3$5Æ0(7526'((),&,Ç1&,$(1(5*e7,&$'(80$,167$/$d­2'(
*$6(,),&$d­2'(&$59­2,17(*5$'$&20
&,&/2&20%,1$'2*È69$325
&DUORV5REHUWR$OWDILQL
Universidade de Caxias do Sul, Centro de Ciências Exatas e Tecnologia
Departamento de Engenharia Mecânica
Cx. P. 1352 - 95070-560 – Caxias do Sul, RS, Brasil
5HVXPR 2V SULQFLSDLV PpULWRV GDV LQVWDODo}HV GH JDVHLILFDomR LQWHJUDGDV FRP FLFORV
FRPELQDGRVJiVYDSRUTXHHPLQJOrVVmRGHVLJQDGDVSRU³,QWHJUDWHG*DVLILFDWLRQ&RPELQHG
&\FOH±,*&&SRZHUSODQWV´TXDQGRFRPSDUDGDVjTXHODVWUDGLFLRQDLVGHFRPEXVWmRGLUHWD
GR FDUYmR VmR D SRVVLELOLGDGH GH FRQVWUXtODV SRU SDUWHV H R PHOKRU GHVHPSHQKR
WHUPRGLQkPLFRHDPELHQWDO1HVWHDUWLJRVmRDQDOLVDGRVRVSULQFLSDLVSDUkPHWURVXWLOL]DGRV
SDUD PHGLU D HILFLrQFLD WHUPRGLQkPLFD GH XPD LQVWDODomR ,*&& UHDO FXMRV UHVXOWDGRV VmR
REWLGRV SRUVLPXODo}HVHPFRPSXWDGRU 2V UHVXOWDGRV PRVWUDGRV QHVWH WUDEDOKR UHIHUHPVH
jV VLPXODo}HV GD LQVWDODomR SDUD IXQFLRQDU HP FRQGLo}HV GH GH FDUJD FRP XP
FRPEXVWtYHOTXHpXPDPLVWXUDGHSDUWHVLJXDLVGHXPGHWHUPLQDGRWLSRGHFDUYmRHFRTXHGH
SHWUyOHR VROLGLILFDGR 2V UHVXOWDGRV REWLGRV VmR FRQIURQWDGRV jTXHOHV HVSHUDGRV SHORV
FRQVWUXWRUHVGDLQVWDODomRHUHSURGX]HPFRPERDSUHFLVmRWRGRVRVVHXVVXEVLVWHPDV
3DODYUDVFKDYHV 6LPXODomR*DVHLILFDomR&LFORFRPELQDGR7XUERJiV
,1752'8d­2
A integração entre uma instalação de geração de potência a ciclo combinado gás/vapor e
uma planta de gaseificação constitui a base das instalações IGCC. Uma planta de gaseificação
produz um combustível sintético, freqüentemente chamado pelo nome de “syngas” (synthesis
gas), resultante da gaseificação de um combustível fóssil (carvão) ou um hidrocarboneto
pesado (alcatrão) ou, ainda, de um combustível renovável (biomassa).
Nas últimas duas décadas tem crescido o interesse pelo desenvolvimento de uma nova
geração de instalações, que possa operar com melhor eficiência e disponibilidade, consentindo
o uso de combustíveis de baixa qualidade, com menor custo de capital, tempo reduzido de
construção e possibilidade de montar subsistemas de forma independente. A manter-se o atual
consumo mundial de petróleo e gás natural, a estimativa média de exaurimento de suas
reservas é de cerca 55 anos (Dürrfeld, 1997). Em confronto a esta situação desfavorável, há a
abundância das reservas de carvão, que ainda frente a um incremento no consumo deste
combustível de cerca 3% ao ano (Takematsu & Maude, 1991), possuem uma duração de
aproximadamente de 230 anos (Dürrfeld, 1997) (Thambimuthu, 1993). A conseqüência óbvia
será um aumento significativo nos preços do petróleo e do gás natural. Disto deriva um
desafio para converter a energia contida no carvão de forma eficiente, econômica e com os
menores efeitos poluentes possíveis. Todavia, é em geral reconhecido que nas últimas três
décadas os melhoramentos das tecnologias envolvidas nas centrais convencionais de geração
de potência a carvão sofreram uma significativa desaceleração, dado que o projeto de tais
centrais está sujeito às limitações práticas estabelecidas pelas leis da Termodinâmica e pelas
propriedades dos materiais. Contrariamente a isto, é observado um crescente aperfeiçoamento
na tecnologia das turbinas a gás para uso industrial. A ampla disponibilidade de tamanhos
destas máquinas permitiu a abertura de novas perspectivas de desenvolvimento. Isto foi
observado na possibilidade de combinar de forma altamente eficiente os ciclos das turbinas a
gás com aqueles das turbinas a vapor (ciclos combinados gás/vapor). A estes conceitos
avançados de caráter termodinâmico, se avizinha a aplicação de diversas tecnologias de
processos químicos, que tem aberto outras frentes de pesquisa para a utilização mais eficiente
do carvão. A integração dos ciclos combinados com os processos de gaseificação de carvão,
em concomitância aos processos de depuração a quente ou a frio do “syngas” produzido e ao
processo de separação criogênica do ar, compondo assim as instalações IGCC, pode constituir
a opção mais nobre de utilização do carvão em confronto às tecnologias convencionais. Isto é
especialmente devido à reduzida emissão de substâncias poluentes das plantas IGCC, uma vez
que o “syngas” produzido no gaseificador vem depurado antes de ser queimado na câmara de
combustão da turbina a gás.
O esquema de base das instalações IGCC é normalmente constituído de 4 subsistemas: de
gaseificação, de depuração, de separação do ar e de potência. Nas plantas atuais, estes
subsistemas são altamente integrados para conferir às mesmas um maior rendimento global.
Desta forma, além da superior eficiência termodinâmica das instalações IGCC em
comparação àquelas de tecnologia convencional com combustão direta do carvão, estas
instalações apresentam uma melhor eficiência ambiental, menor consumo de energia primária
e a possibilidade de montagem dos subsistemas em tempos diferentes.
Para o estudo e análise das instalações IGCC, bem como de outros sistemas de conversão
de energia para geração de potência é importante dispor-se de simuladores computacionais
adequados, flexíveis e precisos. Estes simuladores podem ser usados com boa precisão para
simular o funcionamento dos sistemas de conversão de energia em condições de projeto e em
condições fora de projeto, permitindo definir a estratégia mais conveniente de operação em
função da carga. Simuladores modulares são apropriados para atender estes objetivos, onde
cada módulo representa um componente do sistema (compressor, bomba, turbina a vapor,
turbina a gás, trocador de calor, etc.).
A disponibilidade de novos módulos (gaseificador, unidade de separação do ar, saturador,
etc.) permite a análise de instalações IGCC em diversas condições de funcionamento. Em
Altafini et al. (1998), são apresentados uma breve explanação dos novos módulos e os
resultados da análise termodinâmica de uma instalação IGCC em particular, funcionando em
regime de carga total e parcial (75% e 50%). No presente artigo são avaliados os rendimentos
dos principais subsistemas que compõem a instalação IGCC estudada na referência anterior e
como estes rendimentos influenciam o desempenho global da mesma. Desta forma, são
analisados os principais parâmetros de operação dos vários processos e também as
potencialidades do simulador disponível em simular instalações de geração de potência de
tipo avançado. A confiabilidade dos resultados é em geral boa, particularmente em condições
de projeto, para a qual se obteve maior disponibilidade de informações. Os subsistemas mais
usuais (turbina a gás e ciclo a vapor) foram simulados com boa precisão. Os resultados foram
também bons para as seções de gaseificação, de depuração do “syngas” produzido e de
separação do ar, apesar da necessidade de se fazer algumas simplificações devido às
incertezas de operação, especialmente em condições fora de projeto.
6,08/$'25'($1È/,6(
Para os estudos apresentados neste artigo foi utilizado o programa DIMAP desenvolvido
no Departamento de Engenharia Mecânica da Universidade de Padova/Itália (Lazzaretto et al.,
1995). O esquema de processo da instalação é construído conectando os módulos
selecionados na biblioteca do programa, permitindo o estudo das mais diferentes
configurações de sistemas de conversão de energia. Os módulos disponíveis na biblioteca do
programa DIMAP representam componentes convencionais, tais como turbina a vapor,
turbina a gás, compressor, bomba, trocador de calor, etc.; alguns outros, representam os
processos de gaseificação, de separação do ar, de saturação, etc., e foram implementados para
simular instalações IGCC.
Como o programa utilizado constitui um instrumento para análise global de uma
instalação de conversão de energia, a sua concepção foi orientada para uma maior rapidez na
execução dos cálculos; por isso o nível de detalhe implementado para a descrição dos
módulos foi tal que permita um estudo global dos desempenhos dos componentes, sem entrar
nas características construtivas dos mesmos. Neste sentido, todos os modelos implementados
no programa seguem um procedimento de tipo 0-dimensional baseado, em geral, nas
equações de balanço de massa, balanço de energia e nas equações que associam as pressões
em ingresso àquelas na saída do componente. Nos módulos que representam as turbina, o
compressor e a bomba, às equações citadas são acrescentadas aquelas que definem o
rendimento isoentrópico, o rendimento mecânico e a relação de compressão. Para os
trocadores de calor são adicionadas as relações que envolvem o produto “UA” (coeficiente
global de transferência de calor pela superfície de troca térmica) e a relação que define a
diferença média logarítmica de temperatura. Para o gaseificador é associado a hipótese de que
o processo de gaseificação se realiza em equilíbrio químico, utilizando-se o método da
minimização da energia livre de Gibbs. Para o processo de separação do ar é acrescentado um
rendimento exergético e para o processo de saturação, se adiciona as considerações para os
processos de misturas de gases (no caso “syngas”-vapor d’água) para o cálculo da temperatura
de saída do “syngas” do saturador. Como já mencionado, a modelagem dos três últimos
processos está descrito em Altafini et al. (1998).
(),&,Ç1&,$'(80$,167$/$d­2,*&&
Os fluxos de energia envolvidos em uma instalação IGCC podem ser identificados no
fluxograma da Fig. 1.
(QHUJLDHPLQJUHVVR (
LQJ
(QHUJLDSHUGLGDQD
*DVHLILFDomR
FRQYHUVmRGRFDUYmR
JG
(
(QHUJLDSHUGLGDQD
'HSXUDomR
(QHUJLDTXHE\SDVVD
RFLFORDJiV
(
(
GHSXUDomRGR³V\QJDV´
(QHUJLDSDUDXVRLQWHUQR
FJ
G
(
&LFORD*iV
FY
LQW
QDLQVWDODomR (
(QHUJLDOtTSURGX]LGDQR
O
FLFORDJiV (
(
(
&LFORD9DSRU
(QHUJLDOtTSURGX]LGDQR
O
FLFORDYDSRU (
Figura 1 – Esquema dos fluxos de energia
em uma instalação IGCC
É possível exprimir o rendimento global de uma instalação IGCC como uma função dos
rendimentos dos sistemas que a compõe, além do termo que envolve a energia que by-passa o
ciclo a gás. Ou seja η=f(ηconv, ηcg, ηcv, ηger, Rd), cujos termos referem-se ao seguinte:
η é o rendimento global = (E1 + E2 - Eint) / Eing;
ηconv é o rendimento de conversão do carvão = (Ed + Ecg) / Eing;
ηcg é o rendimento do ciclo a gás = E1 / Ecg;
ηcv é o rendimento do ciclo a vapor = E2 / (Ecv + Ed);
ηger é o rendimento de geração = (E1 + E2 – Eint) / (E1 + E2);
Rd é a razão de energia by-passada = Ed / Eing e 0 # Rd # 1.
O rendimento global, η (adiante denotado por rendimento elétrico ηel), representa a
eficiência global com a qual a energia potencial recuperada do carvão é convertida em energia
elétrica vendável, após a dedução de qualquer energia necessária ao funcionamento do
sistema. O rendimento de conversão do carvão, ηconv, representa a eficiência com a qual a
energia potencial recuperada do carvão nos processos de gaseificação e de depuração é
convertida em energia útil para a sucessiva conversão no sistema de potência. O termo Ed
representa a fração da energia de ingresso (Eing) que não contribui à geração de energia
mecânica no ciclo a gás, mas que é disponível no ciclo a vapor; daí a razão de energia bypassada Rd. Esse termo é igual zero para o ciclo combinado gás/vapor operante com gás
natural, no qual somente os gases de descarga do turbogás geram vapor (caldeira de
recuperação), enquanto é igual a 1 para as centrais convencionais com combustão direta do
carvão, que não possuindo o componente turbogás, recuperam toda a energia do combustível
ao ingresso para a geração de vapor. Em geral, nas instalações IGCC existe o by-pass de
energia devido à necessidade de recuperação inerente aos processos de gaseificação e de
depuração. A recuperação é realizada por trocadores de calor convenientemente instalados
naquelas seções, gerando vapor para uso no subsistema de potência a vapor. O rendimento de
geração, ηger, considera a energia bruta produzida no sistema de potência a menos da energia
consumida internamente. Todas as instalações de geração de potência são caracterizadas por
um consumo interno de energia. Porém, é possível que as instalações IGCC possuam um
consumo interno superior àquele observado nas centrais termoelétricas convencionais. Isto se
verifica nas instalações IGCC que utilizam oxigênio puro no processo de gaseificação, onde o
consumo de energia para o funcionamento do sistema de separação do ar é muito alto.
É possível exprimir a equação do rendimento global na forma:



R 
η = ηconv ηcg (1 − ηcv )1 − d  + ηcv ηger
conv 



(1)
Observa-se da Eq. (1) que para as instalações convencionais, para as quais Rd é igual a 1,
e supondo ηconv igual a 1, o rendimento global resulta igual ao produto ηcvηger; para os ciclos
combinados gás/vapor operantes a gás natural, para os quais Rd é igual a zero, e se ηconv igual
a 1, a Eq. (1) resulta igual a
ηcc = (ηcg + ηcv − ηcgηcv )ηger
(2)
onde ηcc é o rendimento global do ciclo combinado.
Da Eq. (1) pode-se observar que η é proporcional à ηconv, mas inversamente proporcional
à Rd. Isto é, quanto maior é ηconv, com todos os termos mantidos constantes, tanto maior será
η. De forma análoga, quanto maior for Rd, tanto menor será η. Em verdade, em um sistema
complexo como é uma instalação IGCC, existe uma interação muito forte entre as diversas
seções, do que resulta em uma forte dependência entre os parâmetros de funcionamento da
instalação. Entretanto, é possível dizer intuitivamente que para maximizar η, é necessário
maximizar ηconv, minimizar Rd e minimizar a energia consumida internamente na instalação.
O rendimento ηconv é amplamente associado ao tipo de gaseificador, à modalidade de
alimentação do carvão, ao tipo de sistema de depuração utilizado, ao agente gaseificante
empregado (ar ou oxigênio), etc.. Com relação ao parâmetro de by-pass, é importante uma
análise mais aprofundada sobre o mesmo para avaliar com maior precisão a sua influência
sobre os rendimentos dos diversos sistemas da instalação, como também sobre o η.
,167$/$d­2,*&&$1$/,6$'$
Para este estudo foi analisado uma instalação IGCC baseada na tecnologia PRENFLO
(Pressurized Entrained Flow) de gaseificação do carvão. A instalação foi projetada para
produzir uma potência bruta de 335 MWe (condições ISO) com um rendimento global de
45% baseado no poder calorífico inferior do combustível em ingresso. Nessa instalação foram
aplicadas as mais avançadas tecnologias, onde vários subsistemas [gaseificação, depuração do
gás combustível produzido, unidade de separação do ar (USA) e ciclo combinado] são
integrados para alcançar os mais altos rendimentos. As características da instalação, cujos
detalhes se encontram em Sendin, et al. (1994), Zeppi (1994), Sendin, et al. (1996), Altafini
(1998), são apresentadas no esquema de processo da Fig. 2.
Na Fig. 2 são identificados todos os componentes e os principais dados de funcionamento
da instalação em condições de projeto. De forma resumida, são as seguintes as características
mais importantes da instalação: combustível entra na planta constituído por uma mistura de
50% de carvão local (mina de Puertollano/Espanha) e 50% de coque de petróleo solidificado
(refinaria em área adjacente à mina); secagem e moagem do combustível na seção de
preparação do combustível através de um circuito fechado de gases quentes reciclados e
produzidos pela queima de gás natural; envio do combustível preparado ao gaseificador do
tipo leito recirculante (PRENFLO), onde é gaseificado com O2; resfriamento repentino do
“syngas” impuro que sai do gaseificador por meio de uma parcela de “syngas” posteriormente
resfriado em trocadores de calor convectivos de alta pressão (AP) e de média pressão (MP);
passagem do “syngas” impuro por filtros cerâmicos (retirada de material particulado),
seguindo para um scrubber Venturi para a remoção dos compostos halogênicos e alcalinos a
temperatura de cerca 126°C; hidrólise de COS (sulfeto de carbonila) para converter este
composto contido no “syngas” impuro em H2S (gás sulfídrico); lavagem química a 40°C do
“syngas” contendo H2S, em uma unidade MDEA (solvente Metil-DiEtanol-Amina);
recuperação do enxofre elementar em uma unidade Claus; envio do “syngas” depurado ao
saturador; queima do “syngas” limpo, saturado e diluído com N2 (para controle das emissões
de NOx e aumento do rendimento da instalação e sua potência) na câmara de combustão da
turbina a gás; aproveitamento do calor sensível do ar extraído do turbocompressor para
funcionamento da USA para a produção de vapor de baixa pressão (BP), para reaquecer a
água de saturação do “syngas” e para pré-aquecer o N2 de diluição; extração de ar de estágios
intermediários do turbocompressor (cerca de 20,6% do fluxo de massa de ar de ingresso) para
resfriamento dos estágios da turbina a gás; superaquecimento do vapor AP e aquele MP
produzidos no SG (Subsistema de Gaseificação) na CR (Caldeira de Recuperação), e posterior
expansão em duas turbinas juntamente com o vapor AP, MP e BP gerados na CR;
condensação do vapor da descarga da turbina de BP.
Para uma melhor representação do esquema de processo da instalação, se divide o mesmo
nos subsistemas identificados no fluxograma da Fig. 3.
50 % carvão +
50 % coque de petróleo
0,94 22550
29,68 15,0
Comp. % m
C 59,21
H 2,80
O 3,32
N 1,36
S 3,21
Cinzas 20,70
H2O 9,40
35,0 2804,9
7,018 243,0
6,5
35,0 2804,9 1,376
4,157 243,0
9DSRUVDWXUDGR03DR&&
35,0 2804,9
6,532 243,0
0,12 kg/s
35,0 2804,9
0,568 243,0
125,0
235,0
25,0
201279
Compos. na base úmida
127,4 2773,0
64,32 329,3
850
0,94
1,0303 15,0
435000
25,0
&HUkPLFR
435000
HVWRFDJHP
Comp.% m
CO 68,46
H2 1,80
CO2 6,50
N2+Ar 13,36
+6&26
1,79
CH4 0,01
H2O 8,08
)LOWUR
235,0
7UHPRQKDGH
24,8
0,94
0,0976 15,0
452
7URFDGRU
&RQYHFW$3
*iV
QDWXUDO
6,5
2,196 162,0
23,6
56,257 126
250000
235,0
(YDS$3
141,0
208746
3UHSDUDo
435000
&RPEXVW
142,7
9HQWXUL
380
24,0
3,03 180,0
7475
6,5
0,606
435000
*iVGH
TXHQFK
25,0
1574
0,94
13,36515,0
41600
Comp. % m
CO 73,51
H2 1,93
CO2 7,38
N2+Ar 16,96
+6&26 ---CH4 0,01
H2O 0,21
&26
6FUXEEHU
EUXWR
25,0
Compos. na base úmida
+LGUyOLVH
*iVGH&ODXV
900
6,5 2758,9
0,334 162,0
22,0
185000
6\QJDV
25,0
6,5 2758,9
3,783 162,0
6,5
3,663 162,0
208746
6\QJDVVHPSDUWLFXODGRV
24,8
35,0 2804,9
13,67 243,0
1SXUR03
(IOXHQWHV
JDVRVRV
9DSRUVDWXUDGR%3DR&&
23,0
&DOFiUHR
0,94
7,304 15,0
20418 $U
9DSRUVDWXUDGR$3DR&&
127,4 2773,0
64,32 329,3
&RPEXVWtYHOVyOLGR
7URFDGRU
(YDS03
&RQYHFW
185000
6\QJDVGHSXUDGRDR&&
20,8 173,1
51,696 131,0
183540 PCI = 9865,7 kJ/kg
03
40,0
*DVHLILFDGRU
8QLGDGHGH
3UpDTXHFHGRU
/DYDJHP
(VFDSH2
)LOWUDomR
7UHPRQKD
(0 kg/s)
0'($
GHDOLPHQW
40,0 1037
16,891 240
25,242 135,0
64104
*iV
&RQG
135,0 1339
64,32 307,0
7,49
&RPEXVWtYHO
43,0 658,0
13,67 155,0
1,5
0,02 80,0
62
5HVLGXR
VROLGR
2
40,0
/tTXLGR
2
*iV
6RXU
9RO
0,94
0,865 145,0 0,94
1,585 15,0
4435
2,736
49,0
5,1107 65,0
14714
6HSDUDo
1GHGLOXLomR
DR&&
GRDU
1
86$
/tTXLGR
6,18 675,3
0,347 160,0
2
1SXUR03
$UGR7*
8QLGGH
25,348
64376
(Q[{IUH
$U
&LQ]DVYRODQWHV
(0 kg/s)
13,2 146,0
99,156 128,5
&/$86
DOLP
GHVFDUJD
0,868 kg/s
4977
3ODQWD
ÈJXDGH
ÈJXDGH
SUHSDUDGR
'HVFDUJDVODJ
1,5
19,8 203,2
65,188 195,0
187681
$UFRQGHQVDGR
1SXUR03
4,0
2,407 15,0
6930
1%3
ÈJXDGHDOLPHQW$3GR&&
136,0 1378,2
64,32 307,0
ÈJXDGHDOLPHQW03GR&&
43,1 658,0
14,887 155,4
ÈJXDGHDOLPHQW%3GR&&
6,5
2,196 154,6
&RQGHQVDGRDR&&
Figura 2 - Instalação IGCC analisada - Esquema do processo e dos relativos fluxos.
9DSRUVDWXUDGR$3GR6*
35 2804,9
5,963 243,0
9DSRUVDWXUDGR%3DR6*
3UpDTXHFHGRU
31,2 3031,1
93,793 315,6
125,8 2676,6
19,861 328,3
6,5 2758,9
2,955 162,0
379,4
65,188 360,0
469,9
121,85 306,3
203414
187681
391095
PCI = 4185,5 kJ/kg
*iVQDWXUDO
(YDS$3
138,0 1378,2
78,97 306,9
0 kg/s
'
35,0 2801,9
5,963 242,5
203414
0:
6DWXUDGRU
311,1
99,156 288,0
14,4 426,7
99,156 396,8
276072
276072
22,5 619,8
43,0 146,9
25,0 789,8
25,79 185,9
6403
GR6*
5HVHUYDWyULR
194,7
99,156 176,0
GHIODVK
6,5 2758,9
5,612 162,0
0:
14,4 426,7
537,9 396,8
24,2 608,0
25,79 144,1
%$3
276072
$U
O2 24,0
N2 76,0
6,50 2759
0,828 162,0
19,8 203,2
65,188 195
187681
1497663
Composição (% m)
%03
&RQGHQVDGR
&RQGHQVDGRU
%%3
5,37 651,9
200,07 154,6
'HVDHU
ÈJXDGH
UHSRVLomR
163,7
111,19 39,1
(&2%3
0,94 84,0
9,064 20,0
%03
7XUELQDDJiV
6LHPHQV9
335,5
170,85 80,0
0,9309 100,0
560,6 97,6
5HVHUYDWyULR
1GHGLOXLomRGD86$
0,0703 2353,9
101,75 0,9092
5,37 651,9
19,857 154,6
5,37 651,9
59,66 154,6
$UH[WUDtGRGR7*SDUDD86$
0:
6,0 2864,5
4,969 206,7
651,9
10,763 154,6
ƒ&
*
0,94 30,9
537,9 15,0
*
%3
6,0 2864,5
4,592 206,7
3,949 kg/s
50,0 658,0
7,01 155,4
1497663
%3
'
(YDS%3
0:
13,2 146,0
99,156 128,5
03
7XUELQDVDYDSRU
6,5 2758,9
9,561 162,0
14,1
560,6 1120
&
%
%
6,0 2864,5
9,561 206,7
64%3
148,1 671,4
98,831 157,1
0:
&
32,6 1006,8
7,01 233,5
128795
26,0 686,8
88,79 162,2
&
0 kg/s
ƒ&
193,7
46,259 175,0
25,0 808,1
88,79 190,0
20,8 398,7
43,0 94,8
24,7 420,3
25,79 99,9
$3
0,011 kg/s
0 kg/s
183540
PCI = 9865,7 kJ/kg
%
&
25,5 686,8
110,4 162,2
0:
0:
32,6 2802
12,97 238,5
(YDS03
6,50 2758,9
8,567 162,0
6\QJDVGHSXUDGR
20,8 173,1
51,696 131
0,004 kg/s 0,025 kg/s
&
19,861 kg/s
140,2 1001,6
98,831 231,9
3UpDTXHFHGRU1
%
0,882 kg/s
ƒ&
6\QJDV
0,004 kg/s
0,008 kg/s
5,13 2999,3
0,116 kg/s
101,71 268,6 0,025 kg/s
31,6 3031
12,97 316,1 0,279 kg/s
0,260 kg/s
125,8 2673,0
64,32 329,0
6\QJDVGHSXUDGRVDWXUDGRHGLOXtGR
20,2 574,0 PCI = 9000,4 kJ/kg
56,666 260,0
22,5 623,8
47,97 147,8
28,8 3494,5
99,793 516,0
32,0 3031,1
80,82 316,4
64$3
0:
20,7 390,8
56,666 126,5
117,4 3365,5
84,181 504,7
5403
6,5 2758,9
3,783 162,0
6\QJDVGHSXUDGRHVDWXUDGR
&DOGHLUDGHUHFXSHUDomRDQtYHLVGHSUHVVmR
0,9632 580,1
560,6 539,0
127,4 2773,0
64,32 329,3
9DSRUVDWXUDGR03GR6*
592,8
170,85 140,8
(IOXHQWHVJDVRVRV
638,5
9,980 151,5
0,027 kg/s
&
/(*(1'$
1tYHLVGHSUHVVmR
$3
$OWD3UHVVmR
EDU
N-NJ
NJV
ƒ&
1PK
03 0pGLD3UHVVmR
%3
49,0 658,0
4,97 155,4
6,5 651,9
8,567 154,6
34,0 1041,4
4,809 240,8
134,0 657,3
14,65 154,0
86$ 8QLGDGHGH6HSDUDomRGR$U
(&2(FRQRPL]DGRU
%
ÈJXDGHDOLPHQW$3DR6*
ÈJXDGHDOLPHQW03DR6*
136,0 1378,2
64,32 307
10,0 608,3
5,999 143,6
43,1 658,0
14,887 155,4
%DL[D3UHVVmR
&RPSRQHQWHV
%RPED
54 5HDTXHFHGRU
64
6XSHUDTXHFHGRU
7*
7XUERJiV
2XWURV
ÈJXDGHDOLPHQW%3DR6*
&& &LFOR&FRPELQDGR
&RQGHQVDGRGR6*HGR6'
Figura 2 - Continuação
6*
6XEVLVWHPDGH*DVHLILFDomR
6'
6XEVLVWHPDGH'HSXUDomR
/(*(1'$
Ingresso
Combustíveis
63&
H
6*
Syngas impuro
Syngas
depurado
Água
O2+
N2
6'
63&
6XEVLVWHPDGH3UHSDUDomR
6*
6XEVLVWHPDGH*DVHLILFDomR
GR&RPEXVWtYHO
6'
6XEVLVWHPDGH'HSXUDomR
657
6XEVLVWHPDGH5HFXSHUDomR
66$
6XEVLVWHPDGH6HSDUDomR
63*
6XEVLVWHPDGH3RWrQFLDD*iV
639
6XEVLVWHPDGH3RWrQFLDD9DSRU
7pUPLFD
GR$U
657
Syngasdepurado,
saturado
e diluído
N2
Ar
66$
Ar
Água
63*
Potência
Gases quentes
de combustão
Vapor
639
Potência
Figura 3 – Principais seções da instalação IGCC analisada
$1È/,6((1(5*e7,&$'$,167$/$d­262%&$5*$'(352-(72
Para a análise energética da instalação em estudo, alguns dados de entrada devem ser
especificados para definir as condições de operação de todos os componentes. De acordo com
as informações conhecidas sobre a instalação e que estão identificadas na Fig. 2, foram
realizadas as simulações. Os vários fluxos de energia ao ingresso, à saída e entre os
subsistemas da instalação são esquematizados na Fig. 4. Também são indicados os
percentuais dos principais fluxos com relação àqueles dos combustíveis (carvão + coque de
petróleo e gás natural) ao ingresso.
Uma vez que se prevê que o O2 de gaseificação e o N2 de diluição saem da USA já na
pressão à qual deverão ser usados na instalação (31,0 bar e 19,8 bar, respectivamente), foi
considerado que fazem parte integrante da USA tanto os compressores de O2 e de N2 de
diluição, quanto outros supostos consumidores auxiliares usados para obtenção das
temperaturas criogênicas (dados não disponíveis). Com um rendimento da USA adotado de
17% (Perry & Green, 1984), resulta uma potência de geração de 22,68 MW, que se justifica
sobretudo para a compressão do O2 até 31,0 bar e para a compressão do N2 de diluição até
19,8 bar. A potência de separação somada à potência consumida no compressor de N2 puro
(cerca de 1,49 MW) determina um consumo de 0,265 kWh para produzir 1 kg de O2 com
pureza de 85% em volume, valor que se acha compreendido entre aqueles reportados em
UNIPEDE (1993). Do balanço de energia na USA resulta um troca térmica com o exterior de
20,63 MW. Este valor é um tanto elevado em comparação aos 22,68 MW da potência de
separação. Entretanto, salienta-se que no interior da USA acontece uma grande troca de calor
devido ao resfriamento do ar da temperatura à entrada (128,8°C) até aquela antes da coluna de
fracionamento (cerca de 15°C), através de água de resfriamento e N2 de refluxo, e devido da
compressão interrefrigerada do O2 até 31,0 bar.
É importante salientar que as perdas no subsistema de potência a vapor (245,18 MW)
consideram sobretudo a energia dispersa no ambiente através do ar que escoa em
contracorrente com a água na torre de resfriamento de tiragem natural. Esta foi considerada
Ar
Perdas de calor
Ar
Perdas de calor
Gás natural 6
Combustível
SUBSISTEMAS
DE PREPARAÇÃO
DO COMBUSTÍVEL
E DE
GASEIFICAÇÃO
Calcáreo Slag +
Efl. gasosos
H2O
C
Syngas impuro
2
3
1
5
O2 p/ gaseificação
7
Perdas de calor
Ar
6
B
Ar
Syngas depurado,
diluído e saturado
N2 dilui.
3
SUBSISTEMA
DE RECUPERAÇÃO
TÉRMICA
+
SATURAÇÃO
E DILUIÇÃO
DO SYNGAS
4
Syngas depurado O2
Água resfriam.
8
N2 puro
S2
SUBSISTEMA
DE
DEPURAÇÃO
Vapor AP e MP
D
4
Ar
Eletricidade
SUBSISTEMA
DE
SEPARAÇÃO
N2, H2O, CO2, Ar
SUBSISTEMA
DE
POTÊNCIA A GÁS
N:KNJ2
A
D0 AR
erdas de
alor: resfriam. do ar
outros Ar
9
10
(USA)
A
5
B
Gases de escape
LEGENDA:
Fluxo de “syngas”
Outros fluxos gasosos
Fluxo de H2O
Fluxos de potência elétrica
e de perdas de calor
TR Torre de resfriamento
CTE Consumo térmico
específico
1
Perdas de calor
E
10 9
.
C
D
E
F
E int
7
+ Água resfriam. 2
SUBSISTEMA
DE
POTÊNCIA
A VAPOR
Água de reposição 8
.
E bruto
Água resfriam.
E líq.
.
CTElíq.
N-N:K
Saídas de fluidos
Outras: TR + Perdas de calor Figura 4 – Balanço energético da instalação sob estudo em condições de projeto.
(Os valores entre parênteses são em MW).
como parte integrante do subsistema de potência a vapor.
O rendimento global da instalação η, neste ponto denotado por rendimento elétrico “ηel”
(ou ainda rendimento líquido) é calculado pela equação
el
& combPCIcomb
= (E& TG + E& TV − E& int )/m
(3)
onde E& TG é a potência produzida pelo turbogás, E& TV é a potência produzida pelas turbinas a
& comb e PCI comb são,
vapor, E& int é a potência consumida internamente na instalação, m
respectivamente, o fluxo de massa e o poder calorífico inferior do combustível. Estes dois
últimos termos fazem referência a mistura carvão-coque de petróleo e ao gás natural que
ingressam no SPC. Como identificado na Fig. 4 o valor de ηel é de 42,49%.
Se define também um rendimento total pela equação
&
&
& combPCIcomb + E& int )
tot = (E TG + E TV )/(m
(4)
que para os valores indicados na Fig. 4, ηtot resulta igual a 45,12%.
O rendimento elétrico, ηel, pode também ser determinado através de uma forma
modificada da Eq. (1), considerando os fluxos de retorno entre os subsistemas:


 1
Rd 
1  



−
 1−
el = conv   cg + cv 
i rt + cv  ger
 
conv 


 R cg i rt  
(5)
onde ηconv, ηcg, ηcv, ηger e Rd foram já definidos na Seção 3; Rcg é a razão entre a potência
térmica do “syngas” ao ingresso do SPG e a potência térmica dos gases de descarga a saída
desse subsistema e irt é o índice de recuperação térmica do “syngas”. Este último termo é dado
pela relação entre a potência térmica do “syngas” a saída e a entrada do SRT. De acordo com
os valores dos fluxos de energia da Fig. 4, aqueles resultantes dos parâmetros anteriormente
mencionados são apresentados na Tab. 1.
Tabela 1 – Valores dos parâmetros do rendimento elétrico
3DUkPHWUR
Rd
ηconv
ηcg
ηcv
ηger
Rcg
irt
&iOFXOR (vide fluxos de energia na Fig.4)
0,2808 − 0,1426
0,7942 + 0,1382
181,98 / 591,76
136,76 / [479,14+(189,28−96,13)]
(181,98+136,76-32,31)/(181,98+136,76)
591,76 / 479,14
591,76 / 535,39
5HVXOWDGR
0,1382
0,9324
0,3075
0,2390
0,8986
1,2350
1,1053
Os resultados da Tab. 1 substituídos na Eq. (5) permitem obter um ηel de 0,4249.
Como observa-se da Fig. 4 e da Tab. 1, o fluxo de energia que by-passa o SPG e vai
usado diretamente no SPV representa 13,82% daquele à entrada da instalação. Este valor está
dentro da faixa de valores (de 10 a 15%) reportado por Takematsu & Maude (1991).
Salienta-se ainda que considerando o enxofre elementar como um produto da instalação e
subtraindo a potência térmica associada ao fluxo de tal substância (10,50 MW) do
denominador da Eq. (3), resulta um ηel igual a 43,16%.
&21&/86­2
Apesar das hipóteses simplificativas adotadas para o algoritmo de cálculo (inclui a
modelagem dos vários subsistemas da instalação) do programa utilizado, esse constitui-se
numa ferramenta computacional simples, precisa e rápida para prever e analisar o
desempenho de instalações de geração de potência. Os resultados obtidos com o programa
DIMAP mostraram uma boa concordância com aqueles esperados pelos projetistas da
instalação e confirmam o bom desempenho termodinâmico da mesma (ηel=42,49%, embora o
valor esperado tenha sido 45%, como reportado na Seção 4). Não foi possível avaliar a
influência do parâmetro de by-pass (Rd) sobre o rendimento global da instalação. Porém,
verificou-se que o seu valor está compreendido entre aqueles esperados. Portanto, com
relação ao parâmetro de by-pass, é importante uma análise mais aprofundada sobre o mesmo.
Por último, observa-se que as condições consideradas dos vários fluxos são certamente
passíveis de otimização, para assim melhorar a precisão dos resultados.
5()(5Ç1&,$6
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$EVWUDFW7KHPDLQFKDUDFWHULVWLFVRIWKH,QWHJUDWHG*DVLILFDWLRQ&RPELQHG&\FOH,*&&
SRZHUSODQWVZKHQFRPSDUHGZLWKWKHWUDGLWLRQDOFRDOSRZHUSODQWV3)3XOYHUL]HG)XHO
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