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PROJETO CONCEITUAL DE UMA USINA TERMELÉTRICA A
BIOMASSA COM CAPTURA DE CARBONO
Bruno Coupey Ritter
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politecnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários a obtencao do
titulo de Engenheiro.
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Rio de Janeiro
Março de 2019
i
Ritter, Bruno Coupey
Projeto Conceitual de uma termelétrica a biomassa com
captura de carbono/ Bruno Coupey Ritter. – Rio de Janeiro:
UFRJ/ Escola Politécnica, 2019
VI, 62 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de
Engenharia Mecânica, 2019
Referências Bibliográficas: p. 58-62
1. Projeto Conceitual 2. Termelétrica 3. Biomassa 4.
Captura de carbono I. Szklo, Alexandre Salem II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III. Titulo
ii
Dedico esse trabalho aos meus pais por
sempre me incentivarem a estudar
iii
Agradecimentos
Agradeço a minha família por todo o apoio, compreensão e carinho que me foi
dado durante a minha vida. Em especial, minha mãe Marcia, meu pai Fabio e meu irmão
Diogo.
Agradeço a minha namorada que esteve presente desde o início dessa caminhada
e que tornou esse processo mais tranquilo.
Agradeço a todos os meus grandes amigos que carrego desde criança. Eles são a
minha segunda família e tenho certeza que sem eles a vida não seria tão alegre e
proveitosa como é hoje.
Ao meu orientador Alexandre Szklo que é uma das mentes mais brilhantes que
tive a oportunidade de conhecer e aprender.
A todo o corpo docente do departamento de Engenharia Mecânica por todo
conhecimento transmitido no processo de graduação.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado a Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
Projeto conceitual de uma usina termelétrica a biomassa com captura de carbono
Bruno Coupey Ritter
Março/2019
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Curso: Engenharia Mecânica
O uso da biomassa em plantas termelétricas (UTE) é uma opção para mitigar emissões
atmosféricas de gás carbônico (CO2), decorrentes da geração de energia elétrica. Existem
diversos processos de conversão da biomassa como fonte primária de energia. Nesse
trabalho, será avaliada a combustão direta de biomassa, na qual o vapor gerado se destina
a uma turbina para gerar eletricidade. Realizar a queima direta da biomassa emite CO2, o
que pode justificar a adoção da opção de captura e armazenamento de carbono (CCS).
Esta opção mitiga as emissões de CO2, mas gera uma penalidade energética para a planta.
Este trabalhou simulou um projeto conceitual de uma UTE com CCS utilizando como
fonte de energia a biomassa, especificamente o bagaço da cana de açúcar presente na
região centro-sul do Brasil. Os resultados indicam que a utilização do CCS é capaz de
reduzir em 87,6% a emissão de dióxido de carbono para a atmosfera, contudo diminuições
de 14,3% na potência líquida e de 31,1% na eficiência térmica da planta são encontradas.
Palavras-chave: Planta termelétrica, biomassa, captura de carbono
v
Abstract of Under Graduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
Conceptual project of a biomass thermoelectric power plant with carbon capture
Bruno Coupey Ritter
March/2019
Advisor: Alexandre Salem Sklo
Department: Mechanical Engineering
The use of biomass in thermoelectric plants (UTE) is an option to mitigate CO2 emissions
from the electricity generation. There are several processes for converting biomass as a
primary source of energy. In this study, the direct combustion of biomass is evaluated, in
which the steam is diverted towards a turbine to generate electricity. The biomass burning
emits CO2, which may justify a UTE equipped with the carbon capture and storage option
(CCS). This option mitigates CO2 emissions, but causes an energy penalty for the plant.
Therefore, this work simulates a conceptual design of a UTE with CCS burning sugarcane
bagasse, which is available in the center-south region of Brazil. Findings of the study
indicate that the utilization of CCS is capable to reduce the emission of carbon dioxide to
87.6%, but it also decreases by 14.3% the net power and by 31.1% the thermal efficiency
of the plant.
Keywords: Thermal power plant, biomass, carbon capture
vi
Sumário
1. Introdução ................................................................................................... 1
1.1 Contextualização ..............................................................................................1
1.2 Objetivo ......................................................................................................... 10
2. Aspectos tecnológicos ................................................................................ 11
2.1 Usina termelétrica .......................................................................................... 11
2.2 Controle de NOx .............................................................................................. 17
2.3 Controle de SOx .............................................................................................. 20
2.4 Controle de Material Particulado .................................................................... 21
2.5 Sistema de Arrefecimento ............................................................................... 23
2.6 Captura e armazenamento de carbono (CCS) ................................................... 25
3. Metodologia .............................................................................................. 35
3.1 Software IECM ................................................................................................ 35
3.2 Funcionamento do software ........................................................................... 36
4. Estudo de Caso ........................................................................................... 50
5.Resultados .................................................................................................. 53
6. Conclusões ................................................................................................. 56
7. Referências bibliográficas .......................................................................... 58
1
1. Introdução
1.1 Contextualização
O consumo global de energia primária cresceu 2,2% em 2017, 1,2% maior que
em 2016 e o maior crescimento desde 2013 (BP, 2018). Isso ocorreu impulsionado pelo
aumento da utilização do gás natural e de energias renováveis, apesar do declínio na
utilização do carvão (BP, 2018). O maior mercado de crescimento de energia, 3,1%, foi
na China, pelo 17o ano consecutivo (BP, 2018).
O mercado de geração de eletricidade respondeu por 40% do consumo de energia
primária em 2017 (BP, 2018). A geração global de energia elétrica cresceu 2,8% em 2017,
próximo da média de 10 anos, 2,7% (BP, 2018). Esse crescimento foi liderado pela forte
expansão das energias renováveis, liderado pela energia eólica (17%) e pela solar (35%),
que contabilizou praticamente metade do total do crescimento de geração elétrica (BP,
2018).
O carvão se mantém ainda como a principal fonte global de geração de energia
elétrica, com participação de 38,1% em 2017, praticamente a mesma quantidade
combinada de gás natural (23,2%) e da energia proveniente das hidrelétricas (15,9%) (BP,
2018).
2
Figura 1 - Participação da geração global de eletricidade por combustível (Fonte: BP, 2018)
Separando por regiões, o gás natural é a fonte principal na América do Norte, CIS
(Commonwealth of Independent States – organização intergovernamental envolvendo 10
repúblicas que pertenciam a antiga União Soviética), Oriente Médio e África. Américas
Central e Sul possuem mais da metade da geração elétrica proveniente de hidrelétricas.
Na Europa, a energia nuclear é a principal fonte, porém a participação é próxima à do
carvão, gás natural e de energias renováveis, variando em uma faixa de 18 a 22% (BP,
2018).
3
Figura 2 - Participação regional das fontes de energia para geração de eletricidade (Fonte: BP, 2018)
No Brasil, a principal fonte para geração de eletricidade é a energia de origem
hídrica, representando 64,51% do total, seguido pela energia dos combustíveis fósseis
(16,23%) e pela biomassa (8,86%) (ANEEL, 2018).
Tabela 1- Fontes de energia em operação utilizadas no Brasil (Fonte: ANEEL, 2018)
Fontes utilizadas no Brasil - Fase: Operação
Origem Quantidade Potência Outorgada
(kW)
Potência
Fiscalizada (kW) %
Fóssil 2433 27.116.848 25.362.104 16,23
Biomassa 559 14.792.529 14.691.742 8,86
Nuclear 2 1.990.000 1.990.000 1,19
Hídrica 1338 107.768.028 104.151.109 64,51
Eólica 558 13.765.439 13.742.643 8,24
Solar 2265 1.619.578 1.612.778 0,97
Undi-Elétrica 1 50 50 0
Total 7156 167.052.473 161.550.427 100
4
Figura 3 - Utilização das fontes em operação no Brasil (Fonte: ANEEL, 2018)
Na última década, o consumo de eletricidade aumentou duas vezes, chegando a
516 TWh/ano, em parte devido a crescente qualidade de vida de uma classe média
emergente (PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). Por outro lado, a expansão de
hidrelétricas, que são as principais geradoras de eletricidade no Brasil, tem sido limitada
devido a restrições socioambientais (PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). Nesse sentido
o governo brasileiro anunciou que a expansão de grandes usinas hidrelétricas de
reservatórios será restringida após 2025-30 (PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015).
A previsão indica que o consumo irá dobrar para 1100 TWh em 2035
(PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). Para isso, será necessário que aumente também a
produção de energia elétrica. Esse aumento será parcialmente atendido por uma maior
utilização de combustíveis fósseis (PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). O governo
brasileiro, nos últimos anos, vem investido na exploração nos reservatórios de óleo e gás
no pré-sal. Essa é uma estratégia pode aumentar a produção de eletricidade a partir do gás
natural. Contudo, aumentar a utilização dos combustíveis fósseis levará a maiores
emissões de gases do efeito estufa, o que deve resultar em mudanças no clima, tais como
a diminuição das chuvas, com consequências sobre os reservatórios das usinas
5
hidrelétricas, diminuindo a produção de energia elétrica (PORTUGAL-PEREIRA, et al.,
2015).
Para isso, a bioeletricidade se torna uma alternativa para suprir o aumento de
demanda esperado para os próximos anos sem a utilização dos combustíveis fósseis e que
a matriz energética brasileira não fique fortemente dependente das hidrelétricas. Além
disso, ajuda a diminuir os problemas gerados pela emissão de gases do efeito estufa.
O Brasil é um dos maiores produtores agrícolas do mundo, gerando uma
significante quantidade de resíduos de biomassa em atividades da colheita e
processamento de produtos agrícolas, como o arroz, algodão, cana-de-açúcar, milho, soja,
entre outros (PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). Os resíduos agrícolas são
provenientes da fase agrícola de cultivo de determinadas espécies, enquanto os resíduos
agroindustriais resultam do processamento industrial da biomassa (PORTUGAL-
PEREIRA, et al., 2015). Entre as mais importantes culturas, em termos de potencial de
resíduos, podem-se citar a cana-de-açúcar, o milho e a soja (PORTUGAL-PEREIRA, et
al., 2015).
Três resíduos sólidos diferentes são produzidos a partir do processamento da cana-
de-açúcar: palha (durante a lavoura), bagaço e torta de filtro (no processamento do etanol).
A principal fonte de agroeletricidade no Brasil é o bagaço da cana-de-açúcar (capacidade
instalada de 9,4 GW), devido à grande produção de cana-de-açúcar para o etanol e açúcar,
e consequentemente produção desse resíduo em usinas de açúcar e destilarias de etanol
(PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015).
Por sua vez, os resíduos do milho e da soja gerados na colheita, que geralmente
são deixados no campo, são as espigas, caules, colmos e folhas (PORTUGAL-PEREIRA,
et al., 2015).
6
O potencial de bioenergia é limitado pela capacidade teórica de produção de
biomassa, seus impactos ambientais e viabilidade técnico-econômica (PORTUGAL-
PEREIRA, et al., 2015). A capacidade teórica define a bioenergia máxima disponível sob
condições biofísicas e agroecológicas que impedem o crescimento de culturas e resíduos,
como temperatura, radiação solar, precipitação pluviométrica e propriedades do solo
(PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). Esse potencial ainda é limitado por restrições
ambientais, pois os resíduos agrícolas são importantes reguladores do bioma. Os resíduos
criam uma proteção que mitiga os impactos de agentes de erosão da chuva e do vento, e
também protegem o solo da luz solar excessiva e da evaporação (PORTUGAL-PEREIRA,
et al., 2015). Além disso, os resíduos contribuem para a reciclagem de nutrientes e fixação
da matéria orgânica, apoiando a atividade microbiana e macro invertebrada
(PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015).
A viabilidade técnico-econômica, por outro lado, refere-se à fração do potencial
ambientalmente sustentável disponível sob as possibilidades tecnológicas, às restrições
logísticas e leva em conta a competição de outros recursos não energéticos de resíduos
(PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015).
O potencial sustentável para geração de eletricidade no Brasil em 2010 era de 141
TWh/ano, equivalente a 27% da energia gerada (PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015).
Esse potencial é principalmente concentrado na região Sudeste (33%), Sul (28%) e
Centro-Oeste (27%), que são os locais que possuem as maiores áreas agrícolas do país
(PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015). Aproximadamente 88% do potencial total deriva
de resíduos de plantações da cana-de-açúcar, soja e milho (PORTUGAL-PEREIRA, et
al., 2015).
7
Figura 4 - Potencial ambientalmente sustentável para bioenergia no Brasil (Fonte: PORTUGAL-PEREIRA, et
al., 2015)
8
Figura 5 - Estimativa do potencial econômico de bioenergia (FONTE: PORTUGAL-PEREIRA, et al., 2015)
Intervenções humanas no clima da Terra, incluindo a remoção direta de CO2 da
atmosfera, têm sido objeto de pesquisa há mais de um século (MINX, et al., 2018). De
fato, a ligação entre as emissões atmosféricas de CO2 e a mudança global é tão antiga
quanto a discussão em torno da própria mudança climática (MINX, et al., 2018). A ideia
de que os humanos poderiam remover o dióxido de carbono da atmosfera em larga escala
para combater o aquecimento global era parte das primeiras sugestões sobre como
resolver o problema da mudança climática (MINX, et al., 2018). Durante a segunda
metade do século XX, propostas mais concretas foram feitas sobre como remover o CO2
da atmosfera, plantando arvores, por exemplo (MINX, et al., 2018).
Com o início da diplomacia climática internacional no final da década de 1980 e
o estabelecimento da UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate
9
Change) e do IPCC (Intergovernmentnal Panel on Climate Change), o interesse pelas
estratégias de resposta humana começou a crescer (MINX, et al., 2018). No entanto, as
tecnologias de emissões negativas (NETs - Negative Emissions Technologies) só
receberam atenção periférica nas primeiras avaliações (MINX, et al., 2018).
A integração da discussão sobre NETs ocorreu recentemente e está intimamente
relacionada ao surgimento de um novo conjunto de cenários de mitigação da mudança
climática a partir de modelos de avaliação integrados que apresentam o BECCS
(Bioenergy with Carbon Capture and Storage) como uma opção explicita de remoção de
dióxido de carbono no portfólio de tecnologias (MINX, et al., 2018).
No relatório AR4 do IPCC, em 2007, foi concluído que, a partir dos primeiros
cenários propostos, as emissões negativas podem se tornar essenciais para atingir metas
climáticas, particularmente a de estabilizar a concentração de CO2 na atmosfera abaixo
de 490 ppm de CO2 eq (MINX, et al., 2018).
Após o AR4, houve um interesse crescente no debate sobre a política climática
internacional para explorar as vias de mitigação que continuam aquecendo abaixo de 2
oC. Assim, a opção do Bio-Energy with Carbon Capture and Storage (BECCS) foi
adicionada em todos os modelos de avaliação integrados (MINX, et al., 2018).
No período do AR5, os principais exercícios de intercomparação de modelagem
focaram-se na compreensão dos requisitos tecnológicos e econômicos do cumprimento
de metas climáticas rigorosas de longo prazo (MINX, et al., 2018). Duas grandes
inovações contribuíram para uma compreensão mais ampla das vias alternativas de
mitigação de longo prazo: a exploração do impacto da exclusão de tecnologias individuais
ou clusters de tecnologia e a exploração do impacto de trajetórias políticas menos
otimizadas (ação retardada; ação fragmentada) para atender uma meta climática
especifica (MINX, et al., 2018). Em ambos os casos, a disponibilidade das NETs
10
desempenhou um papel importante na manutenção de metas climáticas rigorosas dentro
do alcance (MINX, et al., 2018).
O relatório AR5, do IPCC, em 2013, destacou a importância das tecnologias de
emissão negativa em cenários para atingir a meta de manter o aumento da temperatura
abaixo de 2 oC até 2100, mas apontou para as incertezas sobre a disponibilidade, escala e
efeitos colaterais do BECCS (MINX, et al., 2018).
O atual conhecimento das tecnologias de emissões negativas ainda é difuso e
incompleto. Para progredir em nossa compreensão das emissões negativas, mais
tentativas sistemáticas são necessárias para avaliar e agregar o conhecimento atualmente
disponível (MINX, et al., 2018).
Nesse contexto, bioenergia assume um papel fundamental para um futuro com
menor intensidade de carbono no setor energético.
1.2 Objetivo
Conforme o contexto acima descrito, este projeto tem como objetivo simular uma
planta conceitual termelétrica baseada na combustão de biomassa em caldeira e equipada
com captura de carbono, de forma que a análise seja feita comparando uma planta com e
sem captura. Dessa forma, é possível avaliar os impactos da inserção dessa tecnologia
numa usina termelétrica, em termos de emissões de CO2 e geração líquida de eletricidade.
11
2. Aspectos tecnológicos
2.1 Usina termelétrica
A conversão da energia química da biomassa em energia elétrica se dá em uma
máquina térmica. Na combustão direta, vapor é gerado para alimentar uma turbina e,
assim, produzir eletricidade. É um processo mais maduro em termos tecnológicos, sendo
técnica viável tanto em pequena quanto em média e grande escalas. Entre os processos
de combustão, duas tecnologias se destacam: a combustão em leito fluidizado e a
combustão convencional de carvão pulverizado (Pulverized Coal – PC), visto que o
carvão é o combustível de maior utilização nas termelétricas. O processo de geração em
combustão direta para a biomassa é igual ao processo com o carvão, o que irá diferenciar
serão os elementos químicos e os poderes caloríficos de cada combustível.
Uma usina termelétrica (UTE) consiste em uma instalação industrial utilizada
para geração de energia elétrica. Estas operam segundo um ou mais ciclos
termodinâmicos, isto é, o fluido de trabalho sofre uma série de processos de
transformação físico-química, e finalmente, retorna para o seu estado inicial
(BORGNAKKE, 2013).
As termelétricas a vapor são baseadas no ciclo Rankine (Figura 6), onde
acontecem mudanças de fases no fluido de trabalho. Feita a ressalva de que existem
modificações no ciclo simples em prol de ganhos de eficiência de conversão de calor em
trabalho, os quatro processos que compõem o ciclo Rankine simples ideal são:
1. Bombeamento adiabático reversível na bomba
2. Transferência de calor à pressão constante na caldeira
3. Expansão adiabática reversível na turbina
4. Transferência de calor à pressão constante no condensador
12
Na primeira etapa, o fluido de trabalho (no estado de liquido saturado) é bombeado
para aumentar a pressão até o nível requerido para a próxima etapa. Na segunda, a pressão
constante, o fluido de trabalho é aquecido na caldeira para passar para o estado de vapor
supersaturado. Na terceira etapa, o vapor, a elevada pressão e temperatura, é expandido
em uma turbina, gerando trabalho. Por fim, o fluido de trabalho passa por um condensador
à pressão constante para voltar ao estado de liquido saturado e ser então novamente
bombeado para reiniciar o ciclo.
Figura 6 - Ciclo Rankine Simples (Fonte: Elaboração própria)
No processo de transferência de calor à pressão constante na caldeira, com queima
pulverizada, o combustível, no caso a biomassa bruta, é moído até a consistência de pó
fino e segue para ser queimado com uma corrente de ar, produzindo vapor que é, então,
utilizado na turbina para gerar trabalho, acionando o gerador para produção de energia
elétrica. O gás de exaustão da caldeira se encontra próximo da pressão atmosférica e é
constituído principalmente por N2, H2O e CO2 (ROCHEDO, 2011).
A eficiência térmica de um ciclo termodinâmico é dada pela equação abaixo:
𝜉𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 = 𝑊𝑙𝑖𝑞
𝑄ℎ eq. 1
13
Onde:
▪ wliq é o trabalho liquido do ciclo
▪ qh é o calor inserido pela caldeira no ciclo
A eficiência de geração pode ser aumentada ao projetar equipamentos do ciclo a
vapor para a operação a maiores pressões e temperaturas, provocando um aumento da
variação da entalpia na turbina e, por consequência, maior geração de trabalho
(ROCHEDO, 2011).
Assim, UTEs baseadas no ciclo Rankine podem ser classificadas conforme três
configurações: ciclo a vapor subcrítico (SubPC), supercrítico (SPC) e ultra supercrítico
(USPC). Estas classificações dizem respeito à condição de projeto do ciclo a vapor
(ROCHEDO, 2011) – ver Figura 7. As denominações de ciclo subcrítico e supercrítico
derivam do estado do vapor após passar pela caldeira. Abaixo do ponto crítico da água
(374,12 oC / 22,06 MPa) (BORGNAKKE, 2013), temperatura e pressão determinam se a
água se encontra em fase liquida ou gasosa. Após o ponto crítico, a fase de vapor e a fase
de água são indistinguíveis, ou seja, a adição de trabalho e/ou calor não leva à mudança
de fase (SPLUNG, 2018).
14
Figura 7 - Diagrama de fases da água. (Fonte: Adaptado de SPLUNG, 2018)
O sistema subcrítico é o sistema mais convencional de UTEs operando em Ciclo
Rankine. O ciclo a vapor opera com pressões abaixo de 22 MPa e as temperaturas podem
atingir 550 oC (ROCHEDO, 2011). A eficiência de 1ª Lei de UTEs a carvão operando em
condições de vapor subcríticas se encontra numa faixa de 33 a 37% (ROCHEDO, 2011).
Quando a planta trabalha em condições subcríticas, o fluido de trabalho se apresenta ou
em fase liquida ou em fase gasosa. Para sair da fase liquida e ir para a fase gasosa, a água
precisa passar pelo processo de evaporação, o que exige adição de calor. Esse é o calor
latente, o que não resulta em aumento de temperatura no vapor. Ele apenas promove a
mudança de fase.
Em plantas supercríticas, as pressões são maiores que 22 MPa, obtendo assim uma
maior eficiência de geração. A eficiência de 1ª Lei de UTEs supercríticas a carvão se
encontra na faixa de 37 a 40% (ROCHEDO, 2011). Em condições supercríticas, o fluido
15
estará todo em fase gasosa, com isso não há mudança de fase, resultando assim em um
aumento na eficiência da planta (Figura 8 e Figura 9).
Figura 8 - Diagrama T-S do ciclo Rankine supercrítico em vermelho (Fonte: STAUDINGER, 2018)
Com o desenvolvimento de novos materiais, as faixas de pressão e temperatura
podem ser expandidas. Diversas plantas na Europa e Japão operam com pressões de até
32 MPa e temperaturas de 600/610 oC, sendo referidas como ultra supercríticas (USPC)
(ROCHEDO, 2011). A eficiência para plantas a carvão pode alcançar a faixa de 44 a 46%
(ROCHEDO, 2011)
16
Figura 9 - Diagrama esquemático de uma planta PC a carvão de 500 MW (Fonte: ROCHEDO, 2011)
A tecnologia alternativa à combustão pulverizada é a combustão em leito
fluidizado (Figura 10). O leito consiste tipicamente de calcário que é fluidizado com ar
injetado no fundo do reator. As partículas de combustível, então, se espalham velozmente
no leito. Isso permite o aquecimento rápido acima da temperatura de ignição do
combustível. A temperatura pode ser facilmente controlada através da quantidade de ar
que entra no reator. Essa tecnologia permite que o tempo de retenção de cada partícula se
adapte ao seu tamanho e que se atinjam boas taxas de conversão (ROCHEDO, 2011).
17
Figura 10 - Reator de leito fluidizado circulante (Fonte: ROCHEDO, 2011)
2.2 Controle de NOx
O NOX é um dos produtos da combustão na caldeira. É formado a altas
temperaturas (aproximadamente 1250 oC) e, quanto maior a temperatura de combustão,
maior será a taxa de formação dos óxidos de nitrogênio (CASTELO BRANCO, 2012) –
ver Figura 11. A quantidade de oxigênio disponível no processo de combustão e o tempo
de retenção também têm efeito na formação do NOx. Estes óxidos são nocivos à saúde
humana e também, ao serem precursores de ozônio (COSTA et al., 2009), contribuem ao
efeito estufa global. Eles reagem com a água, formando o ácido nítrico contribuindo assim
para a formação da chuva ácida. Além disso contribuem na formação da fumaça
fotoquímica (smog), que ocorre quando óxidos nitrogenados e compostos orgânicos
voláteis reagem na presença de luz solar (THOMPSON et al, 1972). O principal produto
18
dessa fumaça fotoquímica é o ozônio, que provoca tosses, desconforto e diminuição da
capacidade pulmonar (THOMPSON et al, 1972).
Figura 11 - Emissão de NOx aumenta com o excesso da razão de ar e com a temperatura de combustão (Tb)
(FONTE: BASU, 2006)
Logo, é necessário que a UTE possua controle da emissão do NOx. Existem dois
tipos de controle que podem ser utilizados: controle durante a combustão (In furnance
control) e na pós-combustão.
O controle durante a combustão é feito através de tecnologias baseadas no
controle da temperatura de queima, disponibilidade de oxigênio e tempo de retenção na
fornalha. Os queimadores low NOx são a tecnologia mais comum de controle de óxidos
nitrosos (IEA, 2019). Estes queimadores inibem a formação dos óxidos de nitrogênio por
meio do controle da mistura de ar e combustível. Dessa forma tem-se uma diminuição da
temperatura de pico da chama e uma redução na formação do NOx. Melhorando a
19
estrutura da chama, o queimador Low-NOx também reduz a quantidade de oxigênio
disponível na parte quente da chama. Além disso, existe a possibilidade de controle do ar
na caldeira, ao invés de injetar todo o ar de uma única vez, injetá-lo em mais de um local
da caldeira. O mais comum é ter a configuração de dois estágios (CASTELO BRANCO,
2012). No primeiro, o combustível é queimado em uma atmosfera pobre de oxigênio,
levando a uma combustão incompleta a baixa temperatura e consequentemente a uma
baixa formação de NOx. Já no segundo estágio, o ar é injetado na fornalha e a combustão
é completada nessa área adicional. Uma caldeira trabalhando com carvão pulverizado tem
o potencial de redução de NOx de 40 a 50%. (BASU, 2006)
Para o controle de NOx na pós-combustão existem duas alternativas: redução
seletiva não catalítica (Selective Non-catalytic Reduction – SNCR) e redução seletiva
catalítica (Selective Catalytic Reduction – SCR) (CASTELO BRANCO, 2012).
No primeiro processo, um agente de redução, amônia ou ureia, é injetado no gás
de exaustão a temperaturas entre 800 e 1000 oC (HOFFMANN, 2013). Este agente se
combina com o óxido de nitrogênio formando gás N2 e água. Este processo atinge taxas
de redução de até 50% (HOFFMANN, 2013).
Já no processo SCR o vapor de amônia é injetado na corrente de gás de exaustão
e, em seguida, passa por um catalisador, podendo ser de óxido de titânio, zeólita óxido de
ferro ou carvão. Este catalisador afeta o mecanismo da reação entre a amônia e o NOx. A
temperatura de operação se encontra na faixa de 300 a 400 oC, com taxa de conversão de
80 e 90%. (HOFFMANN, 2013)
Comparando os dois processos, a vantagem do SCNR é o fato de poder evitar a o
catalisador, que possui um alto custo. O processo SCNR também evitar perdas de calor
sensível, na medida em que pode operar a altas temperaturas. Contudo, esta opção tem
capacidade de controle de NOx menor do que a do SCR e ainda apresenta problemas por
20
provocar emissões de amônia e a formação de N2O, que representa um gás de efeito estufa.
(CASTELO BRANCO, 2012).
Um sistema típico de SCR consiste em um tanque de estocagem de um agente de
redução (amônia ou ureia), equipamento de injeção e controle e a câmara do catalisador.
2.3 Controle de SOx
Os óxidos de enxofre (SOx) são gerados pelo processo de combustão devido à
presença de enxofre na composição do combustível. As emissões de SOx se apresentam
principalmente na forma de SO2. O dióxido de enxofre é um gás incolor, não inflamável
e não explosivo (KAMPA 2008). A exposição por um longo período a altas concentrações
de dióxido de enxofre causa problemas respiratórios como asma e bronquite (KAMPA,
2008). Também causa irritação nos olhos e inflamações na garganta. Uma parte desse gás
pode reagir com gases adicionais na atmosfera gerando o ácido sulfúrico, que se precipita
na forma de chuva ácida, gerando danos ao ecossistema e outros efeitos nocivos ao meio
ambiente. (NIHALANI, et al., 2018)
Para o controle de emissões de SOx, diferentes tecnologias existem, sendo a
dessulfurização úmida e a dessulfurização com spray dryer as mais utilizadas. Na
dessulfurização úmida, solventes em base de slurry (mistura de água com pequenos
pedaços sólidos, como cálcio, sódio ou amônia) são utilizados. O mais comum para essa
reação é a cal devido ao seu baixo custo e disponibilidade no mercado. O processo ocorre
em uma coluna, onde o gás de exausto entra pelo fundo e o slurry em diversos níveis da
coluna. Ar é aspergido no slurry, que se acumula no fundo da coluna, promovendo a
oxidação do sulfito de cálcio para sulfato de cálcio (gesso). Estes lavadores úmidos
podem atingir eficiências de remoção de até 99%, exigindo um revestimento de borracha,
aço inox ou liga de níquel para controlar a corrosão e abrasão (CASTELO BRANCO,
21
2012). Além da alta eficiência, têm a capacidade de ter como subproduto o gesso, que
pode gerar uma receita adicional para a usina.
Já na dessulfurização com spray dryer, o slurry de cal é atomizado dentro de um
vaso onde a reação com o SO2 do gás de exaustão ocorre. Primeiramente, a água evapora
através do calor do gás de exaustão. O tempo de reação é de apenas 10 segundos, quando
são formados o sulfato e sulfito de cálcio, através da reação entre o SO2 e o SO3 com a
cal (CASTELO BRANCO, 2012). O tratamento de águas residuais não é necessário em
spray dryer, pois toda água que entra no reator é evaporada. O coproduto, que ainda
contém cal que não reagiu, pode ser reutilizado para realimentar o processo. A eficiência
desse processo é afetada pela temperatura de exaustão, concentração de SO2 e o grau de
atomização do slurry. Essa tecnologia permite tipicamente a remoção de 90%
(HOFFMANN, 2013).
2.4 Controle de Material Particulado
O material particulado se refere às impurezas inorgânicas convertidas em cinzas
depois do processo de combustão. A parte mais densa das cinzas é retirada pelo fundo da
caldeira e são chamadas de bottom ash. As partículas mais leves, permanecem em
suspensão no gás de exaustão e são chamadas de cinzas volantes (fly ash). Estas
constituem o material particulado, que cujo controle ocorre usualmente depois do
controle de NOx.
Existem basicamente dois tipos de controle para remoção de materiais
particulados: precipitadores eletrostáticos e filtros de manga. Os precipitadores
eletrostáticos funcionam aplicando cargas elétricas para separar partículas do fluxo de
gás. Uma elevada queda de pressão é estabelecida entre os eletrodos fazendo com que as
partículas que passam por esse campo elétrico adquiram carga. As partículas carregadas
22
se movem para a parede de carga oposta, onde ficam acumuladas e o gás segue o seu
fluxo natural. O material particulado, então, é retirado dessas placas, periodicamente, e
transportado para o silo de cinzas. Os parâmetros de operação, que influenciam no
desempenho destes equipamentos, incluem a vazão mássica das cinzas, a distribuição
granulométrica, a resistividade elétrica e também a tensão e corrente aplicadas. Têm
eficiência de remoção entre 96,5 e 99%. (HOFFMANN, 2013).
Os filtros de manga (Figura 12) operam segundo os mesmos princípios dos
aspiradores de pó residenciais. O fluxo de ar carregado com partículas é forçado por uma
passagem na qual uma bolsa de pano é encontrada. Com essa passagem do fluxo através
do pano, as partículas ficam acumuladas criando assim um fluxo de gás limpo. Os filtros
são subdivididos em três tipos, conforme o tipo de regeneração, ou seja, a forma com que
a remoção das partículas retidas no filtro é feita. Pode ser pelo método reverse gas, que
utiliza um gás limpo percorrendo no sentido inverso do fluxo do gás de combustão; pelo
método pulse jet que aplica jatos de gás pulsantes; pelo método shake and deflate, que
interrompe a corrente de gás para provocar a deflação do filtro e, em seguida, agitá-lo
(CASTELO BRANCO, 2012). Possuem eficiência de remoção entre 99,8 e 99,9%
(HOFFMANN, 2013).
23
Figura 12 - Filtros de manga instalados em uma UTE (Fonte: IEMA, 2016)
2.5 Sistema de Arrefecimento
As UTEs convertem a energia química contida no combustível em energia elétrica.
Como não é possível transformar todo o calor inserido na máquina térmica em trabalho
(2ª Lei), o calor rejeitado deve ser removido e dissipado para o meio ambiente. Assim, o
resfriamento é necessário, sendo o método mais simples através da utilização da água
como meio de transferência de calor. Existem basicamente dois tipos de tecnologias de
arrefecimento com água: o ciclo aberto (once-through) e o ciclo fechado (FEELEY III et
al, 2008).
O sistema de ciclo aberto é o mais simples. A água tratada é proveniente de rios,
lagos ou mar. Após o resfriamento do exausto via trocador de calor, essa água é retornada
para a fonte. A quantidade de água necessária é alta, porém retorna ao corpo receptor com
altas temperaturas entre 15 oC e 30 oC (ARROYO, 2018).
24
Por sua vez, em sistemas de ciclo fechado (ou recirculação), as configurações são
utilizadas: torre úmida (recirculação úmida) e air cooled (recirculação seca). Para o
sistema de recirculação úmida (Figura 13), a água depois de utilizada no condensador da
planta termelétrica, é resfriada por uma corrente de ascendente de ar numa torre de
resfriamento, podendo o ingresso do ar ser natural (mediante construção de torres de
grande tamanho) ou mecânico (utilizando ventiladores) (ARROYO, 2018). A água
resfriada, portanto, volta para o processo de condensação. Na torre úmida acontece a troca
de calor com a atmosfera, devido ao calor latente de evaporação da água, havendo perdas
de uma quantidade de água necessária pelo sistema (ARROYO, 2018). Devido a
evaporação ocorre um aumento na concentração de minerais e sedimentos, gerando
perdas de água pela purga gerada no processo, com finalidade de manter o desempenho
do sistema de resfriamento (ARROYO, 2018). Um sistema de torre úmida precisa,
portanto, de reposição de água (make-up), devido à evaporação e a purga que ocorre no
processo.
Figura 13- Torre de arrefecimento (Fonte: HOFFMANN, 2013)
25
Sistemas de arrefecimento com recirculação seca (air cooled) são aplicáveis em
regiões onde não há disponibilidade de água. É composto pelo mesmo princípio da torre
úmida, só que ao invés de utilizar água como meio de transferência de calor, utiliza o
próprio ar através do processo de convecção. Para forçar a convecção e aumentar a
capacidade de resfriamento do sistema, ventiladores são utilizados ocasionando um maior
consumo de energia pela planta. Pode-se ainda ter um sistema hibrido, onde a carga de
resfriamento do ciclo a vapor ocorre numa torre de resfriamento seco, enquanto as demais
cargas de resfriamento são atendidas por um sistema úmido aberto ou fechado.
(HOFFMANN, 2013)
2.6 Captura e armazenamento de carbono (CCS)
O gás carbônico (CO2) é o principal gás causador do efeito estufa de origem
antropogênico, devido, sobretudo, ao seu tempo de permanência na atmosfera e à
quantidade de CO2 emitida por máquinas térmicas (SABINE, et al,2004). Como uma
usina termelétrica emite CO2, ao realizar a combustão na caldeira, uma maneira de reduzir
essas emissões é através da captura do gás liberado pela combustão.
A tecnologia de captura de CO2 pode ser realizada em três cenários: captura via
pré-combustão, oxi-combustão e pós-combustão. No processo de captura de CO2 na pré-
combustão, como o próprio nome já diz, o sistema promove a captura do carbono antes
de sua combustão. Neste caso, o processo básico inclui a gaseificação do combustível.
Ou seja, o combustível, primeiramente, reage com o ar ou oxigênio produzindo um gás
de síntese, uma mistura composta de CO, CO2 e H2. O processo de pré-combustão visa a
remoção do CO2 do gás de síntese, enquanto a mistura rica em hidrogênio segue para ser
queimada numa turbina a gás capaz de operar com H2. Para evitar a formação de CO2
pela queima de CO é usual utilizar a conversão Shift, em que o monóxido de carbono
26
reage com o vapor d´água, formando dióxido de carbono e mais hidrogênio. (ROCHEDO,
2011)
O processo de oxi-combustão se refere à combustão com oxigênio puro (ou até
mesmo com ar rico em oxigênio), ao invés de ar, produzindo um gás de exaustão que
consiste essencialmente CO2 e água. Com isso, a concentração de nitrogênio é pequena
se comparada à combustão com ar. Neste caso, a separação do dióxido de carbono é
simplificada, sendo necessária apenas a condensação da água e, eventualmente, uma etapa
de purificação da corrente rica em CO2, dependendo da aplicação. No entanto, duas
dificuldades básicas são encontradas no processo de oxi-combustão. O processo de
separação do oxigênio do ar envolve custo de capital e operacional (consumo energético)
para a usina (ROCHEDO, 2011). O outro ponto desfavorável é que o processo apresenta
uma limitação tecnológicas acerca dos materiais para os internos de forno e equipamentos,
de modo a suportar o aumento da temperatura em resposta à queima com oxigênio
concentrado (ROCHEDO, 2011). Uma solução é o reciclo da corrente rica em CO2, após
a condensação da água, para a caldeira. O CO2 age como um diluente térmico, diminuindo
a temperatura e, além de manter altas pressões parciais de carbono, diferentemente do uso
do N2 como diluente, ajuda a inibir a formação de nitrogênio e enxofre (ROCHEDO,
2011).
Finalmente, o processo de controle de CO2 na pós-combustão pode ser visto como
um processo add-on à planta de geração de energia elétrica e é similar a outros
tratamentos de exausto, que podem estar presentes na planta sem captura. É o método
mais consolidado para plantas que utilizam o ciclo a vapor, sendo assim mais fácil de ser
implementado em plantas existentes (retrofit).
Diversas tecnologias estão disponíveis para a separação de CO2 e são baseadas
em diferentes processos físico-químicos incluindo absorção (química e física), adsorção
27
em sólidos, separação criogênica e separação por membranas. A separação criogênica é
muito energo-intensiva e por consequência, cara demais. Esta só está disponível em
plantas que utilizam a oxi-combustão, logo é necessário que se utilize um sistema de
separação de ar (ASU – Air Separation Unit), para que o oxigênio seja separado do ar,
para a combustão ocorrer (HOFFMANN, 2010).
A adsorção em sólidos ainda não é compatível com o processamento de grandes
volumes. A separação por membranas possui uma série de vantagens em comparação às
tecnologias de absorção e adsorção, como sua simples manutenção, seu baixo consumo
de energia devido à ausência de transições de fase e sua alta confiabilidade, contudo essa
tecnologia ainda não está disponível para aplicações em escala industrial (HOFFMANN,
2010).
Atualmente a captura por absorção química é o método mais maduro de pós-
captura de CO2 em UTEs operando em ciclo Rankine (CASTELO BRANCO, 2012). A
captura de carbono por absorção química consiste em utilizar um solvente que reage, de
forma reversível, com o soluto, no caso CO2. O processo envolve duas etapas, uma de
absorção, na qual o dióxido de carbono é transferido do gás de exaustão para o solvente,
e, em seguida, uma etapa de dessorção (stripping), onde ocorre a regeneração do solvente
e recuperação do CO2, que retorna para fase gasosa (CASTELO BRANCO, 2012). Os
solventes mais aplicados são misturas de aminas. Em especial utilizam-se o MEA
(monoetanolamina) e MDEA (metildietanolamina). Esses solventes são bases, MEA é
uma base mais forte que o MDEA e, portanto, forma ligações mais fortes com o CO2,
sendo empregada quando se precisa de uma alta taxa de remoção. O gás de exausto deve
ter baixas concentrações de NOx e SOx, pois a amina reage com eles gerando um sal não
regenerável e estável. Logo, antes do processo de captura do CO2, deve ocorrer a remoção
quase completa de NOx e SOx.
28
A escolha do solvente deve ser baseada em algumas características como
(CASTELO BRANCO, 2012):
• Quanto maior a capacidade de absorção do solvente, maior será a eficiência
na operação, podendo assim reduzir a quantidade de solvente utilizado e as
dimensões dos equipamentos
• Para evitar perdas relevantes de solvente por evaporação no processo de
regeneração, uma baixa volatilidade é necessária
• Para que a velocidade de absorção e a transferência de calor sejam elevadas
e o consumo de energia para transferência de massa seja reduzido, uma
baixa viscosidade é necessária
• Baixo custo do solvente e equipamentos
• Solventes com maiores resistências à degradação, ou seja, maior
estabilidade química, reduzem os custos de reposição (make-up)
• Solvente com baixa corrosividade evita a diminuição da vida útil dos
equipamentos ou até mesmo a utilização de materiais mais nobres na
construção
29
Figura 14 - Esquema típico de um sistema de absorção química de dióxido de carbono. (Fonte: FERON,
2010)
O sistema de absorção química é ilustrado na Figura 14. Ele consiste em dois
elementos principais: coluna de absorção onde o CO2 é removido; e coluna de
regeneração (stripper) onde o CO2 é liberado em alta concentração e o solvente é
recuperado.
Uma instalação de remoção de CO2 opera geralmente em condições que
apresentam uma taxa de remoção de 90%. Quando é exigida uma taxa menor de captura,
a boa prática não é a diminuição da eficiência do equipamento de remoção, mas a
instalação de um by-pass, ou seja, a separação das correntes em duas partes, uma que
passará pela unidade de remoção de CO2 e outra que passará para a chaminé (CASTELO
BRANCO, 2012).
30
Na etapa de absorção, os gases de exaustão seguem um fluxo ascendente na
coluna de absorção, em contracorrente com o solvente químico. O solvente reage com o
CO2 formando um composto com ligação fraca (carbamato). Os gases purificados
(scrubber gases), sem a presença de dióxido de carbono, são lavados e expelidos para a
atmosfera (RAO, 2002). As reações químicas que ocorrem durante a absorção do dióxido
de carbono em MEA e na regeneração do solvente estão descritas abaixo (CASTELO
BRANCO, 2012):
2R-NH2 + CO2 ➔ R-NH3+ + R-NH-COO- eq. 2
R-NH-COO- + R-NH3+ + calor ➔ CO2 + 2R-NH2 eq.3
Onde,
R = HO-CH2CH2
O solvente apresenta uma afinidade grande para reagir com o SO2, com o qual
forma sais termicamente estáveis, que não podem ser regenerados e precisam ser retirados
do sistema. Para evitar a degradação do solvente, o teor de SO2 precisa ser reduzido o
máximo possível e, assim, as plantas termelétricas precisam adicionar uma segunda etapa
de remoção de SO2, chamado de SO2 polisher (CASTELO BRANCO, 2012). Trata-se
normalmente de um lavador que utiliza solução de soda caustica (NaOH) a 20%. Pode
ser instalado como compartimento da torre onde é realizada a dessulfurização principal
ou como uma torre separada.
31
O processo de absorção química tem o seu equilíbrio afetado pela temperatura,
dado que a solubilidade de CO2 é um processo exotérmico. Isto é, a absorção no solvente
aumenta com a redução de temperatura. Com isso, o gás de exaustão deve ser arrefecido
para temperaturas por volta de 45 oC. Isto ocorre em um cooler de contato direto (DCC –
Direct Contact Cooler), que é uma coluna onde o gás de exaustão é resfriado abaixo da
temperatura exigida no absorvedor, de forma a considerar o aquecimento do ar no
ventilador (necessário para superar a queda de pressão no absorvedor de CO2). O DCC
pode ser projetado para, ao mesmo tempo, cumprir a função de SO2 polisher (CASTELO
BRANCO, 2012).
O processo de absorção química requer geralmente um alto consumo de energia,
sobretudo, térmica, dado que os processos de absorção e regeneração são controlados por
temperatura. Assim, observa-se uma penalidade energética em torno de 4 GJ/t de CO2
para o solvente MEA (ROCHEDO, 2011), na UTE.
Após a absorção, ocorre a separação do CO2 do solvente. Este processo ocorre no
stripper, que se trata de uma coluna de diferentes compartimentos de pratos. O solvente
rico de CO2 entra no stripper, após um pré-aquecimento. No stripper, o solvente percorre
a coluna de cima para baixo, em contracorrente com uma corrente de vapor de água e
CO2 que foi evaporado no reboiler. O reboiler encontra-se no fundo da coluna. Nessa
unidade, devido a adição de calor, a maior parte das ligações do solvente e CO2 é quebrada
e o CO2 deixa o solvente. O solvente regenerado sai do stripper no fundo da coluna e
segue para um trocador de calor, onde o pré-aquecimento do solvente rico é realizado. O
solvente regenerado segue para um resfriador onde é arrefecido até 40 oC (HOFFMANN,
2013) e volta para o processo de absorção.
O vapor quente no topo do stripper contem principalmente CO2 e vapor d’agua,
com uma pequena quantidade de vapor de solvente. Este vapor segue para o condensador,
32
onde a grande parte da água e do solvente se condensam. A corrente, então, segue para o
tambor de refluxo do stripper, onde vapor e liquido são separados (HOFFMANN, 2013).
O solvente regenerado é retirado do fundo da coluna e segue para o trocador onde
é arrefecido contra o solvente rico que sai do absorvedor. Uma pequena parte da corrente
que sai do fundo do stripper é desviada para o reclaimer, cuja funcionalidade é a
recuperação do solvente degradado, ou seja, aquele que formou sais termicamente
estáveis. Este solvente degradado reage com a soda caustica liberando o solvente de
ligações com óxidos de enxofre, devido ao seu forte caráter básico (HOFFMANN, 2013).
O solvente regenerado evapora então e volta ao circuito de absorção. O processo do
reclaimer é essencial para a redução de corrosão e incrustação no sistema do solvente
(HOFFMANN, 2013). Os resíduos do reclaimer são imediatamente resfriados com água
de resfriamento da UTE e descarregadas num tanque (HOFFMANN, 2013).
A corrente que não foi condensada consiste quase exclusivamente de CO2 e segue
para a unidade de secagem e compressão, tipicamente à pressão de 150 bar (cerca de 15
MPa) (ROCHEDO, 2011) para transporte e armazenamento ou então como insumo de
algum processo industrial (RAO, 2002).
O armazenamento pode ser feito em diferentes locais: reservatório geológico, em
aquíferos salinos, em minas de carvão, em reservatórios de petróleo e gás deplecionados
e maduros (para recuperação avançada de petróleo – EOR/EGR – Enhanced Oil
Recovery/ Enhanced Gas Recovery) e a injeção direta nos oceanos (ASPELLUND;
JORDAL, 2007).
Um ponto chave de sistemas CCS com amina é a alta quantidade de calor
necessária para a regeneração do solvente, em torno de 4 GJ/t de CO2 para o solvente
MEA (ROCHEDO, 2011), como antes explicitado. Esse calor é tipicamente retirado do
ciclo a vapor reduzindo, assim, a eficiência térmica da planta. Além disso, uma
33
quantidade de energia é necessária para a compressão do dióxido de carbono capturado
para o transporte pela tubulação e posterior armazenamento, tipicamente em reservatórios
geológicos (RAO, 2002). Tipicamente, a pressão de compressão do CO2 para o transporte
por tubulações é de cerca de 150 bar (15 MPa) (ROCHEDO, 2011). Dessa forma, o
mínimo trabalho de compressão de 1 até 150 bar é de cerca de 61,9 kWh/t (0,223 GJ/t)
(ROCHEDO, 2011)
Note-se aqui que a penalidade energética é a redução da energia disponível para a
geração de energia elétrica devido ao consumo parasítico da planta de captura de carbono.
As equações abaixo apresentam, respectivamente, a Penalidade Energética (PE), que é a
perda proporcional na potência de saída da planta em referência ao caso sem a utilização
do CCS, e a Penalidade de Eficiência (Pef.), que é a redução na eficiência da planta
(CASTELO BRANCO, 2012).
PE =(Potência de saída sem CCS−Potência de saída com o CCS)
Potência de saída sem o CCS𝑥100 eq.4
Pef. = Eficiência sem CCS (%) - Eficiência com CCS (%) eq.5
Os valores de penalidade energética estimados para uma planta a ciclo a vapor
com captura de carbono se encontram no intervalo entre 15 e 28%. As penalidades de
eficiência mais comumente simuladas na literatura se encontram no intervalo de 8 a 16%
(CASTELO BRANCO, 2012). Vale ressaltar que os resultados das penalidades
energéticas dependem da eficiência da planta, do percentual de CO2 capturado e do tipo
de combustível utilizado, que influencia na máxima eficiência da planta de geração de
energia.
34
Existem dois processos comercialmente utilizados para a separação de CO2
baseados em aminas: o Ecoamine FG PlusSM Process (EFG) e o ABB Lummus Crest MEA
Process (CASTELO BRANCO, 2012). Estes processos visam o desenvolvimento de
aminas alternativas para redução da energia necessária para a regeneração e a redução da
corrosividade.
O Ecoamine FG PlusSM Process (EFG) é uma tecnologia da empresa Fluor. Os
processos convencionais que operam com MEA trabalham com concentrações de 18 a
20% (base mássica). Já nesse processo o solvente tem como base a solução aquosa de
MEA a 30% (base mássica) e utiliza um inibidor de O2. O inibidor tem a função de reduzir
a degradação do solvente e reduzir a corrosão do equipamento (ROCHEDO, 2011). A
tecnologia é a primeira e mais difundida para a remoção de CO2 de gases de combustão
com alto teor de O2 (CASTELO BRANCO, 2012).
O ABB Lummus Crest MEA Process utiliza também uma solução aquosa de MEA,
porém com uma concentração inferior ao processo EFG, 15 a 20% (base mássica), e sem
a utilização de um inibidor. Por ter uma concentração inferior tem um maior custo de
capital por conta da necessidade de maiores equipamentos e maior consumo de energia
por causa da maior quantidade de água dissolvida por unidade de solvente (CASTELO
BRANCO, 2012).
Após a descrição dos aspectos tecnológicos principais do caso a ser estudado neste
trabalho, o próximo capítulo se dedica a detalhar o método adotado para simulação da
UTE a biomassa de interesse.
35
3. Metodologia
3.1 Software IECM
Este estudo utilizou, nas simulações de balanço material e energético de UTE, ao
ferramenta computacional (software) Integrated Environmental Control Model – IECM
– versão 11.2. O IECM é uma ferramenta de simulação (software) que realiza a análise
sistemática de custos e performance dos equipamentos de controle de emissões em plantas
termelétricas a carvão e/ou a gás natural. Ele permite que o usuário configure a planta
para ser modelada com diversas tecnologias de controle de poluentes e de captura de
carbono.
O IECM foi criado pelo Departamento de Engenharia e Políticas Públicas
(Department of Engineering & Public Policy (EPP)) da Carnegie Mellon University
(CMU), localizada na cidade de Pittsburgh nos Estados Unidos, tendo como suporte o
Departamento de Energia dos EUA e também do laboratório associado NETL – National
Energy Technology Laboratory (CMU, 2018).
Como antes explicitado, o software foi originalmente desenvolvido para utilização
do carvão ou gás natural como combustível na planta; contudo, é possível trabalhar com
biomassa, ajustando-se as propriedades químicas do combustível, e térmicas da UTE.
Além disso, também é possível inserir as características das cinzas geradas pelo
combustível.
Para quantificar o desempenho global da usina, a quantidade de consumíveis
(água, combustível, ar, reagentes químicos...) necessários e as emissões atmosféricas, o
IECM utiliza equações de balanço de energia e massa. Além disso, o modelo apresenta
36
os valores por componente da planta, como vazão de exaustão, condições de temperatura
e pressão, permitindo a verificação do desempenho por componente.
Para começar a simulação deve-se escolher uma das três tecnologias de geração
de energia elétrica: combustão em caldeira (PC (Pulverized Coal) Boiler), IGCC
(Integrated Gasification & Combined Cycle), NGCC (Natural Gas Combined Cycle). Em
seguida, o modelo permite que se configurem as diversas tecnologias de controle de
emissões de NOx, SOx e mercúrio, de controle de material particulado e, por fim, de
captura de CO2 (CCS – Carbon Capture and Storage).
Após isso determinam-se os parâmetros de operação de cada componente, como
as propriedades e tipo do combustível, a potência da planta, condição de vapor gerado,
quantidade de excesso de ar na caldeira. O próprio modelo também informa os valores
limite no qual cada equipamento pode funcionar.
3.2 Funcionamento do software
Utilizando o software IECM versão 11.2, é possível realizar simulações de
diversos tipos de termelétricas, seja através da criação de uma nova planta ou, então, a
partir de plantas já existentes, o que configura, portanto, um caso de retrofiting.
Primeiramente, o usuário deve abrir uma nova sessão no simulador, escolhendo o
tipo da planta a ser analisado: PC (Pulverized Coal), NGCC (Natural Gas Combined
Cycle) ou IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle). Para esse trabalho, foi
escolhido o tipo de planta PC e as informações seguintes serão todas relativas a ela.
A partir disso, a janela de configurações de design da planta é aberta. Nessa janela
o usuário seleciona as tecnologias de controle de NOx (durante a combustão e na pós-
combustão), o controle de mercúrio, de material particulado, de enxofre e também a
captura de CO2. Além disso, o usuário seleciona como que será o sistema de resfriamento
37
do sistema e o tratamento da água residual e das cinzas volantes. O usuário também pode
utilizar configurações de plantas pré-existentes no modelo, no qual as tecnologias de
controle serão selecionadas automaticamente (Figura 15).
Figura 15 - Configuração da planta sem captura (Fonte: CMU, 2018)
Em seguida, o usuário deve ir para a aba Plant Location, onde é definido o local
em que a UTE será instalada. Com isso, os valores de custos dos equipamentos e mão-
de-obra são determinadas de acordo com a região escolhida. O software foi desenvolvido
para ser utilizado em simulações nos EUA; contudo, é possível selecionar uma região
chamada de Other, no qual o usuário define estes parâmetros.
Em seguida, o usuário define na aba Set Parameters os parâmetros da planta como
temperatura ambiente, pressão, umidade relativa, potência instalada e também as
configurações dos equipamentos de controle e da planta base, que foram selecionados no
início.
38
O software foi desenvolvido para trabalhar com carvão, no caso da opção PC, e,
por padrão, é selecionado o Appalachian Medium Sulfur, um carvão betuminoso.
Contudo, é possível modificar o combustível para o desejado. Na aba Fuel, o usuário
insere as propriedades químicas do combustível e das cinzas e também o poder calorifico.
No Brasil, a biomassa, torna-se atrativa principalmente na região Sul e Sudeste,
pois são nessas localidades onde se encontram os maiores potenciais de geração de
energia elétrica. Tendo em vista esse cenário, o bagaço da cana-de-açúcar foi escolhido
como combustível, visto que o setor sucroalcooleiro gera uma quantidade grande de
resíduos que podem ser aproveitados (ver a introdução deste estudo)
As informações da composição química e das cinzas geradas pela queima de
bagaço de cana de açúcar foram obtidas através do banco de dados Phyllis2 do Centro de
Pesquisas de Energia da Holanda (Enery Research Centre of Netherlands - ECN), onde
o percentual é dado em massa em base úmida (Tabela 2).
39
Tabela 2 - Composição bagaço cana-de-açúcar #894 (FONTE: Phyllis2, 2018)
Bagaço de cana de açúcar #894
Propriedades do Combustível Unidade
(% massa)
Umidade 10,39
Cinzas 2,19
Matéria volátil 76,72
Carbono fixo 10,71
Composição química do combustível
Carbono 43,59
Hidrogênio 5,26
Nitrogênio 0,14
Enxofre 0,04
Oxigênio 38,37
Composição química das cinzas
SO3 2,08
P205 2,72
SiO2 46,61
Fe2O3 14,14
Al2O3 17,69
CaO 4,47
MgO 3,33
Na2O 0,79
K2O 4,15
TiO2 2,63
Poderes caloríficos
Poder calorifico inferior (PCI) MJ/kg 15,62
Poder calorifico superior (PCS) MJ/kg 17,02
Na aba Overall Plant, define-se a potência instalada da planta, o fator de
capacidade, a temperatura ambiente, a pressão atmosférica e a umidade relativa (Figura
17). Para tanto, é necessário escolher a localidade da planta. A cidade de Campinas foi
escolhida para as simulações da UTE, pois situa-se na região Sudeste do Brasil.
40
Para a cidade de Campinas, a pressão atmosférica média é de 0,094 MPa e a
temperatura média de 22,5 oC (CEPAGRI, 2018).
Figura 16 - Temperaturas máxima, media e mínima mensais de 1990 a 2018 (FONTE: CEPAGRI, 2018)
O fator de capacidade (FC) para as usinas termelétricas é a relação entre a potência
média obtida ao longo de um ano pela potência instalada da usina. Isso reflete o uso da
energia ao longo dos meses do ano e a disponibilidade de energia para consumo.
FC =energia produzida (kWh/a)
capacidade instalada (kW)𝑥(8760ℎ/𝑎) eq.6
Assim, para as simulações, o fator de capacidade foi de 80%, que está compatível
com o fator de capacidade de 85% esperado para 2050 (TOLMASQUIM, 2016).
41
Figura 17 – Aba de performance da UTE (FONTE: CMU, 2018)
Na aba Base Plant, definem-se as características da planta base, ou seja, a planta
sem a unidade CCS. Nessa aba, a potência bruta, a operação da caldeira (subcrítica,
supercrítica e ultra supercrítica), o tipo da caldeira (tangencial, de parede ou de ciclone)
e as temperaturas de saída da caldeira são selecionadas. Nessa aba pode-se ver, também,
a representação do esquema do ciclo Rankine e da caldeira (Figura 18).
42
Figura 18 - Esquema do ciclo a vapor (FONTE: CMU, 2018)
O software dá as opções para escolha de caldeiras do tipo tangencial, parede
e ciclone (Figura 19). Na caldeira do tipo tangencial, a combustão acontece em todos
os quatro cantos do forno. Na do tipo de parede, os queimadores estão localizados
nas paredes da caldeira. E por fim, na do tipo ciclone, as partículas de combustível
entram na caldeira girando em uma forma de um ciclone e a turbulência faz com que
exista um contato maior entre as moléculas do ar e da superfície do combustível.
43
Figura 19 - Esquema da caldeira (Fonte: CMU, 2018)
Na aba NOx Control (Figura 20), as configurações, tanto do controle durante
combustão e na pós-combustão são realizadas. Para o controle durante a combustão, o
LNB (Low NOx Burners) é o padrão do modelo, contudo existe também disponível os
LNB & OFA (Low NOx Burners with Overfire), que é um incremento ao LNB para reduzir
a formação de NOx em caldeiras do tipo tangencial e de parede, separando mais o local
de injeção de ar. Neste caso, uma porção de ar secundário usado pelo LNB é desviada
para as portas de injeção localizadas acima da zona de combustão primaria.
Para o controle na pós-combustão, o software dá as opções de escolher SNRC
(Selective non-catalytic Reduction), no qual o reagente padrão é a ureia, mas também
pode ser escolhida a amônia, ou o SCR (Selective Catalytic Reduction), que utiliza
amônia como reagente. A configuração de substituição dos catalisadores para o SCR pode
ser configurada para que seja feita individualmente (each) ou todas as camadas de uma
vez (all). Por padrão, a configuração é a individual. Substituindo individualmente,
44
aumenta a vida útil do catalisador, diminuindo assim o intervalo de substituição (CMU,
2018).
Figura 20 - Aba de configuração de substituição do catalisador para o SCR (FONTE: CMU, 2018)
Os parâmetros de performance do SCR (Figura 21) são definidos na aba de
performance do SCR, onde a eficiência de remoção de NOx, por padrão, é 90% e sem
remoção de material particulado.
Figura 21 - Esquema do SCR (Fonte: CMU, 2018)
Para o controle de material particulado, duas tecnologias estão disponíveis no
software: precipitadores eletrostáticos e filtro manga (Figura 22). Para configurar os
parâmetros dos equipamentos, o usuário deve ir na aba TSP Control. Caso seja
45
selecionado o precipitador eletrostático, o usuário deve selecionar os parâmetros de
performance como a eficiência de remoção desejada e o espaço da placa coletora. Caso
utilize o filtro manga, é necessário primeiramente escolher o tipo. O software permite a
escolha de quatro tipos: RG (Reverse gas), RG + S (Reverse gas with sonic), Sh + D
(Shake and Deflate) e PJ (Pulse-jet). Em seguida, o usuário deve selecionar os parâmetros
de performance como o tamanho e vida útil esperada para o filtro.
Figura 22 - Esquema de filtro manga para remoção de material particulado (Fonte: CMU, 2018)
Para o controle de SO2, o usuário tem duas opões de tecnologias: dessulfurização
com spray dryer e dessulfurização úmida (Figura 23). Na aba SO2 Control, o usuário
configura o selecionando apenas o reagente para a dessulfurização com spray dryer e
depois os parâmetros de performance como a eficiência de remoção. Na dessulfurização
úmida na parte de configuração do sistema, seleciona-se o tipo de reagente que, por
padrão, é calcário. Contudo, há as opções de calcário com aditivos ou cal. Além disso,
pode-se utilizar um bypass para o controle do gás de combustão (por padrão, o modelo
46
seleciona sem bypass) e também um separador de gotículas para o gás de combustão na
saída (por padrão, o modelo seleciona sem o separador).
Figura 23 - Esquema do dessulfurizador úmido (Fonte: CMU, 2018)
Para o sistema de arrefecimento da UTE, o modelo oferece três alternativas
de tecnologia para a planta: torre úmida, condensador seco ou sistema hibrido. Para
o arrefecimento as simulações foram feitas utilizando o sistema de torre úmida. Na
aba Water Systems (Figura 24), o usuário seleciona o tipo de controle de fluxo de ar
(por padrão, é o controle forçado que utiliza um ventilador para que o ar entre na
torre), e o sistema de tratamento de água de make-up e de água de slip stream (água
que ser perdida na tubulação). Na configuração do sistema, definem-se as perdas na
torre e a temperatura da entrada de água.
47
Figura 24 - Esquema da torre de recirculação úmida (Fonte: CMU, 2018)
Para o sistema de captura e armazenamento de carbono, o software fornece as
seguintes opções: absorção química (amônia ou amina), adsorção em sólidos, separação
criogênica e separação por membranas. Para cada tecnologia escolhida deve realizar as
suas configurações na aba CO2 Capture, Transport & Storage. Como não é o propósito
desse trabalho mostrar o funcionamento do software para todas as tecnologias listadas,
será exemplificado com o sistema de absorção química, especificamente o sistema de
amina (Figura 25).
48
Figura 25 - Esquema de um sistema de CCS por absorção química (Fonte: CMU, 2018)
No menu de configurações do sistema de CCS, o usuário deve selecionar o tipo
de absorvedor para o processo: MEA (que utiliza a monoetanolamina como solvente),
FG+ (processo da empresa Fluor que utiliza MEA a 30% (base mássica)) ou Cansolv
(processo da empresa Shell). Depois, deve selecionar se irá usar uma caldeira a gás
auxiliar para que a capacidade de geração de energia elétrica da planta não seja
drasticamente afetada (o padrão é a não utilização).
Em seguida, o usuário deve selecionar o tipo de compressor (seis ou oito estágios)
para a compressão do CO2; e selecionar se terá bypass ou não (caso tenha, permite que o
purificador opere com eficiência total, enquanto permite que parte do gás de combustão
não seja tratado). Por fim, o usuário seleciona se utilizará um resfriador de contato direto
(direct contact cooler – DCC), que, por padrão, é configurado para resfriar o gás antes de
entrar no sistema, o que faz com que melhore a absorção do dióxido de carbono pelo
solvente; e se utilizará um polisher de SO2, para diminuir ainda mais o nível de enxofre
liberado para a atmosfera (Figura 26).
49
Figura 26 - Menu de configuração do sistema de CCS (Fonte: CMU, 2018)
No menu de performance do sistema de CCS seleciona-se a fração máxima de
remoção de CO2, que, por padrão, é 90%. No menu Capture do sistema de CCS,
seleciona-se ainda a eficiência do ventilador para aumentar a pressão o gás de combustão
resfriado, antes de entrar no absorvedor, e também da bomba para que o solvente entre
no absorvedor (por padrão, ambas são de 75%). Finalmente, no menu Pipeline Transport,
o usuário seleciona o tamanho do duto de transporte de CO2 (padrão de 100 km), assim
como a elevação (padrão de 0 m) até o reservatório e a rugosidade do material do duto
(padrão de 4,57 x 10-3 cm).
Como antes explicitado, o IECM foi usado neste estudo para a simulação de UTEs
a bagaço com e sem captura por absorção química, assumindo-se a localização da planta
em Campinas, diante da elevada produção de cana no centro-sul brasileiro (PORTUGAL-
PEREIRA et al, 2015). O próximo capítulo apresenta este estudo de caso propriamente
dito.
50
4. Estudo de Caso
Neste trabalho foram feitas duas simulações: uma planta nova sem CCS e uma
com CCS, a fim de compará-las. Em ambos os casos, o objetivo era que a termelétrica
tivesse a maior eficiência térmica possível. Para isso, as melhores tecnologias e processos
foram utilizados. As UTEs nesse trabalho foram simuladas utilizando as mesmas
tecnologias, equipamentos disponíveis e mesma potência bruta de 200 MW, apenas com
a introdução da captura de carbono para o segundo caso. Dessa forma, é possível fazer a
comparação entre os dois casos mais precisamente.
Os resultados encontrados foram relativos à potência liquida, que é a potência
disponível depois da utilização de parte da potência bruta gerada pelos equipamentos
auxiliares, como os equipamentos de controle de emissões atmosféricas da UTE.
Na planta base, ou seja, onde ocorre a combustão da biomassa na caldeira gerando
vapor e, com isso, promovendo trabalho na turbina para gerar energia elétrica, as
simulações foram feitas com o ciclo operando em condições supercríticas, pressão de 24,1
MPa e temperatura de 593,3 oC. Conforme explicado no item 2.1, as termelétricas que
operam em um ciclo a vapor com condições supercríticas possuem maior eficiência
térmica. Para a água o ponto crítico corresponde à pressão de 22,06 MPa e à temperatura
de 374 oC (BORGNAKKE, 2013).
Para os dois casos simulados, o controle de NOx, foi feito durante a combustão In-
Furnace Control com sistema de queimadores de baixo NOx com eficiência de 50%, a
fim de diminuir a quantidade de formação de NOx. Também foi utilizado o controle na
pós-combustão com redução seletiva catalítica (Selective Catalytic Reduction – SCR),
realizando a troca do catalisador individualmente, para aumentar a vida útil. A eficiência
de remoção de NOx calculada pelo modelo para ambos os casos foi de 56,96%.
51
Não obstante seu baixíssimo teor, o controle de emissões dos óxidos de enxofre,
SOx, é feito na pós-combustão. O processo utilizado para as simulações feitas foi o de
dessulfurização úmida com a utilização da cal para a reação com concentração de 94%
(em base úmida) e sem bypass.
Para o controle de partículas, as simulações foram feitas com filtros manga
utilizando a tecnologia de reverse gas, que utiliza um gás limpo percorrendo no sentido
inverso do fluxo do gás de combustão. Utilizando essa tecnologia, foi possível atingir a
eficiência de 95,76% na remoção do material particulado.
Para o sistema de arrefecimento das UTEs, a recirculação úmida foi utilizada pelo
fato de ter maior eficiência em comparação com sistemas de recirculação seca. A
temperatura de entrada da água foi de 32,2 oC, e saída de 21,1 oC. O ciclo de concentração
adotado correspondeu a 4 (GONDIM, 2014), tendo a descarga na torre de 95,96 t/h (caso
sem CCS) e de 153,1 t/h (caso com CCS).
Para o sistema de CCS, foi simulado com a utilização do processo de pós-
combustão por absorção química. Utilizou-se o processo Ecoamine FG PlusSM que é
comercialmente vendido pela empresa Fluor. Este processo trabalha com o solvente MEA
em solução aquosa de concentração de 30% (massa) e utiliza um inibidor de O2 para
reduzir a degradação do solvente e a corrosão dos equipamentos. O sistema utiliza um
cooler de contato direto juntamente com um SO2 polisher para retirar o oxido de enxofre
restante do gás de combustão a fim de reduzir a degradação do solvente.
O sistema, portanto, foi simulado sem a utilização de uma caldeira auxiliar e com
o solvente MEA em concentração de 30% (massa), uma carga de 0,19 mol de CO2/mol
de solvente e perda nominal de solvente de 0,3 kg/t de CO2.
Conservadoramente, diante do já baixo teor de enxofre do bagaço, foram
utilizadas uma unidade DCC (Direct Contact Cooler) e uma unidade extra de
52
dessulfurização (SO2 polisher), para que o gás entrasse na planta de captura com uma
concentração de 10 ppmv e a 45 oC.
A simulação foi simulada com 90% de captura de carbono, sendo considerado o
processamento de toda a corrente de exausto.
Para o armazenamento do dióxido de carbono, passa-se pelas operações de
compressão, transporte por dutos e por fim injeção em um reservatório apropriado. Para
tanto, na simulação realizada neste estudo, o CO2 separado foi comprimido até a pressão
de 13,79 MPa com a utilização de um compressor de 6 estágios com eficiência de 80%.
O transporte foi simulado com a utilização de duto até um reservatório geológico a uma
distância de 100 km, tendo na sua saída uma pressão de 10,64 MPa. Não foi utilizada
nenhuma bomba no duto, pela falta de necessidade de recompressão diante da distância
considerada e da perda de carga obtida. O consumo de energia calculado pelo modelo
para essa etapa foi de 93,01 kWh/t de CO2.
53
5.Resultados
Os resultados das duas simulações do estudo de caso antes apresentado são
mostrados nas tabelas 3 a 7, onde o caso 1 é a UTE sem captura de carbono e o caso 2 é
a UTE com o sistema de captura e sequestro de carbono.
Tabela 3 - Parâmetros simulados das UTEs no IECM (Fonte: CMU, 2018)
Parâmetros da UTE Caso 1
Sem CCS
Caso 2
com CCS Variação
Potência bruta (MW) 200 200
Potência liquida (MW) 185,2 158,6 -14,3%
Consumo Total de Biomassa (GJ/h) 1823 2269 24,5%
Gross Heat Rate, PCS (kJ/kWh) 9118 11340 24,5%
Net Heat Rate, PCS (kJ/kWh) 9848 14310 46,9%
Operação anual (horas) 7013 7013 0,0%
Eletricidade Anual Gerada (TWh/ano) 1,299 1,112 -14,3%
Eficiência Térmica, base PCS (%) 36,6 25,2 -31,1%
É visto pela simulação, que mesmo utilizando as melhores e tecnologias e
equipamentos disponíveis, a potência liquida gerada é menor. Isso ocorre, pois, o sistema
de CCS consome 20,45 MW. Esta penalidade energética se deve, sobretudo, ao consumo
de energia térmica para a regeneração do solvente no reboiler e reclaimer. No reboiler, a
energia é consumida pelo aquecimento e pela evaporação parcial do solvente, durante o
qual o CO2 é liberado do solvente. No reclaimer, o solvente é completamente evaporado,
para separar sais e outros contaminantes não voláteis do solvente. Porém, como a corrente
que passa no reclaimer é menor, o reboiler de fato apresenta um consumo maior.
Ademais, há o aumento de 68,7% no consumo de energia associado ao controle
de SOx devido à inserção do polisher no sistema para que diminua a degradação do
solvente. Além disso, um aumento de 124% no consumo de energia é visto no sistema de
arrefecimento, pois na planta com captura, a água de arrefecimento deve ser também
54
fornecida ao DCC, ao trocador de calor do solvente químico regenerado, ao resfriamento
intermediário do absorvedor, ao resfriamento dos condensadores de refluxo e ao
resfriamento do resíduo do reclaimer.
Como resultado síntese, a eficiência térmica da planta piora em 31,1% e o
consumo de combustível aumenta em 24,5%.
Tabela 4 - Consumo dos Sistemas das UTEs no IECM (Fonte: CMU, 2018)
Consumo dos Sistemas da UTE (MW) Caso 1 Caso 2 Variação
Planta Base 8,911 10,53 18,2%
Controle de NOx - SCR 1,113 1,378 23,8%
Controle de Partículas - Filtro Manga 0,7448 0,9267 24,4%
Controle de SOx - Dessulfurização úmida 1,561 2,515 68,7%
Sistema de Captura de Carbono 0 20,45 100,0%
Sistema de Arrefecimento 2,5 5,6 124,0%
Tabela 5 - Fluxo Mássico dos componentes químicos e do combustível no IECM (Fonte: CMU, 2018)
Componentes Químicos e Combustível
Fluxo Mássico (t/h) Caso 1 Caso 2 Variação
Biomassa 107,1 133,4 24,5%
Cal 0,0359 0,0736 104,6%
Solvente 0 0,0225 100,0%
Amônia 0,1929 0,2400 24,4%
55
Tabela 6 - Fluxo mássico dos sólidos e líquidos no IECM (Fonte: CMU, 2018)
Sólidos e Líquidos
Fluxo Mássico (t/h) Caso 1 Caso 2 Variação
Cinzas de fundo 1,768 2,200 24,4%
Cinzas flutuantes 0,5656 0,7038 24,5%
Sólidos do purificador eliminados 0,1269 0,2992 134,7%
Emissões de Partículas 0,0125 0,0078 -37,8%
Dióxido de Carbono Capturado 0 191,7 100,0%
Total 2,473 195 7785,1%
Make up 471,4 738,4 56,6%
Consumo de água na UTE 332,1 522,6 57,4%
Tabela 7 - Emissão dos gases das UTEs simuladas no IECM (Fonte: CMU, 2018)
Emissões de Gases
Total Emitido (t/h) Caso 1 Caso 2 Variação
Nitrogênio (N2) 522,4 650,1 24,5%
Oxigênio (O2) 31,6 39,3 24,4%
Vapor D`água (H2O) 122,5 152,5 24,4%
Dióxido de Carbono (CO2) 171,2 21,3 -87,6%
Dióxido de Enxofre (SO2) 0,03 0 -100,0%
Ácido Sulfúrico (equivalente ao SO3) 0,000042 0 -100,0%
Óxido Nítrico (NO) 0,2429 0,3022 24,5%
Dióxido de Nitrogênio (NO2) 0,0196 0 -100,0%
Amônia (NH3) 0,00088 0,00193 120,3%
Argônio (Ar) 8,91 11,08 24,5%
Total 856,90 874,59 2,1%
As emissões de CO2 com a introdução do sistema de CCS foram, assim, reduzidas
em 87,6%. O sistema foi simulado com 90% de captura, no entanto as emissões evitadas
devem considerar o fato de que a eficiência da planta foi reduzida com a introdução do
sistema de captura. Assim, maior quantidade de biomassa é necessária para gerar a mesma
energia elétrica e, consequentemente, mais CO2 é produzido.
56
6. Conclusões
Este projeto como teve como objetivo simular uma planta conceitual termelétrica
com combustão em caldeira a bagaço de cana de açúcar com captura de carbono. Assim,
foram feitas simulações em plantas sem e com captura de CO2, para comparar os
resultados.
As UTEs simuladas possuem uma potência bruta (instalada) de 200 MW. Contudo,
nem toda a energia produzida é disponível para a rede elétrica. Parte dessa energia é
utilizada para os processos da termelétrica como os controles de emissões e partículas.
As simulações estimaram uma potência liquida, ou seja a parcela de energia disponível
de energia de 185,2 MW para o caso sem captura e de 158,6 MW para o caso com captura.
Essa redução de 14,3% se deve à inserção do processo de CCS, que é um processo add-
on na planta, necessitando, portanto, de uma energia adicional para seu funcionamento.
Para que a UTE com CCS tenha a mesma potência liquida que a UTE sem captura,
é necessário que aumente a potência instalada da planta. Esse aumento, contudo, acarreta
em custos adicionais. Um maior consumo de combustível será necessário além de que os
equipamentos da planta terão que aumentar a sua capacidade de produção, o que envolve
a implementação de tecnologias mais modernas e mais caras.
Para tanto, o objetivo desse trabalho foi realizado, sendo que a introdução de um
sistema de captura de carbono resulta em diminuição da potência liquida gerada pela
planta e também numa redução da sua eficiência térmica.
Contudo, a emissão de CO2 para a atmosfera é reduzida significativamente.
Comparando com a planta sem captura que emite 171,2 t/h de CO2 para a atmosfera, a
planta com CCS emite apenas 21,3 t/h. A redução da eficiência térmica da UTE gera um
aumento da emissão de CO2 para a mesma energia gerada, ou seja, a massa de CO2 por
57
kWh. Por isso, a quantidade de emissões de dióxido de carbono evitada é inferior ao
percentual de 90% que é o CO2 capturado. Observou-se que a redução equivalente de
emissão de CO2 foi de 87,6%.
Além disso, com a utilização do sistema de captura de carbono, existe também a
inserção de um controle de SO2 (SO2 polisher) adicional na planta que reduz a 0 t/h de
emissão para os óxidos de enxofre. Esta é uma outra contribuição do sistema CCS aqui
considerado. A utilização da tecnologia CCS pode representar, portanto, um importante
instrumento para permitir a redução significativa de emissões dos gases do efeito estufa.
Para projetos futuros, análises de custos deveriam ser feitas. Primeiramente os
custos diretos ligados à instalação da planta de captura e, em seguida, o custo de aumentar
a potência instalada da planta para que não tenha diminuição da energia disponível para
a rede elétrica. Além disso, podem ser feitas outras simulações alterando o porte da planta
e também a cidade. Finalmente, tanto o tipo de caldeira, quanto o tipo de sistema de
captura poderia ser alterado, assim como a biomassa processada. Não obstante a
importância do bagaço de cana de açúcar no Brasil, vários outros resíduos industriais
poderiam ser simulados.
58
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