USO DO GÁS NATURAL NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA EM
USINAS DO SETOR SUCROALCOOLEIRO NO ESTADO DE SÃO
PAULO NOS PERÍODOS DE ENTRESSAFRA
Orientador: Prof. Dr. Paulo Eduardo Batista de Mello
Departamento: Engenharia Mecânica
Candidato: Henrique Sonja Pereira Penha
N° FEI: 11.105.249-4
1
RESUMO
O presente projeto de iniciação científica visa analisar a viabilidade do uso do gás natural na
geração de energia elétrica em usinas do setor sucroalcooleiro no Estado de São Paulo nos
períodos de entressafra, quando o bagaço de cana não se encontra disponível em quantidades
suficientes para atender a demanda. Para tanto, serão analisadas, tecnicamente, algumas
configurações para a adaptação das usinas, bem como o impacto na oferta de energia elétrica
para o estado.
Palavras-chave:
1.
2.
3.
4.
Cogeração
Gás Natural
Bagaço de cana
Geração na entressafra
2
SUMÁRIO
RESUMO .................................................................................................................................................. 2
SUMÁRIO ................................................................................................................................................. 3
1.
INTRODUÇÃO .............................................................................................................................. 4
2.
REVISÃO DE LITERATURA ............................................................................................................ 7
3.
TRABALHOS RELACIONADOS AO TEMA .................................................................................... 16
4.
SIMULAÇÕES E RESULTADOS .................................................................................................... 19
5.
ANÁLISE DOS RESULTADOS ....................................................................................................... 25
6.
CONCLUSÕES ............................................................................................................................. 26
7.
CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................................................ 27
8.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................. 28
9.
ANEXOS ..................................................................................................................................... 30
3
1. INTRODUÇÃO
Nos períodos de entressafra da cana de açúcar, o bagaço não se encontra disponível em
quantidades suficientes para seu aproveitamento na geração termelétrica, tornando a infraestrutura sucroalcooleira de geração de energia elétrica ociosa. Diferentemente, o estado de
São Paulo tem a sua demanda por energia elétrica em crescimento, o que implica na expansão
do seu parque gerador.
Observa-se que, no estado de São Paulo, o potencial para geração hidroelétrica encontra-se
próximo de seu limite, tanto de capacidade como de disponibilidade. No que tange a
capacidade, as usinas do estado se encontram operando a plena carga nos períodos chuvosos,
não podendo assim incrementar a sua capacidade de geração. Já no que se refere à
disponibilidade, o estado possui a maior parte de suas bacias hidrográficas com potencial
hidráulico comprometido. Embora existam áreas com potencial inexplorado, estas esbarram
nas exigências ambientais e pré-requisitos necessários para a obtenção das licenças. Logo, a
utilização de usinas hidroelétricas para incremento do parque gerador é considerada uma
alternativa restrita e de difícil implantação.
Paralelamente, o consumo de energia elétrica no estado cresce a cada ano. Segundo a
Secretaria de Saneamento e Energia, na sua publicação anual o Balanço Energético do Estado
de São Paulo 2008, de 2000 até 2007, o consumo de energia elétrica no estado, cresceu
aproximadamente 23%. Porém, muitas vezes, a capacidade de geração não consegue
acompanhar a demanda, como visto em 2002, quando o Brasil enfrentou um racionamento de
energia elétrica. Segundo Bardelin (2004), o consumo de energia elétrica do setor industrial
caiu 18,3% no período do racionamento.
Por outro lado, o estado de São Paulo possui, historicamente, um grande número de usinas de
açúcar e álcool pulverizadas pelo seu interior. Segundo a ÚNICA (União da Indústria de Cana
de Açúcar), através do Ranking de Produção da Safra Centro-Sul 2007/2008, existem 167
usinas de cana de açúcar espalhadas por todo o interior do estado de São Paulo. Todo este
setor apresenta 2,4 GW de capacidade de geração segundo dados do BIG (Banco de
Informações de Geração) da ANEEL, entretanto, devido à sua indisponibilidade na
entressafra, este montante só se encontra apto a produzir energia quando há bagaço de cana
disponível para a queima em suas caldeiras. Segundo Camargo (1990), o período de
4
entressafra da cana de açúcar é compreendido por apenas 6 meses por ano, no período
restante, as usinas se apresentam inaptas a produzir energia e para o processamento da cana de
açúcar. Logo, o aproveitamento do parque gerador sucroalcooleiro nos períodos de entressafra
está condicionado à existência de um combustível alternativo e de adaptações para a
utilização da usina apenas para geração de energia.
Dentre os combustíveis disponíveis para utilização na entressafra da cana, destaca-se o gás
natural. Primeiramente, porque este apresenta baixos valores de emissão de poluentes, o que
evita possíveis restrições ambientais. Em segundo lugar, a localização da área a ser atendida.
A região noroeste do estado de São Paulo, local onde se concentra a maioria das usinas
sucroalcooleiras, é cortada pelo Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL), facilitando o acesso ao
gás natural. De maneira complementar, o gás natural apresentou um crescimento acentuado
nos últimos anos, passando de 23,6 milhões de m³/dia em 2000 para 65,4 milhões de m³/dia
em 2008, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, indicando a franca expansão que
vive este setor. Logo, a situação deste combustível se configura como favorável à sua
utilização em regime complementar ao bagaço de cana.
Entretanto, a sazonalidade da cana de açúcar e, conseqüentemente, a disponibilidade de
bagaço, provocam a modificações nas condições de operação da usina. A primeira delas é
devido a parada dos equipamentos para o processamento da cana, visto que na entressafra não
será considerada a produção de açúcar e álcool. Logo, a usina apenas operará para a produção
de energia elétrica e a sua instalação terá que ser otimizada para tal. Por outro lado, deve-se
considerar as diferenças entre a queima do gás natural e do bagaço.
1.1. Objetivo do Presente Trabalho
O presente estudo visa apresentar uma análise de viabilidade técnica da introdução do gás
natural no setor sucroalcooleiro para geração de energia elétrica na entressafra da cana de
açúcar. Para tanto, foi realizado um estudo comparativo, considerando diferentes alternativas.
Uma delas, a simples queima de gás natural na instalação existente, com pequenas
modificações no gerador de vapor. Entre outras, a utilização de um ciclo combinado,
5
conforme estudo anterior disponível na literatura. Aspectos termodinâmicos são considerados
nesta comparação.
1.2. Organização do Trabalho
O trabalho está organizado da seguinte forma: O capítulo 2 apresenta a revisão geral da
literatura, abordando de maneira sucinta e objetiva os temas pertinentes ao estudo; o capítulo
3 descreve resumidamente os trabalhos relacionados ao tema; o capítulo 4 exibe as simulações
e os resultados obtidos; o capítulo 5 faz a análise dos resultados encontrados e dissera a
respeito dos valores encontrados. O capítulo 6 faz a leitura das conclusões nas quais o estudo
chegou. O capítulo 7 faz considerações finais do estudo e aponta possibilidades para estudos
futuros. O capítulo 8 exibe as referências bibliográficas utilizadas para elaboração deste
estudo.
6
2. REVISÃO DE LITERATURA
A Matriz Energética Do Estado De São Paulo
O estado de São Paulo é caracterizado por ser o estado que possui a maior contribuição para o
Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro. De acordo com dados do Instituto Brasileiro de
Geografia e Estatística, o PIB brasileiro no ano de 2007 foi da ordem de 2,6 trilhões de reais.
Neste mesmo período, o estado de São Paulo foi responsável por aproximadamente 30% deste
total. Conseqüentemente, o estado um consumo energético bastante elevado para abastecer
sua matriz.
A Tabela 1 ilustra os dados gerais do estado de São Paulo.
Dados Gerais
Área do Estado
População Total
Densidade Demográfica
Domicílios Totais
Produto Interno Bruto (PIB)
Capacidae Nominal Instalada
Energia Gerada
Energia Recebida
Energia Requerida
2007
248.600
41.262
166
12.906
6
803.058
17.845
67.256
65.759
133.015
10 Reais de 2005
MW
GWh
GWh
GWh
9
Consumo Final Energético
Intensidade Energética Total
Consumo Energático per Capita
Unidade
km²
10³ hab.
hab./km²
10³ moradias
10 kcal
539.561
10 kcal/R$ de 2005
10³ kcal/hab.
0,672
13.076
3
9
Oferta Interna Bruta
10 kcal
696.642
9
10 kcal
Suficiência Energética
366.470 (52,7%)
Tabela 1 - Dados Gerais do Estado de São Paulo
Fonte: Balanço Energético do Estado de São Paulo - 2008
De acordo com o Balanço Energético do Estado de São Paulo 2008 (BENSP), publicado pela
Secretaria de Saneamento e Energia, a capacidade nominal instalada do estado é responsável
por 18,2% de toda a capacidade instalada de hidroelétricas e termoelétricas no Brasil. A
Tabela 2 ilustra este cenário.
Capacidade Nominal Instalada
Hidroelétricas
Termoelétricas
Total
Brasil (MW)
76.869,9
21.310,5
98.180,4
São Paulo (MW)
14.019,7
3.825,3
17.845,0
Participação (%)
18,2%
18,0%
18,2%
Tabela 2 - Capacidade Instalada São Paulo x Brasil
Fonte: Balanço Energético do Estado de São Paulo - 2008
7
No mesmo documento publicado pela Secretaria Saneamento e Energia, destaca-se a
participação efetiva da Cana-de-açúcar e de Petróleos e Derivados na composição da oferta de
energia para o Estado. Do total ofertado em 2007, 903.874 x 109 Kcal, os dois insumos
energéticos participaram com 30,1% e 44,8%, respectivamente. A Figura 1 ilustra o Fluxo
Global de Energia do Estado de São Paulo no ano de 2007.
Figura 1 - Fluxo de Energia do Estado de São Paulo em 2007 (Valores em 109 kcal)
Fonte: Balanço Energético do Estado de São Paulo - 2008
A situação atual da matriz energética do Estado se alterou consideravelmente nos últimos 10
anos. O Gráfico 1 e o Gráfico 2 ilustram as mudanças ocorridas no período e demonstram o
avanço considerável de insumos energéticos como o bagaço de cana e o gás natural.
8
Ano 1997
Consumo Total: 438.726 x 109 kcal
Gás Natural
2%
Outras
5%
Álcool Etílico
6%
Eletricidade
19%
Biomassa
18%
Derivados de
Petróleo
50%
Gráfico 1 - Composição da Matriz Energética do Estado de São Paulo, 1997.
Fonte: Balanço Energético do Estado de São Paulo - 2008
Ano 2007
Consumo Total: 539.561 x 109 kcal
Gás Natural
8%
Outras
4%
Álcool Etílico
7%
Biomassa
23%
Eletricidade
21%
Derivados de
Petróleo
37%
Gráfico 2 - Composição da Matriz Energética do Estado de São Paulo, 2007.
Fonte: Balanço Energético do Estado de São Paulo - 2008
9
O Setor Sucroalcooleiro
Histórico Recente
Nos últimos 20 anos, frente à estagnação do desenvolvimento da matriz hidroelétrica
brasileira e aos atraentes preços proporcionados por este lapso de expansão, o setor
sucroalcooleiro passou por diversas modificações para se adaptar a este novo contexto.
No passado recente, a expansão do setor foi condicionada por uma realidade diferente.
Segundo Camargo (1990), no início da década de 70, o setor se modernizou e se reaparelhou
em decorrência do Programa de Racionalização da Agroindústria Açucareira, onde se
verificou um incremento da capacidade produtiva das usinas visando à produção de álcool e
açúcar, com pequenos investimentos diante do restante da década. Szmrecsányi e Moreira
(1991) destacam em seu artigo, que o sucesso do programa e a expansão do setor na época se
deveram à abundância de recursos proporcionada pelo governo militar e pelos bons preços do
açúcar no mercado internacional.
Entretanto, de acordo com Ramos (2004), o grande aumento da produção de açúcar culminou,
em 1975, com o início de uma forte queda dos preços até 1979 e conseqüente estagnação da
produção de açúcar.
Paralelamente, ocorreu em 1973 o primeiro choque dos preços do petróleo. Naquele ano,
iniciou-se a chamada Guerra do Yom Kippur, o Dia do Perdão, conflito entre Egito, Síria e
Israel. Segundo Souza (2006), a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP),
aproveitando-se da tensão existente na região, elevou, em uma convenção em Genebra, o
preço do barril de petróleo do tipo Arabian Light de 2,99 dólares para 4,12 dólares.
Na combinação da queda dos preços do açúcar e dos altos preços de petróleo, foi implantado
no Brasil, em novembro de 1975, o Programa Nacional do Álcool (Proálcool). De acordo com
Furtado e Scandiffio (2007), o Proálcool foi criado na associação do potencial de expansão do
setor sucroalcooleiro e da oportunidade criada pela alta dos preços do petróleo.
O Proálcool pode ser dividido em três fases. A primeira delas (1975-79) caracterizou-se pela
produção de álcool voltada para a mistura junto à gasolina. A segunda fase, ocorrida após o
segundo choque do petróleo entre os anos de 1979 e 1986, concentrou-se na indústria
10
automobilística com o incentivo à produção de veículos para redução do desequilíbrio da
balança comercial. A terceira fase, que se estende a partir do término da segunda até o final da
década de 90, caracterizou-se pela estabilização da produção de álcool (Freitas, 1997 apud
Coelho, 1999).
Segundo Furtado e Scandiffio (2007), os primeiros indícios do termino do Proálcool foram
uma crise no abastecimento de álcool no início da década de 90 e a extinção do Instituto do
Açúcar e do Álcool realizada no pelo governo Collor.
Outros fatos importantes da década de 90, foram a desregulamentação do mercado e liberação
dos preços, que inseriram a livre concorrência na comercialização de álcool pelo setor. A
década se fecha a redução expressiva da produção da de veículos movidos à álcool e o
sucateamento da frota originária do final da década de 80 (Furtado e Scandiffio (2007)).
Gás Natural
Segundo a definição da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP),
gás natural é: “Todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições
atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gasíferos,
incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros.”
O gás natural é classificado de acordo como é encontrado, ora gás natural associado, ora gás
natural não associado. A Portaria ANP N°9, de 21 de Janeiro de 2000, define o primeiro como
“Gás natural produzido de jazida onde ele é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato
com petróleo subjacente saturado de gás”. A mesma fonte disserta a respeito do gás natural
não associado como: “Gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e
condensado”.
No Brasil, segundo dados do Ministério de Minas e Energia, as jazidas de gás natural do país
são compostas por 63% de gás associado e 37% de não associado. Entretanto, este paradigma
tende a mudar visto que as grandes jazidas do pré-sal, atualmente em estimativa, tendem a ser
majoritariamente compostas por gás natural não associado.
No âmbito legal, as competências de regulamentação da cadeia produtiva do gás natural ficam
dividas entre a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a
11
Agência Reguladora de cada estado. A Figura 2 ilustra esta divisão de competências. No
estado de São Paulo cabe à ARSESP – Agência Reguladora de Saneamento e Energia do
Estado de São Paulo – regulamentar as atividades ligadas à distribuição e à venda do gás
natural.
Figura 2 – Regulação na Indústria do Gás Natural
Fonte: Gas Energy
O Estado de São Paulo conta com 645 municípios em uma área de aproximadamente 250 mil
km² e está dividido em três áreas de concessão: Companhia de Gás de São Paulo (COMGÁS),
Gás Natural São Paulo Sul (GNSPS) e Gás Brasiliano Distribuidora. A Figura 3 ilustra a
distribuição geográfica das áreas de concessão. Juntas, as três distribuidoras do ESP
atenderam, em 2008, quase 690 mil clientes espalhados em um total de 91 municípios.
A Comgás possui a menor área de concessão, mas a maior concentração industrial do país.
Desta forma, esta concessionária foi capaz de expandir e diversificar o atendimento a clientes,
possuindo atualmente a rede mais extensa, o maior número de municípios e clientes
atendidos, além do maior volume distribuído. Já a Gás Brasiliano e a GN SPS possuem
consumidores potenciais mais dispersos pelas áreas de concessão e possuem mercados e redes
12
ainda bem menos desenvolvidos. A Tabela 3 ilustra estas diferenças e apresenta as principais
características das áreas de concessão.
Figura 3 – Áreas de Concessão de Distribuição de Gás Natural no Estado de Sâo Paulo
Fonte: Secretaria de Energia e Saneamento do Estado de São Paulo
Comgás
Gás Brasiliano
S P S ul
Total
População (%)
72,5
20,0
7,5
100,0
Nº de municípios
177
375
93
645
Nº de municípios atendidos
67
7
17
91
650.000
5.850
31.500
687.350
5.731
486
1.267
7.484
13.890
430
1.270
15.590
Total de clientes (aprox.)
Estensão da malha de
transporte (km)
Volume médio distribuido
em 2007 (mil m³/dia)
Tabela 3 - Características das Distribuidoras de Gás natural do Estado de São Paulo.
Fonte: Secretaria de Energia e Saneamento do Estado de São Paulo
Segundo a União dos Produtores de Bioenergia (UDOP), a maior parte das usinas
sucroalcooleiras do Estado de São Paulo se localiza na região Noroeste, área de concessão da
Companhia Gás Brasiliano (Figura 4). Desta maneira, apesar da distribuidora se figurar como
a menor do Estado de São Paulo, esta será a mais relevante para o presente trabalho.
13
Figura 4 – Área de concessão e futuras expansões da Distribuidora Gás Brasiliano
Fonte: Gás Brasiliano.
Adicionalmente, segundo a Petrobras, somente o Pólo de Mexilhão, localizado a
aproximadamente 140 km de Caraguatatuba (Figura 5) elevará a oferta de gás, no ano de
2011, em até 15 milhões de m³ por dia, o que corresponde à metade da capacidade do
gasoduto Bolívia-Brasil.
Segundo, Leite (2003), o uso do gás natural para produção de energia elétrica através da sua
queima em uma turbina possibilita o uso em modo combinado com um ciclo Rankine.
Ademais, o autor também cita os diversos ganhos ambientais nas emissões de poluentes,
quando comparados com outros combustíveis comumente utilizados como o carvão e o óleo
combustível.
Desta maneira, o presente estudo se mostra correlato com o aproveitamento do excedente de
oferta proporcionado pela Bacia de Santos.
14
Figura 5 – Bacia de Santos – Pólo de Mexilhão
Fonte: Petrobrás.
15
3. TRABALHOS RELACIONADOS AO TEMA
Desenvolvimento da Cogeração no Setor Sucroalcooleiro
Coelho (1992 apud LEITE, 2003) declara que devido à geração somente no período de seis
meses de safra, o fator de carga das usinas de cana-de-açúcar equivale a 50%. Isto demonstra
o ineficiente aproveitamento da capacidade instalada em razão da falta de combustível na
entressafra.
Segundo Lora e Nascimento (2004), a indústria sucroalcooleira apresenta em suas plantas um
exemplo da cogeração tradicional que possui grandes possibilidades de aperfeiçoamento,
quando comparada com a cogeração moderna. Esta é caracterizada, de acordo com os autores,
pelo uso, em grande escala, de turbinas a gás, cujos gases de escape com a temperatura entre
420 e 650ºC, empregados frequentemente em caldeiras de recuperação para a produção de
vapor, resultando em níveis de eficiência e energia excedente mais elevados.
De acordo com Leite (2003), que comparou seis configurações diferentes de cogeração
utilizando como combustíveis o gás natural e o bagaço de cana, a planta com melhor resultado
é a que opera com uma turbina a gás, movida a gás natural, uma caldeira de recuperação
geradora de vapor, que queima bagaço juntamente com os gases de exaustão da turbina a gás,
e uma turbina a vapor de condensação e extração.
Zamboni e Tribess (2006) descreveram sete sistemas compostos por ciclos combinados que
utilizam somente gás natural ou com gás natural e bagaço. Abaixo, estes sistemas serão
citados:
• Ciclo combinado a gás natural (CC/GN) – Neste ciclo, o gás natural é queimado em
um ciclo Brayton de turbina a gás, gerando potência mecânica. Os gases de escape
provenientes do ciclo Brayton são utilizados em uma caldeira de recuperação
responsável pelo vapor utilizado em um ciclo Rankine que gera potência mecânica e
vapor para um processo qualquer. Este vapor pode ser extraído diretamente na caldeira
de recuperação ou pode ser derivado de uma sangria na turbina a vapor;
16
• Ciclo combinado a gás natural com caldeira de bagaço de cana (CC/GN-CB) – De
maneira análoga ao ciclo CC/GN (ciclo combinado a gás natural), os gases de exausto
da turbina são utilizados em uma caldeira de recuperação, porém esta configuração
conta com uma caldeira extra que queima bagaço de cana produz vapor para o ciclo
Rankine;
• Ciclo combinado a gás natural com injeção de bagaço (CC/GN-IB) – Este ciclo
também opera de maneira similar ao ciclo CC/GN (ciclo combinado a gás natural),
porém difere-se no que tange a caldeira de recuperação. Na caldeira presente nesta
configuração, o bagaço é injetado e queimado juntamente com os gases de exausto da
turbina a gás;
• Ciclo combinado a gás natural com caldeira de bagaço de cana e pré-aquecedor de ar
(CC/GN-PA-CB) – este ciclo se baseia no ciclo CC/GN-CB (ciclo combinado a gás
natural com caldeira de bagaço de cana), porém adiciona-se um pré-aquecedor de ar
para alimentação da caldeira de bagaço de cana;
• Ciclo combinado a gás natural com caldeira de bagaço e secador de bagaço (CC/GNSB-CB) – este ciclo utiliza uma configuração similar ao ciclo CC/GN-CB (ciclo
combinado a gás natural com caldeira de bagaço de cana), entretanto é adicionado um
secador de bagaço de cana que utiliza os gases de exausto da caldeira de recuperação;
• Ciclo combinado a gás natural com injeção de bagaço de cana e secador de bagaço
(CC/GN-SB-IB) – este ciclo utiliza a configuração do ciclo CC/GN-IB (ciclo
combinado a gás natural com injeção de bagaço de cana), contudo adiciona-se um
secador de bagaço de cana;
• Ciclo combinado com gaseificação de bagaço de cana (CC/GB) – este ciclo utiliza a
configuração de um ciclo combinado (Brayton mais Rankine), porém o combustível
17
utilizado na turbina a gás é uma mistura de gás natural e gás proveniente de um
sistema de gaseificação de bagaço de cana.
As informações citadas acima demonstram que o parque gerador do setor sucroalcooleiro tem
sua importância, porém apresenta subaproveitamento em sua utilização, visto que só ocorre a
geração no período da safra. No entanto, a expansão da oferta de gás natural e a ausência de
sazonalidade neste combustível, favorecem a sua utilização em complementaridade com a
falta de bagaço. Logo, a inserção do gás natural nas usinas de açúcar foi abordada por Leite
(2003) e por Zamboni e Tribess (2006). Entretanto, o primeiro faz uma ressalva quando a
superficialidade de seu estudo em relação à geração na entressafra, enquanto que os outros
dois não consideram a ausência da demanda por vapor de processo no período da entressafra.
18
4. SIMULAÇÕES E RESULTADOS
Definição do modelo de uma usina típica
De acordo com Horta Nogueira (2006 apud BNDES, 2008), os parâmetros de vapor
das usinas do Estado de São Paulo foram incrementados, devido principalmente à
viabilidade da energia necessária para atender ao processo. Num primeiro momento,
compreendido até a década de 80, o autor destaca que as usinas possuíam caldeiras
com pressões entre 12 e 22 bar e geravam 60% da demanda da instalação.
Adicionalmente, o autor ressalta que, no início da década de 90, a pressão média do
vapor das usinas alcança 22 bar com uma temperatura e 300°C. Desta maneira, as
usinas alcançaram a auto-suficiência da produção de energia elétrica e ainda
comercializaram algum excedente. Adicionalmente, destaca-se que, no final da década
de 90, os novos empreendimentos se caracterizaram pelo uso de caldeiras que
produzem vapor a 65 bar e 520ºC.
Entretanto, segundo Coelho (1999 apud FILHO, 2009), atualmente, o perfil das usinas
do setor sucroalcooleiro é bastante heterogêneo e possui diversas configurações e
capacidades de processamento. Para simplificação do estudo, adotou-se como modelo
de usina típica, uma instalação com caldeira que produz vapor a 65 bar e 520°C e
extração para processo a 3,1 bar conforme ilustra a
Figura 6.
19
Figura 6 – Usina 65 bar 520°C
Fonte: Simulador Cycle Tempo.
Simulação da Usina Típica
Utilizou-se o programa Cycle Tempo versão 5.0 produzido pela Universidade de
Tecnologia de Delft (Delft University of Technology). Os parâmetros principais de
eficiências isoentrópicas foram obtidos da literatura (Tabela 4).
Equipamento
Caldeira
Turbina
Bomba
Eficiência isoentrópica
85%
85%
70%
Tabela 4 – Eficiências Isoentrópicas utilizadas
Fonte: o autor.
20
Resultados
A partir da determinação dos parâmetros e da utilização do programa, obteve-se os
seguintes resultados:
Figura 7 – Resultados Usina 65 bar 520°C
Fonte: Simulador Cycle Tempo.
A Tabela 5, sintetiza os resultados1:
Equipamento Energia (KW)
Caldeira
285276,25
Consumo Bomba
149,62
Turbogerador A
1947,04
Turbogerador B
63360,57
Geração Líquida
65157,99
Eficiência Global
22,84%
Tabela 5 – Resultados Obtidos na Simulação da Usina Típica
Fonte: Programa CycleTempo.
1
Nos anexos se encontra o relatório completo da simulação.
21
Proposta
Com base nos estudos de Zamboni e Tribess (2006), montou-se a simulação (Figura 8)
do Ciclo Combinado com injeção de bagaço na caldeira de recuperação.
Figura 8 – Proposta Zamboni e Tribess
Fonte: Simulador Cycle Tempo.
22
A Tabela 6 sintetiza os resultados2:
Equipamento Energia (KW)
Combustível
298925,99
Consumo Bomba
524,25
Turbogerador A
66183,26
Turbogerador B
53781,16
Geração Líquida 119440,17
Eficiência Global
39,96%
Tabela 6 – Resultados Obtidos na Simulação da Proposta de Zamboni e Tribess
Fonte: Programa CycleTempo.
Configuração na entressafra
Nos períodos de ausência na demanda de vapor e indisponibilidade de bagaço para
queima, faz-se necessário adaptar a usina para a produção de energia elétrica neste
período. A alteração mais simplificada é a utilização de apenas a turbina a gás em
ciclo simples (Figura 9).
Figura 9 – Configuração para a entressafra
Fonte: Simulador Cycle Tempo.
2
Nos anexos se encontra o relatório completo da simulação.
23
A Tabela 7 sintetiza os resultados3:
Equipamento Energia (KW)
Combustível
251188,62
Turbogerador
66183,38
Eficiência Global
26,35%
Tabela 7 – Resultados Obtidos na Configuração para a entressafra
Fonte: Programa CycleTempo.
3
Nos anexos se encontra o relatório completo da simulação.
24
5. ANÁLISE DOS RESULTADOS
As simulações demonstraram que o uso do gás natural na geração de energia no setor
sucroalcooleiro é bastante vantajoso. Na configuração típica (Tabela 5), alcança-se
22,84% de rendimento global do sistema, valor típico para um ciclo Rankine. Ao
passo que a introdução de uma turbina a gás e substituição da caldeira convencional
por uma caldeira de recuperação com aproveitamento do bagaço (Figura 8), elevam
para 39,96% o rendimento do ciclo. Nesta última configuração, ressalta-se que, no
período da entressafra, a inexistência de demanda de vapor para o processo e a
indisponibilidade de bagaço implica em alterações para a geração de energia elétrica.
Neste caso, apesar de o ciclo tornar-se simples, o rendimento obtido (26,35%) ainda é
superior ao o observado na configuração típica sem o uso de gás natural.
25
6. CONCLUSÕES
O presente estudo apresentou alternativas para utilização do gás natural em usinas do
setor sucroalcooleiro para a geração na entressafra da cana-de-açúcar. Adicionalmente,
foram caracterizados e expostos os setores sucroalcooleiro e de gás natural. Ao seu
término, conclui-se que a proposta do estudo foi atendida, obteve-se resultados
contundentes nas simulações para sugerir uma configuração tecnicamente viável para
a geração de energia utilizando-se gás natural em usinas do setor sucroalcooleiro.
26
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Neste trabalho, apresentou-se alternativas para a geração de energia elétrica nos
períodos de entressafra das usinas sucroalcooleiras. A configuração escolhida foi a que
utiliza uma turbina a gás em ciclo combinado com um ciclo Rankine com caldeira de
recuperação com injeção de bagaço. Seu rendimento é superior ao da instalação
anterior, mesmo na operação em ciclo simples, utilizando apenas a turbina a gás.
Entretanto, utilizou-se apenas critérios técnicos para a escolha do modelo. Desta
maneira, sugere-se para trabalhos futuros a avaliação econômica de instalações deste
tipo. Adicionalmente, deixa-se também como sugestão a trabalhos futuros, a
possibilidade de uso de uma turbina a gás que possa queimar junto com o gás natural
biomassa pulverizada.
27
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
BENSP 2008 - Balanço Energético do Estado de São Paulo 2008.
<www.energia.sp.gov.br > Acesso em 25 de Julho de 2009.
Disponível em
RANKING DE PRODUÇÃO DA SAFRA CENTRO-SUL 2007/2008.
<www.unica.com.br> Acesso em 20 de Maio de 2009.
Disponível em
BIG - Banco de Informações de Geração da ANEEL.
Acesso em 25 de Junho de 2009.
Disponível em <www.aneel.gov.br>
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, IBGE.
Acesso em 20 de Julho de 2009.
Disponível em <www.ibge.gov.br>
CAMARGO, C. A. Conservação de Energia na Indústria do Açúcar e do Álcool. São Paulo,
1990, IPT.
SZMRECSÁNYI, T.; MOREIRA, E. P. O Desenvolvimento da Agroindústria Canavieira do
Brasil desde a Segunda Guerra Mundial. São Paulo, 1991.
RAMOS, P. Os mercados mundiais de açúcar e a evolução da agroindústria canavieira do
Brasil entre 1930 e 1980: do açúcar ao álcool para o mercado interno. Campinas, 2004.
SOUZA, F. R. Impacto do Preço do Petróleo na Política Energética Mundial. Rio de Janeiro,
2006.
FURTADO, A. T. ; SCANDIFFIO, M. I. G. A Promessa do Etanol no Brasil. Campinas,
2007.
COELHO, S. T. Mecanismo para a Implementação da Cogeração de Eletricidade a partir de
Biomassa. Um modelo para o Estado de São Paulo. São Paulo, 1999.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Disponível em
<www.anp.gov.br> Acesso em 10 de Agosto de 2009.
Ministério de Minas e Energia. Disponível em <www.mme.gov.br> Acesso em 10 de Julho
de 2009.
PDE 2007/2016 – Plano de Expansão de Energia 2007/2016.
www.epe.gov.br > Acesso em 2 de Março de 2009.
Disponível em <
28
LEITE, C.P. Seleção de Centrais Termoelétricas Utilizando Gás Natural e Bagaço de Cana,
São Paulo, 2003.
LORA, E.E.S. ; NASCIMENTO, M.A.R. Geração Termelétrica – Planejamento, Projeto e
Operação, Rio de Janeiro, 2004.
ZAMBONI, L.M. ; TRIBESS, A. Avaliação Comparativa de Sistemas Híbridos de
Cogeração a Gás Natural e Bagaço de Cana, São Paulo, EDUSP, 2006.
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. Bioetanol de cana-de
açúcar: Energia para o Desenvolvimento Sustentável. Rio de Janeiro, 2008.
29
9. ANEXOS
30
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
CCC
C
Y
C
Y
Y
Y
CCC
C
C
L
EEEEE
EEEEE
M
L
E
TTTTT
T
E
MM
MM
M
PPPP
P
P
O
OOOO
O
T
E
M M M M
P
P
O
O
T
EEEEE
M
M
PPPP
O
O
O
C
Y Y
C
L
E
C
Y
C
L
EEEEE
C
Y
C
L
E
T
E
M
M
P
O
Y
C
L
E
T
E
M
M
P
O
LLLLL
EEEEE
T
EEEEE
M
M
P
C
C
CCC
Y
Cycle-Tempo :
C
CCC
===
M
O
OOOO
Thermodynamic Energysystems, Massflow calculation for POwerprocesses
Delft University of Technology (TU Delft)
Mechanical, Maritime and Materials Engineering (3mE) Faculty
Energy Technolgy Section
Leeghwaterstraat 44
2628 CA Delft,
The Netherlands
Release 5.0 (Build 481) (Intel Fortran 9.1.037)
Problem name
:
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b
Problem description :
Description
System time
:
09:14:02
System date
:
26/01/2010
January 26, 2010 15:00:25
Page 1 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
CONFIGURATION OF THE INSTALLATION
=================================
NUMBER OF APPARATUS
NAPP =
12
NUMBER OF PIPES (LINKS)
NLIN =
13
NUMBER OF THERMAL CYCLES
NCYCLE =
2
TOTAL NUMBER OF TURBINES
NTURB =
2
NTDP =
0
NUMBER OF ABSORTION CYCLES
NABSOR =
0
NUMBER OF PRODUCTION FUNCTIONS
NPRODF =
0
LOAD CONDITION CODE
NDLOAD =
0
NUMBER OF TURBINE DRIVEN PUMPS
=0: DESIGN LOAD RUN
>0: PART LOAD RUN, NDLOAD=NUMBER OF PARTLOAD CONDITIONS (&PARTLD)
DESIGN LOAD FACTOR
DFACTR =1.000000
OUTPUT CONTROL CODE
NPRINT =
4
0=EXTENSIVE OUTPUT
1=ALSO PUNCH PARTLOAD DATA
2=COMPREHENSIVE OUTPUT
3=MORE COMPREHENSIVE OUTPUT
4=SHORTENED OUTPUT
ADDITIONAL OUTPUT CONTROL CODE
NXXX =
0
NUMBER OF TRACED APPARATUS
NTRACE =
10
MIN. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MINITM =
0
MAX. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MAXITM =
25
ADD. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MORITM =
UNDERRELAXATION INHIBITED AFTER
0
MAXUR =
ACCURACY FOR ITERATION
25 STEPS
EPS =0.000100
ELECTRICAL FREQUENCY
FREQ = 50.0 HZ
STORAGE USED FOR GENERAL COMMON AREA
=
13154 WORDS OF 4 BYTES
State functions for water/steam calculations:
IAPWS Industrial Formulation 1997 (IAPWS-IF97)
NUMBER OF EQUATIONS
====================
NUMBER OF PRIMARY MASS EQUATIONS
= 10 NUMBER OF APPARATUS 12 MINUS SINKS WITHOUT MASS EQUATION
NUMBER OF SECONDARY MASS EQUATIONS
=
NUMBER OF PRESCRIBED MASS EQUATIONS
2
1 NUMBER OF TWO MEDIA APPARATUS TYPES 4,5,6,12,20,21,22,23
=
0 NUMBER OF TYPES 14,21,25,26,28 AND FOR CERTAIN CONDITIONS: 13,20,22,23
NUMBER OF AUTOMATIC ENERGY EQUATIONS =
2 NUMBER OF TYPES 5,7,11,15 AND IF EEQCOD EQUALS 1: 4,20,21,22,23
NUMBER OF EXPLICIT ENERGY EQUATIONS
=
0 NUMBER OF PRODUCTION FUNCTIONS
MINUS THE NUMBER OF CLOSED CYCLES
=
0 (NUMBER OF OPEN CYCLES =
PLUS THE NUMBER OF ABSORPTION CYCLES =
MAKES TOGETHER
2)
0
13 AND NLIN =
13
---------------------------------
Cycle-Tempo iteration
0:
-------------------------Cycle-Tempo iteration
1:
--------------------------
January 26, 2010 15:00:25
Page 2 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
Main iteration convergence data
===============================
-------------------------------------------------------------------|
|
Massflows
|
|Iter.|------------------------------------------------------------|
| no. | num. pipes
maximum
pipe max.
maximum
pipe max. |
|
abs. dev.
abs. dev.
rel. dev.
rel. dev. |
| no conver.
|-----|------------------------------------------------------------|
|
1 |
0
0.00
1
0.00
1
|
-------------------------------------------------------------------Convergence reached in
1 iterations.
-------------------------------------Absolute deviation massflow:
Criterion absolute deviation:
Max absolute deviation in pipe
<
1:
Relative deviation in this pipe:
.100E-02
0.00
0.00
Relative deviation massflow:
Criterion relative deviation:
Max relative deviation in pipe
Absolute deviation in this pipe:
< 0.100E-03
1:
0.00
0.00
SYSTEM EFFICIENCIES, POWER INPUT AND OUTPUT
===========================================
----------------------------------------------------------------------|
||
|
||
NO
APPARATUS
TYPE |
|
ENERGY
TOTALS
|
[kW]
[kW]
|
|=====================================================================|
| ABSORBED
||
| POWER
||
1
Boiler
1
|
285276.26
|
|
285276.26 |
|---------------------------------------------------------------------|
| DELIVERED
||
2
GENERATOR
|
1947.04
| GROSS POWER ||
1
GENERATOR
|
63360.57
|
||
|
|
|
65307.61 |
|---------------------------------------------------------------------|
| AUX.POWER
||
9
Pump
| CONSUMPTION ||
8
|
149.62
|
|
149.62 |
|---------------------------------------------------------------------|
| DELIVERED
||
|
|
| NET POWER
||
|
65157.99 |
|=====================================================================|
| EFFICIENCIES||
GROSS
|
22.893 %
|
|
NET
|
22.840 %
|
||
-----------------------------------------------------------------------
January 26, 2010 15:00:25
Page 3 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
ENERGY BALANCE OF THE SYSTEM
============================
DEFINITION OF TOTAL ENERGY
Def. 1: Enthalpy minus enthalpy by environmental
conditions (water as LIQUID) plus HIGHER heating value
Def. 2: Enthalpy minus enthalpy by environmental
conditions (water as VAPOUR) plus LOWER heating value
POWER / HEAT TRANSMITTED FROM APPARATUS
NO
APPARATUS
TYPE
BASED ON ENTHALPY
BASED ON TOTAL ENERGY FLOWS [MW]
FLOWS [MW]
DEFINITION 1
DEFINITION 2
1
Boiler
1
-285.276
-285.276
-285.276
2
Turbine
3
64.654
64.654
64.654
4
Turbine
3
1.987
1.987
1.987
7
Condenser
4
0.000
0.000
0.000
8
Deaerator
7
0.000
0.000
0.000
9
Pump
8
-0.139
-0.139
-0.139
5
Node
9
0.000
0.000
0.000
10
Node
9
0.000
0.000
0.000
14.514
6
Sink/Source
10
219.212
210.778
3
Sink/Source
10
-15.153
-6.719
189.546
11
Sink/Source
10
62.917
10.452
-1210.401
12
Sink/Source
10
-52.465
0.000
1220.853
1
PIPE
0.000
0.000
0.000
2
PIPE
0.000
0.000
0.000
4
PIPE
4.264
4.264
-------------- +
TOTAL TRANSMITTED :
January 26, 2010 15:00:25
0.000
-------------- +
0.000
4.264
-------------- +
0.000
Page 4 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
DATA FOR ALL PIPES; SUBSEQUENTLY INLET AND OUTLET
=================================================
PIPE
NO
1
MEDIUM
|
TYPE
|
WATERSTM
|
MASS-FLOW
[kg/s]
12.654
MOLE-FLOW
[kmol/s]
0.70239
|
2
WATERSTM
|
97.833
5.4306
|
3
WATERSTM
|
97.833
5.4306
|
4
WATERSTM
|
80.380
4.4618
|
5
WATERSTM
|
4.7994
0.26641
|
6
WATERSTM
|
4.7994
0.26641
|
7
WATERSTM
|
80.380
4.4618
|
8
WATERSTM
|
4.7994
0.26641
|
9
WATERSTM
|
85.179
4.7282
|
10
WATERSTM
|
97.833
5.4306
|
11
WATERSTM
|
97.833
5.4306
|
12
WATERSTM
|
500.00
27.754
|
13
WATERSTM
|
500.00
27.754
|
VOL-FLOW
|
[m3/s]
|
PRESSURE
TEMPERATURE
[bar]
ENTHALPY
ENTROPY
QUALITY
[°C]
[kJ/kg]
[kJ/kgK]
[%-VAPOUR]
7.9474 |
3.1000
159.24
2780.25
7.1089
100.00
9.8527 |
2.5000
157.16
2780.25
7.2060
100.00
5.1764 |
65.000
510.00
3441.10
6.8705
100.00
5.1764 |
65.000
510.00
3441.10
6.8705
100.00
61.446 |
3.1000
159.24
2780.25
7.1089
100.00
61.446 |
3.1000
159.24
2780.25
7.1089
100.00
50.484 |
3.1000
159.24
2780.25
7.1089
100.00
47.265 |
3.1000
135.00
2727.20
6.9825
100.00
3.0143 |
3.1000
159.24
2780.25
7.1089
100.00
3.0143 |
3.1000
159.24
2780.25
7.1089
100.00
53.740 |
0.12000
49.42
2366.28
7.3906
90.60
53.740 |
0.12000
49.42
2366.28
7.3906
90.60
0.08117 |
1.0130
45.00
188.52
0.6386
0.00
0.08117 |
1.0130
45.00
188.52
0.6386
0.00
0.00485 |
1.0130
45.00
188.52
0.6386
0.00
0.00485 |
1.0130
45.00
188.52
0.6386
0.00
0.08601 |
2.5000
44.97
188.52
0.6381
0.00
0.08601 |
2.5000
44.97
188.52
0.6381
0.00
0.10416 |
2.3000
124.69
523.73
1.5782
0.00
0.10416 |
2.3000
124.69
523.73
1.5782
0.00
0.10411 |
13.000
124.85
525.15
1.5789
0.00
0.10411 |
13.000
124.85
525.15
1.5789
0.00
0.50148 |
1.0130
25.00
104.93
0.3672
0.00
0.50148 |
1.0130
25.00
104.93
0.3672
0.00
0.50218 |
1.0080
30.00
125.83
0.4368
0.00
0.50218 |
1.0080
30.00
125.83
0.4368
0.00
LOSSES IN PIPES
===============
PIPE
TOTAL PRESSURE
NO
DROP
TEMPERATURE
DECREASE
ENTHALPY
ENTROPY
DECREASE
INCREASE
[bar]
[°C]
[kJ/kg]
[kJ/kg.K]
1
0.60
2.07
0.00
2
0.00
0.00
0.00
0.0000
4
0.00
24.24
53.05
-0.1263
0.0971
-------- +
TOTAL LOSSES IN PIPES:
January 26, 2010 15:00:25
4263.89 [kJ/s]
Page 5 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
ROTATING EQUIPMENT
==================
NO
APPARATUS
TYPE
ISENTROPIC
MECHANICAL
EXHAUST
EFF. [%]
EFF. [%]
LOSSES [kJ/kg]
2
Turbine
3
87.00
input
100.00
default
4
Turbine
3
82.00
input
100.00
default
9
Pump
8
80.00
input
100.00
fixed
MOTORS AND GENERATORS
=====================
NO
APPARATUS
TYPE
MECHANICAL
ELECTRICAL
EFF. [%]
EFF. [%]
BOTH
[%]
2
GENERATOR
98.00
input
1
GENERATOR
98.00
input
9
Pump
93.09
calc.
8
HEAT EXCHANGING EQUIPMENT
=========================
NO
APPARATUS
TYPE
HEAT TRANSMITTED
HIGH TERMINAL
IN APPARATUS
TEMP DIFFERENCE
[kJ/s]
7
Condenser
January 26, 2010 15:00:25
4
10451.98
LOW TERMINAL
TEMP DIFFERENCE
[°C]
[°C]
19.42
20.00
FLOWDIRECTION
Counter
Page 6 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
==========================================
=
=
=
APPARATUSES IN OFF-DESIGN MODE
=
=
=
==========================================
NO TURBINES, COMPRESSORS OR HEAT EXCHANGERS PRESENT IN OFF-DESIGN MODE
======================================================================
======================================
=
=
=
APPARATUSES IN DESIGN MODE
=
=
=
======================================
DESIGN DATA FOR TURBINES
========================
TURBINE NR.
2
===============
NUMBER OF CONNECTED PIPES =
INLET VOLUME-FLOW =
PIPE
2
5.1764 m3/s
PRESSURE
NR
SPEC.VOLUME
[bar]
TURBINE MASSFLOW
[m3/kg]
[kg/s]
3
3.1000
0.62807
97.8331
OUTLET
2
65.0000
0.05291
97.8331
INLET
TURBINE NR.
4
===============
NUMBER OF CONNECTED PIPES =
INLET VOLUME-FLOW =
PIPE
2
3.0143 m3/s
PRESSURE
NR
SPEC.VOLUME
[bar]
TURBINE MASSFLOW
[m3/kg]
[kg/s]
6
0.1200
11.19719
4.7994
OUTLET
5
3.1000
0.62807
4.7994
INLET
DESIGN DATA FOR HEAT EXCHANGERS
===============================
NUMBER OF
APPARATUS
7
TERMINAL TEMP. DIFFERENCE
HIGH
19.42
January 26, 2010 15:00:25
LOW
20.00
FACTOR
U*A
530.330
MASS FLOW
RATE
500.000
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
January 26, 2010 15:00:25
f:\henrique250110\pessoal\65completo_b.gui
Page 8 of 8
Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_ib.gui
CCC
C
Y
C
Y
Y
Y
CCC
C
C
L
EEEEE
EEEEE
M
L
E
TTTTT
T
E
MM
MM
M
PPPP
P
P
O
OOOO
O
T
E
M M M M
P
P
O
O
T
EEEEE
M
M
PPPP
O
O
O
C
Y Y
C
L
E
C
Y
C
L
EEEEE
C
Y
C
L
E
T
E
M
M
P
O
Y
C
L
E
T
E
M
M
P
O
LLLLL
EEEEE
T
EEEEE
M
M
P
C
C
CCC
Y
Cycle-Tempo :
C
CCC
===
M
O
OOOO
Thermodynamic Energysystems, Massflow calculation for POwerprocesses
Delft University of Technology (TU Delft)
Mechanical, Maritime and Materials Engineering (3mE) Faculty
Energy Technolgy Section
Leeghwaterstraat 44
2628 CA Delft,
The Netherlands
Release 5.0 (Build 481) (Intel Fortran 9.1.037)
Problem name
:
g:\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_ib
Problem description :
Description
System time
:
07:41:54
System date
:
23/12/2009
January 26, 2010 14:34:24
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f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_ib.gui
CONFIGURATION OF THE INSTALLATION
=================================
NUMBER OF APPARATUS
NAPP =
13
NUMBER OF PIPES (LINKS)
NLIN =
14
NUMBER OF THERMAL CYCLES
NCYCLE =
3
TOTAL NUMBER OF TURBINES
NTURB =
2
NTDP =
1
NUMBER OF ABSORTION CYCLES
NABSOR =
0
NUMBER OF PRODUCTION FUNCTIONS
NPRODF =
0
LOAD CONDITION CODE
NDLOAD =
0
NUMBER OF TURBINE DRIVEN PUMPS
=0: DESIGN LOAD RUN
>0: PART LOAD RUN, NDLOAD=NUMBER OF PARTLOAD CONDITIONS (&PARTLD)
DESIGN LOAD FACTOR
DFACTR =1.000000
OUTPUT CONTROL CODE
NPRINT =
4
0=EXTENSIVE OUTPUT
1=ALSO PUNCH PARTLOAD DATA
2=COMPREHENSIVE OUTPUT
3=MORE COMPREHENSIVE OUTPUT
4=SHORTENED OUTPUT
ADDITIONAL OUTPUT CONTROL CODE
NXXX =
0
NUMBER OF TRACED APPARATUS
NTRACE =
10
MIN. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MINITM =
0
MAX. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MAXITM =
25
ADD. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MORITM =
UNDERRELAXATION INHIBITED AFTER
ACCURACY FOR ITERATION
MAXUR =
0
25 STEPS
EPS =0.000100
ELECTRICAL FREQUENCY
FREQ = 50.0 HZ
STORAGE USED FOR GENERAL COMMON AREA
=
14021 WORDS OF 4 BYTES
State functions for water/steam calculations:
IAPWS Industrial Formulation 1997 (IAPWS-IF97)
COMPOSITION OF FLUIDS IN PIPES CONTAINING GASMIX (MOLE FRACTION)
================================================================
PIPES ->
1
10
0.0070
13
N2
0.7729
O2
0.2075
0.0021
0.1392
H2O
0.0101
0.1027
AR
0.0092
CO2
0.0003
0.0150
CH4
0.8900
C2H6
0.0600
C3H8
0.0180
C4H10
0.0100
C(S)
0.4362
H2
0.3182
S
0.0002
SIO2
0.0014
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NUMBER OF EQUATIONS
====================
NUMBER OF PRIMARY MASS EQUATIONS
= 10 NUMBER OF APPARATUS 13 MINUS SINKS WITHOUT MASS EQUATION
NUMBER OF SECONDARY MASS EQUATIONS
=
NUMBER OF PRESCRIBED MASS EQUATIONS
3
2 NUMBER OF TWO MEDIA APPARATUS TYPES 4,5,6,12,20,21,22,23
=
2 NUMBER OF TYPES 14,21,25,26,28 AND FOR CERTAIN CONDITIONS: 13,20,22,23
NUMBER OF AUTOMATIC ENERGY EQUATIONS =
2 NUMBER OF TYPES 5,7,11,15 AND IF EEQCOD EQUALS 1: 4,20,21,22,23
NUMBER OF EXPLICIT ENERGY EQUATIONS
=
0 NUMBER OF PRODUCTION FUNCTIONS
MINUS THE NUMBER OF CLOSED CYCLES
=
2 (NUMBER OF OPEN CYCLES =
PLUS THE NUMBER OF ABSORPTION CYCLES =
1)
0
MAKES TOGETHER
14 AND NLIN =
14
---------------------------------
Cycle-Tempo iteration
0:
-------------------------Cycle-Tempo iteration
1:
-------------------------Cycle-Tempo iteration
2:
-------------------------Main iteration convergence data
===============================
--------------------------------------------------------------------------------------------------------|
|
Compositions
|
Massflows
|
|Iter.|------------------------------------|------------------------------------------------------------|
| no. | num. pipes
maximum
pipe max. | num. pipes
maximum
pipe max.
maximum
pipe max. |
|
abs. dev.
abs. dev. | no conver.
abs. dev.
abs. dev.
rel. dev.
rel. dev. |
| no conver.
|-----|------------------------------------|------------------------------------------------------------|
|
1 |
0
0.127E-06
3
|
6
0.617E+04
11
|
2 |
0
0.996E-13
5
|
0
0.268E-02
11
1.17
0.511E-06
6
|
9
|
--------------------------------------------------------------------------------------------------------Convergence reached in
2 iterations.
-------------------------------------Absolute deviation compositions:
Criterion absolute deviation:
Max absolute deviation in pipe
<
.100E-03
5: 0.996E-13
Absolute deviation massflow:
Criterion absolute deviation:
Max absolute deviation in pipe
Relative deviation in this pipe:
<
.100E-02
11: 0.268E-02
0.511E-06
Relative deviation massflow:
Criterion relative deviation:
Max relative deviation in pipe
Absolute deviation in this pipe:
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< 0.100E-03
9: 0.511E-06
0.266E-04
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SYSTEM EFFICIENCIES, POWER INPUT AND OUTPUT
===========================================
----------------------------------------------------------------------|
||
|
||
NO
APPARATUS
TYPE |
|
ENERGY
TOTALS
|
[kW]
[kW]
|
|=====================================================================|
| ABSORBED
||
2
Sink/Source
10
|
251188.62
| POWER
||
13
Sink/Source
10
|
47737.37
|
||
|
|
|
298925.99 |
|---------------------------------------------------------------------|
| DELIVERED
||
2
GENERATOR
|
54379.82
| GROSS POWER ||
1
GENERATOR
|
66183.26
|
||
|
|
|
120563.08 |
|---------------------------------------------------------------------|
| AUX.POWER
||
10
Pump
8
| CONSUMPTION ||
|
521.31
|
|
521.31 |
|---------------------------------------------------------------------|
| DELIVERED
||
|
|
| NET POWER
||
|
120041.78 |
|=====================================================================|
| EFFICIENCIES||
GROSS
|
40.332 %
|
|
NET
|
40.158 %
|
||
----------------------------------------------------------------------ENERGY BALANCE OF THE SYSTEM
============================
DEFINITION OF TOTAL ENERGY
Def. 1: Enthalpy minus enthalpy by environmental
conditions (water as LIQUID) plus HIGHER heating value
Def. 2: Enthalpy minus enthalpy by environmental
conditions (water as VAPOUR) plus LOWER heating value
POWER / HEAT TRANSMITTED FROM APPARATUS
NO
APPARATUS
TYPE
BASED ON ENTHALPY
BASED ON TOTAL ENERGY FLOWS [MW]
FLOWS [MW]
DEFINITION 1
DEFINITION 2
5
Turbine
3
208.729
208.729
208.729
8
Turbine
3
60.255
60.255
60.255
9
Condenser
4
0.000
0.000
0.000
6
Flash.Heater
5
0.000
0.000
0.000
Pump
8
-0.489
-0.489
-0.489
10
1
Sink/Source
10
24.654
-4.277
0.000
7
Stack
10
-400.075
81.952
41.413
2
Sink/Source
10
23.557
-277.787
-251.134
11
Sink/Source
10
109.822
109.822
109.822
13
Sink/Source
10
94.457
-57.302
-47.695
4
Combustor
13
0.000
-0.006
-0.006
12
Combustor
13
0.000
0.013
0.014
3
Compressor
29
-120.908
-120.908
-120.908
7
PIPE
0.000
0.000
0.000
13
PIPE
0.000
0.000
-------------- +
TOTAL TRANSMITTED :
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0.000
-------------- +
0.000
0.000
-------------- +
0.000
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COMPOSITION OF FLUIDS IN PIPES CONTAINING GASMIX (MOLE FRACTION)
================================================================
PIPES ->
1
2
3
4
5
10
13
14
N2
0.7729
0.7729
0.7490
0.7490
0.7337
0.0070
0.0021
0.7337
O2
0.2075
0.2075
0.1382
0.1382
0.1120
0.
0.1392
0.1120
H2O
0.0101
0.0101
0.0708
0.0708
0.0908
0.
0.1027
0.0908
AR
0.0092
0.0092
0.0089
0.0089
0.0087
0.
0.
0.0087
CO2
0.0003
0.0003
0.0331
0.0331
0.0547
0.0150
0.
0.0547
CH4
0.
0.
0.
0.
0.
0.8900
0.
0.
C2H6
0.
0.
0.
0.
0.
0.0600
0.
0.
C3H8
0.
0.
0.
0.
0.
0.0180
0.
0.
C4H10
0.
0.
0.
0.
0.
0.0100
0.
0.
C(S)
0.
0.
0.0000
0.0000
0.0000
0.
0.4362
0.0000
H2
0.
0.
0.
0.
0.
0.
0.3182
0.
S
0.
0.
0.
0.
0.
0.
0.0002
0.
SIO2
0.
0.
0.
0.
0.0001
0.
0.0014
0.0001
28.85
28.85
28.49
28.49
28.53
18.31
12.33
28.53
LHV
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
863.11
91.99
0.00
(kJ/mol)
HHV
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
954.69
110.50
0.00
(kJ/mol)
0.3186 ******* ******* *******
0.0147
0.
4.3913 *******
(--)
60.84
0.
176.47
(g/kg dry)
MOLMASS
RH
x
6.35
6.35
46.84
46.84
60.84
(kg/kmol)
HEATING VALUES OF FLUIDS IN PIPES CONTAINING GASMIX OR FUEL
===========================================================
CONDITIONS: TEMPERATURE =
PRESSURE
25.00 °C
=
1.01 bar
MJ/ kg FLUID
PIPE NO
MJ/ kg FLUID WITHOUT WATER
LHV
HHV
LHV
HHV
1
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
2
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
3
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
4
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
5
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
10
47.1300
52.1309
47.1300
52.1309
13
7.4580
8.9590
8.7741
10.5400
14
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
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DATA FOR ALL PIPES; SUBSEQUENTLY INLET AND OUTLET
=================================================
PIPE
NO
1
MEDIUM
|
TYPE
|
GASMIX
|
MASS-FLOW
[kg/s]
277.78
MOLE-FLOW
[kmol/s]
9.6271
|
2
GASMIX
|
277.78
9.6271
|
3
GASMIX
|
283.11
9.9365
|
4
GASMIX
|
283.11
9.9365
|
5
GASMIX
|
289.51
10.147
|
6
WATERSTM
|
52.046
2.8890
|
7
WATERSTM
|
52.046
2.8890
|
8
WATERSTM
|
52.046
2.8890
|
9
WATERSTM
|
52.046
2.8890
|
10
GASMIX
|
5.3297
0.29103
|
11
WATERSTM
|
5253.5
291.62
|
12
WATERSTM
|
5253.5
291.62
|
13
FUEL
|
6.4008
0.51894
|
14
GASMIX
|
289.51
10.147
|
VOL-FLOW
|
[m3/s]
|
PRESSURE
TEMPERATURE
[bar]
[°C]
ENTHALPY
[kJ/kg]
ENTROPY
[kJ/kgK]
QUALITY
[%-VAPOUR]
238.65 |
1.0000
25.00
-88.75
6.9035
238.65 |
1.0000
25.00
-88.75
6.9035
35.844 |
16.000
443.35
346.51
7.0120
35.844 |
16.000
443.35
346.51
7.0120
73.791 |
16.000
1155.99
256.78
8.0024
73.791 |
16.000
1155.99
256.78
8.0024
682.41 |
1.0000
552.87
-480.49
8.1441
682.41 |
1.0000
552.87
-480.49
8.1441
365.39 |
1.0000
160.00
-1381.90
7.4459
365.39 |
1.0000
160.00
-1381.90
7.4459
0.05244 |
70.000
46.60
201.21
0.6566
0.00
0.05244 |
70.000
46.60
201.21
0.6566
0.00
2.5866 |
70.000
520.00
3459.59
6.8614
100.00
2.5866 |
70.000
520.00
3459.59
6.8614
100.00
673.54 |
0.100000
45.81
2301.88
7.2647
88.21
673.54 |
0.100000
45.81
2301.88
7.2647
88.21
0.05258 |
0.100000
45.81
191.81
0.6492
0.00
0.05258 |
0.100000
45.81
191.81
0.6492
0.00
0.44333 |
16.000
20.00
-4419.89
9.4133
0.44333 |
16.000
20.00
-4419.89
9.4133
5.2764 |
1.0000
30.00
125.83
0.4368
0.00
5.2764 |
1.0000
30.00
125.83
0.4368
0.00
5.2691 |
1.0000
25.00
104.93
0.3672
0.00
5.2691 |
1.0000
25.00
104.93
0.3672
0.00
0.00339 |
1.0000
20.00
-14757.04
1.9596
0.00339 |
1.0000
19.99
-14757.04
1.9596
799.43 |
1.0000
674.49
-796.13
8.3303
799.43 |
1.0000
674.49
-796.13
8.3303
LOSSES IN PIPES
===============
PIPE
TOTAL PRESSURE
NO
DROP
TEMPERATURE
DECREASE
ENTHALPY
ENTROPY
DECREASE
INCREASE
[bar]
[°C]
[kJ/kg]
[kJ/kg.K]
7
0.00
0.00
0.00
0.0000
13
0.00
0.01
0.00
0.0000
-------- +
TOTAL LOSSES IN PIPES:
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0.00 [kJ/s]
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ROTATING EQUIPMENT
==================
NO
APPARATUS
TYPE
ISENTROPIC
MECHANICAL
EXHAUST
EFF. [%]
EFF. [%]
LOSSES [kJ/kg]
5
Turbine
3
87.00
input
95.00
input
8
Turbine
3
90.00
input
95.00
input
3
Compressor
29
83.00
input
100.00
fixed
8
75.00
input
100.00
fixed
10
Pump
MOTORS AND GENERATORS
=====================
NO
APPARATUS
TYPE
MECHANICAL
ELECTRICAL
EFF. [%]
EFF. [%]
BOTH
[%]
2
GENERATOR
95.00
input
1
GENERATOR
95.00
input
93.87
calc.
10
Pump
8
HEAT EXCHANGING EQUIPMENT
=========================
NO
APPARATUS
TYPE
HEAT TRANSMITTED
HIGH TERMINAL
IN APPARATUS
TEMP DIFFERENCE
[kJ/s]
[°C]
LOW TERMINAL
TEMP DIFFERENCE
FLOWDIRECTION
[°C]
9
Condenser
4
109821.55
15.81
20.81
Counter
6
Flash.Heater
5
169586.87
-474.19
113.40
Counter
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==========================================
=
=
=
APPARATUSES IN OFF-DESIGN MODE
=
=
=
==========================================
NO TURBINES, COMPRESSORS OR HEAT EXCHANGERS PRESENT IN OFF-DESIGN MODE
======================================================================
======================================
=
=
=
APPARATUSES IN DESIGN MODE
=
=
=
======================================
DESIGN DATA FOR TURBINES
========================
TURBINE NR.
5
===============
NUMBER OF CONNECTED PIPES =
INLET VOLUME-FLOW =
PIPE
2
73.7912 m3/s
PRESSURE
NR
SPEC.VOLUME
[bar]
TURBINE MASSFLOW
[m3/kg]
[kg/s]
4
1.0000
2.41042
283.1097
OUTLET
3
16.0000
0.26065
283.1097
INLET
TURBINE NR.
8
===============
NUMBER OF CONNECTED PIPES =
INLET VOLUME-FLOW =
PIPE
2
2.5866 m3/s
PRESSURE
NR
SPEC.VOLUME
[bar]
TURBINE MASSFLOW
[m3/kg]
[kg/s]
8
0.1000
12.94112
52.0465
OUTLET
7
70.0000
0.04970
52.0465
INLET
DESIGN DATA FOR COMPRESSORS
===========================
NUMBER OF
APPARATUS
3
VOLUME FLOW
[m3/s]
ISENTROPIC
EFFICIENCY
238.65
0.83
PRESSURE
RATIO
16.00
DESIGN DATA FOR HEAT EXCHANGERS
===============================
NUMBER OF
APPARATUS
TERMINAL TEMP. DIFFERENCE
HIGH
LOW
FACTOR
U*A
MASS FLOW
RATE
9
15.81
20.81
6036.41
5253.50
6
-474.19
113.40
-8888.88
52.0465
January 26, 2010 14:34:24
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
January 26, 2010 14:34:24
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_ib.gui
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CCC
C
Y
C
Y
Y
Y
CCC
C
C
L
EEEEE
EEEEE
M
L
E
TTTTT
T
E
MM
MM
M
PPPP
P
P
O
OOOO
O
T
E
M M M M
P
P
O
O
T
EEEEE
M
M
PPPP
O
O
O
C
Y Y
C
L
E
C
Y
C
L
EEEEE
C
Y
C
L
E
T
E
M
M
P
O
Y
C
L
E
T
E
M
M
P
O
LLLLL
EEEEE
T
EEEEE
M
M
P
C
C
CCC
Y
Cycle-Tempo :
C
CCC
===
M
O
OOOO
Thermodynamic Energysystems, Massflow calculation for POwerprocesses
Delft University of Technology (TU Delft)
Mechanical, Maritime and Materials Engineering (3mE) Faculty
Energy Technolgy Section
Leeghwaterstraat 44
2628 CA Delft,
The Netherlands
Release 5.0 (Build 481) (Intel Fortran 9.1.037)
Problem name
:
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 -
ina
Problem description :
Description
System time
:
10:30:51
System date
:
26/01/2010
January 26, 2010 14:59:45
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_turbina.gui
CONFIGURATION OF THE INSTALLATION
=================================
NUMBER OF APPARATUS
NAPP =
6
NUMBER OF PIPES (LINKS)
NLIN =
5
NUMBER OF THERMAL CYCLES
NCYCLE =
1
TOTAL NUMBER OF TURBINES
NTURB =
1
NTDP =
1
NUMBER OF ABSORTION CYCLES
NABSOR =
0
NUMBER OF PRODUCTION FUNCTIONS
NPRODF =
0
LOAD CONDITION CODE
NDLOAD =
0
NUMBER OF TURBINE DRIVEN PUMPS
=0: DESIGN LOAD RUN
>0: PART LOAD RUN, NDLOAD=NUMBER OF PARTLOAD CONDITIONS (&PARTLD)
DESIGN LOAD FACTOR
DFACTR =1.000000
OUTPUT CONTROL CODE
NPRINT =
4
0=EXTENSIVE OUTPUT
1=ALSO PUNCH PARTLOAD DATA
2=COMPREHENSIVE OUTPUT
3=MORE COMPREHENSIVE OUTPUT
4=SHORTENED OUTPUT
ADDITIONAL OUTPUT CONTROL CODE
NXXX =
0
NUMBER OF TRACED APPARATUS
NTRACE =
10
MIN. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MINITM =
0
MAX. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MAXITM =
25
ADD. NUMBER OF MAIN ITERATIONS
MORITM =
UNDERRELAXATION INHIBITED AFTER
ACCURACY FOR ITERATION
MAXUR =
0
25 STEPS
EPS =0.000100
ELECTRICAL FREQUENCY
FREQ = 50.0 HZ
STORAGE USED FOR GENERAL COMMON AREA
=
7022 WORDS OF 4 BYTES
State functions for water/steam calculations:
IAPWS Industrial Formulation 1997 (IAPWS-IF97)
COMPOSITION OF FLUIDS IN PIPES CONTAINING GASMIX (MOLE FRACTION)
================================================================
PIPES ->
1
N2
0.7729
O2
0.2075
H2O
0.0101
AR
0.0092
CO2
0.0003
10
0.0070
0.0150
CH4
0.8900
C2H6
0.0600
C3H8
0.0180
C4H10
0.0100
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NUMBER OF EQUATIONS
====================
NUMBER OF PRIMARY MASS EQUATIONS
=
4 NUMBER OF APPARATUS
NUMBER OF SECONDARY MASS EQUATIONS
=
0 NUMBER OF TWO MEDIA APPARATUS TYPES 4,5,6,12,20,21,22,23
NUMBER OF PRESCRIBED MASS EQUATIONS
=
6 MINUS SINKS WITHOUT MASS EQUATION
2
1 NUMBER OF TYPES 14,21,25,26,28 AND FOR CERTAIN CONDITIONS: 13,20,22,23
NUMBER OF AUTOMATIC ENERGY EQUATIONS =
0 NUMBER OF TYPES 5,7,11,15 AND IF EEQCOD EQUALS 1: 4,20,21,22,23
NUMBER OF EXPLICIT ENERGY EQUATIONS
=
0 NUMBER OF PRODUCTION FUNCTIONS
MINUS THE NUMBER OF CLOSED CYCLES
=
0 (NUMBER OF OPEN CYCLES =
PLUS THE NUMBER OF ABSORPTION CYCLES =
1)
0
MAKES TOGETHER
5 AND NLIN =
5
---------------------------------
Cycle-Tempo iteration
0:
-------------------------Cycle-Tempo iteration
1:
-------------------------Main iteration convergence data
===============================
--------------------------------------------------------------------------------------------------------|
|
Compositions
|
Massflows
|
|Iter.|------------------------------------|------------------------------------------------------------|
| no. | num. pipes
maximum
pipe max. | num. pipes
maximum
pipe max.
maximum
pipe max. |
|
abs. dev.
abs. dev. | no conver.
abs. dev.
abs. dev.
rel. dev.
rel. dev. |
| no conver.
|-----|------------------------------------|------------------------------------------------------------|
|
1 |
0
0.155E-14
3
|
0
0.00
1
0.00
1
|
--------------------------------------------------------------------------------------------------------Convergence reached in
1 iterations.
-------------------------------------Absolute deviation compositions:
Criterion absolute deviation:
Max absolute deviation in pipe
<
.100E-03
3: 0.155E-14
Absolute deviation massflow:
Criterion absolute deviation:
Max absolute deviation in pipe
<
1:
Relative deviation in this pipe:
.100E-02
0.00
0.00
Relative deviation massflow:
Criterion relative deviation:
Max relative deviation in pipe
Absolute deviation in this pipe:
January 26, 2010 14:59:45
< 0.100E-03
1:
0.00
0.00
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_turbina.gui
SYSTEM EFFICIENCIES, POWER INPUT AND OUTPUT
===========================================
----------------------------------------------------------------------|
||
|
||
NO
APPARATUS
TYPE |
|
ENERGY
TOTALS
|
[kW]
[kW]
|
|=====================================================================|
| ABSORBED
||
| POWER
||
2
Sink/Source
10
|
251188.62
|
|
251188.62 |
|---------------------------------------------------------------------|
| DELIVERED
||
1
GENERATOR
|
| GROSS POWER ||
66183.37
|
|
66183.37 |
|---------------------------------------------------------------------|
| DELIVERED
||
|
|
| NET POWER
||
|
66183.37 |
|=====================================================================|
| EFFICIENCIES||
GROSS
|
26.348 %
|
|
NET
|
26.348 %
|
||
----------------------------------------------------------------------ENERGY BALANCE OF THE SYSTEM
============================
DEFINITION OF TOTAL ENERGY
Def. 1: Enthalpy minus enthalpy by environmental
conditions (water as LIQUID) plus HIGHER heating value
Def. 2: Enthalpy minus enthalpy by environmental
conditions (water as VAPOUR) plus LOWER heating value
POWER / HEAT TRANSMITTED FROM APPARATUS
NO
APPARATUS
TYPE
BASED ON ENTHALPY
BASED ON TOTAL ENERGY FLOWS [MW]
FLOWS [MW]
DEFINITION 1
DEFINITION 2
5
Turbine
3
208.729
208.729
208.729
2
Sink/Source
10
23.557
-277.787
-251.134
1
Sink/Source
10
24.654
-4.277
0.000
7
Stack
10
-136.031
194.245
163.315
4
Combustor
13
0.000
-0.002
-0.002
3
Compressor
29
-120.908
-120.908
-120.908
-------------- +
-------------- +
-------------- +
TOTAL TRANSMITTED :
0.000
0.000
0.000
COMPOSITION OF FLUIDS IN PIPES CONTAINING GASMIX (MOLE FRACTION)
================================================================
PIPES ->
1
2
3
4
10
N2
0.7729
0.7729
0.7490
0.7490
0.0070
O2
0.2075
0.2075
0.1382
0.1382
0.
H2O
0.0101
0.0101
0.0708
0.0708
0.
AR
0.0092
0.0092
0.0089
0.0089
0.
CO2
0.0003
0.0003
0.0331
0.0331
0.0150
CH4
0.
0.
0.
0.
0.8900
C2H6
0.
0.
0.
0.
0.0600
C3H8
0.
0.
0.
0.
0.0180
C4H10
0.
0.
0.
0.
0.0100
28.85
28.85
28.49
28.49
18.31
LHV
0.00
0.00
0.00
0.00
863.11
(kJ/mol)
HHV
0.00
0.00
0.00
0.00
954.69
(kJ/mol)
0.3186 ******* ******* *******
0.
(--)
0.
(g/kg dry)
MOLMASS
RH
x
6.35
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6.35
46.84
46.84
(kg/kmol)
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_turbina.gui
HEATING VALUES OF FLUIDS IN PIPES CONTAINING GASMIX OR FUEL
===========================================================
CONDITIONS: TEMPERATURE =
PRESSURE
25.00 °C
=
1.01 bar
MJ/ kg FLUID
PIPE NO
MJ/ kg FLUID WITHOUT WATER
LHV
HHV
LHV
HHV
1
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
2
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
3
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
4
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
10
47.1300
52.1309
47.1300
52.1309
DATA FOR ALL PIPES; SUBSEQUENTLY INLET AND OUTLET
=================================================
PIPE
NO
1
MEDIUM
|
TYPE
|
GASMIX
|
MASS-FLOW
[kg/s]
MOLE-FLOW
[kmol/s]
277.78
9.6271
|
2
GASMIX
|
277.78
9.6271
|
3
GASMIX
|
283.11
9.9365
|
4
GASMIX
|
283.11
9.9365
|
10
GASMIX
|
5.3297
0.29103
|
VOL-FLOW
|
[m3/s]
|
PRESSURE
TEMPERATURE
[bar]
ENTHALPY
[°C]
[kJ/kg]
ENTROPY
[kJ/kgK]
238.65 |
1.0000
25.00
-88.75
6.9035
238.65 |
1.0000
25.00
-88.75
6.9035
35.844 |
16.000
443.35
346.51
7.0120
35.844 |
16.000
443.35
346.51
7.0120
73.791 |
16.000
1155.99
256.78
8.0024
73.791 |
16.000
1155.99
256.78
8.0024
682.41 |
1.0000
552.87
-480.49
8.1441
682.41 |
1.0000
552.87
-480.49
8.1441
0.44333 |
16.000
20.00
-4419.89
9.4133
0.44333 |
16.000
20.00
-4419.89
9.4133
QUALITY
[%-VAPOUR]
ROTATING EQUIPMENT
==================
NO
APPARATUS
5
Turbine
3
Compressor
TYPE
ISENTROPIC
MECHANICAL
EXHAUST
EFF. [%]
EFF. [%]
LOSSES [kJ/kg]
3
87.00
input
95.00
input
29
83.00
input
100.00
fixed
MOTORS AND GENERATORS
=====================
NO
1
APPARATUS
GENERATOR
January 26, 2010 14:59:45
TYPE
MECHANICAL
ELECTRICAL
EFF. [%]
EFF. [%]
BOTH
[%]
95.00
input
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
f:\henrique250110\pessoal\iniciação científica\gás na entressafra\cycle tempo\ciclo 3 - cc_gn_ib\cc_gn_turbina.gui
==========================================
=
=
=
APPARATUSES IN OFF-DESIGN MODE
=
=
=
==========================================
NO TURBINES, COMPRESSORS OR HEAT EXCHANGERS PRESENT IN OFF-DESIGN MODE
======================================================================
======================================
=
=
=
APPARATUSES IN DESIGN MODE
=
=
=
======================================
DESIGN DATA FOR TURBINES
========================
TURBINE NR.
5
===============
NUMBER OF CONNECTED PIPES =
INLET VOLUME-FLOW =
PIPE
PRESSURE
NR
2
73.7913 m3/s
[bar]
SPEC.VOLUME
TURBINE MASSFLOW
[m3/kg]
[kg/s]
4
1.0000
2.41042
283.1097
OUTLET
3
16.0000
0.26065
283.1097
INLET
DESIGN DATA FOR COMPRESSORS
===========================
NUMBER OF
APPARATUS
3
VOLUME FLOW
[m3/s]
238.65
January 26, 2010 14:59:45
ISENTROPIC
EFFICIENCY
0.83
PRESSURE
RATIO
16.00
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Cycle-Tempo 5.0 (Build 481)
January 26, 2010 14:59:45
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