, ou seja, que não haja qualquer impedimento nas

modificações e/ou acréscimos de peças e acessórios necessários, para que a caldeira

apresente condições operacionais otimizadas e que estas mudanças propiciem uma

melhoria do rendimento térmico.

• Atendimento aos requisitos ambientais, ou seja, que o combustível empregado atenda

de forma plena a todas as exigências da legislação, em especial no que se refere ao

controle da emissão dos gases efluentes.

• Atendimento aos requisitos da NR 13 do Ministério do Trabalho, ou seja, que a

caldeira ofereça todas as condições de segurança e controle operacional durante toda

sua vida útil.

• Atendimento aos requisitos da viabilidade econômica, ou seja, que o capital

investido para a compra dos materiais e instrumentos necessários à conversão,

somado ao custo da mão de obra, tenham retorno asseguirado em curto ou médio

prazo, atendendo à premissa básica de custo-benefício (técnico, ambiental e NR 13).

141

Deve ser avaliada, também, a possibilidade de troca da caldeira por uma nova,

alimentada a gás natural, justificando a opção que melhor se enquadre dentro dos

recursos financeiros da empresa.

6.2 Conclusões

Conclui-se, conforme pode-se verificar a seguir, que as premissas básicas definidas

anteriormente foram atendidas na íntegra. Portanto, a substituição do óleo BPF, por gás

natural, na alimentação de caldeiras flamotubulares, é plenamente justificada:

• Atendimento aos requisitos técnicos:

Os componentes básicos de uma instalação para alimentação de uma caldeira a gás

natural estão representados no Fluxograma esquemático da figura 4.2.. No nosso estudo

de casos teóricos, constata-se que o rendimento térmico da caldeira é maximizado, com

um acréscimo, em média, de 02 pontos percentuiais, em relação ao óleo combustível.

• Atendimento aos requisitos ambientais:

O teor de emissões de CO não deve exceder a 400 ppm, conforme o artigo do Professor

Doutor Paulo César Pinheiro, conforme referência [a.4]. No caso estudado de caldeira

em operação, no item 3.3.2, ref. caldeira da Norsa / Coca-Cola, o máximo teor medido

de CO não superou a 44 ppm.

• Atendimento aos requisitos da NR 13 do Ministério do Trabalho:

A proposta para conversão no nosso estudo, se baseia na Norma Petrobrás N-2309, a

qual supera em muito as exig6encias mínimas previstas pela NR 13.

• Atendimento aos requisitos da viabilidade econômica:

O estudo de viabilidade demontra que as vantagens obtidas com a conversão superam as

expectativas iniciais, considerando os preços unitários dos combustíveis vigentes em

março/03, pois o retorno do investimento, visto da ótica de quaisquer das simulações,

paga-se já a partir do 2º mês, no caso de uma carga de vapor relativamente baixa, de 1,0

t/h. A partir do 5º mês, a economia chega a R$ 500.000,00, aproximadamente, no caso

de uma carga de vapor de 3,0 t/h, próxima do limite do modelo estudado de 3,3 t/h. No

caso da caldeira operar a uma capacidade média de 2/3 da sua capacidade nominal (2,0

t/h), representa uma economia anual de cerca de 20 vezes do valor investido, estimado

142

em R$ 40.000,00, valor este menor do que 50 % do custo de uma caldeira nova de

mesma capacidade de produção de vapor.

143

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

a) Artigos e Resumos Publicados em Eventos

[a.1] PINHEIRO, Paulo Cesar da Costa. O Gás Natural e sua Utilização em Equipamentos

Térmicos. In. II SEMINÁRIO DE GERENCIAMENTO ENERGÉTICO DA INDÚSTRIA

QUÍMICA E PETROQUÍMICA, 12-13/06/1996, Guarulhos, SP, Anais... São Paulo:

ABIQUIM, Associação Brasileira da Indústria Química e de Produtos Derivados, Palestra 9,

11p..

[a.2] NERY, Judas Tadeu da C. F., SILVA, Wellington P. da, SANTOS, Zanoni P. S. dos e

MEDEIROS, Gilson G. de. Conversão de Fornos Cerâmicos para Gás Natural – A

Experiência do CTGÁS no Rio Grande do Norte, 16-19/10/2000, Rio Oil & Gás Expo and

Conference, Rio de Janeiro, RJ, 8p..

[a.3] PINHEIRO, Paulo Cesar da Costa e CERQUEIRA, Sérgio Augusto Araújo da Gama.

Método de Cálculo do Balanço Térmico de Caldeiras, 26-28/09/1995, XVII Seminário de

Balanços Energéticos Globais e Utilidades, Volta redonda, RJ, 21 p..

[a.4] PINHEIRO, Paulo Cesar da Costa e VALLE, Ramon Molina. Controle de Combustão:

Otimização do Excesso de Ar. In. II CONGRESSO DE EQUIPAMENTOS E AUTOMAÇÃO

DA INDÚSTRIA QUÍMICA E PETROQUÍMICA, 09-11/08/1995, Rio de Janeiro, RJ,

Anais... Automação Industrial São Paulo: ABIQUIM, Associação Brasileira da Indústria

Química e de Produtos Derivados, 1995, p.157-162.

144

[a.5] PINHEIRO, Paulo Cesar da Costa. Utilização de Combustíveis Alternativos em

Caldeiras. In. IV Encontro Nacional de Ciências Térmicas (ENCIT-92), 01-04/12/1992, Rio

de janeiro, RJ, Anais... Rio de janeiro: ABCM, Associação Brasileira de Ciências Mecânicas,

1992, p.69-71.

b) Relatórios Técnicos

[b.1] TORRES, Ednildo A. e GUIMARÃES, Silvio A. M. e SANTANA, Gean C. S..

Relatório Técnico da Análise Energética do Sistema de Combustão a Gás Natural e

Distribuição de Vapor da Norsa / Coca-Cola, Jul-2001, Salvador, Ba, 13p..

c) Órgãos e Empresas Governamentais

[c.1] Balanço Energético Nacional – BEN, do Ministério das Minas e Energia (MME)

[c.2] Bahiagas – Companhia de Gás da Bahia

d) Livros

[d.1] VAN WYLEN, Gordon J., SONNTAG, Richard E. e BORGNAKKE, Claus.

Fundamentos de Termodinâmica Clássica, tradução da 4a edição Americana, Editora Edgard

Blucher Ltda., São Paulo, SP, 1995.

[d.2] TORREIRA, Raul Peragallo. Geradores de Vapor, Editora Libris Ltda., São Paulo, SP.

e) Apostilas

[e.1] TORRES, Ednildo A..Curso de Especialização em Engenharia de Gás Natural, Módulo

III: Combustão, Universidade Federal da Bahia, Escola Politécnica, DEQ, Núcleo de Serviços

Tecnológicos, 2001.

145

ANEXOS ANEXO A NORMA NR 13 – CALDEIRAS E VASOS DE PRESSÃO

ANEXO B NORMA PETROBRAS N-2309 – CALDEIRA FLAMOTUBULAR A

VAPOR

146

ANEXO A NORMA NR 13 – CALDEIRAS E VASOS DE PRESSÃO

147

NR 13 - Caldeiras e Vasos de Pressão 13.1 Caldeiras a vapor - disposições gerais. 13.1.1 Caldeiras a vapor são equipamentos destinados a produzir e acumular vapor sob pressão superior à atmosférica, utilizando qualquer fonte de energia, excetuando-se os refervedores e equipamentos similares utilizados em unidades de processo. 13.1.2 Para efeito desta NR, considera-se "Profissional Habilitado" aquele que tem competência legal para o exercício da profissão de engenheiro na atividades referentes a projeto de construção, acompanhamento operação e manutenção, inspeção e supervisão de inspeção de caldeiras e vasos de pressão, em conformidade com a regulamentação profissional vigente no País. 13.1.3 Pressão Máxima de Trabalho Permitida - PMTP ou Pressão Máxima de Trabalho Admissível - PMTA é o maior valor de pressão compatível com o código de projeto, a resistência dos materiais utilizados, as dimensões do equipamento e seus parâmetros operacionais. 13.1.4 Constitui risco grave e iminente a falta de qualquer um dos seguintes itens:

a) válvula de segurança com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior a PMTA; (113.071-4)

b) instrumento que indique a pressão do vapor acumulado; (113.072-2) c) injetor ou outro meio de alimentação de água, independente do sistema principal, em caldeiras combustível sólido; (113.073-0) d) sistema de drenagem rápida de água, em caldeiras de recuperação de álcalis; (113.074-9) e) sistema de indicação para controle do nível de água ou outro sistema que evite o superaquecimento por alimentação deficiente. (113.075-7)

13.1.5 Toda caldeira deve ter afixada em seu corpo, em local de fácil acesso e bem visível, placa de identificação indelével com, no mínimo, as seguintes informações: (113.001-3 / I2)

a) fabricante; b) número de ordem dado pelo fabricante da caldeira; c) ano de fabricação; d) pressão máxima de trabalho admissível; e) pressão de teste hidrostático; f) capacidade de produção de vapor; g) área de superfície de aquecimento; h) código de projeto e ano de edição.

148

13.1.5.1 Além da placa de identificação, devem constar, em local visível, a categoria da caldeira, conforme definida no subitem 13.1.9 desta NR, e seu número ou código de identificação. 13.1.6 Toda caldeira deve possuir, no estabelecimento onde estive instalada, a seguinte documentação, devidamente atualizada:

a) "Prontuário da Caldeira", contendo as seguintes informações: (113.002-1 / I3)

- código de projeto e ano de edição; - especificação dos materiais; - procedimentos utilizados na fabricação, montagem, inspeção final e determinação da PMTA; - conjunto de desenhos e demais dados necessários para o monitoramento da vida útil da caldeira; - características funcionais; - dados dos dispositivos de segurança; - ano de fabricação; - categoria da caldeira; b) "Registro de Segurança", em conformidade com o subitem 13.1.7; (113.003-0 / I4) c) "Projeto de Instalação", em conformidade com o item 13.2; (113.004-8 / I4) d) "Projetos de Alteração ou Reparo", em conformidade com os subitens 13.4.2 e 13.4.3; (113.005-6 / I4) e) "Relatórios de Inspeção", em conformidade com os subitens 13.5.11, 13.5.12 e 13.5.13.

13.1.6.1 Quando inexistente ou extraviado, o "Prontuário da Caldeira" deve ser reconstituído pelo proprietário, com responsabilidade técnica do fabricante ou de "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, sendo imprescindível a reconstituição das características funcionais, dos dados dos dispositivos de segurança e dos procedimentos para determinação da PMTA. (113.006-4 / I3) 13.1.6.2 Quando a caldeira for vendida ou transferida de estabelecimento, os documentos mencionados nas alíneas "a", "d", e "e" do subitem 13.1.6 devem acompanhá-la. 13.1.6.3 O proprietário da caldeira deverá apresentar, quando exigido pela autoridade competente do órgão regional do Ministério do Trabalho, a documentação mencionada no subitem 13.1.6. (113.007-2 / I4) 13.1.7 O "Registro de Segurança" deve ser constituído de livro próprio, com páginas numeradas, ou outro sistema equivalente onde serão registradas:

a) todas as ocorrências importantes capazes de influir nas condições de segurança da caldeira; b) as ocorrências de inspeções de segurança periódicas e extraordinárias, devendo constar o nome legível e assinatura de "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, e de operador de caldeira presente na ocasião da inspeção.

149

13.1.7.1. Caso a caldeira venha a ser considerada inadequada para uso, o "Registro de Segurança" deve conter tal informação e receber encerramento formal. (113.008-0 / I4) 13.1.8 A documentação referida no subitem 13.1.6 deve estar sempre à disposição para consulta dos operadores, do pessoal de manutenção, de inspeção e das representações dos trabalhadores e do empregador na Comissão Interna de Prevenção de Acidentes - Cipa, devendo o proprietário assegurar pleno acesso a essa documentação. (113.009-9 / I3) 13.1.9 Para os propósitos desta NR, as caldeiras são classificadas em 3 (três) categorias, conforme segue:

a) caldeiras da categoria A são aquelas cuja pressão de operação é igual ou superior a 1960 KPa (19.98 Kgf/cm2); b) caldeiras da categoria C são aquelas cuja pressão de operação é igual ou inferior a 588 KPa (5.99 Kgf/cm2) e o volume interno é igual ou inferior a 100 (cem) litros; c) caldeiras da categoria B são todas as caldeiras que não se enquadram nas categorias anteriores.

13.2 Instalação de caldeiras a vapor. 13.2.1 A autoria do "Projeto de Instalação" de caldeiras a vapor, no que concerne ao atendimento desta NR, é de responsabilidade de "Profissional Habilitado", conforme citado no subitem 13.1.2, e deve obedecer aos aspectos de segurança, saúde e meio ambiente previstos nas Normas Regulamentados, convenções e disposições legais aplicáveis. 13.2.2 As caldeiras de qualquer estabelecimento devem ser instaladas em "Casa de Caldeiras" ou em local específico para tal fim, denominado "Área de Caldeiras". 13.2.3 Quando a caldeira for instalada em ambiente aberto, a "Área de Caldeiras" deve satisfazer aos seguintes requisitos: a) estar afastada de, no mínimo, 3,00m (três metros) de: (113.010-2 / I4) - outras instalações do estabelecimento;

- de depósitos de combustíveis, excetuando-se reservatórios para partida com até 2000 (dois mil) litros de capacidade;

- do limite de propriedade de terceiros ; - do limite com as vias públicas;

b) dispor de pelo menos 2 (duas) saídas amplas, permanentemente desobstruídas e dispostas em direções distintas;

c) dispor de acesso fácil e seguro, necessário à operação e à manutenção da caldeira, sendo que, para guarda-corpos vazados, os vãos devem ter dimensões que impeçam a queda de pessoas; (113.011-0 / I4)

150

d) ter sistema de captação e lançamento dos gases e material particulado, provenientes da combustão, para fora da área de operação atendendo às normas ambientais vigentes;

e) dispor de iluminação conforme normas oficiais vigentes; 113.012-9 / I4) f) ter sistema de iluminação de emergência caso operar à noite. 13.2.4 Quando a caldeira estiver instalada em ambiente confinado, a "Casa de Caldeiras" deve satisfazer aos seguintes requisitos:

a) constituir prédio separado, construído de material resistente ao fogo, podendo ter apenas uma parede adjacente a outras instalações do estabelecimento, porém com as outras paredes afastadas de, no mínimo, 3,00m (três metros) de outras instalações, do limite de propriedade de terceiros, do limite com as vias públicas e de depósitos de combustíveis, excetuando-se reservatórios para partida com até 2 (dois) mil litros de capacidade; (113.013-7 / I4) b) dispor de pelo menos 2 (duas) saídas amplas, permanentemente desobstruídas e dispostas em direções distintas; c) dispor de ventilação permanente com entradas de ar que não possam ser bloqueadas; d) dispor de sensor para detecção de vazamento de gás quando se tratar de caldeira a combustível gasoso. e) não ser utilizada para qualquer outra finalidade; f) dispor de acesso fácil e seguro, necessário à operação e à manutenção da caldeira, sendo que, para guarda-corpos vazados, os vãos devem ter dimensões que impeçam a queda de pessoas; (113.014-5 / I3) g) ter sistema de captação e lançamento dos gases e material particulado, provenientes da combustão para fora da área de operação, atendendo às normas ambientais vigentes; h) dispor de iluminação conforme normas oficiais vigentes e ter sistema de iluminação de emergência.

13.2.5 Constitui risco grave e iminente o não-atendimento aos seguintes requisitos:

a) para todas as caldeiras instaladas em ambiente aberto, as alíneas "b" , "d" e "f" do subitem 13.2.3 desta NR; b) para as caldeiras da categoria A instaladas em ambientes confinados, as alíneas "a", "b", "c", "d", "e", "g" e "h" do subitem 13.2.4 desta NR; c) para as caldeiras das categorias B e C instaladas em ambientes confinados, as alíneas "b", "c", "d", "e", "g" e "h" do subitem 13.2.4 desta NR.

13.2.6 Quando o estabelecimento não puder atender ao disposto nos subitens 13.2.3 ou 13.2.4, deverá ser elaborado "Projeto Alternativo de Instalação", com medidas complementares de segurança que permitam a atenuação dos riscos. 13.2.6.1 O "Projeto Alternativo de Instalação" deve ser apresentado pelo proprietário da caldeira para obtenção de acordo com a representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento.

151

13.2.6.2 Quando não houver acordo, conforme previsto no subitem 13.2.6.1, a intermediação do órgão regional do MTb poderá ser solicitada por qualquer uma das partes, e, persistindo o impasse, a decisão caberá a esse órgão. 13.2.7 As caldeiras classificadas na categoria A deverão possuir painel de instrumentos instalados em sala de controle, construída segundo o que estabelecem as Normas Regulamentados aplicáveis. (113.015-3 / I4) 13.3 Segurança na operação de caldeiras. 13.3.1 Toda caldeira deve possuir "Manual de Operação" atualizado, em língua portuguesa, em local de fácil acesso aos operadores, contendo no mínimo: (113.016-1 / I3) a) procedimentos de partidas e paradas; b) procedimentos e parâmetros operacionais de rotina; c) procedimentos para situações de emergência; d) procedimentos gerais de segurança, saúde e de preservação do meio ambiente. 13.3.2 Os instrumentos e controles de caldeiras devem ser mantidos calibrados e em boas condições operacionais, constituindo condição de risco grave e iminente o emprego de artifícios que neutralizem sistemas de controle e segurança da caldeira. (113.017-0 / I2) 13.3.3 A qualidade da água deve ser controlada e tratamentos devem ser implementados, quando necessários para compatibilizar suas propriedades físico-químicas com os parâmetros de operação da caldeira. (113.018-8 /I4) 13.3.4 Toda caldeira a vapor deve estar obrigatoriamente sob operação e controle de operador de caldeira, sendo que o não - atendimento a esta exigência caracteriza condição de risco grave e iminente. 13.3.5 Para efeito desta NR, será considerado operador de caldeira aquele que satisfizer pelo menos uma das seguintes condições:0,

a) possuir certificado de "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" e comprovação de estágio prático (b) conforme subitem 13.3.11; b) possuir certificado de "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" previsto na NR 13 aprovada pela Portaria n° 02, de 08.05.84; c) possuir comprovação de pelo menos 3 (três) anos de experiência nessa atividade, até 08 de maio de 1984.

13.3.6 O pré-requisito mínimo para participação como aluno, no "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" é o atestado de conclusão do 1° grau. 13.3.7 O "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" deve, obrigatoriamente:

a) ser supervisionado tecnicamente por "Profissional Habilitado" citado no subitem 13.1.2;

152

b) ser ministrado por profissionais capacitados para esse fim;

c) obedecer, no mínimo, ao currículo proposto no Anexo I-A desta NR. 13.3.8 Os responsáveis pela promoção do "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras" estarão sujeitos ao impedimento de ministrar novos cursos, bem como a outras sanções legais cabíveis, no caso de inobservância do disposto no subitem 13.3.7. 13.3.9 Todo operador de caldeira deve cumprir um estágio prático, na operação da própria caldeira que irá operar, o qual deverá ser supervisionado, documentado e ter duração mínima de: (113.019-6 / I4) a) caldeiras da categoria A: 80 (oitenta) horas; b) caldeiras da categoria B: 60 (sessenta) horas; c) caldeiras da categoria C: 40 (quarenta) horas. 13.3.10 O estabelecimento onde for realizado o estágio prático supervisionado, deve informar previamente à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento: (113.020-0 / I3) a) período de realização do estágio;

b) entidade, empresa ou profissional responsável pelo "Treinamento de Segurança na Operação de Caldeiras";

c) relação dos participantes do estágio. 13.3.11 A reciclagem de operadores deve ser permanente, por meio de constantes informações das condições físicas e operacionais dos equipamentos, atualização técnica, informações de segurança, participação em cursos, palestras e eventos pertinentes. (113.021-8 / I2) 13.3.12 Constitui condição de risco grave e iminente a operação de qualquer caldeira em condições diferentes das previstas no projeto original, sem que:

a) seja reprojetada levando em consideração todas as variáveis envolvidas na nova condição de operação; b) sejam adotados todos os procedimentos de segurança decorrentes de sua nova classificação no que se refere a instalação, operação, manutenção e inspeção.

13.4 Segurança na manutenção de caldeiras. 13.4.1 Todos os reparos ou alterações em caldeiras devem respeitar o respectivo código do projeto de construção e as prescrições do fabricante no que se refere a: (113.022-6 / I4) a) materiais; b) procedimentos de execução; c) procedimentos de controle de qualidade; d) qualificação e certificação de pessoal.

153

13.4.1.1. Quando não for conhecido o código do projeto de construção, deve ser respeitada a concepção original da caldeira, com procedimento de controle do maior rigor prescrito nos códigos pertinentes. 13.4.1.2. Nas caldeiras de categorias A e B, a critério do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, podem ser utilizadas tecnologia de cálculo ou procedimentos mais avançados, em substituição aos previstos pêlos códigos de projeto. 13.4.2 "Projetos de Alteração ou Reparo" devem ser concebidos previamente nas seguintes situações: (113.023-4 / I3) a) sempre que as condições de projeto forem modificadas; b) sempre que forem realizados reparos que possam comprometer a segurança. 13.4.3 O "Projeto de Alteração ou Reparo" deve: (113.024-2 / I3)

a) ser concebido ou aprovado por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2; b) determinar materiais, procedimentos de execução, controle qualificação de pessoal.

13.4.4 Todas as intervenções que exijam mandrilamento ou soldagem em partes que operem sob pressão devem ser seguidas de teste hidrostático, com características definidas pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2. (113.025-0 / I4) 13.4.5 Os sistemas de controle e segurança da caldeira devem ser submetidos à manutenção preventiva ou preditiva. (113.026-9 / I4) 13.5 Inspeção de segurança de caldeiras. 13.5.1 As caldeiras devem ser submetidas a inspeções de segurança inicial, periódica e extraordinária, sendo considerado condição de risco grave e iminente o não - atendimento aos prazos estabelecidos nesta NR. (113.078-1) 13.5.2 A inspeção de segurança inicial deve ser feita em caldeiras novas, antes da entrada em funcionamento, no local de operação, devendo compreender exames interno e externo, teste hidrostático e de acumulação. 13.5.3 A inspeção de segurança periódica, constituída por exames interno e externo, deve ser executada nos seguintes prazos máximos: a) 12 (doze) meses para caldeiras das categorias A, B e C;

b) 12 (doze) meses para caldeiras de recuperação de álcalis de qualquer categoria; c) 24 (vinte e quatro) meses para caldeiras da categoria A, desde que aos 12 (doze) meses sejam testadas as pressões de abertura das válvulas de segurança; d) 40 (quarenta) meses para caldeiras especiais conforme definido no item 13.5.5.

13.5.4 Estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme estabelecido no Anexo II, podem estender os períodos entre inspeções de segurança, respeitando os seguintes prazos máximos:

154

a) 18 (dezoito) meses para caldeiras das categorias B e C; b) 30 (trinta) meses para caldeiras da categoria A. 13.5.5 As caldeiras que operam de forma contínua e que utilizam gases ou resíduos das unidades de processo, como combustível principal para aproveitamento de calor ou para fins de controle ambiental podem ser consideradas especiais quando todas as condições seguintes forem satisfeitas:

a) estiverem instaladas em estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos" citado no Anexo II; b) tenham testados a cada 12 (doze) meses o sistema de intertravamento e a pressão de abertura de cada válvula de segurança; c) não apresentem variações inesperadas na temperatura de saída dos gases e do vapor durante a operação; d) exista análise e controle periódico da qualidade da água; e) exista controle de deterioração dos materiais que compõem as principais partes da caldeira;

f) seja homologada como classe especial mediante: - acordo entre a representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento e o empregador; - intermediação do órgão regional do MTb, solicitada por qualquer uma das partes quando não houver acordo; - decisão do órgão regional do MTb quando persistir o impasse. 13.5.6 Ao completar 25 (vinte e cinco) anos de uso, na sua inspeção subseqüente, as caldeiras devem ser submetidas a rigorosa avaliação de integridade para determinar a sua vida remanescente e novos prazos máximos para inspeção, caso ainda estejam em condições de uso. (113.027-7 / I4) 13.5.6.1 Nos estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", citado no Anexo II, o limite de 25 (vinte e cinco) anos pode ser alterado em função do acompanhamento das condições da caldeira, efetuado pelo referido órgão. 13.5.7 As válvulas de segurança instaladas em caldeiras devem ser inspecionadas periodicamente conforme segue: (113.028-5 / I4)

a) pelo menos 1 (uma) vez por mês, mediante acionamento manual da alavanca, em operação, para caldeiras das categorias B e C; b) desmontando, inspecionando e testando em bancada as válvulas flangeadas e, no campo, as válvulas soldadas, recalibrando-as numa freqüência compatível com a experiência operacional da mesma, porém respeitando-se como limite máximo o período de inspeção estabelecido no subitem 13.5.3 ou 13.5.4, se aplicável para caldeiras de categorias A e B.

13.5.8 Adicionalmente aos testes prescritos no subitem 13.5.7, as válvulas de segurança instaladas em caldeiras deverão ser submetidas a testes de acumulação, nas seguintes oportunidades: (113.029-3 / I4)

155

a) na inspeção inicial da caldeira; b) quando forem modificadas ou tiverem sofrido reformas significativas;

c) quando houver modificação nos parâmetros operacionais da caldeira ou variação na PMTA;

d) quando houver modificação na sua tubulação de admissão ou descarga. 13.5.9 A inspeção de segurança extraordinária deve ser feita nas seguintes oportunidades:

a) sempre que a caldeira for danificada por acidente ou outra ocorrência capaz de comprometer sua segurança; b) quando a caldeira for submetida à alteração ou reparo importante capaz de alterar suas condições de segurança; c) antes de a caldeira ser recolocada em funcionamento, quando permanecer inativa por mais de 6 (seis) meses; d) quando houver mudança de local de instalação da caldeira.

13.5.10 A inspeção de segurança deve ser realizada por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, ou por "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", citado no Anexo II. 13.5.11 Inspecionada a caldeira, deve ser emitido "Relatório de Inspeção", que passa a fazer parte da sua documentação. (113.030-7 / I4) 13.5.12 Uma cópia do "Relatório de Inspeção" deve ser encaminhada pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, num prazo máximo de 30 (trinta) dias, a contar do término da inspeção, à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento. 13.5.13 O "Relatório de Inspeção", mencionado no subitem 13.5.11, deve conter no mínimo: a) dados constantes na placa de identificação da caldeira; b) categoria da caldeira; c) tipo da caldeira; d) tipo de inspeção executada; e) data de início e término da inspeção; f) descrição das inspeções e testes executados; g) resultado das inspeções e providências;

h) relação dos itens desta NR ou de outras exigências legais que não estão sendo atendidas; i) conclusões; j) recomendações e providências necessárias;

156

k) data prevista para a nova inspeção da caldeira;

l) nome legível, assinatura e número do registro no conselho profissional do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2 e nome legível e assinatura de técnicos que participaram da inspeção.

13.5.14 Sempre que os resultados da inspeção determinarem alterações dos dados da placa de identificação, a mesma deve ser atualizada. (113.031-5 / I1) 13.6 Vasos de pressão - disposições gerais. 13.6.1. Vasos de pressão são equipamentos que contêm fluidos sob pressão interna ou externa. 13.6.1.1. O campo de aplicação desta NR, no que se refere a vasos de pressão, está definido no Anexo III. 13.6.1.2. Os vasos de pressão abrangidos por esta NR estão classificados em categorias de acordo com o Anexo IV. 13.6.2 Constitui risco grave e iminente a falta de qualquer um dos seguintes itens:

a) válvula ou outro dispositivo de segurança com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior à PMTA, instalada diretamente no vaso ou no sistema que o inclui; (113.079-0) b) dispositivo de segurança contra bloqueio inadvertido da válvula quando esta não estiver instalada diretamente no vaso; (113.080-3) c) instrumento que indique a pressão de operação. (113.081-1)

13.6.3 Todo vaso de pressão deve ter afixado em seu corpo em local de fácil acesso e bem visível, placa de identificação indelével com, no mínimo, as seguintes informações: (113.032-3 / I2) a) fabricante; b) número de identificação; c) ano de fabricação; d) pressão máxima de trabalho admissível; e) pressão de teste hidrostático; f) código de projeto e ano de edição. 13.6.3.1 Além da placa de identificação, deverão constar, em local visível, a categoria do vaso, conforme Anexo IV, e seu número ou código de identificação. 13.6.4 Todo vaso de pressão deve possuir, no estabelecimento onde estiver instalado, a seguinte documentação devidamente atualizada:

a) "Prontuário do Vaso de Pressão" a ser fornecido pelo fabricante, contendo as seguintes informações: (113.033-1 / I2)

- código de projeto e ano de edição;

157

- especificação dos materiais; - procedimentos utilizados na fabricação, montagem e inspeção final e determinação da PMTA; - conjunto de desenhos e demais dados necessários para o monitoramento da sua vida útil; - características funcionais; - dados dos dispositivos de segurança; - ano de fabricação; - categoria do vaso; b) "Registro de Segurança" em conformidade com o subitem 13.6.5; (113.034-0 / I4) c) "Projeto de Instalação" em conformidade com o item 13.7; (113.035-8 / I4)

d) "Projeto de Alteração ou Reparo" em conformidade com os subitens 13.9.2 e 13.9.3; (113.036-6 / I4)

e) "Relatórios de Inspeção" em conformidade com o subitem 13.10.8. 13.6.4.1 Quando inexistente ou extraviado, o "Prontuário do Vaso de Pressão" deve ser reconstituído pelo proprietário com responsabilidade técnica do fabricante ou de "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, sendo imprescindível a reconstituição das características funcionais, dos dados dos dispositivos de segurança e dos procedimentos para determinação da PMTA. (113.037-4 / I2) 13.6.4.2 O proprietário de vaso de pressão deverá apresentar, quando exigida pela autoridade competente do órgão regional do Ministério do Trabalho, a documentação mencionada no subitem 13.6.4. (113.038-2 / I4) 13.6.5 O "Registro de Segurança" deve ser constituído por livro de páginas numeradas, pastas ou sistema informatizado ou não com confiabilidade equivalente onde serão registradas:

a) todas as ocorrências importantes capazes de influir nas condições de segurança dos vasos; (113.039-0 / I3)

b) as ocorrências de inspeção de segurança. (113.040-4 / I4) 13.6.6 A documentação referida no subitem 13.6.4 deve estar sempre à disposição para consulta dos operadores do pessoal de manutenção, de inspeção e das representações dos trabalhadores e do empregador na Comissão Interna de Prevenção de Acidentes - CIPA, devendo o proprietário assegurar pleno acesso a essa documentação inclusive à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento, quando formalmente solicitado. (113.041-2 / I4) 13.7 Instalação de vasos de pressão. 13.7.1. Todo vaso de pressão deve ser instalado de modo que todos os drenos, respiros, bocas de visita e indicadores de nível, pressão e temperatura, quando existentes, sejam facilmente acessíveis. (113.042-0 / I2)

158

13.7.2 Quando os vasos de pressão forem instalados em ambientes confinados, a instalação deve satisfazer os seguintes requisitos:

a) dispor de pelo menos 2 (duas) saídas amplas, permanentemente desobstruídas e dispostas em direções distintas; (113.082-0) b) dispor de acesso fácil e seguro para as atividades de manutenção, operação e inspeção, sendo que, para guarda-corpos vazados, os vãos devem ter dimensões que impeçam a queda de pessoas; (113.043-9 / I3) c) dispor de ventilação permanente com entradas de ar que não possam ser bloqueadas; (113.083-8)

d) dispor de iluminação conforme normas oficiais vigentes; (113.044-7 / I3) e) possuir sistema de iluminação de emergência. (113.084-6) 13.7.3 Quando o vaso de pressão for instalado em ambiente aberto, a instalação deve satisfazer as alíneas "a", "b", "d" e "e" do subitem 13.7.2. 13.7.4 Constitui risco grave e iminente o não-atendimento às seguintes alíneas do subitem 13.7.2: - "a", "c" "d" e "e" para vasos instalados em ambientes confinados; - "a" para vasos instalados em ambientes abertos; - "e" para vasos instalados em ambientes abertos e que operem à noite. 13.7.5 Quando o estabelecimento não puder atender ao disposto no subitem 13.7.2, deve ser elaborado "Projeto Alternativo de Instalação" com medidas complementares de segurança que permitam a atenuação dos riscos. 13.7.5.1 O "Projeto Alternativo de Instalação" deve ser apresentado pelo proprietário do vaso de pressão para obtenção de acordo com a representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento. 13.7.5.2 Quando não houver acordo, conforme previsto no subitem 13.7.5.1, a intermediação do órgão regional do MTb poderá ser solicitada por qualquer uma das partes e, persistindo o impasse, a decisão caberá a esse órgão. 13.7.6 A autoria do "Projeto de Instalação" de vasos de pressão enquadrados nas categorias I, II e III, conforme Anexo IV, no que concerne ao atendimento desta NR, é de responsabilidade de "Profissional Habilitado", conforme citado no subitem 13.1.2, e deve obedecer aos aspectos de segurança, saúde e meio ambiente previstos nas Normas Regulamentadoras, convenções e disposições legais aplicáveis. 13.7.7. O "Projeto de Instalação" deve conter pelo menos a planta baixa do estabelecimento, com o posicionamento e a categoria de cada vaso e das instalações de segurança. (113.045-5 / I1) 13.8 Segurança na operação de vasos de pressão. 13.8.1 Todo vaso de pressão enquadrado nas categorias I ou II deve possuir manual de operação próprio ou instruções de operação contidas no manual de operação de unidade onde estiver instalado, em língua portuguesa e de fácil acesso aos operadores, contendo no mínimo: (113.046-3 / I3)

159

a) procedimentos de partidas e paradas; b) procedimentos e parâmetros operacionais de rotina; c) procedimentos para situações de emergência; d) procedimentos gerais de segurança, saúde e de preservação do meio ambiente. 13.8.2 Os instrumentos e controles de vasos de pressão devem ser mantidos calibrados e em boas condições operacionais. (113.047-1 / I3) 13.8.2.1 Constitui condição de risco grave e iminente o emprego de artifícios que neutralizem seus sistemas de controle e segurança. (113.085-4) 13.8.3 A operação de unidades que possuam vasos de pressão de categorias "I" ou "II" deve ser efetuada por profissional com "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processos", sendo que o não-atendimento a esta exigência caracteriza condição de risco grave e iminente. (113.048-0 / I4) 13.8.4 Para efeito desta NR será considerado profissional com "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" aquele que satisfizer uma das seguintes condições:

a) possuir certificado de "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" expedido por instituição competente para o treinamento; b) possuir experiência comprovada na operação de vasos de pressão das categorias I ou II de pelo menos 2 (dois) anos antes da vigência desta NR.

13.8.5 O pré-requisito mínimo para participação, como aluno, no "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" é o atestado de conclusão do 1º grau. 13.8.6 O "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" deve obrigatoriamente:

a) ser supervisionado tecnicamente por "Profissional Habilitado" citado no subitem 13.1.2;

b) ser ministrado por profissionais capacitados para esse fim; c) obedecer, no mínimo, ao currículo proposto no Anexo I-B desta NR. 13.8.7 Os responsáveis pela promoção do "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo" estarão sujeitos ao impedimento de ministrar novos cursos, bem como a outras sanções legais cabíveis, no caso de inobservância do disposto no subitem 13.8.6. 13.8.8. Todo profissional com "Treinamento de Segurança na Operação de Unidade de Processo" deve cumprir estágio prático, supervisionado, na operação de vasos de pressão com as seguintes durações mínimas: (113.049-8 / I4) a) 300 (trezentas) horas para vasos de categorias I ou II; b) 100 (cem) horas para vasos de categorias III, IV ou V.

160

13.8.9 O estabelecimento onde for realizado o estágio prático supervisionado deve informar previamente à representação sindical da categoria profissional predominante no estabelecimento: (113.050-1 / I3) a) período de realização do estágio;

b) entidade, empresa ou profissional responsável pelo "Treinamento de Segurança na Operação de Unidade de Processo";

c) relação dos participantes do estágio. 13.8.10 A reciclagem de operadores deve ser permanente por meio de constantes informações das condições físicas e operacionais dos equipamentos, atualização técnica, informações de segurança, participação em cursos, palestras e eventos pertinentes. (113.051-0 / I2) 13.8.11. Constitui condição de risco grave e iminente a operação de qualquer vaso de pressão em condições diferentes das previstas no projeto original, sem que:

a) seja reprojetado levando em consideração todas as variáveis envolvidas na nova condição de operação; (113.086-2) b) sejam adotados todos os procedimentos de segurança decorrentes de sua nova classificação no que se refere à instalação, operação, manutenção e inspeção. (113.087-0)

13.9 Segurança na manutenção de vasos de pressão. 13.9.1 Todos os reparos ou alterações em vasos de pressão devem respeitar o respectivo código de projeto de construção e as prescrições do fabricante no que se refere a: (113.052-8 / I4) a) materiais; b) procedimentos de execução; c) procedimentos de controle de qualidade; d) qualificação e certificação de pessoal. 13.9.1.1 Quando não for conhecido o código do projeto de construção, deverá ser respeitada a concepção original do vaso, empregando-se procedimentos de controle do maior rigor, prescritos pelos códigos pertinentes. 13.9.1.2. A critério do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, podem ser utilizadas tecnologia de cálculo ou procedimentos mais avançados, em substituição aos previstos pêlos códigos de projeto. 13.9.2 "Projetos de Alteração ou Reparo" devem ser concebidos previamente nas seguintes situações: (113.053-6 / I3) a) sempre que as condições de projeto forem modificadas; b) sempre que forem realizados reparos que possam comprometer a segurança. 13.9.3 O "Projeto de Alteração ou Reparo" deve: (113.054-4 / I3) a) ser concebido ou aprovado por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2;

161

b) determinar materiais, procedimentos de execução, controle de qualidade e qualificação de pessoal; c) ser divulgado para funcionários do estabelecimento que possam estar envolvidos com o equipamento.

13.9.4 Todas as intervenções que exijam soldagem em partes que operem sob pressão devem ser seguidas de teste hidrostático, com características definidas pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, levando em conta o disposto no item 13.10. (113.055-2 / I4) 13.9.4.1 Pequenas intervenções superficiais podem ter o teste hidrostático dispensado, a critério do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2. 13.9.5 Os sistemas de controle e segurança dos vasos de pressão devem ser submetidos à manutenção preventiva ou preditiva. (113.056-0 / I4) 13.10 Inspeção de segurança de vasos de pressão. 13.10.1 Os vasos de pressão devem ser submetidos a inspeções de segurança inicial, periódica e extraordinária. (113.057-9 / I4) 13.10.2. A inspeção de segurança inicial deve ser feita em vasos novos, antes de sua entrada em funcionamento, no local definitivo de instalação, devendo compreender exame externo, interno e teste hidrostático, considerando as limitações mencionadas no subitem 13.10.3.5. (113.058-7/ I4) 13.10.3 A inspeção de segurança periódica, constituída por exame externo, interno e teste hidrostático, deve obedecer aos seguintes prazos máximos estabelecidos a seguir: (113.059-5 / I4)

a) para estabelecimentos que não possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II:

Categoria do Vaso

Exame Externo

Exame Interno

Teste Hidrostático

I 1 ano 3 anos 6 anos II 2 anos 4 anos 8 anos III 3 anos 6 anos 12 anos IV 4 anos 8 anos 16 anos V 5 anos 10 anos 20 anos

b) para estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II:

Categoria do Vaso

Exame Externo

Exame Interno

Teste Hidrostático

I 3 anos 6 anos 12 anos II 4 anos 8 anos 16 anos III 5 anos 10anos a critério IV 6 anos 12 anos a critério

162

V 7 anos a critério a critério 13.10.3.1 Vasos de pressão que não permitam o exame interno ou externo por impossibilidade física devem ser alternativamente submetidos a teste hidrostático, considerando-se as limitações previstas no subitem 13.10.3.5. (113.060-9 / I4) 13.10.3.2 Vasos com enchimento interno ou com catalisador podem ter a periodicidade de exame interno ou de teste hidrostático ampliada, de forma a coincidir com a época da substituição de enchimentos ou de catalisador, desde que esta ampliação não ultrapasse 20 (vinte) por cento do prazo estabelecido no subitem 13.10.3 desta NR. (113.061-7 / I4) 13.10.3.3 Vasos com revestimento interno higroscópico devem ser testados hidrostaticamente antes da aplicação do mesmo, sendo os testes subseqüentes substituídos por técnicas alternativas. (113.062-5 / I4) 13.10.3.4 Quando for tecnicamente inviável e mediante anotação no "Registro de Segurança" pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, o teste hidrostático pode ser substituído por outra técnica de ensaio não-destrutivo ou inspeção que permita obter segurança equivalente. (113.063-3 / I4) 13.10.3.5 Considera-se como razões técnicas que inviabilizam o teste hidrostático:

a) resistência estrutural da fundação ou da sustentação do vaso incompatível com o peso da água que seria usada no teste;

b) efeito prejudicial do fluido de teste a elementos internos do vaso; c) impossibilidade técnica de purga e secagem do sistema; d) existência de revestimento interno; e) influência prejudicial do teste sobre defeitos subcríticos. 13.10.3.6. Vasos com temperatura de operação inferior a 0ºC (zero graus centígrados) e que operem em condições nas quais a experiência mostre que não ocorre deterioração, ficam dispensados do teste hidrostático periódico, sendo obrigatório exame interno a cada 20 (vinte) anos e exame externo a cada 2 (dois) anos. (113.064-1 / I4) 13.10.3.7 Quando não houver outra alternativa, o teste pneumático pode ser executado, desde que supervisionado pelo "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, e cercado de cuidados especiais por tratar-se de atividade de alto risco. (113.065-0 / I4) 13.10.4 As válvulas de segurança dos vasos de pressão devem ser desmontadas, inspecionadas e re0calibradas por ocasião do exame interno periódico. (113.066-8 / I4) 13.10.5 A inspeção de segurança extraordinária deve ser feita nas seguintes oportunidades: (113.067-6 / I4)

a) sempre que o vaso for danificado por acidente ou outra ocorrência que comprometa sua segurança;

163

b) quando o vaso for submetido a reparo ou alterações importantes, capazes de alterar sua condição de segurança; c) antes de o vaso ser recolocado em funcionamento, quando permanecer inativo por mais de 12 (doze) meses;

d) quando houver alteração do local de instalação do vaso. 13.10.6 A inspeção de segurança deve ser realizada por "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2 ou por "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II. (113.068-4 / I4) 13.10.7 Após a inspeção do vaso deve ser emitido "Relatório de Inspeção", que passa a fazer parte da sua documentação. (113.069-2 / I4) 13.10.8 O "Relatório de Inspeção" deve conter no mínimo: a) identificação do vaso de pressão; (113.088-9) b) fluidos de serviço e categoria do vaso de pressão; (113.089-7) c) tipo do vaso de pressão; (113.090-0) d) data de início e término da inspeção; (113.091-9) e) tipo de inspeção executada; (113.092-7) f) descrição dos exames e testes executados; (113.093-5) g) resultado das inspeções e intervenções executadas; (113.094-3) h) conclusões; (113.095-1) i) recomendações e providências necessárias; (113.096-0) j) data prevista para a próxima inspeção; (113.097-8) k) nome legível, assinatura e número do registro no conselho profissional do "Profissional Habilitado", citado no subitem 13.1.2, e nome legível e assinatura de técnicos que participaram da inspeção. (113.098-6) 13.10.9. Sempre que os resultados da inspeção determinarem alterações dos dados da placa de identificação, a mesma deve ser atualizada. (113.070-6 / I1)

ANEXO I-A Currículo Mínimo para "Treinamento de Segurança na

Operação de Caldeiras" 1. Noções de grandezas físicas e unidades Carga horária: 4 (quatro) horas 1.1. Pressão

164

1.1.1. Pressão atmosférica 1.1.2. Pressão interna de um vaso 1.1.3. Pressão manométrica, pressão relativa e pressão absoluta 1.1.4. Unidades de pressão 1.2. Calor e temperatura 1.2.1. Noções gerais: o que é calor, o que é temperatura 1.2.2. Modos de transferência de calor 1.2.3. Calor específico e calor sensível 1.2.4. Transferência de calor a temperatura constante 1.2.5. Vapor saturado e vapor superaquecido 1.2.6. Tabela de vapor saturado 2. Caldeiras - considerações gerais Carga horária: 8 (oito) horas 2.1. Tipos de caldeiras e suas utilizações 2.2. Partes de uma caldeira 2.2.1. Caldeiras flamotubulares 2.2.2. Caldeiras aquotubulares 2.2.3. Caldeiras elétricas 2.2.4. Caldeiras a combustíveis sólidos 2.2.5. Caldeiras a combustíveis líquidos 2.2.6. Caldeiras a gás 2.2.7. Queimadores 2.3. Instrumentos e dispositivos de controle de caldeiras 2.3.1. Dispositivo de alimentação 2.3.2. Visor de nível 2.3.3. Sistema de controle de nível 2.3.4. Indicadores de pressão 2.3.5. Dispositivos de segurança 2.3.6. Dispositivos auxiliares 2.3.7. Válvulas e tubulações 2.3.8. Tiragem de fumaça 3. Operação de caldeiras Carga horária: 12 (doze) horas 3.1. Partida e parada 3.2. Regulagem e controle 3.2.1. de temperatura 3.2.2. de pressão 3.2.3. de fornecimento de energia 3.2.4. do nível de água 3.2.5. de poluentes 3.3. Falhas de operação, causas e providências 3.4. Roteiro de vistoria diária

165

3.5. Operação de um sistema de várias caldeiras 3.6. Procedimentos em situações de emergência 4. Tratamento de água e manutenção de caldeiras Carga horária: 8 (oito) horas 4.1. Impurezas da água e suas conseqüências 4.2. Tratamento de água 4.3. Manutenção de caldeiras 5. Prevenção contra explosões e outros riscos Carga horária: 4 (quatro) horas 5.1. Riscos gerais de acidentes e riscos à saúde 5.2. Riscos de explosão 6. Legislação e normalização Carga horária: 4 (quatro) horas 6.1. Normas Regulamentadoras 6.2. Norma Regulamentadora 13 - NR 13

ANEXO I-B

Currículo Mínimo para "Treinamento de Segurança na Operação de Unidades de Processo"

1. Noções de grandezas físicas e unidades Carga horária: 4 (quatro) horas 1.1. Pressão 1.1.1. Pressão atmosférica 1.1.2. Pressão interna de um vaso 1.1.3. Pressão manométrica, pressão relativa e pressão absoluta 1.1.4. Unidades de pressão 1.2. Calor e temperatura 1.2.1. Noções gerais: o que é calor, o que é temperatura 1.2.2. Modos de transferência de calor 1.2.3. Calor específico e calor sensível 1.2.4. Transferência de calor a temperatura constante 1.2.5. Vapor saturado e vapor superaquecido 2. Equipamentos de processo Carga horária estabelecida de acordo com a complexidade da unidade, mantendo um mínimo de 4 (quatro) horas por item, onde aplicável.

2.1. Trocadores de calor

2.2. Tubulação, válvulas e acessórios 2.3. Bombas

2.4. Turbinas e ejetores 2.5. Compressores 2.6. Torres, vasos, tanques e reatores 2.7. Fornos

166

2.8. Caldeiras 3. Eletricidade Carga horária: 4 (quatro) horas 4. Instrumentação Carga horária: 8 (oito) horas 5. Operação da unidade Carga horária: estabelecida de acordo com a complexidade da unidade

5.1. Descrição do processo 5.2. Partida e parada 5.3. Procedimentos de emergência 5.4. Descarte de produtos químicos e preservação do meio ambiente 5.5. Avaliação e controle de riscos inerentes ao processo 5.6. Prevenção contra deterioração, explosão e outros riscos

6. Primeiros socorros Carga horária: 8 (oito) horas 7. Legislação e normalização Carga horária: 4 (quatro) horas

ANEXO II

Requisitos para Certificação de "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos"

Antes de colocar em prática os períodos especiais entre inspeções, estabelecidos nos subitens 13.5.4 e 13.10.3 desta NR, os "Serviços Próprios de Inspeção de Equipamentos" da empresa, organizados na forma de setor, seção, departamento, divisão, ou equivalente, devem ser certificados pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO diretamente ou mediante "Organismos de Certificação" por ele credenciados, que verificarão o atendimento aos seguintes requisitos mínimos expressos nas alíneas "a" a "g". Esta certificação pode ser cancelada sempre que for constatado o não atendimento a qualquer destes requisitos:

a) existência de pessoal próprio da empresa onde estão instalados caldeira ou vaso de pressão, com dedicação exclusiva a atividades de inspeção, avaliação de integridade e vida residual, com formação, qualificação e treinamento compatíveis com a atividade proposta de preservação da segurança; b) mão-de-obra contratada para ensaios não-destrutivos certificada segundo regulamentação vigente e para outros serviços de caráter eventual, selecionada e avaliada segundo critérios semelhantes ao utilizado para a mão-de-obra própria; c) serviço de inspeção de equipamentos proposto possuir um responsável pelo seu gerenciamento formalmente designado para esta função; d) existência de pelo menos 1 (um) "Profissional Habilitado", conforme definido no subitem 13.1.2; e) existência de condições para manutenção de arquivo técnico atualizado, necessário ao atendimento desta NR, assim como mecanismos para distribuição de informações quando requeridas; f) existência de procedimentos escritos para as principais atividades executadas; g) existência de aparelhagem condizente com a execução das atividades propostas.

167

ANEXO III 1. Esta NR deve ser aplicada aos seguintes equipamentos:

a) qualquer vaso cujo produto "PV" seja superior a 8 (oito), onde "P" é a máxima pressão de operação em KPa e "V" o seu volume geométrico interno em m3, incluindo: - permutadores de calor, evaporadores e similares; - vasos de pressão ou partes sujeitas a chama direta que não estejam dentro do escopo de outras NR, nem do item 13.1 desta NR; - vasos de pressão encamisados, incluindo refervedores e reatores; - autoclaves e caldeiras de fluido térmico que não o vaporizem; b) vasos que contenham fluido da classe "A", especificados no Anexo IV, independente das dimensões e do produto "PV".

2. Esta NR não se aplica aos seguintes equipamentos:

a) cilindros transportáveis, vasos destinados ao transporte de produtos, reservatórios portáteis de fluido comprimido e extintores de incêndio; b) os destinados à ocupação humana; c) câmara de combustão ou vasos que façam parte integrante de máquinas rotativas ou alternativas, tais como bombas, compressores, turbinas, geradores, motores, cilindros pneumáticos e hidráulicos e que não possam ser caracterizados como equipamentos independentes;

d) dutos e tubulações para condução de fluido; e) serpentinas para troca térmica;

f) tanques e recipientes para armazenamento e estocagem de fluidos não enquadrados em normas e códigos de projeto relativos a vasos de pressão; g) vasos com diâmetro interno inferior a 150mm (cento e cinqüenta milímetros) para fluidos das classes "B", "C" e "D", conforme especificado no Anexo IV.

ANEXO IV

Classificação de Vasos de Pressão 1. Para efeito desta NR, os vasos de pressão são classificados em categorias segundo o tipo de fluido e o potencial de risco. 1.1. Os fluidos contidos nos vasos de pressão são classificados conforme descrito a seguir: Classe "A":

168

- fluidos inflamáveis; - combustível com temperatura superior ou igual a 200º C (duzentos graus centígrados); - fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 (vinte) ppm; - hidrogênio; - acetileno. Classe "B": - fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200º C (duzentos graus centígrados); - fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 (vinte) ppm; Classe "C": - vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido; Classe "D": - água ou outros fluidos não enquadrados nas classes "A", "B" ou "C", com temperatura superior a 50ºC (cinqüenta graus centígrados). 1.1.1. Quando se tratar de mistura, deverá ser considerado para fins de classificação o fluido que apresentar maior risco aos trabalhadores e instalações, considerando-se sua toxicidade, inflamabilidade e concentração. 1.2. Os vasos de pressão são classificados em grupos de potencial de risco em função do produto "PV", onde "P" é a pressão máxima de operação em MPa e "V" o seu volume geométrico interno em m3, conforme segue:

Grupo 1 - PV ≥ 100 Grupo 2 - PV < 100 e PV ≥ 30

Grupo 3 - PV < 30 e PV ≥ 2.5 Grupo 4 - PV < 2.5 e PV ≥ 1 Grupo 5 - PV < 1 Declara, 1.2.1. Vasos de pressão que operem sob a condição de vácuo deverão enquadrar-se nas seguintes categorias: - categoria I: para fluidos inflamáveis ou combustíveis; - categoria V: para outros fluidos. 1.3. A tabela a seguir classifica os vasos de pressão em categorias de acordo com os grupos de potencial de risco e a classe de fluido contido.

169

CATEGORIAS DE VASOS DE PRESSÃO

Grupo de Potencial de Risco

1

P.V ≥ 100

2

P.V < 100

P.V ≥ 30

3

P.V < 30

P.V ≥ 2,5

4

P.V < 2,5

P.V ≥ 1

5

P.V < 1

Classe de Fluído

Categorias “A”

- Líquidos inflamáveis, combustível com temperatura igual ou superior a 200 °C - Tóxico com limite de tolerância ≤ 20 ppm - Hidrogênio - Acetileno

I

I

II

III

III

“B” - Combustível com temperatura menor que 200 °C - Tóxico com limite de tolerância > 20 ppm

I

II

III

IV

IV

“C” - Vapor de água - Gases asfixiantes simples - Ar comprimido

I

II

III

IV

V

“D” - Água ou outros fluidos não enquadrados nas classes "A" "B" ou "C" com temperatura superior a 50 °C

II

III

IV

V

V

Notas:

a) Considerar volume em m³ e pressão em MPa; b) Considerar 1 MPa correspondente a 10,197 Kgf/cm².

170

ANEXO B NORMA PETROBRAS N-2309 – CALDEIRA FLAMOTUBULAR A VAPOR

N-2309 REV. A MAI / 98

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 14 páginas

CALDEIRA FLAMOTUBULARA VAPOR

Especificação

Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.

Esta Norma é a Revalidação da revisão anterior.

Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do textodesta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pelaadoção e aplicação dos itens da mesma.

CONTECComissão de Normas

Técnicas

Requisito Mandatório: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve serutilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução denão seguí-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário destaNorma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outrosverbos de caráter impositivo.

SC – 22

Prática Recomendada (não-mandatória): Prescrição que pode ser utilizada nascondições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidadede alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. Aalternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuáriodesta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e“aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [PráticaRecomendada].

Equipamentos de Utilidades Cópias dos registros das "não-conformidades" com esta Norma, que possam contribuirpara o aprimoramento da mesma, devem ser enviadas para a CONTEC - SubcomissãoAutora.

As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - SubcomissãoAutora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, o item a ser revisado, aproposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadasdurante os trabalhos para alteração desta Norma.

“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIROS.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reproduçãopara utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorizaçãoda titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente,através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. Acirculação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo eConfidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedadeindustrial.”

Apresentação

As normas técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho –GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelosRepresentantes Locais (representantes das Unidades Industriais, Empreendimentos de Engenharia,Divisões Técnicas e Subsidiárias), são aprovadas pelas Subcomissões Autoras – SCs (formadas portécnicos de uma mesma especialidade, representando os Órgãos da Companhia e as Subsidiárias) eaprovadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Superintendências dosÓrgãos da Companhia e das suas Subsidiárias, usuários das normas). Uma norma técnicaPETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve serreanalisada a cada 5 (cinco) anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As normas técnicasPETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N -1. Parainformações completas sobre as normas técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas TécnicasPETROBRAS.

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N-2309 REV. A MAI / 98

2

PÁGINA EM BRANCO

N-2309 REV. A MAI / 98

3

PREFÁCIO

Esta Norma PETROBRAS N-2309 REV. A MAI/98 é a Revalidação da Norma PETROBRASN-2309 REV. ∅ SET/89 não tendo sido alterado o seu conteúdo.

1 OBJETIVO

1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para fornecimento de caldeira flamotubular avapor, automática, compacta e estacionária, bem como seus equipamentos auxiliares parainstalações terrestres da PETROBRAS, tais como, refinarias, terminais, estações de produção,centrais térmicas e termoelétricas.

1.2 Esta Norma se aplica a fornecimentos iniciados a partir da data da sua edição.

1.3 Esta Norma contém somente Requisitos Mandatórios.

2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES

Os documentos relacionados a seguir são citados no texto e contém prescrições válidas para apresente Norma.

Ministério do Trabalho/Secretaria de Segurança e Saúde no Trabalho - NR-13 - Caldeiras e Vasos de Pressão;PETROBRAS N-2 - Pintura de Equipamentos Industriais;PETROBRAS N-4 - Uso da Cor em Instalações Terrestres;PETROBRAS N-133 - Soldagem;PETROBRAS N-313 - Motor Elétrico de Indução;PETROBRAS N-314 - Painel de Baixa Tensão - Centro de Controle de Motores;PETROBRAS N-442 - Pintura Externa de Tubulações em Instalações Terrestres;PETROBRAS N-906 - Bombas Centrífugas para Serviços Médios;PETROBRAS N-1219 - Cores;PETROBRAS N-1278 - Algarismos e Letras para Identificação de Equipamentos;PETROBRAS N-1550 - Pintura de Estruturas Metálicas;PETROBRAS N-1618 - Material para Isolação Térmica;PETROBRAS N-1728 - Concreto Refratário;PETROBRAS N-1735 - Pintura de Máquinas;PETROBRAS N-1736 - Pintura de Equipamentos Elétricos e de Instrumentação.ABNT 04:011.07 - 04 - Inspeção de Segurança de Caldeirarias Flamotubular a

Vapor;ABNT NBR 11096 - Caldeira Estacionária Aquo e Flamotubular a Vapor;ASME - Boiler and Pressure Vessel Code - Section I.















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3 DEFINIÇÕES

Devem ser usados os termos definidos pela norma ABNT NBR 11096.

4 DESCRIÇÃO GERAL

4.1 Cada caldeira deve formar uma unidade compacta, apoiada sobre uma única estruturametálica adequada, do tipo “skid-mounted”, onde deve ser dispostos também todos osequipamentos auxiliares incluídos no escopo de fornecimento. Essa unidade deve ser fornecidaintegralmente montada na fábrica.

4.2 As caldeiras devem ser automáticas, cilíndricas, horizontais e devem estar prontas para ofuncionamento bastando apenas fazer-se as ligações de energia elétrica, combustíveis, água,dreno, vapor, chaminé e interligações do painel elétrico e ventilador.

4.3 De modo geral as caldeiras devem ser constituídas dos seguintes sistemas:

a) Corpo (costado, fornalha, espelho, tubos, isolantes, refratário);b) Sistema de partida;c) Sistemas de combustão;d) Sistemas de segurança e controle;e) Sistemas de alimentação de água;f) Sistemas de emergência;g) Sistemas elétricos de comando;h) Sistemas de tiragem forçada;i) Sistemas de escape de gases (dutos e chaminés);j) Acessórios;i) Equipamentos opcionais.

5 PROJETO

5.1 Geral

5.1.1 Os equipamentos devem ser projetados e fabricados de acordo com a última edição dasnormas e códigos citados.

5.1.2 Os acionadores elétricos devem ser à prova de pingos e respingos.

5.1.3 As emissões de caldeiras devem atender às limitações da legislação em vigor.

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5.1.4 As caldeiras devem ser projetadas e construídas para operação contínua.

5.1.5 A faixa de controle automático da produção de vapor deve ser de no mínimo 33 a100%.

5.1.6 As caldeiras devem ser equipadas com visores de chama e portas para inspeção elimpeza.

5.1.7 As caldeiras devem ter o mínimo necessário de refratário a fim de minimizar a freqüênciade manutenção. Usar preferencialmente câmara de retorno de gás resfriado à água da caldeira(Wet-Back).

5.1.8 Componentes: só devem ser aceitos equipamentos auxiliares, instrumentos, válvulas,acessórios e quatros materiais vitais ao funcionamento da caldeira, de fornecedoresqualificados pela PETROBRAS.

5.1.9 O fabricante deve informar o consumo de energia para cada caldeira em operação naprodução máxima de vapor.

5.1.10 Deve ser obrigatoriamente seguida a Norma Regulamentadora NR-13 no projeto dacaldeira.

5.2 Sistema de Água de Alimentação

5.2.1 O fabricante deve indicar as características necessárias da água de modo a garantirperfeita operação. Devem ser mencionados os níveis máximos de sólidos totais, sólidos emsuspensão, alcalinidade, dureza, sílica e matéria orgânica. Deve ser previsto tratamento internoda água de caldeira por produtos químicos a serem injetados na linha de alimentação da água.

5.2.2 O sistema de alimentação de água deve ser através de bomba centrífuga (sistemaprincipal) e de injetor a vapor (sistema de emergência) e possuir controlador de nível máximo emínimo de água de caldeira. Deve ser fornecida uma bomba para cada caldeira. As bombasdevem ser adequadas às condições de operação especificadas na Folha de Dados.

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5.2.3 Cada caldeira deve ser dotada de uma válvula de descarga de fundo do tipo “descargarápida” e sistema para amostra (análise d’água) composto de válvula e recipiente comserpentina para resfriamento.

5.2.4 O sistema de injeção de produtos químicos deve ser adequado ao tipo de água a serfornecida para a caldeira. Caso necessário deve ser utilizados dosadores, instalados naalimentação de água para caldeira.

5.3 Sistema de Partida

5.3.1 Cada caldeira deve possuir sistema automático de partida com piloto e eletrodos deignição permanentemente instalados com transformador, cabo de alta tensão e botoeira.

5.3.2 Cada caldeira deve ser dotada de dispositivo para partida em fogo mínimo, permitindosomente uma demanda mínima de combustível durante esta fase, proporcionando maior vidaútil do equipamento.

5.4 Sistema de Combustão

5.4.1 O queimador deve ser adequado às condições de operação e aos combustíveisespecificados.

5.4.2 O queimador principal deve possuir atomização a ar (para partida) através decompressor acionado eletricamente e também atomização a vapor. Caso o combustívelespecificado seja óleo e/ou gás, o queimador deve ser do tipo dual ou misto (óleo ou gás) oucombinado (óleo e gás), não se admitindo troca de queimador para troca de combustível.Como alternativa deve também ser especificada atomização mecânica, desde quecomprovadamente eficaz.

5.4.3 Caso haja disponibilidade de gás, este combustível deve ser utilizado pelo combustorpiloto. Neste caso a fotocélula deve ser do tipo ultravioleta.

5.4.4 Cada caldeira deve ser dotada de um sistema automático de controle de combustão,capaz de manter constante a pressão do vapor na saída de caldeira, em qualquer condição decarga, pelo ajuste das vazões dos combustíveis e ar de combustão à demanda de vapor. Estesistema de controle deve possibilitar as seqüências automáticas de partida e parada,possibilitando estas operações em manual.

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5.4.5 O sistema de controle de combustão deve manter a razão de queima correspondente àdemanda de carga, de modo a minimizar o pagamento automático do queimador (paradasfreqüentes), quando a demanda de vapor estiver abaixo das condições de fogo mínimo,oferecendo maior segurança operacional. A combustão deve ser sob pressão.

5.5 Sistema de Segurança e Controle

5.5.1 Além do sistema de controle de combustão, cada caldeira deve possuir sistema decontrole de nível, controle de pressão do vapor e sistema de segurança e intertravamento.

5.5.2 O controle de nível deve manter a caldeira com nível d’água constante,automaticamente, durante a operação da mesma. Deve ser do tipo com eletrodos, com sistemaauxiliar de emergência para o caso de falha do sistema normal. O sistema deve atuar na bombad’água de alimentação ou injetor e ser intertravado ao sistema de segurança. Deve possuirindicador (visor) de nível. Usar somente indicador de nível (visor) refletido.

5.5.3 O controle de pressão de vapor deve ser feito através de pressostato de pressão máxima.Devem ainda ser previstas válvulas de segurança na parte superior da caldeira de acordo com oASME.

5.5.4 Cada caldeira deve ser dotada de um sistema de segurança e intertravamento, de modo agarantir a integridade do equipamento, dos operadores e a segurança da operação, durante asfases de partida, operação normal, parada de emergência e parada normal, incluindo asproteções para as condições anormais de operação.

5.5.5 Este sistema deve interromper o fluxo de combustíveis (“trip da caldeira”) quando daocorrência dos seguintes eventos anormais:

a) falha na chama do piloto de ignição;b) falha na chama principalc) baixa pressão do ar de combustão (falha na tiragem);d) baixa pressão do combustível;e) alta pressão do combustível;f) alta pressão do vapor;g) falta de energia elétrica de controle;h) nível muito baixo de água;i) falta de suprimento de ar de instrumento.

5.5.6 Caso a caldeira seja equipada com sistema de atomização de combustível a ar vapor, eem operação normal o vapor faltar, o sistemas de ar deve ser acionado imediatamente (nomáximo em 5 segundos) sem “trip” da caldeira.

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5.5.7 Quando a caldeira estiver operando, tanto a chama principal como a do piloto, serãosupervisionadas por célula fotoelétrica (tipo infravermelho para óleo ou tipo ultravioleta paragás ou gás e/ou óleo), a qual bloqueará o combustível na eventual falha de chama retirando acaldeira de operação e dará alarme sonoro.

5.5.8 Os seguintes alarmes devem ser previstos e instalados no painel de cada caldeira:

a) falha na chama do piloto de ignição;b) falha na chama principal;c) baixa pressão do ar de combustão;d) baixa pressão de combustível;e) alta pressão de combustível;f) nível muito baixo de água;g) falta de energia elétrica de controle;h) falta de suprimento de ar de instrumento.

5.5.9 Em principio, todos os alarmes devem possuir contato auxiliar para indicação remota nacasa de controle da unidade.

5.5.10 Todos os eventos que ocasionam alarme, devem ocorrer em simultaneidade com obloqueio do combustível (no máximo em 5 segundos) e, então só deve ser dada nova partidana caldeira após ser sanado o evento (rearme manual).

5.5.11 A seqüência de operação deve conter, obrigatoriamente, as seguintes etapas:

a) pré-purga;b) ignição;c) abertura da válvula do combustível;d) desligamento da ignição;e) liberação de modulação;f) pós-purga.

5.6 Sistema de Emergência

O sistema de emergência deve ser composto do injetor a vapor (no caso de falha do bombad’água) e eletrodos de nível de água para caldeiras com pressão de vapor inferior ou igual a10,5 kg/cm2 man. Para caldeiras com pressão de vapor superior a 10,5 kg/cm2 man deve serfornecido mais uma bomba d’água de reserva.

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5.7 Sistema de Tiragem Forçada

O sistema de tiragem forçada deve ser composto de ventilador centrífugo para suprimento dear de combustão, com dispositivos para controle automático de vazão, atuado pelo sistema decontrole e segurança da caldeira. Os reguladores de ar devem ser do tipo borboleta. Devetambém ser composto da caixa de distribuição de ar, em chapas de aço soldadas e comespessura mínima de 3 mm.

5.8 Sistema de Escape dos Gases

5.8.1 O sistema de escape dos gases deve ser composto de dutos e chapas de aço soldadas ereforçadas e chaminés individuais por caldeira, com chapéu e altura mínima de 6 m em relaçãoao chão. As chaminés devem ter captador de fuligem (fuligeiro).

5.8.2 O sistema deve possuir tomada de gases de combustão.

5.9 Equipamentos Elétricos

5.9.1 Painel Elétrico

O painel de alimentação da caldeira deve conter todos os elementos de comandos e alarmes decada caldeira a ser fornecido de acordo com as recomendações contida em NormaPETROBRAS N-314, onde aplicável. Deve ser adequado à instalação abrigada, emtemperatura ambiente de 40°C, altitude inferior a 1000 m e atmosfera marinha.

5.9.2 Motores

Todos os motores devem ser do tipo indução rotor gaiola de esquilo, com proteção (carcaça)adequada.

5.10 Instrumentação

Cada gerador de vapor deve ser provido de, pelo menos, os seguintes instrumentosindicadores:

a) pressão de vapor na saída das caldeiras;b) pressão de ar da atomização;c) pressão de vapor de atomização;d) nível de água;e) temperatura de gases de descarga;


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f) temperatura de óleo combustível;g) pressão de combustíveis;h) produção de vapor (vazão).

5.11 Placa de Identificação

5.11.1 O equipamento e auxiliares devem ser identificados com uma placa de aço inoxidável.

5.11.2 A caldeira deve ter gravado em sua placa os seguintes dados mínimos:

a) Caldeira Flamotubular a Vapor;b) fabricante (nome e endereço);c) modelo/tipo e número de ordem dado pelo fabricante;d) identificação do equipamento (TAG);e) ano de fabricação;f) norma: ”ASME-Seção I”;g) máxima produção contínua de vapor (kg/h);h) pressão normal de trabalho (kg/cm2 man);i) temperatura normal de trabalho (ºC);j) PMTA - pressão máxima de trabalho admissível (kg/cm2 man);l) pressão de projeto (kg/cm2 man);m) temperatura de projeto (ºC);n) pressão de teste hidrostático (kg/cm2 man);o) peso vazio (ton.);p) peso cheia (ton.);q) combustível principal;r) superfície de aquecimento (m2).

5.11.3 A categoria da caldeira, conforme a Norma Regulamentadora NR-13, deve ser pintadajunto à placa de identificação, com letras do tamanho I, da norma PETROBRAS N-1278.

6 MATERIAL

6.1 As caldeiras devem ter construção reforçada em chapas de aço soldadas e fornalha tipopressurizada. Os materiais utilizados devem vir acompanhados de certificados de qualidade.

6.2 O acabamento externo da caldeira deve ser feito com chapas de aço-carbono espessuramínima de 1,2 mm, cobrindo o isolamento térmico.


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6.3 A especificação para isolamento deve ser conforme norma PETROBRAS N-1618.

6.4 Flanges e conexões devem ser todos ANSI e roscas NPT.

6.5 As chapas solicitadas a pressão devem ser do tipo ASTM A 285 Gr. C, devidamenteidentificada, com certificado.

6.6 Os tubos devem ser de aço ASTM A 178 Gr. A, ASTM A 192 ou DIN 2448.

6.7 Os dutos, chaminé e carcaça devem ser fabricados de chapas de aço-carbono de qualidadeestrutural, espessura mínima 5 mm (ASTM A 283 Gr. C), com uma sobreespessura decorrosão mínima de 1,5 mm. A temperatura máxima de projeto de metal para a chaminé deveser de 340ºC.

6.8 A estrutura metálica deve ser fabricada com perfis de aço-carbono de qualidade estrutural(ASTM A 36).

7 FABRICAÇÃO, TRANSPORTE E MONTAGEM

7.1 Fabricação

7.1.1 Soldagem

7.1.1.1 As soldas devem ser executadas de acordo com a norma PETROBRAS N-133.

7.1.1.2 As soldas das partes submetidas a pressão devem ser de penetração total e deve serintegralmente radiografadas e submetidas a tratamento térmico para alívio de tensões.

7.1.2 Pintura

7.1.2.1 A caldeira, tubulações, acessórios e equipamentos auxiliares devem ser fornecidos epintados de acordo com os padrões e cores estabelecidos nas normas PETROBRAS, conformeTABELA 1.



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7.1.2.2 Em caso de dúvida quantos aos esquemas de pintura e cores a empregar nosequipamentos e tubulações, a PETROBRAS deve ser consultada antes de qualquer iniciativa.

TABELA 1 - PINTURA DAS PARTES DA CALDEIRA

Parte-Componente Condição/Norma Observação

Gerador de vapor 3 / N-2 Partes frias(até 120ºC)

Gerador de vapor 5 / N-2 Partes quentes(120ºC a 600ºC)

Tubulações de serviço 2 / N-442 Sem isolamento térmico(até 80ºC)

Tubulações de Utilidades 4 / N-442 Água, ar comprimidoMotores, bombas, compressores,ventiladores

2 / N-1735 (até 60ºC)

Painéis e equipamentos elétricos ede instrumentação

2 / N-1736 (até 60ºC)

Escadas e estruturas metálicas 1 / N-1550 Alternativa 1

Notas: 1) Equipamentos e tubulações auxiliares que trabalhem a uma temperatura acima de60ºC devem ser isolados termicamente e protegidos com chapa de alumíniocorrugado nos trechos retos.

2) As cores dos equipamentos e tubulações devem obedecer aos critérios estabelecidosnas normas PETROBRAS N-4 e N-1219.

7.2 Transporte e Embalagem

7.2.1 O fabricante deve executar o transporte e embalagem dos equipamentos, auxiliares eacessórios, com os devidos cuidados.

7.2.2 As partes sujeitas à corrosão atmosférica devem ser devidamente protegidas. Aembalagem da caldeira deve ser adequada à sua preservação a chuva e intempéries pelo prazode no mínimo 12 meses.

7.3 Montagem

O fabricante deve fornecer esquemas para montagem e interligação final no local e fornecerserviços e supervisão de montagem.










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8 TESTE E INSPEÇÃO

8.1 Geral

8.1.1 Após o término de montagem devem ser efetuados pela PETROBRAS todos os testesrequeridos para o equipamento, sob supervisão do fabricante. O fabricante deve indicarpreviamente os testes a serem realizados, para aprovação pela PETROBRAS.

8.1.2 Incluem-se nestes testes a operação dos controles de combustão e nível, operação dosistema de segurança, intertravamento e operação dos equipamentos auxiliares.

8.1.3 Em caso de falha dos testes o fabricante deve efetuar as correções e reparos necessários,fornecendo previamente os procedimentos detalhados para os reparos.

8.2 Teste de Desempenho e Aceitação

8.2.1 Além dos testes necessários à verificação mecânica e de funcionamento de unidade eseus auxiliares, devem ser conduzidos e operados pela PETROBRAS, sob supervisão dofabricante das caldeiras, testes de desempenho, objetivando verificar a operação satisfatória dacaldeira nas condições especificadas no item “garantias”.

8.2.2 Os métodos de cálculo para a avaliação do desempenho e os cuidados a seremobservados na preparação e condução dos testes de desempenho das caldeiras, serãobasicamente os prescritos pelo ASME.

8.2.3 O fabricante deve indicar nas propostas os procedimentos e tolerâncias (margem) paraos quais serão válidos os itens de garantia de desempenho.

8.2.4 Desde que a realização dos testes mecânicos e de desempenho comprovem estarematendidas todas as exigências contidas nesta especificação e normas aplicáveis, as caldeiras sãoconsideradas aceitas pela PETROBRAS.

8.2.5 Devem ser garantidos os seguintes itens:

a) máxima produção contínua de vapor na PMTA;b) eficiência referida ao PCI;c) temperatura de saída dos gases;

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d) pureza do vapor;e) excesso de ar.

8.2.6 Os dados de referência são os informados na Folha de Dados (temperatura da água dealimentação, temperatura do ar e PCI dos combustíveis).

8.3 Inspeção Inicial

A Inspeção Inicial faz partes dos testes finais e deve ser realizada por pessoa credenciada e deacordo com as prescrições da Norma ABNT 04: 011.07.04 e da Norma RegulamentadoraNR-13.

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Metodologia e Anlise Da Viabilidade Tcnica Da Converso de Caldeiras a Leo Combustvel Para Gs Natural