UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE - UFRN …...TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO / UFRN 3 ESTUDO DAS INOVAÇÕES NA ÁREA DA TURBINA A GÁS Trabalho de Conclusão de Curso,

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE - UFRN

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

CURSO DE ENGENHARIA QUÍMICA

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ESTUDO DAS INOVAÇÕES NA ÁREA DA TURBINA A GÁS

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO / UFRN

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Inácio Araújo Freire Neto

Matrícula - 2010050754

Orientador: Prof. Dr. Gilson Gomes de Medeiros

Natal/RN, Agosto de 2018.


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ESTUDO DAS INOVAÇÕES NA ÁREA DA TURBINA A GÁS

Trabalho de Conclusão de Curso, a fim de cumprir os

requisitos para obtenção da Graduação em Engenharia

Química, na Universidade Federal do Rio Grande do

Norte.

Banca Examinadora

ORIENTADOR: ________________________________________________

GILSON GOMES DE MEDEIROS

PROF. DR. - UFRN

EXAMINADOR: ________________________________________________

EXAMINADOR: ________________________________________________


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DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais, Ana Maria Freire de Araújo e Manoel

Cornélio de Aragão Mendes Neto, as minhas tias Ilzani Maria Freire, Isa

Maria Freire e Irani Maria Freire, que me deram muito apoio nos momentos

mais difíceis da minha vida e me educaram, assim como à minha avó Zilda de

Lima Freire, que foi uma grande companheira e sempre me ajudou nos

momentos mais difíceis desse trajeto. Enfim, agradeço por todo carinho e

confiança depositados em mim, para que fosse possível chegar até aqui. Vocês

foram essenciais nesta conquista!


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EPÍGRAFE

“As nuvens mudam sempre de posição, mas são sempre nuvens no céu. Assim

devemos ser todo dia, mutantes, porém leais com o que pensamos e sonhamos;

lembre-se, tudo se desmancha no ar, menos os pensamentos”. (Paulo Beleki)


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AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus, por ter me dado força e sabedoria para ter concluído e passado por cada

etapa deste trabalho, além de uma inspiração para a realização das minhas conquistas

profissionais, e ainda pela saúde, paz e por ter me guiado em minhas escolhas e decisões.

À minha mãe, Ana Maria Freire, que sempre buscou me fazer evoluir como pessoa, me

ajudando com qualquer obstáculo no caminho, desde o mais simples até o mais complicado.

À minha avó, Zilda de Lima Freire, que, com suas palavras de gentileza e sabedoria, me

permitiram percorrer o caminho a ser trilhado.

Gostaria de agradecer, também, ao Departamento de Engenharia Química pelo apoio

estrutural para o desenvolvimento com alto padrão do curso de Engenharia Química.

Agradeço, também, todo o apoio proporcionado pelo meu Prof. Dr. Gilson Gomes de

Medeiros, por ter aceitado me orientar e ter confiado que eu poderia realizar este trabalho

mesmo com todos os contratempos e obstáculos.

Aos meus amigos que estiveram presentes durante todo o curso de Engenharia Química e

passaram juntos comigo todas as dificuldades e glórias ao longo do caminho, muito obrigado.

E, por fim, tão importante quanto os demais, a todos as pessoas com quem tive contato

nessa jornada diretamente ou indiretamente, demais professores, assistentes técnicos

administrativos, familiares não citados anteriormente e aos demais.

MUITO OBRIGADO!


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RESUMO

A crise energética ocorrida nos anos 90, no Brasil, abriu os olhos da nação para a necessidade

de procurar por novas fontes de energia e processos que fossem mais rentáveis

economicamente e no âmbito ambiental. Para que se mudasse a forma como a energia era

produzida e distribuída, muitas pesquisas foram feitas em diversas áreas, sendo a de turbina a

gás uma das quais recebeu maior foco de atenção nos últimos anos. Nesse sentido, têm sido

desenvolvidos e implantados, nas últimas décadas, ciclos combinados com base no ciclo de

Brayton e ciclos regenerativos que permitem uma melhor utilização das turbinas a gás,

aumentando seu rendimento para valores acima de 50%. Além disso, têm tem sido produzidas

classes de turbinas a gás (E, F e H) com inovações que permitem a obtenção de rendimentos

ainda melhores, sendo a classe H capaz de obter potências de até 400 megawatts para geração

de energia. Este trabalho tem como objetivo apresentar as inovações que foram feitas nas

turbinas a gás nos últimos anos, além de mostrar um estudo detalhado de cada componente

que constitui a turbina a gás e como a mesma pode ser utilizada para a geração de energia

limpa e sustentável, chamando atenção para o processo de cogeração de turbinas, que permite

um maior aproveitamento da energia térmica no processo. No presente trabalho, é mostrado

também um caso de aplicação de turbina a gás num FPSO (Floating Production Storage and

Offloading), mostrando como as turbinas devem ser dimensionadas num caso real e as

potências operadas pela mesma. Também são enfocadas as turbinas de hidrogênio, que estão

apresentando cerca de 3-5% de melhoria em ciclos combinados, as turbinas avançadas de

combustão, ciclos de energias supercríticas, além de serem comentadas as tecnologias de

fabricação aditiva de impressão 3D, que têm ganhado destaque no mercado por permitir a

realização de projetos de turbinas digitalizados e a sua fabricação com objetivos funcionais.

Por fim, fez-se uma avaliação econômica das turbinas de classe E, F e H, mostrando o

desempenho econômico de cada uma delas.Ao final do estudo presente no trabalho percebeu-

se que as turbinas a gás de classe H apresentaram rendimentos bem mais elevados que as de

classe F em nível de geração de energia além de terem uma economia de combustível maior.

Palavras Chave: Turbinas a gás; rendimento; energia; inovações tecnológicas.


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ABSTRACT

The energy crisis that occurred in Brazil in the 1990s has opened the nation's eyes to the need

of searching for new sources of energy and processes that were more economically and

environmentally profitable. In order to change the way energy was distributed, researches

were made in several areas, the one of the gas turbine being one of those which received a

greater research focus over the years. For the focus of the gas turbine, it has been developed in

the past decades, combined cycles based on the Brayton cycle and regenerative cycles that

allow a better use of the gas turbines increasing their yield to values above 50%, besides these

cycles, it has been developed classes of gas turbines (E, F and H) which allow the turbine to

obtain even better yields, the class H being able to obtain power of 400 MegaWatts for power

generation. This essay aims to show the innovations that have been made in the gas turbines

in recent years, as well as to show a detailed study of each component that constitutes the gas

turbine and how it can be used to generate clean and sustainable energy, calling attention to

the process of cogeneration of turbines, which allows a greater use of thermal energy in the

process. In the present work it was also shown a case of the gas turbine application in a FPSO

(Floating Production Storage and Offloading) showing how the turbines should be

dimensioned in a real case and the powers operated by it. In this essay we also focused on the

hydrogen turbines that are presenting about 3-5% improvement in combined cycles, the

advanced combustion turbines, cycles of supercritical energies, besides commenting on the

additive manufacturing 3D printing technologies that has gained prominence in the market

that allow the operator to create projects of digitized turbines and turn them into really

functional objects. Finally, an economic evaluation of the class E, F and H turbines has been

made, showing the economic performance of each one of them.At the end of this study, it was

noticed that class H turbines show a better efficiency than class F turbines in power

generation and fuel cost.

Keywords: Gas Turbine, efficiency, energy, technological innovations.


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SUMÁRIO

1- Panorama energético brasileiro .................................................................................. 11

1.1-Contexto econômico ................................................................................................. 11

1.2- Formas de geração de energia ................................................................................. 14

1.2.1 - Energia hidrelétrica ............................................................................................. 14

1.2.2 - Energia Solar ....................................................................................................... 15

1.2.3 - Energia Eólica ..................................................................................................... 16

1.2.4 - Termelétricas ....................................................................................................... 18

1.3-Estimativas ............................................................................................................... 19

2- Turbinas a gás: histórico, descrição e funcionamento................................................ 21

2.1-Origem da turbina a gás ........................................................................................... 21

2.2- Funcionamento do ciclo Brayton ............................................................................ 25

2.3 – Componentes de uma turbina a gás ....................................................................... 27

2.3.1 - Caixa de filtragem ............................................................................................... 27

2.3.2 - Compressor ......................................................................................................... 28

2.3.3 - Câmara de combustão ......................................................................................... 29

2.3.4 - Turbina de potência ............................................................................................. 30

2.3.5 - Outros equipamentos ........................................................................................... 30

3 – Cogeração ................................................................................................................. 31

3.1 – Definição de cogeração ......................................................................................... 31

3.2 – Ciclos de cogeração ............................................................................................... 33

3.2.1 – Configuração topping ......................................................................................... 33

3.2.2 – Configuração bottoming ..................................................................................... 33

3.3 – Tecnologias de recuperação de calor ..................................................................... 34

3.3.1 – Trocadores de calor ............................................................................................ 34


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3.3.2 – Caldeiras ............................................................................................................. 36

3.3.2.1 – Caldeiras flamotubulares ................................................................................. 36

3.3.2.2 – Caldeiras aquatubulares ................................................................................... 36

3.4 – Funcionamento da turbina a gás com cogeração ................................................... 38

4 – Inovações na área de turbina a gás ........................................................................... 40

4.1 – Regeneradores ....................................................................................................... 41

4.2 – Ciclos Combinados ................................................................................................ 42

4.3 – Turbinas a gás modernas ....................................................................................... 43

4.3.1 – Turbinas de hidrogênio ....................................................................................... 45

4.3.2 – Turbinas avançadas de combustão ..................................................................... 45

4.3.3 – Ciclo de energia supercrítica com CO2............................................................... 46

4.4 – Inovações no resfriamento das palhetas ................................................................ 46

4.4.1 – Resfriamento por convecção .............................................................................. 47

4.4.2 – Resfriamento por colisão .................................................................................... 47

4.4.3 – Resfriamento de filme ........................................................................................ 47

4.4.4 – Resfriamento por transpiração ............................................................................ 47

4.4.5 – Resfriamento água/vapor .................................................................................... 47

4.5 – Utilização do software Ansys Mechanical 14.0 .................................................... 48

4.6 – Impressão 3D ......................................................................................................... 49

5 – Estudo comparativo de custos. ................................................................................. 51

5.1 – Cálculo do LCOE .................................................................................................. 51

5.2 – Comparação dos custos das turbinas ..................................................................... 53

6 – Conclusão ................................................................................................................. 54

Referências ..................................................................................................................... 57


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1 PANORAMA ENERGÉTICO BRASILEIRO

1.1 Contexto econômico

A partir do final do século XIX, o Brasil passou a direcionar sua geração de energia

elétrica para as fontes hídricas, com a inauguração das primeiras hidrelétricas no interior

mineiro, em Diamantina (1883) e Juiz de Fora (1889). Essa opção veio em um crescimento tal

que, na década de 1980, a participação da hidroeletricidade na matriz energética brasileira

chegou a 92,5% (Dolle, 2013).

Porém, nas décadas de 80 e 90, tivemos um quadro onde a capacidade de geração de

energia elétrica apresentava-se inferior ao consumo, fazendo com o que o país caminhasse

para um racionamento de energia, como acabou ocorrendo. Esse caminho foi regido pelo fato

de quase toda a geração de energia na época depender exclusivamente das hidrelétricas e as

mesmas serem susceptíveis a terem seu rendimento prejudicado em caso de secas e falta de

chuvas. O gráfico da Figura 1.1 mostra o crescimento da capacidade de geração de energia

elétrica instalada e seu consumo no Brasil no período de 1980-2002:

Figura 1.1 – Comparação entre a capacidade instalada e o consumo anual de energia elétrica.

Fonte: ANEEL/ Eletrobrás, 2003.


12

Segundo Bardelin (2004), uma das medidas tomadas pelo Governo Federal para obter

um aumento na geração de energia foi a implantação das termelétricas, utilizando o gás

natural como combustível. Essa necessidade de mudar a forma como se gerava energia no

país se deu principalmente pela grande dependência das hidrelétricas. Entre 1999 e 2001, tem-

se a construção de 49 usinas termelétricas, sendo 42 movidas a gás natural, o que aumentou

em 15.000 MW a capacidade de geração de energia até 2003. Em 1996, foi firmado um

contrato do Brasil com a Bolívia para a compra de gás natural produzido naquele país, sendo

construído um gasoduto com capacidade de transportar 30 milhões de m3/dia. Esse contrato

teve como objetivo imediato mover a indústria termelétrica no país. Enquanto as térmicas não

entravam em operação, o Governo tentou reduzir o consumo, por meio da implantação de

sobretaxas para quem continuasse consumindo acima de determinados limites. Assim, em

2001, foram adotadas medidas provisórias para que se administrasse melhor a crise de

abastecimento elétrico, pois o custo do déficit no setor energético brasileiro era de

aproximadamente 997 US$/Mwh. A Câmara de Gestão da Crise de Energia (CGCE) instalou

medidas para um racionamento de energia, como mostrado na tabela da Figura 1.2.

Figura 1.2 – Tarifas para redução do consumo de energia elétrica.

Fonte: ANEEL e CGCE, 2001.


13

De acordo com Bardelin (2004), o racionamento de energia implantado em 2001 visou

uma redução média de consumo de 20%, havendo variações na taxa dependendo do Estado e

da característica do consumidor. O programa apresentou sucesso em seu implemento, pois

muitos tinham medo, na época, dos “apagões”, que seriam a interrupção do fornecimento de

energia elétrica para uma determinada área durante algum tempo, para o cumprimento das

reduções necessárias do consumo.

Ainda de acordo com Bardelin (2004), a CGCE dividiu a sua linha de ação em cinco

vertentes para a diminuição da energia elétrica, que foram:

Programa Estrutural da Oferta de Energia.

Programa Emergencial de Aumento da Oferta de Energia.

Programa de conversação e uso do setor elétrico.

Revitalização do modelo do setor elétrico.

Medidas para reduzir os efeitos econômicos e sociais do racionamento.

As medidas de racionamento e as demais ações tomadas pela CGCE, na época, se

refletiram numa maior expansão do setor elétrico, além de um crescimento industrial para o

país, o que impulsionou a criação de vários órgãos do governo de incentivo à geração e à

economia de energia elétrica, como a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e a

Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE). O gráfico da Figura 1.3 mostra

como foi visível o efeito do racionamento de energia no Brasil.

Figura 1.3 Evolução do consumo mensal de energia elétrica no Brasil

.

Fonte: ELETROBRÁS, 2003.


14

1.2 Formas de geração de energia

A partir do final da crise energética, tem-se então investimentos bastante abrangentes

nas outras áreas de energia. No Brasil, há atualmente quatro tipos principais de geração de

energia: hidrelétrica, térmica, eólica e solar, sendo as duas primeiras as principais e as duas

últimas chamadas de energias renováveis e complementares às duas primeiras.

1.2.1 Energia hidrelétrica

Dos quatro tipos de geração de energia acima mencionados, tem-se no Brasil o uso

predominante da energia hidrelétrica, que funciona através da conversão da energia potencial da

água em energia mecânica nas turbinas e logo em seguida a transformação da energia mecânica

em elétrica por meio de um gerador. Para classificar uma usina hidrelétrica, são usados alguns

critérios como: vazão e altura da queda d’água, potência instalada, tipo de turbina utilizada, tipo

de barragem e reservatório. Com a análise da potência instalada, classificamos a usina hidrelétrica

como sendo de grande, médio ou pequeno porte (as de pequeno porte recebem a sigla de PCH,

pequena central hidrelétrica).

O impacto ambiental das atividades geradas pela hidrelétrica é imenso, pois ela

necessita de uma área ambiental bastante ampla – em média, 2.430 km2 para uma hidrelétrica

grande. Nesse espaço, ocorre uma liberação de CO2 por meio da decomposição das árvores

acima da água. Há também a liberação de metano (CH4) na área do fundo do reservatório.

Isso ocorre devido ao fato de a massa de água que se encontra mais abaixo do reservatório ser

ausente de oxigênio, enquanto que a água da superfície é rica. Isso gera um efeito em que a

vegetação da zona mais profunda não produza CO2 e sim CH4, que provoca cerca de 21 vezes

mais impacto sobre o efeito estufa que o gás carbônico. Conforme a vegetação do fundo desse

reservatório cresce, o gás carbônico da superfície é removido da atmosfera através da

fotossíntese e o carbono é liberado pela vegetação em forma de metano. Outro impacto

negativo em relação às usinas hidrelétricas é o alto tempo de instalação da mesma (VAINER,

2003).

No Brasil, a energia hidrelétrica é responsável por gerar 70% da energia consumida

em todo o país, e seu potencial é estimado em 260 gigawatts (GW), dos quais 40,5% estão

localizados na bacia do rio Amazonas. Outras bacias importantes são a do Rio Paraná (23%),

a bacia do rio Tocantins (10,6%) e bacia do São Francisco. O país possui cerca de 930 usinas


15

hidrelétricas em operação no território nacional, com geração de aproximadamente

88 gigawatts (GW) (MORAIS, 2015).

Embora a água seja o principal recurso natural, cobrindo cerca de dois terços da

superfície do planeta, a geração de energia proveniente de hidrelétricas tem diminuído, devido

ao fato dos volumes de água encontrados nos oceanos não serem usados em escala comercial.

A geração hidrelétrica teve seu uso aumentado em apenas duas regiões do mundo, sendo elas

a China e a América do Sul – nesta, devido ao Brasil. Estima-se que, em 2030, o consumo de

energia elétrica será entre 950 e 1250 terawatts hora por ano (TWh/ano), isto é, mesmo com

80% do potencial hidrelétrico brasileiro, a produção de eletricidade poderá não atender a

demanda (MORAIS, 2015).

1.2.2 Energia Solar

A energia solar está presente no nosso cotidiano de diversas formas, seja através de

radiações eletromagnéticas, da energia potencial da água de mares e chuvas que é evaporada

pelo sol ou até mesmo do movimento dos ventos que geram uma variação na temperatura e

consequentemente alteração na pressão do ar atmosférico.

Conforme Gomes (2010), o Brasil é privilegiado quando falamos de energia solar. De

acordo com dados do Atlas Solarimétrico do Brasil, é registrada uma incidência de 8 a 22

MJ/m2 durante o dia, sendo as menores variações ocorridas dentre os meses de maio a junho,

variando de 8 a 18 MJ/ m2 (Figura 1.4).

Figura 1.4 – Variação da radiação solar no Brasil.

Fonte: GOMES, 2010.


16

Para o seu aproveitamento, a energia solar é armazenada por painéis ou lâminas

que capturam a radiação liberada pelo sol e a convertem energia elétrica. Sua vantagem

consiste no fato de ser um recurso renovável, porém a mesma ainda apresenta um custo

aquisitivo alto para funcionar e o armazenamento desses painéis solares ainda é muito

pouco eficiente se comparado ao montante de energia gerada numa usina hidráulica ou

termelétrica, além de se ter uma dependência climática envolvida.

Apesar do Brasil ter um potencial muito bom para explorar o seu uso, a participação

da energia solar é muito reduzida. A expectativa é de expansão de usinas solares em zonas

rurais, com parte de um projeto focado em comunidades mais pobres e localizadas a grandes

distâncias das redes de distribuição de energia.

1.2.3 Energia Eólica

A energia eólica é gerada através das forças dos ventos, por meio de geradores

elétricos acoplados a uma turbina que se move quando alcançada pelo vento. A energia

eólica foi desenvolvida na Alemanha na década de 70, devido à primeira crise do petróleo,

tornando-se uma opção viável e econômica para muitos países. Considerando seu custo, a

energia eólica é uma das mais baratas no mercado.

Para a produção de energia eólica, é necessário primeiramente a construção de parques

eólicos formados por um conjunto de turbinas eólicas dispostas em uma mesma área. Além

disso, é preciso avaliar o potencial energético daquela localidade em que se deseja instalar a

usina de geração eólica. Tal trabalho é feito coletando dados da velocidade do vento daquela

região.

Para que a energia seja considerada aproveitável, deve-se ter uma densidade de ventos

maior ou igual a 500 W/m2 a uma altura de 50 metros, o que equivale a ventos de velocidades

médias mínimas de 7 a 8 m/s. Ventos muito fortes, como, por exemplo, acima de 25 m/s,

possuem alta turbulência e podem danificar a estrutura da turbina (GOMES, 2010).


17

A Figura 1.5 mostra os principais componentes do sistema conversor de energia

eólica.

Figura 1.5 – Sistema conversor de energia eólica e seus componentes.

Fonte: GOMES, 2010.

O Brasil é privilegiado em termos de vento, com um média duas vezes superior à

mundial, além de qualidade, pois os ventos têm apenas 5% de oscilação de velocidade.

Outra característica a ser ressaltada é a velocidade dos ventos ser maior nos períodos de

estiagem, quando os níveis de água nos reservatórios das hidrelétricas caem e a energia

eólica pode ser usada para suprir o déficit hídrico. Calcula-se que o potencial eólico

brasileiro é algo em torno de 143 GW. A região Nordeste destaca-se por ter o maior

potencial eólico, de aproximadamente 75 gigawatts (MORAIS, 2015).

O maior parque eólico do país é o do Complexo Eólico Alto Sertão I, localizado na

Bahia, com 0,294 gigawatts de potência instalada, o que corresponde cerca de 30% de toda a

energia eólica gerada no Brasil. Podem-se destacar outros parques eólicos, como o de Rio do

Fogo, no Rio Grande do Norte (0,15 GW) e o de Praia Formosa, no munícipio de Camocim,


18

no Ceará (0,104 GW). Entre os anos de 2003 e 2008, a capacidade eólica instalada no Brasil

cresceu em torno de 65% e ainda hoje está longe de atingir o máximo do seu potencial

energético.

A energia eólica apresenta como vantagem o fato de não emitir gases nem gerar

resíduos e ser inesgotável. Porém, em contrapartida, nem sempre o vento sopra quando a

eletricidade é necessária, além do impacto sonoro, produzindo um ruído constante de

aproximadamente 43 decibéis, além de não apresentar uma eficiência tão boa quanto as usinas

hidrelétricas ou térmicas.

1.2.4 Termelétricas

A energia térmica é a fonte de energia que utiliza a combustão de materiais para a

geração de energia. Os três principais combustíveis usados para a obtenção de energia térmica

são: gás natural, carvão e petróleo.

As usinas termelétricas convencionais geram calor a partir da queima dos

combustíveis citados acima. O calor gerado aquece a água dentro de tubos que produzem o

vapor necessário para movimentar uma turbina e um gerador que produz a energia elétrica.

Normalmente, as usinas termelétricas são instaladas próximas de mares ou rios com o intuito

de utilizar essa água para o resfriamento do vapor, o que pode gerar um prejuízo no

ecossistema da região.

Estima-se que 81% da energia elétrica consumida no mundo vem de termelétricas que

utilizam carvão, gás natural e petróleo. No Brasil, as fontes de termelétricas a base de petróleo

servem como um complemento de geração de energia em horários de picos ou quando

ocorrem falhas no fornecimento de energia. A região Norte do país já possui as principais

usinas abastecidas por óleo diesel, que são utilizadas para atender sistemas isolados. As outras

usinas de óleo diesel estão distribuídas por todo o território nacional e são complementares ao

sistema hidrelétrico (MORAIS, 2015).

Além do petróleo, temos o gás natural, que, a partir dos anos 80, foi o combustível que

teve maior crescimento e utilização no mundo. Conforme Silva (2010), o gás natural tem

ganhado cada vez mais destaque devido à sua abundância e ser vantajoso, ambientalmente

falando, quando em comparação com os óleos combustíveis e o carvão, pois a queima destes

dois últimos gera efeitos indesejados no meio ambiente. Estima-se que 57% do total de


19

emissão de CO2 na atmosfera sejam causados pela queima de óleo combustíveis, carvão e gás

natural. O gás natural, contudo, apresenta uma redução de emissão de CO2 de cerca de 20 a

30% em relação ao óleo combustível e de 40 a 50% com respeito ao carvão.

Além de gerar menos poluição, o emprego das termelétricas a gás natural tem uma

vantagem com relação a usinas hidrelétricas, já que não apresenta áreas de obstrução de

áreas produtivas e a retirada da população local. Atualmente, o gás natural perde apenas

para o carvão mineral, como matéria-prima para geração de energia elétrica.

No Brasil, o gás natural começou a ser utilizado em 1940 com o descobrimento de

óleo e gás na Bahia. Porém, foi com a descoberta da bacia de Campos que as reservas

descobertas quadruplicaram, no período de 1980-95. A maior parte das termelétricas opera a

gás natural, em parte devido à importação da Bolívia, um dos países de maior reserva da

América Latina.

Em 2007, as reservas mundiais de gás natural eram suficientes para atender à demanda

do mercado por 60 anos, porém esse cenário é muito instável por depender de novas

explorações e da taxa de consumo utilizado. Atualmente, a Petrobrás é a única companhia, no

Brasil, que atua em exploração e transporte do gás natural.

1.3 Estimativas

Existe a expectativa de que a demanda por gás natural para gerar eletricidade deve se

expandir até 2020. Isso se deve ao interesse em se substituir o carvão e o petróleo. O gás

natural é responsável por 22% da matriz energética elétrica mundial e 9,1% da matriz elétrica

brasileira. O gráfico da Figura 1.6 mostra o desempenho da matriz elétrica brasileira em 2016.


20

Figura 1.6 Matriz elétrica brasileira.

Fonte: MME/EPE, 2017.

Pode-se fazer uma comparação com a matriz energética global de 2013, mostrada na

figura 1.7:

Figura 1.7 – Matriz energética mundial em 2013.

Fonte: MME, 2016.


21

Comparando-se os gráficos, pode-se perceber que a energia hidráulica é muito pouco

usada no mundo e que, em escala global, a fonte de energia mais utilizada são os derivados de

petróleo, enquanto que no Brasil apenas 3,7% do total da matriz energética é originada a partir

dessa fonte. Observa-se também um grande uso do gás natural na matriz energética global.

Estimativas da Petrobrás indicam que a produção de gás natural deverá atingir 657

bilhões de metros cúbicos nos próximos anos, isto é, o suficiente para suprir o consumo do

Brasil por 20 a 30 anos. O grande porém é que 80% das reservas de gás natural estão

associadas com as jazidas de petróleo e, pelo fato de o petróleo ter valor acima do gás, os

investidores preferem apostar na exploração do primeiro. Isso deve acarretar um aumento do

preço do gás natural. Uma alternativa a esse problema é criar um mercado flexível de gás de

forma que, quando a disponibilidade de gás diminuir, o seu consumo também diminua e vice-

versa.

O outro insumo usado nas termelétricas é o carvão mineral, responsável por 62% da

geração de energia elétrica no mundo e por somente 2,9% no Brasil. Acredita-se que o seu

uso ainda vai se manter nessa posição por pelo menos 30 anos. O grande problema do carvão

mineral é ambiental, por causar degradação do solo nas áreas de extração, além de ter uma

taxa de emissão de gás carbônico extremamente alta sendo essa a principal razão para

acreditar que o seu consumo irá diminuir nos próximos anos.

No Brasil, as centrais termoelétricas a gás que têm sido implantadas nas décadas

recentes fazem uso de uma turbina a gás, cujo funcionamento se fundamenta no ciclo

termodinâmico de Brayton (que será descrito propriamente no Capítulo 2). Para otimizar a

eficiência dessas centrais, o ciclo Brayton vem sendo empregado associadamente à geração de

energia ou vapor por outro processo, uma vez que no ciclo básico, a carga térmica rejeitada é

muito grande. Tem-se assim, as centrais de cogeração ou ciclos combinados, que são um dos

pontos principais apresentados nesse trabalho.


22

2 TURBINAS A GÁS: HISTÓRICO, DESCRIÇÃO E FUNCIONAMENTO.

2.1 Origem da turbina a gás

A turbina a gás teve a sua origem com finalidade inicial de servir para pesquisas

aerodinâmicas, como projeto de aviões. Com o passar do tempo, o seu uso foi ampliado para

acionamentos de compressores, bombas e geradores.

Primeiro, é importante entender como a turbina a gás chegou ao seu funcionamento

dos dias de hoje. Segundo Martinelli Junior (2002), em 1629, um engenheiro chamado

Giovanni Branca desenvolveu um invento que se utilizava de jatos a vapor para girar uma

turbina, a qual cedia trabalho para o maquinário (Figura 2.1).

Figura 2.1 Turbina de Giovani Branca.

Fonte: MARTINELLI JUNIOR, 2002.

Em seguida, em 1687, Isaac Newton anunciou as leis do movimento. Com base nas

suas leis, em especial a 3ª, que afirma haver um equilíbrio entre ação e reação, ou seja, para

cada ação há uma reação de mesmas força e intensidade e de sentido oposto, Newton propôs


23

um veículo movido por jatos de vapor (Figura 2.2), formando a base da teoria da propulsão

moderna.

Figura 2.2 Veículo a vapor proposto por Newton.


Em 1791, o inglês John Barber registra a patente de um motor movido por uma

máquina a vapor. Sendo projetado para ser um motor fixo industrial, o aparelho constituía de

um compressor, uma câmara de combustão e uma roda de turbina, conforme a Figura 2.3.

Figura 2.3 Motor a vapor de John Barber.



24

Após John Barber, o francês Bresson teve a ideia de usar um tipo de ventilador para

movimentação do ar, misturando a ele um gás combustível e queimando-o. Os produtos dessa

combustão seriam resfriados à medida que, por adição de mais ar, o produto final era usado

para conduzir lâminas de uma turbina. Porém, não existem provas desse dispositivo

imaginado por Bresson ter sido construído.

É importante destacar a diferença entre uma máquina movida a vapor e uma máquina

de combustão interna. A máquina movida a vapor tem seu fundamento baseado no

aquecimento da água, isto é, no aquecimento do fluido, para que este transforme sua energia

térmica em energia mecânica através da expansão desse vapor de água pelo sistema. Esse

aquecimento do fluido é feito através de uma fornalha onde se queima carvão, óleo, madeira

ou algum outro combustível para transferir calor para o fluido, geralmente água (TRUJILLO,

2015).

No motor de combustão interna, tem-se um conjunto de componentes que se

combinam entre si, com a finalidade de transformar a energia calorífica da combustão da

mistura do ar e combustível em energia mecânica capaz de efetuar trabalho. No caso do motor

a combustão interna, os próprios gases gerados na queima são os fluidos operantes. A Figura

2.4 mostra um exemplo de motor de combustão interna com seus respectivos constituintes.

Figura 2.4 – Esquema de um sistema pistão-cilindro de combustão interna.

Fonte: Couto, 2015.


25

Juntando as ideias de John Barber e de Bresson, a primeira turbina a gás foi construída

entre os anos de 1900 e 1904 por J. F. Stolze. O equipamento foi testado por quatro anos, mas

nunca funcionou com efetividade. A turbina criada por J.F Stolze pode ser vista na Figura 2.5.

Figura 2.5 Turbina

Fonte: RENOVE TECNOLOGIA, 2014.

O grande salto na evolução das turbinas a gás se dá quando começam a ser realizados

testes para o seu uso no ramo aeronáutico, pouco antes da Segunda Guerra Mundial. As

principais razões para tal investimento foram seu baixo peso e pequeno volume. O primeiro

motor com base na turbina a gás para fins aeronáuticos foi produzido em 1937 por Frank

Whirtle.

Nessa época, o estudo da aerodinâmica avançou muito e, com isso, a evolução e a

expansão do uso da turbina a gás foram bastante significativas. Nos anos 70, todos os aviões

já eram impulsionados por turbinas. A partir daí, a aplicabilidade das turbinas foi aumentando

e elas começaram a ser usadas na área industrial. A primeira instalação industrial de turbina a

gás foi feita na França em 1949 e atingiu uma potência de 12,5 MW (GIAMPAOLO, 2006).

Esse desenvolvimento chegou até os dias atuais e, hoje, as turbina a gás têm múltiplas

aplicações e são usadas para propulsão aeronáutica, naval, geração de eletricidade e

acionamento de equipamentos.


26

2.2 Funcionamento do ciclo Brayton

Grande parte dos estudos desenvolvidos nos anos 70 com relação à turbina a gás teve

embasamento no chamado ciclo Brayton, um processo termodinâmico constituído de quatro

etapas que podem ser acompanhadas em um diagrama termodinâmico, como o que é

mostrado na Figura 2.6.

Figura 2.6 Diagrama termodinâmico do ciclo Brayton.

Fonte: POTTER, 2007.

As etapas do ciclo são, em sequência:

1-2 – Compressão do ar, durante a qual a pressão e a temperatura do fluido aumentam,

juntamente com a entalpia. Idealmente, essa compressão é isentrópica (sem dissipação de calor

por atrito e sem transferência de calor para a vizinhança).

2-3 – Queima, sob pressão alta e constante (a linha PC é uma isóbara), do combustível

(gás natural) injetado a alta pressão na(s) câmara(s) de combustão, onde foi misturado com o

ar proveniente do compressor.

3-4 – Expansão dos gases produzidos na queima, a alta temperatura (a mais elevada

temperatura do ciclo, indicada por T3) e a alta pressão, fluindo em alta velocidade através dos

estágios da turbina geradora, que converte parte da energia dos gases em potência do eixo. Na

aplicação industrial, os gases escoam por uma turbina de reação ou de potência, sendo que 2/3 da

energia gerada na expansão é consumida na compressão do ar (etapa 1-2) e a energia residual

(1/3) é empregada para acionar um componente (gerador elétrico, bomba ou outro compressor).


27

Idealmente, esta expansão é também considerada isentrópica e acompanhada de redução na

entalpia.

4-1 – Liberação dos gases para o meio externo, por meio do duto de exaustão (chaminé),

onde sua energia remanescente pode ser reaproveitada em um sistema de recuperação de calor

(cogeração) ou, então, simplesmente cedida ao ambiente.

Na Figura 2.6, pode-se ainda observar diferenças no comportamento dos ciclos ideal

(1-2-3-4) e real (1-2’-3’-4’), devido a alguns aspectos que são desconsiderados quando

tratamos o ciclo como ideal. Um deles é a queda de pressão durante os processos de troca de

calor com o meio (ou seja, as etapas 2-3 e 4-1 não são rigorosamente isobáricas); outro

aspecto é que, durante as etapas 1-2 e 3-4 (compressão e expansão), ocorre dissipação de

energia térmica por atrito e observa-se alguma troca de calor com a vizinhança, ou seja, elas

não são totalmente adiabáticas (CENGEL, 2011).

Uma turbina a gás de ciclo Brayton simples é apresentada esquematicamente na Figura

2.7. O ar entra no compressor, é descarregado já pressurizado na câmara de combustão, onde se

mistura com o gás natural (combustível). Após a queima que ali ocorre, os gases gerados são

liberados a alta pressão e a alta temperatura para o expansor (a turbina propriamente dita), fazendo

girar as palhetas conectadas ao eixo rotativo. Os produtos de combustão são descarregados para

uma chaminé e a rotação do eixo faz funcionar o gerador para a produção de energia elétrica,

acionando também o próprio compressor.

Figura 2.7 Esquema de um ciclo Brayton simples.

Fonte: COUTO, 2015.


28

O trabalho útil da turbina a gás corresponde à diferença entre o trabalho que é

realizado no expansor e o trabalho utilizado para acionar o compressor. Como dito

anteriormente, devido ao fato de poderem atingir temperaturas de até 600 ºC, os gases de

exaustão podem ser aproveitados através da instalação de um recuperador de calor, servindo

assim para produzir água quente ou vapor, maximizando o aproveitamento energético. Outra

possibilidade para o aproveitamento destes gases reside numa configuração de cogeração para

conseguir produzir mais energia elétrica (BARBOSA, 2012). Essa questão será discutida no

próximo capítulo.

2.3 Componentes de uma turbina a gás

2.3.1 - Caixa de filtragem

No início de geração de energia por turbina a gás, temos a admissão do ar atmosférico

no equipamento, passando por uma sessão de filtragem cuja principal função é eliminar

partículas superiores a 1 m e retirar a umidade do ar externo. É importante ressaltar a

importância de purificar o ar, pois a presença de impurezas pode gerar deterioração, corrosão

e engorduramento dos componentes internos das turbinas (MENESES, 2011). Na Figura 2.8,

vê-se um exemplo de caixa de filtragem.

Figura 2.8 Caixa de filtragem de ar atmosférico.

Fonte: QUEIROZ; MATIAS, 2003.


29

Na caixa, tem-se a presença de alguns filtros, abaixo mencionados junto com suas

finalidades específicas:

- Telas: retenção de insetos.

- Venezianas: proteção contra a chuva e impactos de objetos.

- Estágio(s) do tipo inercial: eliminação de partículas pesadas e gotas d’água.

- Estágio do tipo coalescente: retenção da umidade e de partículas maiores que 8-10

m com eficiência de 90%.

- Sistema de recolhimento de água: remoção da água nos primeiros estágios.

- Estágio do tipo de alta eficiência: retenção de partículas maiores ou iguais que 1 m,

com eficiência de 90%.

- Janela By-Pass: evitar, abrindo-se, a pressão negativa devido à perda de carga gerada

quando os filtros estão sujos, evitando, assim, danos no sistema.

O ar, após passar pela caixa de filtragem, é levado por um duto de admissão e vai para

o primeiro componente da turbina a gás, o compressor.

2.3.2 Compressor

O compressor de ar é o componente responsável pelo aumento da pressão do ar e é

acionado pelo mesmo eixo da turbina. O compressor é composto por uma seção estacionária,

onde se encontram instalados anéis com palhetas estatoras, e a seção rotativa, formada por

uma sequência de rotores conectados ao eixo. Em cada rotor (ou coroa), são montados

conjuntos de palhetas, conforme mostra a Figura 2.9.

Figura 2.9 Coroa de palhetas de uma turbina a gás.



30

Cada estágio de compressão é constituído por um anel com palhetas estatoras e um

rotor com palhetas, intercalados. O rotor com palhetas é responsável pela aceleração do ar,

funcionando como uma espécie de ventilador. É nessa etapa que o ar recebe trabalho para

aumentar a sua velocidade (energia cinética). O anel de palhetas estatoras tem a finalidade de

direcionar o ar para incidir com ângulo favorável sobre as palhetas do próximo rotor e

promover a desaceleração do fluxo de ar, convertendo a energia cinética em aumento de

pressão e temperatura.

2.3.3 Câmara de combustão

Após passar pelo compressor, o ar aquecido entra na câmara de combustão, onde 25%

misturam-se com o combustível injetado a alta pressão, ocorrendo a queima (a pressão

constante) na chamada zona de chama ou primária. A chama contínua dessa zona não toca as

paredes da câmara de combustão, sendo modelada pela distribuição espacial do fluxo de ar

que é admitido. A proporção combustível-ar é constante, sendo o excesso (75%) do ar usado

na jusante da chama, na zona secundária ou de diluição, misturando-se com os gases

provenientes da queima para uniformizar a temperatura de saída da câmara de combustão, a

qual é reduzida a um valor adequado para a entrada na turbina de potência, pois há um limite

máximo para essa temperatura de saída por razões de resistência térmica da turbina (Queiroz e

Matias, 2003).

As câmaras de combustão podem ser do tipo anular, tubular ou tuboanular. As

câmaras do tipo tubular são normalmente utilizadas nas turbinas industriais de porte pesado e

as câmaras do tipo anular são mais usadas em turbinas de porte leve. A câmara tuboanular

seria um tipo que atende a turbinas de porte médio.

É importante ressaltar que toda câmara de combustão das turbinas a gás deve garantir um

resfriamento adequado da camisa, a combustão completa, a estabilidade da chama e a baixa

emissão de fumaça, dióxido de carbono (CO2), hidrocarbonetos e óxidos de nitrogênio. A Figura

2.10 mostra a distribuição do fluxo de ar na câmara de combustão.


31

Figura 2.10 Distribuição de fluxo de ar na câmara de combustão.


2.3.4 Turbina de potência

Após a combustão, os gases gerados são direcionados para uma turbina de potência,

que é um conjunto de estágios de palhetas estatoras e rotoras, cuja finalidade é converter em

trabalho a energia térmica dos gases. Movendo-se e expandido-se através das palhetas da

turbina, os gases fazem com que elas girem rapidamente, acionando o movimento do eixo e

produzindo trabalho.

O trabalho mecânico do eixo da turbina de potência é então transmitido para um

gerador elétrico. Após isso, os gases fluem para o duto de exaustão, onde sua energia

remanescente pode vir a ser usada num sistema de recuperação de calor, por exemplo, para o

aquecimento de água (MENESES, 2011).

2.3.5 Outros equipamentos

Alguns equipamentos usados na turbina a gás, além dos que foram descritos, incluem:

Caixa acústica (hood)

A caixa acústica, ou hood, é um envoltório cuja finalidade é isolar a turbina e reduzir

os ruídos provocados por ela a níveis aceitáveis, sendo no máximo 85 décibeis a um metro

de distância. O hood é composto por: paredes, chapa externa (constituída de aço carbono ou

de aço inox); camadas de lã de rocha (material anti-inflamável); película de proteção (para

evitar respingos de óleos e hidrocarbonetos); chapa perfurada (de aço inoxidável); portas


32

(duas a quatro, para manutenção, além de ter portas menores de acesso, com visor e abertura

anti-pânico); e resistência de aquecimento (para aquecer o interior do hood quando a

máquina esta em stand-by).

Sistema de ventilação

Na turbina a gás, também existe um sistema de ventilação cuja função é retirar da

câmara acústica o calor dissipado pelo processo de combustão, mantendo sempre a

temperatura entre 60 e 70 ºC e evitando danos aos equipamentos eletrônicos presentes no

sistema. O sistema de ventilação é constituído por filtros, dutos de entradas e de saídas e

dampers, que são dispositivos instalados na entrada e na saída do ar de ventilação da caixa

acústica. Os dampers são fechados no caso de disparo de CO2, quando ocorre detecção de

fogo.

Sistema de óleo lubrificante

Tem como finalidade fornecer óleo numa faixa de pressão entre 1,5 a 4 kgf/cm2

e

temperatura de 40 a 70 ºC, para permitir a lubrificação dos equipamentos.

Conforme Ernani Meneses (2011), além de todos os componentes citados, as turbinas

possuem também os geradores a elas acoplados, que são aparelhos que transformam a energia

mecânica de rotação em energia elétrica. O tipo de gerador escolhido varia com a máquina a

ser utilizada. É necessário ainda adequar o nível de tensão de saída com a tensão do sistema

para o qual o gerador está ligado. Nesse caso, utiliza-se o equipamento conhecido como

transformador, para elevar ou abaixar o nível da tensão de saída do gerador.


33

3 COGERAÇÃO

3.1 Definição de cogeração

A cogeração é a capacidade de produzir duas formas de energia diferentes

simultaneamente, sendo ambas energias úteis. No caso de turbinas a gás, temos comumente a

possibilidade de se obter energia elétrica e térmica para suprir as necessidades do processo

industrial a partir de uma só fonte energética, aumentando assim a eficiência do processo de

conversão. Nas grandes centrais termelétricas, independentemente do processo empregado, a

maior parte da energia presente no combustível utilizado é transformada em calor, existindo um

limite termodinâmico que permite apenas o aproveitamento de, no máximo, 60% da energia

contida no combustível, sendo este valor alcançado apenas nas mais sofisticadas operações com

turbinas a gás.

Assim sendo e levando-se em consideração o aproveitamento térmico realizado nas

unidades de cogeração, podemos vê-la como uma medida de obtenção de melhor eficiência

energética, uma vez que, comparativamente com soluções tradicionais, consegue-se

disponibilizar a mesma quantidade energia útil (térmica e elétrica) através de um menor gasto

de energia primária (COUTO, 2015).

Para se compreender melhor a vantagem deste tipo de sistema, comparado a uma

solução tradicional de produção separada de calor e eletricidade, apresenta-se a seguir, na

Figura 3.1, um exemplo ilustrativo.

Figura 3.1 Rendimento resultante da produção separada de energia térmica e elétrica.

Fonte: PINTO, 2012 apud COUTO, 2015.


34

Como se pode observar na Figura 3.1, com a produção em separado dos dois formatos

de energia (térmica e elétrica), e ainda levando-se em conta uma parcela de aproximadamente

7% referente às perdas nas redes de distribuição, obtém-se um rendimento combinado de

66,4%, o correspondente a uma perda de 48 kWh nos 143 kWh totais gastos em combustível,

conforme afirma Couto (2015). Por outro lado, o mesmo autor demonstra que, em uma

unidade de cogeração de razoável eficiência, para que se obtenha a mesma quantidade de

energia útil, são necessários apenas 125 kWh de combustível, tal como se pode constatar

através da análise da Figura 3.2, alcançando-se uma economia de mais de 12%. Em alguns

casos, ainda segundo Couto (2015), essa economia de energia primária em sistemas de

cogeração pode atingir valores de até 25%.

Figura 3.2 Rendimento resultante da produção combinada de energia térmica e

elétrica num sistema de cogeração.

Fonte: PINTO, 2012 apud COUTO, 2015.

A cogeração é destacada dentre as principais fontes de energia por ser uma tecnologia

ecológica, não reduzindo somente o consumo das fontes energéticas não renováveis, como

também pelo fato de seu uso gerar menor índice de emissão de poluentes, no caso, os gases de

efeito estufa. A cogeração pode constituir uma nova fonte de geração de renda para a

empresa, tendo a central de cogeração interligada ao sistema da concessionária de energia

local e fornecendo os excedentes para a rede desta concessionária (BALESTIERI, 2002).


35

3.2 Ciclos de cogeração

Os ciclos de cogeração são divididos em dois grupos de configurações: topping e

bottoming.

3.2.1 Configuração topping

Nesta configuração, a energia térmica residual do processo de geração de energia é

recuperada gerando calor útil. A Figura 3.3 mostra um esquema da configuração topping.

Figura 3.3 Configuração de um sistema de cogeração tipo topping.

Fonte: SALES, 2008.

3.2.2 Configuração bottoming

Na configuração bottoming, a energia térmica residual do processo de geração de

energia é recuperada para gerar energia eletromecânica, conforme está apresentado na Figura

3.4.


36

Figura 3.4 – Configuração de um sistema de cogeração tipo bottoming.

Fonte: SALES, 2008.

Segundo Martelli (2011), com relação à forma de operação das centrais de cogeração,

existem estratégias distintas, apresentadas abaixo:

Paridade térmica: quando é gerado um montante de potência térmica para atender à

potência térmica que é demandada. Nesse caso, havendo um valor de energia elétrica

cogerada maior que a demandada, o valor excedente é vendido para a rede. Da mesma forma,

se houver um valor de energia elétrica cogerada menor que a demandada, o complemento é

adquirido da rede.

Paridade elétrica: quando é gerada uma potência elétrica gerada igual à potência

elétrica demandada. Então, caso a energia térmica cogerada seja maior que a demandada, o

excedente de energia térmica é rejeitado para o ambiente ou termoacumulado para aplicação

posterior em algum processo. Se a energia térmica cogerada for menor que a demanda, um

gerador térmico deve complementar a demanda.

3.3 Tecnologias de recuperação de calor

Para que a energia térmica seja reaproveitada num sistema de cogeração, é necessária

a presença de dispositivos de recuperação de calor, que são apresentados a seguir.

3.3.1 Trocadores de calor


37

São dispositivos usados para realizar processos de troca térmica entre fluidos a

diferentes temperaturas. Os fluidos são separados por paredes sólidas, chamadas superfícies

de troca. Em caso de fluidos imiscíveis, as paredes sólidas podem ser dispensadas, sendo

assim o que se chama de contato direto. Os trocadores de calor são utilizados tanto para

aquecer como resfriar ambientes, bem como em processos químicos e para a produção de

energia, a recuperação de calor e o condicionamento de ar (BIMESTRE, 2012). São

classificados em trocadores de calor de correntes paralelas, de correntes contrárias e de

correntes cruzadas.

No trocador de correntes paralelas, tanto o fluido quente como o frio entram pelo

mesmo lado do trocador e escoam no mesmo sentido (Figura 3.5). São associados a

trocadores do tipo tubo-duplo.

Figura 3.5 Trocador de calor de correntes paralelas.

Fonte: INCROPERA & DEWITT, 1998.

Na configuração de correntes contrárias, ou trocador de calor em contracorrente (Figura

3.6), os fluidos quente e frio entram no trocador por lados opostos. O escoamento, portanto,

ocorre em sentidos inversos. Essa configuração do trocador de calor apresenta uma maior

eficiência global em relação ao trocador de correntes paralelas.


38

Figura 3.6 Trocador de calor de correntes contrárias.


Por último, há o trocador de calor de correntes cruzadas, no qual os escoamentos são

perpendiculares entre si. Nesse tipo de escoamento, tem-se um escoamento não misturado e

um misturado (Figura 3.7). Tal propriedade pode influenciar radicalmente o desempenho do

trocador de calor, sendo necessário o uso de aletas no caso do escoamento não misturado, as

quais inibem o movimento do fluxo na direção do escoamento. Já no escoamento misturado,

o fluido pode escoar em todas as direções.

Figura 3.7 Trocadores de calor de fluxo cruzado: (a) Fluido não misturado; (b) Fluido

misturado.



39

3.3.2 Caldeiras

As caldeiras são equipamentos construídos com a finalidade de aquecer um fluido ou

de produzir vapor a partir da queima de combustíveis, sempre levando em consideração se o

vapor vai ser produzido nas condições de saturação ou superaquecido.

Existem dois tipos básicos de caldeiras:

3.3.2.1 Caldeiras flamotubulares: nesse tipo de caldeira, os gases quentes

circulam em tubos e o fluido a ser aquecido fica do lado externo ao tubo. Essas

caldeiras são, em geral, de porte pequeno e pouco utilizadas para produção de energia

elétrica.

3.3.2.2 Caldeiras aquatubulares: funcionam de forma inversa às

flamotubulares, ou seja, o fluido a ser aquecido circula no interior dos tubos e os gases

circulam por fora. Geralmente, são de maior porte, também conhecidas como caldeiras

de parede d’água. São as mais utilizadas no processo de geração de eletricidade, onde

são requeridas grandes vazões de vapor a altas pressões e temperaturas.

3.3.2.3 Caldeiras de recuperação: nos processos de cogeração é muito comum

a utilização desse terceiro tipo de caldeira. As caldeiras de recuperação são utilizadas

para recuperar o calor residual dos gases de exaustão da turbina a gás ou de algum

processo que produza calor.

Nas aplicações de recuperação de calor de turbina a gás, este equipamento é comumente

projetado e construído para operar em múltiplas pressões, com troca de calor gás-líquido. No

caso de aplicações que exijam maior produção de vapor, maior pressão e temperatura ou mesmo

maior flexibilidade de operação, opta-se por colocar queima suplementar de combustível,

exaurindo ou não o oxigênio residual da queima de combustível da turbina a gás. Dependendo

da quantidade de combustível adicional, pode ser necessária a adição de ar para a queima.

Quando possível, o combustível suplementar queimado é de custo menor que o combustível da

turbina a gás (ODDONE, 2001).

A Figura 3.8 mostra esquematicamente uma caldeira de recuperação com queima

suplementar associada a uma turbina a gás.


40

Figura 3.8 Esquema de uma caldeira de recuperação com queima suplementar.

Fonte: BALESTIERIi, 2010.

A recuperação do calor presente nos gases de exaustão é geralmente feita com

caldeiras de recuperação porque elas apresentam alta eficiência na recuperação dessa energia

térmica. Nos demais circuitos onde se tenha troca de calor líquido-gás, utilizam-se os

trocadores de calor apresentados anteriormente.

Ao longo dos anos, as turbinas a gás têm sido aplicadas com sistemas de cogeração de

médias e longas potências, devido aos benefícios que proporcionam. Além de serem capazes

de conseguirem arranques extremamente rápidos, estas turbinas possuem elevada

disponibilidade, manutenção simples e pouco onerosa (entre 0,014 e 0,036 reais/kWh),

apresentam um elevado rendimento, não necessitam de vigilância permanente, têm baixos

níveis de vibrações, geram impactos ambientais menos significativos do que muitas outras

tecnologias devido a serem isentas de emissões de enxofre e cinzas, conseguem produzir calor

de elevada qualidade (e que pode ser facilmente recuperado) e ainda permitirem versatilidade

quanto ao combustível utilizado (apesar de o mais comum ser o gás natural, também podem

ser utilizados o fuelóleo, o gasóleo, o gás propano, o querosene, o metano e o biogás).

Ditos os pontos positivos da turbina a gás, é importante acrescentar que esta apresenta

como desvantagem uma menor eficiência em processos com reduzidas necessidades térmicas, o

tempo de vida útil menor do que aquele que se verifica com outras tecnologias, a emissão de

óxidos de nitrogênio e ainda a sua sensibilidade a elevadas temperaturas, o que origina uma

redução da potência de saída. A nível ambiental, a emissão de óxidos de nitrogênio pode ser

controlada por sistemas que conseguem reduções enormes nestas emissões, minimizando assim,


41

de forma considerável, os impactos ambientais causados pela aplicação desta tecnologia (Sá,

2010).

3.4 Funcionamento da turbina a gás com cogeração

Na Figura 3.9, é mostrada uma tecnologia de cogeração com turbina a gás que se

encontra diretamente relacionada à recuperação de calor.

Figura 3.9 Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de uma turbina

a gás.

Fonte: COGEN, 2009.

Neste sistema, a recuperação de calor se faz unicamente a partir dos gases de escape,

não se realizando assim a recuperação de calor dos circuitos de refrigeração de água e óleo de

lubrificação (COGEN, 2009).

Para evidenciar ainda mais a importância da turbina a gás, será mostrada uma

aplicação desse equipamento para a alimentação elétrica de uma unidade flutuante de

produção, armazenamento e transferência de petróleo, conhecida como FPSO (do inglês

Floating Production Storage and Offloading), como a que pode ser vista na Figura 3.10.


42

Figura 3.10 FPSO em operação.

Fonte: MENESES, 2011.

Uma unidade tipo FPSO requer algumas necessidades que o sistema de geração elétrica

deve atender. Pode-se citar, entre elas: os motores, parte auxiliar, máquinas de convés,

equipamentos submarinos, instalações de produção, cozinha, produção de água potável,

acomodações, luzes interiores e exteriores, ventilação, ar-condicionado, câmaras frigoríficas,

aquecimento elétrico, sistemas sanitários e diversos tipos de bombas, além dos sistemas de

produção de petróleo. Para atender tudo isso, esse sistema tem de ser muito eficiente e uma falha

pode causar grandes transtornos (MENESES, 2011).

As máquinas motrizes (motores) desse sistema utilizam duas turbinas a gás, devido à

disponibilidade do gás natural advindo da produção de petróleo e, ainda, por serem leves e

compactas, deixando assim um espaço a mais para equipamentos de produção e

armazenamento do petróleo. Na Figura 3.11, vê-se uma turbina a gás da marca Siemens sendo

instalada em uma unidade FPSO.


43

Figura 3.11 Turbina Siemens sendo instalada em um FPSO.

Fonte: MENESES, 2011.

As turbinas utilizadas na plataforma marítima de produção de petróleo têm potências

de 15 a 25 MW e rotação de 15 a 25 mil RPM. O esquema de geração elétrica da turbina é

mostrado na Figura 3.12.

Figura 3.12 Formação de um sistema de geração de energia elétrica em uma

plataforma.

Fonte: AVELINO, 2008.

Nessa configuração, duas turbinas são suficientes para atender à demanda elétrica,

sendo a terceira utilizada apenas como reserva, a fim de evitar eventuais falhas do sistema. O

gerador deve ser dimensionado para suportar pelo menos 125% da carga total de pico, para


44

atender os fatores de segurança, prevenir uma carga ocasional de equipamentos de alta tensão

e fornecer espaços para cargas adicionais que podem ser futuramente adicionadas.

Em caso de falha dos turbogeradores principais, existem ainda os geradores auxiliares,

que são capazes de alimentar os sistemas essenciais, não fornecendo energia para os

equipamentos do processo. As máquinas motrizes para os geradores auxiliares são, em sua

grande maioria, motores diesel. Assim, esse sistema também deve apresentar dois conjuntos

de geração, um em funcionamento e outro em stand-by, que deverão ser dimensionados para

suportar o sistema principal com 125% da carga de pico (AMERICAN BUREAU OF

SHIPPING, 2009).


45

4 INOVAÇÕES NA ÁERA DE TURBINA A GÁS

Neste capítulo, serão abordadas inovações incorporadas recentemente nas tecnologias

das turbinas a gás. De início, será explicado o que é um regenerador e o que é um ciclo

combinado de turbinas, conceitos chaves para o que será discutido logo a seguir.

4.1 Regeneradores

Nas turbinas a gás, a temperatura dos gases de escape é muito maior do que a

temperatura do ar que deixa o compressor (ponto 2 da Figura 4.1), na maioria dos processos.

Portanto, o ar de alta pressão que vai para a câmara de combustão pode ser aquecido pela

transferência de calor dos gases de escape quente (ponto 4 da mesma Figura), utilizando-se

um trocador de calor em contracorrente. Esse trocador recebe o nome de regenerador ou

recuperador.

Figura 4.1 Esquema de uma turbina a gás com regenerador.

Fonte: SAMPAIO, 2010.

O regenerador reduz os requisitos de entrada de calor na câmara de combustão

(economizando assim combustível) para a saída de um mesmo trabalho líquido. A utilização

do regenerador é recomendada somente quando a temperatura da turbina de escape é superior

à temperatura de saída do compressor (que é a situação mais comum). Caso contrário, o fluxo

de calor inverteria o sentido, indo do ar para os gases de escape e diminuindo a eficiência do

processo ao invés de aumentar. Essa segunda situação é possível em turbinas a gás operando

com altas taxas de pressão.


46

Um regenerador muito eficiente economiza uma grande quantidade de combustível

desde que consiga elevar bastante a temperatura do ar antes da combustão. Entretanto,

alcançar uma maior eficiência requer o uso de um regenerador maior, o que implica num

preço mais alto e numa maior queda de pressão. Assim a utilização de um regenerador muito

eficiente não é economicamente justificada, a menos que a poupança de combustível exceda

os custos adicionais envolvidos. A maioria dos regeneradores trabalha com valores de

eficiência abaixo de 0,85.

Por outro lado, a eficiência térmica de um ciclo Brayton com regeneração depende da

relação entre as temperaturas mínimas e máximas e da relação entre as pressões mínimas e

máximas (CERUTTI, 2003). A Figura 4.2 mostra os diagramas PV e TS do ciclo regenerativo

ideal.

Figura 4.2 Diagramas PV e TS do ciclo Brayton com regeneração ideal.

Fonte: CERUTTI, 2003.

4.2 Ciclos Combinados

Os gases de escape de uma turbina a gás contém uma enorme energia térmica, que pode

ser aproveitada em uma caldeira de recuperação de calor (chamada também de HSRG, do inglês

Heat Recuperator Steam Generator), como mencionado no item 3.3.2.3, para a produção de

vapor que pode ser expandido em uma turbina a vapor. Dá-se o nome de ciclo combinado a essa

configuração, que está esquematizada na Figura 4.3


47

Figura 4.3 Esquema de um ciclo combinado..

Fonte: HUFFMAN, 2010.

Um sistema de ciclo combinado requer bem menos combustível para produzir a

mesma potência elétrica que seria produzida em dois sistemas simples separados. Com

turbinas modernas, o rendimento de uma instalação em ciclo combinado é superior a 50%

A escolha das turbinas a gás determina a capacidade de produção em uma terméletrica

de ciclo combinado. Não se pode, contudo, arbitrar livremente a potência de uma turbina, pois

as máquinas são padronizadas pelos fabricantes. Encontram-se turbinas com potências entre 1

e 400 MW.

Em instalações de uma única turbina a gás, dois arranjos são permitidos: geradores

elétricos separados, um acoplado à turbina a gás e outro à turbina a vapor; ou um único

gerador acoplado às turbinas a gás e a vapor.


48

A opção por uma turbina a gás limita a capacidade total e traz problemas de parada

total se a máquina apresentar problemas. Desta forma, a preferência é para instalações com

mais de uma turbina, como se observa em grande parte das termelétricas a gás. Um modelo

clássico é formado por duas turbinas a gás iguais, cada uma com sua caldeira de recuperação

(HSRG), e uma turbina a vapor de mesma capacidade. Desta forma, é possível usar três

geradores elétricos de mesmo porte para as três turbinas, com transformadores e demais

equipamentos elétricos também padronizados. Tal configuração é também conhecida como

arranjo 2+1. Existem outros arranjos além desses, sendo possível o uso de até cinco turbinas a

gás associadas a uma de vapor. O emprego de várias turbinas, entretanto, traz dificuldades

técnicas à medida em que aumenta o número das caldeiras de recuperação em paralelo,

elevando o custo total do processo (SANTOS;JERONIMO; TAVARES, 2013).

4.3 Turbinas a gás modernas

As turbinas a gás modernas são classificadas em três classes: E, F e H. As turbinas de

classe E alcançam cerca de 200 MW de potência, as de classe F alcançam por volta dos 300

MW e as de classe H conseguem atingir potências acima de 400 MW. As turbinas de classe F

são as mais empregadas atualmente. A capacidade de um ciclo combinado com duas turbinas

F chega a beirar 900 MW. As turbinas de classe E são usadas em situações em que o processo

não necessita de uma alta potência para a sua operação. As turbinas de classe H estão

ganhando cada vez mais atenção, sendo muito estudadas devido ao seu valor elevado de

eficiência (MONDOL; CARR, 2017). Nas Figuras 4.4, 4.5 e 4.6, são mostradas turbinas de

cada uma dessas classes.

Figura 4.4 Turbina de classe E, modelo Alstom/GE 13E2.

Fonte: ANIS, 2016.


49

Figura 4.5 Turbina de classe F, Siemens SGT5-4000.

Fonte: SIEMENS, s/d.

Figura 4.6 Turbina de classe H, GE 9HA.02.

Fonte: GE POWER, s/d.

Além das três classes de turbinas aqui descritas (das quais um estudo comparativo é

apresentado no Capítulo 5 do presente trabalho), alguns órgãos como o Laboratório Nacional

de Tecnologia em Energética (NETL), dos Estados Unidos, estão desenvolvendo inovações

nas turbinas a gás para melhoria de sua produtividade, além de outras objetivos, como reduzir


50

a emissão de gases para o meio ambiente. São descritas abaixo algumas áreas específicas na

busca de melhorar a produtividade da turbina a gás.

4.3.1 Turbinas de hidrogênio

O gás hidrogênio é altamente reativo e portanto tem uma alta velocidade de queima.

Velocidade de queima é definida como sendo a taxa de expansão das chamas frentes a uma

reação de combustão. Quando é adicionado a combustíveis com queimas mais lentas, o

hidrogênio irá extender a flamabilidade e aumentar a propagação das chamas. Isso resulta

numa combustão mais eficiente, gerando menores emissões de ar poluentes.(SINGH,2015)

O hidrogênio aumenta a velocidade de queima através de efeitos cinéticos, térmicos

e difusão. Os efeitos cinéticos são considerados os maiores contribuidores para o aumento

da velocidade da chama, enquanto os efeitos de difusão são tidos como desprezíveis. É essa

capacidade que o hidrogênio tem de aumentar a flamabilidade que justifica seu uso nas

turbinas a gás, aumentando o seu rendimento.(SINGH,2015)

É percebido que o aumento na quantidade das chamas promovido pelo hidrogênio

depende da composição do combustível a gás. Alguns estudos feitos pela NETL mostram

que o combustível a gás contendo maior composição de metano apresenta uma taxa de

queima bem maior com o hidrogênio em relação a combustíveis a gás com taxas de

hidrocarbonetos mais pesados. Os hidrocarbonetos mais pesados inibem as chamas de

promoverem os efeitos do gás hidrogênio.

A NETL realiza pesquisas e desenvolvimento de tecnologias de turbina a gás

hidrogênio, com o patrocínio do DOE (Departamento de Energia dos EUA), para a geração

de energia de ciclo combinado de gaseificação integrada (ICCC) baseada em carvão para

aumentar a eficiência, reduzir emissões, reduzir custos e permitir a captura e utilização do

carbono. O DOE expandiu a aplicação de tal turbina para refinarias e siderúgicas. Os

sistemas e componentes da turbina incluem tecnologia de combustor, pesquisa de materiais,

tecnologia de refrigeração aprimorada e desenvolvimento de revestimentos. Essas

tecnologias são consideradas componentes importantes da turbina de hidrogênio, que,

juntamente com outras tecnologias avançadas do sistema de geração de energia, vão se

combinar para desenvolver a próxima geração de sistemas de energia baseados em carvão


51

de alta eficiência. A área de tecnologia de turbina de hidrogênio está mostrando que os EUA

podem operar com energia de combustível de hidrogênio à base de carvão, aumentar a

eficiência do ciclo combinado em relação à linha de produção e reduzir a liberação de

dióxido de carbono e de outras emissões. As turbinas hidrogenadas tem apresentado,

segundo a NETL, 3-5% de melhoria na eficiência do ciclo combinado (total acima da linha

de produção) e custo competitivo da eletricidade para sistemas de emissão quase zero

(GRIFFITH, 2016).

4.3.2 Turbinas avançadas de combustão

Os designs dos ciclos combinados incorporam um número de características para

acomodar os requerimentos das indústrias. Existem diversos requerimentos como alta

eficiência, alta confiabilidade, menores emissões menores custos de manutenção.

Há uma oportunidade com turbinas avançadas de combustão de aumentar a eficiência

do ciclo combinado integrando a ela sistemas de aquecimento e de resfriamento entre os

ciclos termodinâmicos. A imagem abaixo ilustra um sistema de turbinas avançadas de

combustão onde o ar de saída da exaustão da turbina é reaproveitado numa caldeira de

recuperação, esse gás parte da caldeira para um aquecedor do gás combustível através de um

reciclo onde ocorre troca de calor entre o gás e a água da caldeira, que então é levada para

fornecer calor sensível ao combustível antes da combustão aumentando a eficiência da

turbina. Logo em seguida a água passa por um resfriador, é condensada e é então recirculada

para a caldeira de recuperação.


52

Figura 4.7 Sistemas de turbinas avançadas de combustão.

Fonte:BULAT,2014

As turbinas a combustão avançadas adotam como ciclo termodinâmico o ciclo

Humprey por ter uma eficiência maior que o ciclo de Brayton, a figura abaixo compara os

dois ciclos:

Figura 4.8 Comparação entre o ciclo Brayton e o ciclo Humprey

Fonte: BULAT,2014


53

A combustão no ciclo de Brayton é feita a pressão constante enquanto que no ciclo de

Humprey é feita a volume constante, isso permite que, no ciclo de Brayton, ocorra um

aumento de pressão no gás o que gera um maior impulso ao ser liberado como trabalho de

potência na etapa 3-4, gerando um maior trabalho nas turbinas e tendo uma maior eficiência.

A turbina de combustão é focada em operações de ciclo combinado que podem atingir

eficiência superior a 65% e suportar a capacidade de carga para atender a demanda. A

combustão de ganho de pressão (PGC) tem potencial para melhorar significativamente o

desempenho do ciclo combinado quando integrado com a turbina a gás de combustão.

Enquanto os motores de turbina a gás convencionais sofrem uma combustão subsônica

constante, sofrendo perda de pressão total, a técnica PGC usa fenômenos físicos como

combustão pulsante ressonante, combustão de volume constante, dentre outros, para aumentar

a pressão efetiva no combustor enquanto se consome a mesma quantidade de combustível. A

metodologia que resulta em um aumento de pressão em todo o combustor baseia-se no ciclo

Humphrey e é visto como tendo um grande potencial como um meio de alcançar maior

eficiência em sistemas de energia de turbina a gás, potencialmente alcançando 4-6 por cento

para ciclos simples e 2-4 por cento em ciclos combinados (GRIFFITH, 2016).

4.3.3 Ciclo de energia supercrítica com CO2

O termo supercrítico refere-se ao estado semilíquido do dióxido de carbono ao ser

levado para um valor acima do limite de temperatura e pressão. Fluidos supercríticos são

muito utilizados nas indústrias por serem capazes de penetrar em matérias como gás mas

também por serem capazes de dissolver substâcias, como a graxa, como se fosse um líquido.

O fato de estar a uma temperatura elevada acima do que seria o limite permite o ciclo de

turbinas a gás com CO₂ supercríticas atingirem eficiência térmica acima de 50% e dimensões

reduzidas em comparação com um ciclo combinado da mesma potência devido a alta

densidade do CO₂ supercrítico.

Têm sido desenvolvidas pesquisas para ciclos de energia que utilizam dióxido de

carbono supercrítico nas aplicações de combustíveis fósseis. O foco é direcionado a

componentes para ciclos de energia com combustíveis fósseis, a temperatura entre 700 e

760 C. O ciclo de energia com CO2 funciona de maneira similiar aos outros, mas usa CO2

como fluido operante. O ciclo é operado considerando o CO2 acima do ponto crítico para que

não altere as fases (do líquido ao gás), embora sofra uma grande mudança de densidade,


54

permitindo que uma grande quantidade de energia seja extraída de equipamentos

relativamente pequenos. Com a mesma potência, uma turbina a CO2 terá um tamanho

significativamente menor do que as turbinas de combustão ou de vapor.

Enquanto que, num ciclo combinado, uma turbina a gás gera calor e eletricidade e seu

calor residual é usado para fazer vapor que gera eletricidade adicional através de uma turbina

a vapor, a utilização do ciclo combinado com CO2 é atraente pela sua estabilidade térmica

com relação ao vapor e pela saída de potência maior (GRIFFITH, 2016).

4.4 Inovações no resfriamento das palhetas

Nos últimos anos, foram feitas pesquisas para melhorar o tempo de vida útil das

palhetas que operam na turbina a gás, devido ao fato de a temperatura de entrada nas turbinas

ter aumentado consideravelmente em tempos recentes. Para que as palhetas resistam mais a

essa temperatura elevada, são usadas técnicas para resfriar as palhetas que serão descritas a

seguir. As palhetas do primeiro estágio da turbina são obrigadas a suportar as condições mais

extremas de funcionamento, com uma combinação crítica de temperatura, tensão e ambiente,

e é por essa razão que as palhetas do primeiro estágio são fatores limitantes de qualquer

projeto de turbina (CHEROTO, 2013).

Os cinco tipos de resfriamento comumente utilizados são apresentados a seguir.

4.4.1 Resfriamento por convecção: o fluido de resfriamento atravessa a parte interna da

palheta, indo e voltando por uma serpentina. Este fluido resfria as paredes do canal, que, por

sua vez, resfriam o restante da palheta.

4.4.2 Resfriamento por colisão: o fluido de resfriamento é jateado na parte interna de uma

determinada região crítica da palheta e, nesta região, ocorre uma troca intensa de calor,

resfriando localmente de maneira eficiente. É um tipo localizado de resfriamento por

convecção, porém com uma intensidade maior.

4.4.3 Resfriamento de filme: é inserida uma camada de ar entre a palheta e o gás quente que

está circulando na turbina. Esta camada de ar serve como isolante térmico, protegendo as

paredes da palheta.


55

4.4.4 Resfriamento por transpiração: utiliza-se um material poroso para a palheta de turbina

e, por meio destes poros, expele-se um fluido refrigerante que cobre as palhetas, protegendo-

as do gás quente que passa pela turbina.

4.4.5 Resfriamento água/vapor: a água passa por uma sequência de tubos embutidos na

palheta. Esta água é emitida pelas pontas da palheta como vapor, fornecendo um resfriamento

bastante eficiente.

Esses cinco métodos podem ser utilizados em conjunto, possibilitando várias

configurações para diferentes objetivos, como mostra a Figura 4.7.

Figura 4.9 Exemplo de combinações entre os diferentes tipos de resfriamento das palhetas.

Fonte: BOYCE, 2002.

4.5 Utilização do software Ansys Mechanical 14.0

Para conseguir otimizar a refrigeração nas palhetas, desenvolveu-se a ideia, através de

programas computacionais, de estabelecer a posição e o tamanho ótimos de um ou mais

canais de resfriamento em uma palheta de turbina, com o objetivo de obter uma posição tal

que a maior temperatura na palheta seja a menor possível. Para isso, utilizou-se a ferramenta

Ansys Mechanical 14.0 em conjunto com o método da otimização da descida íngreme. O

método da descida íngreme consiste, resumidamente, em um método iterativo onde procura-se

o mínimo e o máximo de uma função. O programa Ansys Mechanical 14.0 é um software de


56

elementos finitos que permite uso de rotinas programadas exteriormente, onde, nessas rotinas,

se implementa o método de otimização da descida íngreme (CHEROTO, 2013).

A Figura 4.10 mostra uma tela do software estimando as temperaturas no interior de

uma palheta em estudo.

Figura 4.10 Distribuição da temperatura em uma palheta de turbina.

Fonte: CHEROTO, 2013.

4.6 Impressão 3D

As próximas gerações de turbinas a gás devem absorver novas tecnologias referentes a

materiais e processos avançados. A fim de aumentar a eficiência (em cerca de 42 a 44% para

o ciclo simples e de 60 a 61% para o ciclo combinado) e o desempenho dos atuais projetos de

turbinas, os fabricantes estão buscando melhorar a aerodinâmica, produzir taxas de pressão

mais altas e permitir maiores temperaturas de entrada da turbina na próxima geração de

máquinas. Uma série de parâmetros avançados encontra-se em estudo para ajudar a alcançar


57

esse objetivo, como, por exemplo, novos materiais, geometrias mais precisas ou complexas e

novos tipo de revestimentos de alto desempenho.

Uma das áreas mais promissoras das novas tecnologias de turbinas a gás é a fabricação

aditiva ou impressão 3D. Esta tecnologia, em uso no mercado há quase três décadas, tem sido

finalmente aplicada a metais em escala comercial. A fabricação de aditivos permite que um

operador realize projetos de engenharia digitalizados e os transforme em objetos totalmente

funcionais. O material é adicionado em camadas e ligados por deposição de calor ou através

de processos químicos; após isso, são adicionadas mais camadas para se obter a forma

tridimensional desejada. Esse processo pode reduzir a complexidade dos artefatos, reduzindo

o número de etapas necessárias para produzir uma peça ou componente (ALLER, 2016).

O processo de adaptação das técnicas de fabricação de aditivos ao ambiente de turbina

ainda é um trabalho em andamento. As propriedades e características de muitos pós-metálicos

(em especial as superligas de alta temperatura) ainda não são bem compreendidas e testadas

para os padrões exigidos pela indústria. Outro desafio encontrado é a replicação das

características de construção produzidas por diferentes máquinas de aditivos, mesmo sendo do

mesmo modelo e do mesmo fabricante. A Figura 4.11 mostra como é produzido um aditivo na

indústria.

Figura 4.11 – Modelo de construção de um aditivo.

Fonte: ALLER, 2016.


58

Outros materiais bastante importantes, que devem melhorar o desempenho das

turbinas a gás, são os CMC’s (do inglês Ceramic Matrix Composites), que prometem uma

grande resistência térmica, altamente superior a aproximadamente um terço das atuais sobre-

ligas à base de níquel encontradas hoje no mercado. Os CMC’s (compósitos de matriz

cerâmica) são um composto de fibras de carboneto de silício cêramicas entrelaçadas

embutidas e reforçando uma matriz contínua de carboneto de sílicio-carbono cerâmico. Este

material vem sendo desenvolvido há cerca de 30 anos e, para turbinas a gás pequenas, o uso

desses compósitos pode resultar em projetos de lâminas de turbinas sem as exigências de

resfriamento avançado e, assim, melhorar a eficiência do processo. No entanto, devido às

preocupações com as tensões mecânicas elevadas e as propriedades de fraturas dos CMC’s, a

sua implementação em lâminas de turbinas grandes ainda não é adequada. Componentes não

rotativos, tais como o forro de combustor e os estatores, devem absorver uma implementação

crescente de tais compósitos e, com suas propriedades mecânicas melhor compreendidas e os

parâmetros de projetos melhorados, os CMC’s podem ser direcionados para a utilização

também em outras partes do motor (ALLER, 2016).


59

5 ESTUDO COMPARATIVO DE CUSTOS

Neste capítulo, será apresentada uma análise ecônomica comparativa das turbinas das

classes E, F e H.

5.1 Cálculo do LCOE

Um estudo foi realizado por Mondol e Carr (2017) nos Emirados Árabes Unidos para

demonstrar os custos de eletricidade gerados pelas turbinas das classes E, F e H com base no

parâmetero LCOE (do inglês levelized cost of electricity). É importante ressaltar que o modelo

LCOE engloba a taxa total dos custos (incluindo o de capital e o de operação) até a

quantidade total de eletricidade gerada durante o tempo de vida da planta em estudo. Tanto a

taxa de custos quanto a quantidade de eletricidade são quantificadas com valores atuais. Isso

significa que os custos futuros são descontados quando comparados com os valores atuais.

O custo nivelado da eletricidade (LCOE) pode, então, ser calculado pela seguinte

equação, cujos termos representam, respectivamente: CC = custo de capital; PC = capacidade

da planta; FC = custo do combustível; FE = consumo do combustível; FO & M = custos

fixados de manuntenção e operação; VO & M = variáveis de operação e manutenção; DF =

fator de degradação; DR = taxa de desconto; n=período de tempo(horas);MW h= Megawatts

hora.

Figura 5.1 Equação para o cálculo do LCOE.

Fonte: MONDOL; CARR, 2017.

As turbinas de cada classe foram:

Classe E: Alstom 13E2;

Classe F: Siemens 4000F;

Classe H: GE 9HA 02.


60

O Quadro 5.1 resume os parâmetros encontrados para cada turbina pelos

pesquisadores, para o cálculo do LCOE.

Quadro 5.1 Parâmetros estimados para o cálculo do LCOE de cada classe de turbina

(AED:0,27220 doláres; MMBTU: Unidade térmica britânica para larga escala industrial).

Parâmetros Classe E Classe F Classe H

Modelo Alstorm 13E2 Siemens 4000F GE 9HA 02

Potência de saída

(MW) 581 890 1552

Eficiência da planta

(%) 55,1 58,7 62,8

Taxa de calor da

planta (kJ/kWh) 6522 6133 5732

Estimativa de

viabilidade (%) 91,9 92,8 93,7

Abertura (%) 56 36 18

Tempo de giro (min) 80 30 30

Taxa de decaimento

da potência (%) 3 3 3

Taxa de decaimento

de calor (%) 1,9 1,9 1,9

Custos específicos de

capital ($/kW) 700 650 600

Custos fixos de

operação e

manutenção

($/kW ano)

13,16 14,26 15,36

Custos variáveis de

operação e

manutenção ($/MWh)

3,6 3,44 3,27

Fator de desconto (%) 7 7 7

Vida da planta (anos) 25 25 25

Aumento da operação 2,38 2,38 2,38


61

e manutenção (%)

Aumento do preço do

gás (%) 2 2 2

Preço do gás

(AED/MMBTU) 11,02 11,02 11,02


5.2 Comparação dos custos das turbinas

Um sumário de cálculos do LCOE é apresentado logo a seguir, no Quadro 5.2, para

cada classe de turbina (com uma margem de erro ±2%). Em ordem de comparação, o custo

total, com os valores em dólar/kW para as três turbinas, é mostrado também na Figura 5.2.

Quadro 5.2 Comparação do LCOE de cada turbina (CCGT:Ciclo combinado de

turbina a gás).

Sumário Alstorm 13E2 Siemens 4000F GE 9HA 02

Capacidade

requerida em 2030

pelo CCGT (MW)

10.394 10.394 30.394

Potência de saída

do bloco (MW) 581 890 1552

Bloco de CCGT

requeridos 19 12 7

Potência de saída

(MW) 11.039 10.680 10.864

Custos de capital

($ em milhões) 7727 6942 6518

Custos de

operação e

manutenção

($ em milhões)

2940 2740 2680

Custos com

combustível 16.151 14.838 14.245


62

($ em milhões)

Custo total para

funcionamento ($) 26.818 24.520 23.443

Rede elétrica de

enrgia (GWh) 594.949 581.237 596.985

LCOE (centavos

americanos/kWh) 5,71 5,32 4,93


Figura 5.2 Comparação, em gráfico de barras, do LCOE para cada tipo de turbina.


Como era esperado, o modelo LCOE detalha que a classe H, a mais avançada das

tecnologias das turbinas disponíveis no mercado, tem o menor custo do LCOE, com cerca de

4,93 centavos de dólar/kWh. O segundo lugar é da classe F, com 5,32 centavos de dólar/kWh,


63

sendo a de maior custo a da classe E, com 5,63 centavos de dólar/KWh, o que é 16% mais

caro que as turbinas de classe H, em termos de LCOE. A maior contribuição, no geral, para os

custos em todas as classes é o combustível, que cobre cerca de 60% dos custos. O próximo

parâmetro que é o mais dispensiosoo é o custo de capital, com cerca de 29% e, finalmente, o

custo de operação e manutenção fica por volta dos 11%. Concluimos, assim, que, para o caso

estudado, a turbina de classe H é a mais vantajosa economicamente, ficando a turbina de

classe F em segundo lugar e, por último, a turbina de classe E (MONDOL; CARR, 2017).


64

6 CONCLUSÃO

Apesar das termelétricas corresponderem a um valor ainda baixo na contribuição para

a geração de eletricidade no Brasil (cerca de 20%), estima-se que até 2030 haverá um

aumento gradual no uso das turbinas a gás para geração de energia, pois, conforme já foi

explicado, o uso de hidrelétricas, que corresponde a cerca de 68,1%, é muito dependente do

índice pluviométrico do país e apresenta um grande impacto ambiental, além de ocupar áreas

muito grandes na sua instalação.

Pelo fato das termelétricas a gás terem sido instaladas num passado ainda recente

(logo após o início da crise energética brasileira, em 2001), faz-se necessário estudar o

funcionamento delas. Neste trabalho, procurou-se focalizar, em especial, o estudo das turbinas

a gás, avaliando diversas formas de aumentar seu desempenho e torna-las cada vez mais

viáveis, economicamente. Foram analisados o funcionamento de cada componente que

constitui uma turbina a gás, desde a caixa de filtragem do ar que vai para o compressor até as

palhetas da turbina, mostrando inclusive estudos recentes na área sobre softwares que

permitem prever a melhor angulação de ataque nas palhetas pelo fluido e como isso pode

otimizar o processo e não sobrecarregar as palhetas, bem como a utilização de estratégias de

resfriamento delas. Além disso, foram vistos os ciclos de cogeração, que possibilitam o

aproveitamento do calor residual do processo, geralmente através de uma caldeira de

recuperação, para transferir energia térmica a um fluido que precise ser aquecido para o seu

uso em outro processo, ou até no mesmo processo (reciclo), constituindo o que chamamos de

regeneradores.

Foi estudado o uso de ciclos combinados, enfatizando como essa concepção de projeto

requer bem menos combustível que dois sistemas de turbinas a gás separados, sendo essa uma

das principais razões para o seu uso preferencial, sempre que possível, na indústria. Estudou-

se o modelo clássico dos ciclos combinados das turbinas, conhecido como 2+1, que é

constituído de duas turbinas a gás iguais e acopladas, cada uma, a uma caldeira de

recuperação e uma turbina a vapor para completar o sistema. Viu-se que é possível utilizar até

cinco turbinas a gás associadas a uma de vapor, o que, em contrapartida, traz dificuldades

técnicas à medida que aumenta o número de caldeiras de recuperação em paralelo, o que

majora o custo total do processo. Apesar do ciclo combinado aumentar bastante a eficiência


65

do sistema, os ciclos combinados com turbinas a gás tradicionais atingem, no máximo, 400

MW de potência. Porém, as turbinas de classe E ,F e H foram criadas com o intuito de superar

essas barreiras, sendo que, para um ciclo combinado de duas turbinas F, a potência alcança o

patamar de 900 MW.

As turbinas de classes E, F e H, portanto, estão ganhando bastante destaque no

mercado, cada uma delas apresentando potências individualmente diferentes (200, 300 e 400

MW, respectivamente). Foi discutido neste trabalho um estudo comparativo, publicado em

2017, dos custos da eletricidade (LCOE) gerada por essas turbinas. Como era esperado, as

turbinas de classe H mantiveram o menor custo por kWh, apesar de apresentar um custo fixo

de operação e manutenção mais alto. As turbinas das classes F e E apresentaram, em

sequência, custos globais em ordem crescente. Outros parâmetros utilizados para o modelo do

LCOE, além do custo fixo de operação e manutenção descrito no presente trabalho, foram os

custos de capitais e do combustível, o fator de degradação e variáveis de operação e

manutenção.

Conclui-se, então, que os próximos estudos nas áreas de inovações de turbinas a gás

devem buscar mais aplicações das turbinas de classe H em conjunto com a proposta de

cogeração, para um desenvolvimento mais sustentável e um maior reaproveitamento do calor

gerado no processo.


66

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE - UFRN …...TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO / UFRN 3 ESTUDO DAS INOVAÇÕES NA ÁREA DA TURBINA A GÁS Trabalho de Conclusão de Curso,