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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA
PROGRAMA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
ASPECTOS FUNDAMENTAIS DA COGERAÇÃO A CICLO COMBINADO GÁS/VAPOR
Paulo Eduardo Dutra Mota Filho
Fortaleza Dezembro de 2010
ii
PAULO EDUARDO DUTRA MOTA FILHO
ASPECTOS FUNDAMENTAIS DA COGERAÇÃO A CICLO COMBINADO GÁS/VAPOR
Monografia submetida à Universidade Federal
do Ceará como parte dos requisitos para
graduação em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Dr. José Almeida do
Nascimento
Fortaleza Dezembro de 2010
ASPECTOS FUNDAMENTAlS DA COGERA<;AO A CICLOCOMBINADO GASN APOR
Esta monografia foi julgada adequada para obteny3.o do titulo de Graduado em EngenhariaEletrica e aprovada em sua forma final pelo programa de Graduay3.o em Engenharia Eletricana Universidade Federal do Ceara.
~~~-. Prof.Alexandre Rocha Filgu~~
/ A J7O/YYVOdYdProf. Tomaz Nunes Cavalcante Neto, MSc.
iv
“ Aprenda com o ontem, viva o hoje,
tenha esperança no amanhã.
O importante é não parar de questionar.”
(Albert Einstein)
v
A Deus,
Aos meus pais, Paulo e Inúbia.
vi
AGRADECIMENTOS
A Deus, pelo dom da vida e pela força que Ele me deu ao longo de toda a minha
trajetória.
Aos professores do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do
Ceará, que transmitiram seus conhecimentos e experiências durante todos esses anos de
graduação e são responsáveis diretos pelo profissional que estou me tornando.
Ao professor José Almeida do Nascimento, pelo tempo dedicado à orientação deste
trabalho e pelas palavras de incentivo.
Aos meus amigos e colegas de graduação cujos nomes não citarei por risco de cometer
algum esquecimento imperdoável. É nos momentos difíceis que descobrimos quem está
realmente disposto a nos ajudar. Juntos, fomos mais fortes.
Aos amigos que fiz durante meu estágio na França, pelo material fornecido e a
disponibilidade para contribuir, mesmo de longe.
A toda minha família, meus amigos e à minha namorada pelo suporte, a ajuda, as
palavras de apoio, o incentivo, as broncas, a compreensão nos momentos de ausência e a
paciência nas horas de mau humor.
A todos que, direta ou indiretamente, contribuíram para a realização deste trabalho,
meus sinceros agradecimentos.
vii
RESUMO
Mota Filho, P. E. D. e “Estudo sobre a cogeração à ciclo cominado gás/vapor”, Universidade
Federal do Ceará – UFC, 2010, 66p.
Este trabalho apresenta uma revisão bibliográfica sobre a cogeração de energia elétrica a ciclo combinado. Para a sua compreensão é feita uma análise dos princípios básicos de funcionamento, bem como configurações de montagem e classificação da turbina a gás e da turbina a vapor. São expostos também seus principais componentes e descrição de suas funções e características. Sobre a geração a ciclo combinado, além da mesma análise de princípios básicos e sistemas auxiliares, são mostrados cálculos de rendimento e eficiência de cada ciclo, para diferentes esquemas de montagem. São passadas ainda as informações iniciais que devem ser levadas em consideração no levantamento de custos de instalação de uma central deste tipo. Ao final, é feita uma exposição das características de projeto do modelo K26 de central a ciclo combinado, fabricado e montado pela fabricante ALSTOM.
Palavras-Chave: Ciclo Combinado, turbina a gás, turbina a vapor, cogeração, geração
termelétrica, K26.
viii
ABSTRACT
Mota Filho, P.E.D. e “Studies of cogeneration with gaz/steam combined cycle.”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 66p. This work presents a bibliographical revision on the cogeneration of electric energy in combined cycle power plants. For its understanding, an analysis of the basic principles of functioning is made, as well as the presentation of assembly configurations and classification of the gas turbine and the steam turbine. Its main components and description of its functions and characteristics are also displayed. About the combined cycle generation, besides the same analysis of basic principles and systems auxiliary, calculations of efficiency of each cycle, for different projects of assembly, are shown. In addition, the initial data required to cost analyses of a . To the end, the combined, manufactured cycle is made an exposition of the characteristics of project of central office the K26 model and mounted for the ALSTOM.
Keywords: Combined Cycle, Gaz Turbine, Steam Turbine, cogeneration,
Thermoelectric Generation, K26.
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 - Matriz energética mundial . .................................................................................... 1
Figura 2.1 - Esquema do Ciclo Aberto. ...................................................................................... 5
Figura 2.2 - Esquema do Ciclo Fechado..................................................................................... 6
Figura 2.3 - Turbina a Gás ALSTOM GT8C. ............................................................................ 6
Figura 2.4 - Sistema de exaustão (e parte da caldeira de recuperação). ................................... 13
Figura 3.1 - Aeolipyle, máquina a vapor rudimentar proposta por Hero em 150 a.C. ............. 15
Figura 3.2 - Foto de uma Turbina a Vapor utilizada em uma central térmica (ALSTOM). .... 17
Figura 3.3 - Esquema de conversão de energia. ....................................................................... 17
Figura 3.4 - Princípios de Ação e Reação. ............................................................................... 18
Figura 3.5 - Estágio de ação e de reação. ................................................................................. 19
Figura 3.6 - T urbinas tandem-compound. .............................................................................. 20
Figura 3.7 - Turbinas cross-compound. .................................................................................... 21
Figura 3.8 - T urbina a Vapor (ALSTOM). .............................................................................. 22
Figura 3.9 - Sistema de válvulas de controle. ........................................................................... 23
Figura 4.1 - Esquema básico da geração a ciclo combinado. .................................................. 26
Figura 4.2 - Vista superior de uma central a ciclo combinado mono-eixo. .............................. 27
Figura 4.3 - Tipos de centrais termelétricas de ciclo combinado gás – vapor: ......................... 28
Figura 4.4 - Arranjo de Central em multi-eixo. ........................................................................ 29
Figura 4.5 - Arranjo de Central em mono-eixo. ....................................................................... 30
Figura 4.6 - Fotos ilustrativas do sistema de acoplamento. (SSSClutch). ................................ 30
Figura 4.7 - Curvas de partida e parada do clutch. ................................................................... 31
Figura 4.8 - Elementos da caldeira de recuperação do tipo vertical. ........................................ 33
Figura 4.9 - Gerador. ................................................................................................................ 33
Figura 4.10 - Fluxo de calor e energia (Central em série). ....................................................... 34
Figura 4.11 - F luxo de calor e energia (Central em paralelo).................................................. 36
Figura 4.12 - Fluxo de calor e energia (Central em série/paralelo). ......................................... 38
Figura 4.13 – Arranjo da termelétrica exemplo, operando em ciclo combinado. .................... 41
Figura 4.14 - Variação do rendimento e da potência total produzida em função da temperatura
ambiente. .......................................................................................................................... 44
Figura 4.15 - Variação da potência da turbina a gás e da temperatura de saída em função da
pressão de saída na turbina a gás. ..................................................................................... 45
Figura 4.16 - Variação da potência da turbina a vapor e da eficiência da caldeira de
recuperação. ...................................................................................................................... 45
Figura 4.17 - Variação da eficiência da caldeira de recuperação em função da pressão do
condensado. ...................................................................................................................... 46
Figura 4.18 - Variação da potência da turbina a vapor e da eficiência da caldeira em função da
pressão de alta na turbina a vapor. .................................................................................... 46
x
Figura 4.19 - Heat rate x Carregamento. .................................................................................. 48
Figura 4.20 - Esquema e foto das palhetas do compressor e da turbina axial. ......................... 48
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 - Dados característicos dos equipamentos a gás da usina termelétrica. .................. 40
Tabela 4.2 - Valores de saída da central. .................................................................................. 47
Tabela 4.3 - Valores de pressão e temperatura para os níveis do ciclo a vapor (KA26). ........ 47
Tabela 4.4 – Características do Gerador. .................................................................................. 49
xii
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS .............................................................................................................. vi
RESUMO ................................................................................................................................. vii
ABSTRACT ............................................................................................................................ viii
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... ix
LISTA DE TABELAS .............................................................................................................. xi
SUMÁRIO ................................................................................................................................ xii
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 1
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO ................................................................................................... 1
1.2 JUSTIFICATIVAS E MOTIVAÇÃO ................................................................................. 1
1.3 OBJETIVOS E METODOLOGIA ...................................................................................... 3
2 TURBINA A GÁS ............................................................................................................. 4
2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ........................................................................................... 4
2.2 EVOLUÇÃO HISTÓRICA ................................................................................................. 4
2.3 PRINCÍPIOS BÁSICOS DE FUNCIONAMENTO E TIPOS DE CIRCUITO ................. 4
2.5 CARACTERÍSTICAS DOS PRINCIPAIS COMPONENTES DA TURBINA A GÁS .... 6
2.5.1 CÂMARA DE COMBUSTÃO .................................................................................... 7
2.5.2 COMPRESSORES AXIAIS ........................................................................................ 9
2.5.3 TURBINAS AXIAIS .................................................................................................. 11
2.5.4 SISTEMA DE ENTRADA DE AR ............................................................................ 12
2.5.5 SISTEMA DE EXAUSTÃO ...................................................................................... 12
2.6 DESEMPENHO NO PONTO DE PROJETO ................................................................... 13
2.6.1 PARÂMETROS DE DESEMPENHO NO PONTO DE PROJETO DA TURBINA 13
3 TURBINA A VAPOR ...................................................................................................... 15
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ......................................................................................... 15
3.2 EVOLUÇÃO HISTÓRICA ............................................................................................... 15
3.3 PRINCÍPIOS BÁSICOS DE FUNCIONAMENTO ......................................................... 16
3.4 CLASSIFICAÇÃO DAS TURBINAS A VAPOR ........................................................... 18
3.4.1 PRINCIPIO DE AÇÃO E REAÇÃO ......................................................................... 18
3.4.2 - TURBINA DE AÇÃO E TURBINA DE REAÇÃO ................................................ 18
3.4.3 CONFIGURAÇÕES DAS TURBINAS A VAPOR ................................................... 20
3.5 PRINCIPAIS COMPONENTES DA TURBINA A VAPOR ........................................... 21
4 ESTUDO QUALITATIVO E QUANTITATIVO DA GERAÇÃO À CICLO
COMBINADO ......................................................................................................................... 25
4.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ......................................................................................... 25
4.2 MOTIVAÇÃO E HISTÓRICO ......................................................................................... 25
4.3 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO ............................................................................. 26
xiii
4.4 CLASSIFICAÇÃO DE CENTRAIS DE CICLO COMBINADO .................................... 27
4.4.1 QUANTO À CONFIGURAÇÃO DOS CICLOS TERMODINÂMICOS ................. 27
4.5.2 QUANTO AO ACOPLAMENTO DAS MÁQUINAS .............................................. 29
4.6 PRINCÍPIOS TERMODINÂMICOS ................................................................................ 31
4.7 SISTEMAS AUXILIARES ............................................................................................... 32
4.8 EFICIÊNCIA ................................................................................................................. 34
4.8.1 EFICIÊNCIA DA CENTRAL EM SÉRIE ............................................................ 34
4.7.2 EFICIÊNCIA DA CENTRAL EM PARALELO ....................................................... 36
4.7.3 EFICIÊNCIA DA CENTRAL EM SÉRIE/PARALELO ...................................... 38
4.8.4 INFLUÊNCIA DE VARIÁVEIS TERMODINÂMICAS NO RENDIMENTO DAS
CENTRAIS ........................................................................................................................... 39
4.9 “K26 POWER PLANT” .................................................................................................... 47
4.9.1 CARACTERÍSTICAS PRINCIPAIS ......................................................................... 47
4.8.2 TURBINA A GÁS - GT26 ......................................................................................... 48
4.8.3 GERADOR ................................................................................................................. 49
5 CONCLUSÃO ....................................................................................................................... 50
5.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS .............................................................. 50
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 51
ANEXOS .................................................................................................................................. 53
ANEXO I - FOTOS DA CENTRAL DE CICLO COMBINADO DE COMBIGOLFE,
FRANÇA. MODELO K26 ....................................................................................................... 53
1
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO
O aproveitamento das fontes de energia é de indiscutível importância no
desenvolvimento do homem e da sociedade. Desde tempos primórdios a humanidade vem
descobrindo e aprimorando técnicas para converter a energia disposta na natureza em trabalho
útil para suas atividades.
Sendo assim, é natural que estudos que busquem entender e melhorar as formas de
disponibilizar a energia existentes estejam sempre em destaque, em termos de geração,
transmissão e distribuição.
1.2 JUSTIFICATIVAS E MOTIVAÇÃO
Abordando o aspecto da geração e, mais especificamente, da geração termelétrica,
podemos ressaltar uma série de vantagens deste tipo de conversão. Deve-se primeiramente
levar em conta que, como mostrado no gráfico na figura 1.1, a matriz energética mundial é
composta em sua maioria por insumos para esse tipo de energia.
Figura 1.1 - Matriz energética mundial (International Energy Agency - IEA. Key World Energy Statistics, 2009).
[1]
Além da disponibilidade de insumos, a versatilidade e a facilidade de integração de
centrais térmicas, aliadas à possibilidade de altas variações nos níveis de reservatórios de
2
água, as tornam uma opção altamente atrativa para o setor elétrico brasileiro.
É importante ressaltar que, apesar do potencial hidráulico abundante, esses recursos
estão normalmente disponibilizados em áreas distantes dos centros consumidores.
Outro aspecto relevante sobre a geração termelétrica, é o seu menor impacto
ambiental, possibilitado por áreas de ocupação cada vez menores e técnicas avançadas de
recuperação e limpeza dos gases produzidos.
Podemos lembrar ainda que no início da década de 2000 o Brasil se encontrou em uma
situação de déficit energético, largamente mostrada pela mídia e que culminou em apagões e
outros problemas na rede. Essa crise evidenciou a necessidade de se aumentar a capacidade de
geração instalada no país.
Com isso, a implantação de sistemas térmicos está tomando um volume cada vez mais
significativo no Brasil, seguindo o exemplo de países europeus e dos Estados Unidos.
Segundo o sítio eletrônico da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a parcela da
capacidade de geração instalada no Brasil referente a usinas termelétricas (UTE) tem crescido
ininterruptamente desde 2001. O percentual aumentou de 14% (10.481 MW) em dezembro
deste ano para 22,34% (22.999 MW) em dezembro de 2008. Nosso país conta atualmente com
1374 UTEs em operação e mais 43 em construção. [2]
Além da geração através do uso do gás natural, a eletricidade pode ser produzida,
principalmente, pelas usinas de açúcar e álcool, através da biomassa proveniente do bagaço.
Deve-se destacar que a colheita da cana-de-açúcar ocorre no período de menor
disponibilidade de água (secas), quando um melhor aproveitamento do bagaço gerado pela
indústria da cana poderia gerar um excedente de energia elétrica para ser vendido às
concessionárias distribuidoras de energia elétrica, ligando, intimamente, a cogeração à
geração distribuída.
No entanto, a participação da cogeração nos números apresentados ainda é baixa.
Definida como a produção combinada de eletricidade e calor obtida pelo uso seqüencial de
energia a partir de um combustível, a cogeração é largamente utilizada nos processos de
grandes indústrias. O aproveitamento seqüencial da energia térmica traz basicamente três
grandes benefícios. O primeiro é o aumento do rendimento global energético, contribuindo
para a redução da demanda global de combustível e, conseqüentemente, para a queda no
preço do combustível. O segundo, as emissões de carbono e de outros poluentes atmosféricos
são diminuídas, pois menos combustível é queimado. Por último, os impactos causados ao
meio ambiente devido à liberação de calor por grandes plantas geradoras diminuem muito.
3
1.3 OBJETIVOS E METODOLOGIA
Com o intuito de trazer um resumo das informações técnicas básicas sobre sistemas de
cogeração a ciclo combinado, esse trabalho busca fazer uma introdução para uma primeira
análise sobre o assunto. Serão apresentados os principais equipamentos utilizados na
cogeração bem como os ciclos de funcionamento.
Para atingir tal objetivo este trabalho foi dividido em quatro capítulos. O capítulo
introdutório traz uma apresentação das suas motivações e suas pretensões, além da
delimitação do estudo.
Nos capítulos 2 e 3 são mostradas informações sobre princípio de funcionamento e
classificações dos dois principais componentes de uma central a ciclo combinado: a turbina a
gás e a turbina a vapor.
O capítulo 4 aborda as principais características de uma central de geração a ciclo
combinado e dos seus sistemas auxiliares, além de trazer as equações e os parâmetros
utilizados no cálculo de rendimento e eficiência de centrais desse tipo. Por fim, este capítulo
traz como exemplo dados e características do modelo K26 de centrais de ciclo combinado
desenvolvidos pela fabricante ALSTOM POWER.
4
2 TURBINA A GÁS
2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Neste capítulo faremos um estudo sobre o elemento que participa do início do ciclo de
operação de uma planta a ciclo combinado: a turbina a gás. Após um breve apanhado
histórico, serão apresentadas suas características, seus componentes principais e diferentes
classificações
.
2.2 EVOLUÇÃO HISTÓRICA
Historicamente, muitas foram as tentativas frustradas de se obter um funcionamento
satisfatório da turbina a gás. O ciclo a vapor e as máquinas a pistão eram muito mais fáceis de
projetar, construir e operar, uma vez que o trabalho e a sofisticação da compressão são muito
menores, comparados aos da turbina a gás e isso retardou seu desenvolvimento.
A primeira patente de uma turbina a gás foi obtida por John Barber em 1791, mas nada
resultou disso. A primeira tentativa bem sucedida a produzir trabalho foi em 1903, por
Aegidius Elling. Seu protótipo produziu um trabalho de eixo de 11 hp, com câmara de
combustão a pressão constante. Já a primeira turbina industrial comercializada com sucesso
foi vendida pela Brown Boveri e, 1939 e foi colocada em uma locomotiva.
Atualmente são vários os fabricantes de turbinas a gás para aplicação industrial,
podendo-se citar General Eletric, ALSTOM, Rolls-Royce e Siemens.
Nos últimos 40 anos, desde o final da II Guerra Mundial, seu desenvolvimento tem
acontecido com grande rapidez e as maiores evoluções foram, basicamente, na aerodinâmica
dos compressores e no aumento da temperatura máxima do ciclo, obtidos graças ao
desenvolvimento de matérias resistentes a altas temperaturas associados a novas tecnologias
de resfriamento. [3]
2.3 PRINCÍPIOS BÁSICOS DE FUNCIONAMENTO E TIPOS DE CIRCUITO
Primeiramente, é importante mostrar que uma turbina a gás pode funcionar em dois
5
tipos diferentes de circuito: aberto e fechado.
Em ambos os casos, o fluido de trabalho é comprimido pelo compressor, passando para
a câmara de combustão, onde recebe energia do combustível, aumentando sua temperatura.
Saindo da câmara de combustão, o fluido de trabalho é direcionado para a turbina, onde é
expandido, fornecendo potência para o compressor e potência útil. No ciclo aberto, o fluido de
trabalho é misturado ao combustível e a mistura é depois enviada ao ambiente através do
sistema de exaustão. [4]
Figura 2.1 - Esquema do Ciclo Aberto.
A máxima potência útil fornecida pela turbina a gás está limitada pela temperatura com
que o material da turbina, associada às tecnologias de resfriamento, pode suportar e pela vida
útil requerida. Dois fatores que afetam o desempenho das turbinas são a eficiência dos
compressores e a sua temperatura.
Outro fator que pode influenciar seu desempenho é o tipo de câmara de combustão.
Existem câmaras a pressão constante e a volume constante.
Teoricamente, a eficiência termodinâmica do ciclo a volume contante é maior que a
pressão constante, mas as dificuldades mecânicas são muito maiores.
Já no circuito fechado, o processo de funcionamento é o mesmo do ciclo aberto, com a
diferença que o fluido de trabalho permanece dentro do sistema e o combustível é queimado
em um trocador de calor externo.
6
Figura 2.2 - Esquema do Ciclo Fechado.
A maior vantagem desta configuração é a possibilidade de uma maior pressão através de
todo o circuito, o que resulta numa redução no tamanho das turbomáquinas para uma dada
potência útil, e possibilita a variação da potencia útil pela variação do nível de pressão no
circuito. Esta forma de controle permite que uma grande faixa de potência possa ser obtida
sem alterar a máxima temperatura do ciclo e com pequena variação na eficiência.
2.5 CARACTERÍSTICAS DOS PRINCIPAIS COMPONENTES DA TURBINA A GÁS
A figura 2.3 traz um exemplo de uma turbina a gás onde são mostrados seus
componentes básicos.
Figura 2.3 - Turbina a Gás ALSTOM GT8C.
7
2.5.1 CÂMARA DE COMBUSTÃO
A câmara de combustão tem a finalidade de queimar uma quantidade de combustível
fornecida pelo injetor, com uma grande quantidade de ar proveniente do compressor e liberar
o calor de tal maneira que o ar é expandido e acelerado para dar uma corrente suave e
uniforme de gás quente, necessária à turbina. Isso deve ser alcançado com a mínima perda de
pressão e a máxima eficiência. [5]
Figura 2.4 - Câmara de combustão em corte.
A quantidade de combustível adicionada à corrente de ar dependerá do aumento de
temperatura requerida. Entretanto, a temperatura máxima é limitada pelo material das palhetas
da turbina. Uma vez que a temperatura requerida do fluido de trabalho na entrada varia com o
empuxo e o trabalho, a câmara de combustão deve ser capaz de realizar uma combustão
estável e eficiente em toda a faixa de operação da turbina.
8
Figura 2.5 - Evolução da câmara de combustão.
A figura 2.5 ilustra o desenvolvimento lógico de uma câmara de combustão
convencional na sua forma geral. Como era de se esperar, existem muitas variações do
modelo básico, mas, em geral, todas as câmaras incorporam os seguintes componentes:
carcaça, difusor, tubo de chama e bico injetor de combustível.
Na figura 2.5 (a) vemos a câmara de combustão mais simples possível. O combustível
é pulverizado com um tubo no centro do tubo. A velocidade de corrente onde se localiza a
combustão é igual à velocidade do ar na saída do compressor, e ela é da ordem de 150 a 200
m/s. Logo, o maior problema deste sistema é que a perda da pressão fundamental (perda
quente) é excessivamente grande e seria impossível queimar combustível a esta velocidade.
Esta perda de pressão seria da ordem de 25% da pressão de saída do compressor. A figura 2.5
(b) mostra como a velocidade pode ser reduzida na região de queima, para valores toleráveis
da perda de pressão fundamental, simplesmente adicionando um difusor. Por exemplo, a
velocidade é reduzida de 1/5 do valor original e a perda de pressão reduzida a cerca de 1%,
tornando-se valores aceitáveis.
Mesmo após adicionar um difusor, a velocidade na região de queima continua ainda
muito elevada para estabilizar a combustão e sustentá-la. Assim, para resolver este problema,
foi colocada uma placa plana atrás do injetor de combustível para criar um escoamento
reverso que cria uma região de baixa velocidade de recirculação, visando à estabilização da
chama, conforme mostra a figura 2.5 (c). Tal arranjo é necessário para prevenir a extinção da
chama e facilitar e reignição em altitudes elevadas. No entanto, o sistema mostrado na figura
9
2.5 (c) ainda não é suficiente para manter a combustão. Para uma câmara de combustão típica
produzir o aumento de temperatura desejado, o valor global da razão ar/combustível na
câmara deve ser por volta de 50, o que está bem acima dos limites da chamabilidade da
mistura ar/hidrocarboneto. Idealmente, a razão de equivalência na zona primária de
combustão deve ser por volta de 0,6 a 0,8. Assim, é necessário admitir somente parte do ar na
zona primária de combustão, de maneira que a razão ar/combustível fique próxima do ótimo.
A figura 2.5 (d) mostra um tubo de chama acoplado à placa plana, admitindo ar através de
orifícios com tamanho e número suficientes para atingir a razão ar/combustível necessária.
A maior parte do ar é adicionada na zona da diluição, com o objetivo de abaixar a
temperatura dos gases quentes que vêm da zona primária. Nenhuma combustão é realizada na
zona de diluição.
Em algumas câmaras de combustão, a zona intermediária é incluída entre a zona
primária e a de diluição. A zona intermediária serve para completar a combustão que começa
na zona primária e resfria um pouco os gases quentes, visando permitir que os produtos
dissociados se recombinem e liberem energia.
2.5.2 COMPRESSORES AXIAIS
O compressor axial é constituído de uma série de palhetas, com perfil aerodinâmico,
colocadas ao longo de um disco, chamado de rotor, e um conjunto estacionário de palhetas,
também com seção de perfil aerodinâmico, colocadas ao longo da carcaça, chamado de
estator, conforme figura 2.6. O rotor, seguido do estator, é chamado de estágio. Um
compressor é formado por uma série de estágios seqüenciais.
Figura 2.6 - Compressor de uma turbina a gás.
Palhetas do Rotor
Palhetas do Estator
10
Da entrada para a saída do compressor, existe uma redução gradual da área anular. Isto
é necessário para manter a velocidade média axial do ar aproximadamente constante na
medida em que a densidade aumenta através do comprimento do compressor.
Alguns projetos de compressores têm dois ou mais compressores ou “carretéis” os
quais são acionados por diferentes turbinas e são, portanto, livres para girar com diferentes
velocidades. O compressor simples consiste em vários estágios, montados sobre um único
eixo, para atingir a razão de pressão e a vazão em massa desejadas.
O compressor de múltiplos eixos consiste de dois ou mais rotores com vários estágios,
cada um acionado por turbinas diferentes, com rotações diferentes, para alcançar altas razões
de pressão e dar grande flexibilidade de operação. Compressores axiais têm a vantagem de
serem capazes de alcançar altas razões de pressão com eficiências relativamente altas, se
comparados com os compressores radiais.
O fluido de trabalho é inicialmente acelerado pelo rotor e, então, desacelerado pelo
estator, onde a energia cinética transferida no rotor é convertida em pressão estática. O
processo é repetido em vários estágios, tantos quantos forem necessários para atingir a razão
de pressão desejada.
O escoamento está sempre sujeito a um gradiente adverso de pressão e, quanto maior
for a razão de pressão, maior será a dificuldade do projeto do compressor. O processo consiste
em uma série de difusões, no rotor e no estator. Embora a velocidade absoluta do fluido seja
aumentada no rotor, a velocidade relativa do fluido no rotor é reduzida. Isto é, existe difusão
no rotor. Limites de difusão devem ser impostos para garantir uma compressão com alta
eficiência. Estes limites de difusão em cada estágio significam que um compressor simples, de
um único estagio, pode produzir somente uma razão de pressão relativamente pequena, e
muito menor do que pode ser usada pela turbina que tem um gradiente de pressão favorável,
palhetas com passagem convergente e escoamento acelerado. Por isso, uma turbina de um
único estágio pode acionar um compressor de vários estágios.
Quando o compressor esta operando numa condição de vazão e rotação muito
diferente daquela de projeto, podemos observar o fenômeno do stall. No caso de um aerofólio
isolado, o stall surge do aumento excessivo do ângulo de incidência. O cuidadoso projeto das
palhetas do compressor é necessário para evitar perdas e minimizar este problema,
especialmente se a razão de pressão for alta.
Quando o compressor está operando a uma rotação mais baixa do que a de projeto, a
densidade do fluido de trabalho nos últimos estágios estará bem diferente do valor de projeto,
resultando em uma velocidade axial incorreta, a qual acarreta stall nas palhetas e o
11
compressor atingirá o que chamamos de surge line (linha de surto).
No início, o escoamento no interior dos compressores era totalmente subsônico. Com
o aumento da razão de pressão para ganhar mais eficiência térmica no ciclo, os compressores
passaram a ter escoamento subsônico e supersônico, o que permitiu reduzir o tamanho do
compressor. O escoamento supersônico ocorre no primeiro e segundo estágio, próximos à
ponta das palhetas. Assim, tornou-se necessário projetar compressores transônicos, onde em
uma parte das palhetas o escoamento é subsônico e supersônico na outra parte.
2.5.3 TURBINAS AXIAIS
A turbina tem a tarefa de fornecer potência para acionar compressor e acessórios e, no
caso de turbinas a gás as quais não fazem o uso somente da propulsão, potência de eixo. Ela
faz isso extraindo energia dos gases quentes liberados na câmara de combustão e expandindo-
os para uma pressão e temperatura mais baixas. Altas tensões são desenvolvidas nesse
processo e para uma operação eficiente as pontas das palhetas podem atingir uma velocidade
acima de 457 m/s. O escoamento contínuo de gás, ao qual a turbina esta exposta, pode ter uma
temperatura de entrada entre 1123 K e 1973 K e alcançar velocidades acima de 761 m/s em
algumas partes da turbina. Para produzir o torque necessário, a turbina pode ter vários
estágios, cada um tendo um empalhetamento estacionário (estator) chamado de bocais e um
empalhetamento que se move chamado de rotor. Vale lembrar que o estator e o rotor da
turbina não possuem nenhuma relação com o estator e rotor do compressor.
Figura 2.7 - Turbina de ciclo a gás (no caso do desenho, de 4 estágios).
12
O número de estágios depende da relação entre a potência necessária retirada do gás, a
rotação que deve ser produzida e o diâmetro de turbina permitido.
2.5.4 SISTEMA DE ENTRADA DE AR
Os compressores da turbina são muito sensíveis a depósitos em suas palhetas, logo,
poeira, insetos, vapores, entre outros, devem ser eliminados para manter a máxima eficiência.
Com o intuito de remover partículas que possam afetar os elementos da turbina a gás, o
sistema de entrada de ar é composto por uma canalização direcionadora e uma série de filtros.
Além disso, em alguns casos, o sistema de entrada de ar é utilizado para possibilitar o
resfriamento do ar que entra no compressor. A figura 2.4 mostra um sistema de filtragem de
ar.
Figura 2.8 - Entrada de ar com e estágios de filtração.
2.5.5 SISTEMA DE EXAUSTÃO
Após deixarem o último estágio da turbina, os gases de exaustão são encaminhados
para a atmosfera ou direcionados para o equipamento de recuperação de calor. O sistema de
exaustão possui uma chaminé na saída da turbina a gás. O exaustor direciona o gás a uma
tubulação que transportará o gás quente para a chaminé ou para dentro do equipamento de
recuperação de calor. A figura 2.9 mostra o sistema de exaustão da caldeira de recuperação.
13
Figura 2.4 - Sistema de exaustão (e parte da caldeira de recuperação).
2.6 DESEMPENHO NO PONTO DE PROJETO
O estudo do desempenho do ponto do projeto é essencial à concepção da turbina. A
configuração do motor, os parâmetros do ciclo, os níveis de desempenho e o tamanho dos
componentes são selecionados para uma dada especificação. O desempenho do ponto do
projeto deve ser definido antes que qualquer análise ou condição de funcionamento seja
possível. O desempenho total resultante do motor final será crucial ao seu sucesso comercial.
Os cálculos genéricos do ponto dos diagramas de ponto do projeto e do projeto de amostra
serão apresentados para alguns tipos principais da turbina de gás. [6]
2.6.1 PARÂMETROS DE DESEMPENHO NO PONTO DE PROJETO DA TURBINA
No inicio da determinação, a condição de funcionamento onde a turbina passará a
maior parte do tempo é tradicionalmente escolhida como o ponto do projeto. Para uma
unidade industrial, esta seria normalmente a carga padrão alimentada por ela.
Alternativamente, alguma condição importante de potência superior pode ser escolhida. Na
configuração do ponto de projeto os parâmetros do ciclo dos componentes devem ser
otimizados. Cada vez que os parâmetros da entrada são mudados, o procedimento do cálculo
deve ser repetido, já que a mudança exigiria uma geometria diferente do motor, na condição
de funcionamento. Para a fase de concepção do projeto os componentes estão geralmente na
14
mesma condição de funcionamento que o ponto do projeto do motor, ainda que em uma fase
de projeto mais avançada isto não pode ser verdadeiro.
Um número de parâmetros chave que definem o desempenho de motor total são
utilizados para avaliar a conformidade de um projeto à sua aplicação, ou comparar diversos
projetos possíveis do motor. Estes parâmetros de desempenho do motor são descritos abaixo:
• Potência de saída:
A potência de saída requerida é quase sempre o objetivo fundamental para o projeto do
motor e é função do fluxo de massa através da turbina, da variação de entalpia e da variação
de temperatura entre a entrada e a saída.
• Potência Específica ou Torque.
Esta é a quantidade de potencia ou de torque na saída pela unidade de fluxo mássico
que entra na turbina. Fornece uma boa indicação inicial do peso, da área frontal e do volume
do motor. É particularmente importante maximizar este parâmetro nas aplicações onde o peso
ou o volume do motor são cruciais, ou para os aviões que voam nos números de Mach
elevados onde o arrasto da área frontal da unidade é elevado.
• Consumo específico de combustível (Specific Fuel Consumption - SFC)
É a massa do combustível queimado por unidade de tempo, por unidade de potencia
ou de torque de saída. É importante minimizar SFC para as aplicações onde o peso e/ou o
custo do combustível são significativos. Ao citar valores de SFC é imperativo indicar o valor
calorífico do combustível. É uma função decrescente com relação à potência.
• Eficiência térmica de turbinas de potência
É a potência de saída do motor dividida pela taxa de entrada de energia (combustível),
expressa geralmente como uma porcentagem. É eficazmente a recíproca do SFC, mas é
independente do valor calorífico do combustível. Para aplicações de ciclo combinado os
termos eficiência térmica bruta e líquida da rede são usados. A eficiência térmica bruta não
deduz a potência exigida para conduzir os auxiliares da planta a vapor, ao contrario dos
valores líquido.
15
3 TURBINA A VAPOR
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Reaproveitando a energia térmica nos gases quentes de exaustão da turbina a gás, a
turbina a vapor é também parte integrante da geração seqüencial proposta pela cogeração a
ciclo combinado. Neste capítulo serão mostrados seus princípios de funcionamento e seus
principais componentes.
3.2 EVOLUÇÃO HISTÓRICA
Os primeiros passos em direção ao desenvolvimento de um dispositivo térmico
trabalhando sobre o princípio de reação foram dados por volta de 150 a.C., com a famosa
aeolipyle, proposta por Hero, da Alexandria. Embora considerada por alguns autores como a
primeira turbina, ela não possui um elemento considerado obrigatório pelas definições mais
aceitas hoje em dia: as pás.
Figura 3.1 - Aeolipyle, máquina a vapor rudimentar proposta por Hero em 150 a.C.
Desde Hero, quase dois mil anos transcorreram antes que qualquer idéia fosse dada
para utilização real do vapor para produzir energia ou trabalho mecânico. Na década de 1780,
16
foi construída a primeira máquina a vapor que teve aplicações práticas e que se tornou um dos
impulsos da Revolução Industrial que aconteceria no século seguinte.
O aparecimento da primeira turbina a vapor é associado, em primeiro lugar, aos
engenheiros Carl Gustaf de Laval (1845 - 1913), da Suécia, e Charles Parsons (1854 - 1931),
da Grã-Bretanha.
Desde o início da utilização de turbinas a vapor para a geração de energia elétrica, elas
aumentaram significativamente suas capacidades e eficiências e tornaram-se mais complexas
e sofisticadas.
Nos últimos 85 anos, desenvolvimentos técnicos contínuos de turbinas a vapor fizeram
deste acionado primário o principal equipamento em centrais de geração elétrica. Para
aumentar a eficiência térmica, foi introduzido, em 1930, o conceito de reaquecimento do
vapor na fase de expansão, e tornou-se comum a sua aplicação em meados do século XX.
A necessidade de economia de escala e o aumento na eficiência térmica levou os
projetistas a aumentar a temperatura e a pressão de operação, além do aumento da potência.
Atualmente, a capacidade unitária média instalada é de 600 MW, enquanto que na época de
1920 estas potências não alcançavam 30 MW. Também houve um incremento significante na
pressão e na temperatura do vapor. Estas passaram de no máximo 1,4 MPa e 290 oC em 1920,
para cerca de 16 MPa e 540 oC.
3.3 PRINCÍPIOS BÁSICOS DE FUNCIONAMENTO
Na turbina ocorre a transformação da energia potencial do vapor em energia cinética
devido a sua expansão. Há, portanto, a transformação desta energia em energia mecânica em
decorrência da força do vapor que atinge as pás, produzindo a rotação. Basicamente a turbina
é constituída por um rotor apoiado em mancais, onde se localizam as pás (móveis), as palhetas
(imóveis) e a carcaça (invólucro). Em resumo, é uma máquina que transforma a energia
térmica do vapor, medida na forma de entalpia, em trabalho mecânico.
17
Figura 3.2 - Foto de uma Turbina a Vapor utilizada em uma central térmica (ALSTOM).
O trabalho mecânico realizado pela máquina pode ser o acionamento de um
equipamento qualquer, como, por exemplo, um gerador elétrico, um compressor ou uma
bomba. A energia, que permanece no vapor descarregado pela máquina, é, em muitos casos,
simplesmente rejeitada para o ambiente, em um condensador. Em outras situações, entretanto,
é possível aproveitar o vapor descarregado pela máquina para fins de aquecimento, por
exemplo. Aproveita-se assim sua energia residual, melhorando, em conseqüência, de forma
significativa o rendimento global do ciclo.
Figura 3.3 - Esquema de conversão de energia.
18
3.4 CLASSIFICAÇÃO DAS TURBINAS A VAPOR
3.4.1 PRINCIPIO DE AÇÃO E REAÇÃO
Existem basicamente duas formas de utilizar a energia cinética do vapor, para
realização de trabalho mecânico: o princípio da ação e o princípio da reação.
Se a saída de vapor for fixa e o jato de vapor dirigido contra um anteparo móvel, a
força de ação do jato irá deslocar o anteparo, em sua direção. O jato de vapor (o qual podemos
considerar um corpo em movimento) tem sua velocidade modificada pelo anteparo circular,
colocado em seu caminho. Este é, em essência, o princípio da ação.
Figura 3.4 - Princípios de Ação e Reação.
No entanto, se a saída de vapor puder mover-se, a força de reação que atua sobre ela,
fará com que se desloque, em direção oposta do jato de vapor. Este é o princípio da reação.
Em ambos os casos a energia do vapor foi transformada em energia cinética e esta
energia cinética foi, então, convertida em trabalho. Newton, no século XVII, estabeleceu as
leis que explicam exatamente os dois princípios apresentados acima.
3.4.2 - TURBINA DE AÇÃO E TURBINA DE REAÇÃO
Se tivermos uma câmara de expansão (ou expansores), montada em uma câmara de
vapor estacionária, dirigindo um jato de vapor para uma palheta, montada na periferia de uma
roda, teremos uma turbina de ação rudimentar. Agora, se montarmos a própria câmara de
vapor com a câmara nas bordas da roda e conseguirmos levar vapor, de forma contínua, a esta
19
câmara, através de um eixo oco, teremos construído uma turbina de reação elementar. A
construção de uma turbina de reação como descrita acima, apresenta dificuldades de ordem
prática, pois a condução do vapor através do eixo de rotação não caracteriza uma solução
simples e isso impede a construção de turbinas de reação pura.
Embora turbinas apresentadas no parágrafo anterior ilustrem os princípios básicos
envolvidos, algumas modificações são necessárias para convertê-las em unidades práticas. Em
turbinas de ação reais teremos normalmente não apenas uma, mas várias câmaras de expansão
em paralelo, constituindo um arco ou um anel. Os anéis de câmaras de expansão são também
conhecidos como rodas de palhetas fixas. Eles direcionam o jato de vapor na direção de uma
roda de palhetas móveis, conforme ilustra a Figura 3.5.
Em turbinas de ação, toda a conversão de energia do vapor (entalpia) em energia
cinética ocorrerá nos expansores. Conseqüentemente, no arco ou no anel de expansores
haverá uma queda na pressão e temperatura do vapor e um aumento da sua velocidade.
Figura 3.5 - Estágio de ação e de reação.
Em turbinas de reação comerciais teremos vários estágios, dispostos em serie, sendo
cada estágio constituído de um anel de expansores (também chamado de roda de palhetas
fixas), seguido de uma roda de palhetas móveis (como mostrado esquematicamente na Figura
3.5). Tanto as palhetas fixas, como as móveis têm seção assimétrica, o que resulta em áreas de
passagens convergentes, para o vapor, em ambas. Por esta razão, parte da expansão do vapor
ocorrerá nas palhetas fixas e parte ocorrerá nas palhetas móveis. Isto representa um desvio do
princípio de reação puro, segundo o qual toda a expansão deveria ocorrer nas palhetas móveis.
Na realidade o que chamamos comercialmente de turbina de reação é uma combinação com
20
saltos de entalpia. Grandes variações, no entanto levariam a velocidades excessivas nas
palhetas e trariam problemas de ordem mecânica.
Para contornar o problema, divide-se o aproveitamento do salto de entalpia em vários
saltos menores subseqüentes, que chamamos de estágios. Máquinas de grande potência têm
vários estágios, colocados em série, podendo ser tanto de ação como de reação. Nas palhetas
fixas teremos uma expansão parcial do vapor, resultando em uma queda de pressão e em um
aumento da velocidade. Nas palhetas móveis ocorrerá o restante da expansão, resultando em
uma segunda queda de pressão e em um aumento da velocidade do vapor em relação à
palheta.
Entretanto, mesmo havendo um aumento da velocidade do vapor em relação à palheta
móvel, causada pela expansão, a velocidade absoluta do vapor nas palhetas móveis cairá, pois
estas atuam, não só como expansores, mas também pelo princípio da ação, transformando a
velocidade gerada em trabalho mecânico. Define-se como grau de reação de um estágio de
reação a proporção entre a parte do salto de entalpia que ocorre nas palhetas móveis e o salto
de entalpia total do estágio. É bastante usual a construção de estágios com grau de reação
igual a 50%, embora outras proporções possam também ser admitidas.
3.4.3 CONFIGURAÇÕES DAS TURBINAS A VAPOR
As turbinas térmicas a vapor podem ser dos tipos tandem-compound ou cross-
compound. Na configuração tandem-compound, que é apresentada na Figura 3.6, os estágios
são conectados em série e acoplados a um único gerador, tudo em um mesmo eixo.
Figura 3.6 - Turbinas tandem-compound. [7]
Na configuração cross-compound, mostrada na Figura 3.7, a turbina apresenta dois
eixos distintos, acoplados a dois geradores e acionados por um ou mais estágios da turbina.
21
Apesar da existência de dois eixos e dois geradores diferentes, a turbina constitui ainda um
conjunto único com vários estágios, sendo submetida à ação de um conjunto, também único,
de sistemas de controle. Esta configuração traz a vantagem de ter maior capacidade de
geração e permitir o aumento da eficiência. No entanto sua construção envolve custos mais
elevados.
Figura 3.7 - Turbinas cross-compound.
De uma forma geral as turbinas do tipo tandem-compound giram a 3600 rpm,
enquanto que as do tipo cross-compound têm velocidade angular de 3600 rpm em seus dois
eixos, ou alternativamente, 3600 rpm em um eixo e 1800 rpm no outro eixo.
As turbinas térmicas a vapor podem ser classificadas, também, em função da
existência ou não de etapas de reaquecimento. Assim, é possível considerar os seguintes tipos:
sem reaquecimento; com reaquecimento simples e com duplo reaquecimento.
Aquelas sem reaquecimento têm um único estágio e são aplicadas em unidades
geradoras de até 100 MW. Em instalações de maior porte, consideram-se as turbinas térmicas
como simples ou duplo reaquecimento, que possibilitam uma maior eficiência. O desempenho
do ciclo é influenciado por estas diferentes configurações e também por parâmetros de
operação.
3.5 PRINCIPAIS COMPONENTES DA TURBINA A VAPOR
Serão apresentados agora os principais componentes encontrados na montagem de
uma turbina a vapor. Alguns deles já foram citados nas sessões anteriores:
22
Figura 3.8 - Turbina a Vapor (ALSTOM).
• Carcaça, geralmente dividida longitudinalmente em duas partes para facilitar o
acoplamento e desmontagem, e que contém o sistema de pás fixas ou distribuidores;
• Rotor com pás em sua periferia. É nele que incide o vapor e onde é feita a
transformação na direção e magnitude da velocidade do vapor;
• Acoplamento mecânico para conexão com o gerador elétrico;
• Dispositivo de expansão, sempre constituído de um bocal fixo ou móvel
(diretrizes), no qual a energia de pressão do vapor se transforma em energia cinética;
• Junta de labirinto, necessária para reduzir o calor gerado quando acontece o
contato rotor/estator, diminuindo o risco de danos ao material do rotor ou até mesmo do eixo.
Além destes componentes, a montagem de uma turbina a vapor inclui uma série de
válvulas utilizadas para direcionar o vapor de maneira a maximizar a conversão da entalpia
em energia mecânica. As válvulas principais associadas à turbina a vapor são mostradas na
Figura 3.9. [8]
23
Figura 3.9 - Sistema de válvulas de controle.
• Válvulas Principais de Parada
Também chamadas de válvulas de estrangulamento, têm como principal função prover
proteção de retaguarda para a turbina a vapor quando não há atuação das válvulas de controle.
É também responsável pelo controle do vapor durante a partida.
• Válvulas de Controle de Vapor
As válvulas de controle de vapor são responsáveis pelo controle primário da turbina.
Têm a função de regular o fluxo de vapor para a turbina e, conseqüentemente, controlar a
potência gerada dentro das condições especificadas pelo usuário. A liberação de maior ou
menor quantidade de vapor é realizada mediante sinal do regulador de velocidade que emite o
comando de abrir ou fechar as válvulas de controle.
• Válvulas de Interceptação e Válvulas de Parada de Vapor Reaquecido
A utilização das válvulas de interceptação permite o estrangulamento do fluxo de
vapor para a turbina de pressão intermediária controlando dessa maneira a velocidade, que
24
pode ser sobre-elevada em função da energia existente no vapor proveniente do reaquecedor.
Tal condição também pode ser verificada durante o desligamento da unidade, sendo as
válvulas de interceptação utilizadas no controle da velocidade.
Uma proteção de retaguarda para a turbina a vapor é oferecida pelas válvulas de
parada do vapor reaquecido no caso de um distúrbio da rede ou uma falha da válvula de
interceptação. Durante grandes variações de carga e desligamento as válvulas de interceptação
controlam a velocidade protegendo a turbina de sobrevelocidade destrutiva.
• Válvula de bypass
Um sistema de bypass de vapor permite que a caldeira seja operada
independentemente da turbina. Desse modo, o fluxo de vapor na saída da caldeira dependerá
somente da capacidade das válvulas de bypass. O aquecimento em combinação com o estresse
ocasionado pela sobrevelocidade na turbina, e conseqüente saída de operação, pode danificar
a turbina de alta pressão. Uma forma de evitar que este fato ocorra é a solicitação da válvula
de bypass para sangrar o vapor para o condensador. Além dos equipamentos principais como
caldeiras e turbinas, uma central termelétrica a vapor possui os denominados equipamentos
auxiliares, que são de importância vital para o funcionamento da central. Alguns componentes
são o condensador, a torre de resfriamento, o sistema de água de circulação, o desaerador e a
bomba de condensado.
Todos os aparelhos por onde circula a água já condensada, compreendidos entre a
turbina e a caldeira, compõem o sistema de condensado e água de circulação. O vapor ao sair
da turbina é condensado, criando uma zona de baixa pressão na exaustão da mesma. Em
seguida, ocorre o descarregamento da água no desaerador para a eliminação de gases
impróprios. Há ainda uma compensação da água de alimentação que vai entrar na caldeira
através do vapor extraído da turbina completando-se assim o ciclo.
25
4 ESTUDO QUALITATIVO E QUANTITATIVO DA GERAÇÃO À CICL O
COMBINADO
4.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Após um breve apanhado histórico sobre o assunto, esse capítulo abordará os
princípios de funcionamento da geração a ciclo combinado, bem como cálculos para a
determinação da eficiência do ciclo, esquemas e tipos de montagem. Será feito também
uma apresentação de alguns sistemas auxiliares que, juntamente com as turbinas a gás e a
vapor, compõem uma usina baseada nesse tipo de geração termelétrica.
4.2 MOTIVAÇÃO E HISTÓRICO
A geração por aproveitamento de ciclos combinados a gás e vapor começou a ser
questionada seriamente a partir dos anos 1950 e 1960. Na época, os ciclos a vapor eram os
mais utilizados para a geração de potência e as pesquisas para seu aperfeiçoamento eram
intensas. No entanto, na mesma época, os fundamentos termodinâmicos e as vantagens
oferecidas pela utilização de ciclos combinados, principalmente em termos de eficiência, já
eram conhecidos, apesar das dificuldades tecnológicas que impediam o seu
desenvolvimento.
Encontra-se na literatura que as primeiras instalações de ciclo combinado foram
viabilizadas nos Estados Unidos e na Europa, no ano de 1971. As primeiras instalações
norte-americanas tinham, em média, uma capacidade de geração que variava entre 15 MW
e 20 MW, sendo a planta química de Dow, no Texas, uma das maiores, com 63 MW (dos
quais 43 MW eram produzidos pela turbina a gás). Na Europa, a instalação “Koneuburg-
A” foi a de maior capacidade (75 MW) que operou naquele ano, com uma eficiência de
32,6%.
Nos anos 1970 e 1980, com o desenvolvimento tecnológico apresentado, pode-se
observar uma expansão na faixa de mercado da geração de eletricidade com emprego dos
ciclos combinados.
26
A partir dos anos 1990, a instalação de centrais de grande porte que utilizam o gás
natural como combustível foi feita de maneira extensiva.
4.3 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
A expressão “Ciclo Combinado” caracteriza uma produção de energia ou uma central
que utiliza mais de um ciclo termodinâmico. Os motores térmicos transformam uma parte
da energia armazenada no combustível em trabalho mecânico que pode ser, em seguida,
convertido em eletricidade por meio de um gerador.
Em termos mais técnicos, um ciclo simples com turbina a gás (Ciclo de Brayton)
associado a um ciclo simples com turbina a vapor (Ciclo de Rankine) compõem a geração
a ciclo combinado. [9]
Figura 4.1 - Esquema básico da geração a ciclo combinado. [10]
Dessa maneira, torna-se possível um maior aproveitamento da energia inicial contida
no combustível, através da colocação em “cascata energética” dos dois ciclos.
O processo se inicia com a geração de eletricidade na turbina a gás. A energia liberada
na explosão do combustível faz girar as pás da turbina e essa energia mecânica é transferida
27
para o gerador. A cascata energética é feita utilizando a energia térmica dos gases de exaustão
da turbina a gás para aquecer a água de uma caldeira de recuperação (CR). O vapor gerado na
caldeira aciona a turbina a vapor que, por sua vez, transmite energia mecânica para um
gerador (que pode, como veremos a seguir, ser o mesmo que está acoplado à turbina a gás). O
vapor é então condensado e reenviado para a caldeira. Esse processo está ilustrado na Figura
4.1.
Figura 4.2 - Vista superior de uma central a ciclo combinado mono-eixo (ALSTOM).
4.4 CLASSIFICAÇÃO DE CENTRAIS DE CICLO COMBINADO
De acordo com diferentes parâmetros as centrais a ciclo combinado podem ser
categorizadas de diversas formas para melhor compreensão e estudo destes sistemas.
4.4.1 QUANTO À CONFIGURAÇÃO DOS CICLOS TERMODINÂMI COS
Com relação à disposição das turbinas, existem três tipos centrais de ciclos combinados
para a geração de eletricidade. Estes são:
• Central de Ciclo Combinado em Série;
• Central de Ciclo Combinado em Paralelo;
28
• Central de Ciclo Combinado em Série/Paralelo.
(a)
(b)
(c)
Figura 4.3 - Tipos de centrais termelétricas de ciclo combinado gás – vapor:
a) série; b) paralelo; c) série-paralelo. [11]
Uma central de ciclo combinado em série é a que liga um ciclo Brayton com uma
turbina a gás e um ciclo a vapor através de uma caldeira de recuperação. Neste caso, os gases
de uma exaustão da turbina a gás (TG) são utilizados para a geração de vapor em dois níveis
de pressão. Uma característica particular desta configuração é que a vazão volumétrica de
vapor nos últimos estágios da turbina a vapor (TV) pode ser ate 70% maior em relação ao
estágio de alta pressão. Isto tanto pelo fornecimento de vapor a uma pressão intermediária,
29
como pela ausência de extrações para a regeneração no circuito de água de alimentação.
Uma central em paralelo é aquela em que o combustível é utilizado para gerar o calor
para os dois ciclos. Os gases obtidos no processo de combustão transferem calor diretamente
às paredes de água colocadas na fornalha antes de se expandirem na TG. A maior dificuldade
que se verifica nesta configuração é que se pode operar apenas com um combustível de alta
qualidade, visando garantir um funcionamento estável e prolongado na TG.
As centrais em série/paralelo funcionam como as em série, mas empregam a queima
de combustível adicional na caldeira de recuperação. Uma central termelétrica com esta
configuração pode ser encontrada em Moldova.
4.5.2 QUANTO AO ACOPLAMENTO DAS MÁQUINAS
Outra classificação das centrais termelétricas (ou blocos geradores) de ciclo combinado a
gás e vapor, na sua forma mais geral, é feita segundo o acoplamento das máquinas. Segundo
este princípio elas são:
• De múltiplos eixos ou multi-eixo (multi-shaft): As turbinas se encontram em eixos
diferentes, acopladas a geradores elétricos distintos. Tem como maior vantagem a
facilidade de operação oferecida durante o período de construção da central, uma vez que
permite a geração de eletricidade na instalação da TG enquanto se realiza a instalação da
TV e da CR. Nesses casos, para a operação da turbina a gás em ciclo simples, é
necessário o dispositivo de bypass dos gases de exaustão. Este dispositivo oferece
vantagens adicionais como, por exemplo, o aquecimento mais controlado da caldeira
durante a partida e a geração mais eficiente de vapor.
Figura 4.4 - Arranjo de Central em multi-eixo.
• De eixo único ou mono-eixo (single-shaft): A TG e a TV estão acopladas, no mesmo
eixo, a um único gerador elétrico. Esta ligação é feita através de um sistema de
embreagens que controla o sincronismo entre as velocidades de rotação das turbinas. Esta
30
configuração apresenta uma série de vantagens, entre as quais podemos citar:
simplificação no controle de operações, alta disponibilidade e confiabilidade, maior
eficiência a cargas parciais e melhor economicidade no caso de repotenciação.
Figura 4.5 - Arranjo de Central em mono-eixo.
4.5.2.1 EMBREAGEM OU “CLUTCH”
Localizado entre o gerador elétrico e a turbina a vapor, este acoplamento mecânico
tem como fundamento de operação o acionamento da TV ao gerador elétrico quando o
número de revoluções desta máquina atinge o da TG, ou tende a superá-lo. O desacoplamento
acontece quando o número de revoluções da TV volta a ser inferior ao da TG.
Figura 4.6 - Fotos ilustrativas do sistema de acoplamento. (SSSClutch). [12]
Nas figuras 4.7 observamos as curvas de partida e parada do clutch em um exemplo
hipotético.
31
Figura 4.7 - Curvas de partida e parada do clutch.
4.6 PRINCÍPIOS TERMODINÂMICOS
Usando a definição da temperatura média de fornecimento e de rejeição de calor do
ciclo, escreve-se a eficiência térmica do ciclo de vapor como sendo a de um ciclo de Carnot.
Logo:
(4.1)
Sendo:
T1m = Temperatura média de fornecimento de calor ao ciclo;
T2m = Temperatura média de rejeição de calor do ciclo.
Onde a temperatura média Tm calcula-se como:
(4.2)
Sendo:
Q = O calor fornecido ao ciclo (para T1m) ou rejeitado do ciclo (para T2m);
∆s = A diferença de entropia durante o processo de fornecimento de calor ao ciclo (para T1m)
ou durante o processo de rejeição do ciclo (para T2m).
A eficiência térmica de centrais termelétricas a vapor com parâmetros supercríticos,
reaquecimento intermediário e com um desenvolvido sistema de regeneração pode atingir até
45% no melhor dos casos. Este valor é maior do que a eficiência de uma central termelétrica
32
com ciclo a gás simples; que tem uma eficiência térmica máxima entre 36% e 39%.
4.7 SISTEMAS AUXILIARES
Além da turbina a gás e da turbina a vapor, uma central de geração a ciclo combinado
conta com uma série de sistemas que são responsáveis pelas diversas etapas no processo de
geração de energia. Entre os principais sistemas auxiliares, podemos citar:
• Sistema de Recuperação de Calor e Geração de Vapor
Mais conhecido como HRSG (do inglês, Heat Recovery Steam Generator), o Sistema
de Recuperação de Calor e Geração de Vapor é responsável por realizar a troca de calor entre
os gases quentes da exaustão da turbina a gás e gerar o vapor que alimenta o segundo ciclo.
HRSGs consistem em três componentes principais: o evaporador, o superaquecedor, e o
economizador.
Baseado no fluxo de gás de exaustão, HRSGs são classificados como verticais ou
horizontais. No tipo horizontal, o gás de exaustão flui horizontalmente sobre os tubos verticais
ao passo que no tipo vertical, fluxo do gás de exaustão incide verticalmente sobre os tubos
horizontais.
Baseado em níveis da pressão, HRSGs pode ser classificados como sendo de pressão
única ou multi-pressão. HRSGs de pressão única possuem apenas um cilindro de vapor, ao
passo que a multi-pressão HRSGs emprega dois ou três cilindros em diferentes níveis de
pressão. Esses níveis, por sua vez, são classificados como LP (Baixa Pressão ou “Low
Pressure”), IP (Pressão Intermediária, ou “Intermediate Pressure”) e HP (Alta Pressão, ou
“High Pressure”). Cada cilindro de vapor possui uma seção do evaporador onde a água é
convertida em vapor. Este vapor passa então através dos superheaters (super aquecedores)
para levantar a temperatura e a pressão após o ponto de saturação e ser então direcionado para
a turbina a vapor.
33
Figura 4.8 - Elementos da caldeira de recuperação do tipo vertical.
• Gerador
É onde ocorre a transformação da energia mecânica em energia elétrica. Dependendo da
configuração da planta (single-shaft ou multi-shaft) podemos encontrar um gerador acoplado
às duas turbinas simultaneamente ou um gerador para cada turbina.
O sistema de resfriamento dos geradores varia com a potência nominal do equipamento.
Em centrais de maior escala os geradores resfriados a hidrogênio são os mais comuns, mas
podemos ainda encontrar gerador com resfriamento a ar ou água.
Figura 4.9 - Gerador.
• Controle de Emissões
Tem a função de reduzir a emissão de substâncias nocivas ao ambiente. Consiste
34
normalmente de duas etapas. Primeiro, é pulverizada uma mistura de amônia e água nos gases
que saem da turbina a gás. A nova mistura passa, então, por um reator catalítico, onde óxidos
de nitrogênio em nitrogênio e água.
• Transformadores
Uma vez gerada, a energia elétrica que sai dos geradores passa por um conjunto de
transformadores para se adequar aos valores de tensão da rede, para que possa então ser
inserida. Uma parte desta energia é ainda para transformadores abaixadores e servira para
alimentar todos os sistemas da central.
4.8 EFICIÊNCIA DAS CENTRAIS TERMELÉTRICAS DE CICLO COMBINADO
4.8.1 EFICIÊNCIA DA CENTRAL EM SÉRIE
Na figura 4.10 se apresenta um esquema simples do fluxo de calor e energia de uma
central em série. O ciclo superior (CS) é, por exemplo, uma instalação de turbina a gás que
opera em circuito aberto. A energia dos gases de exaustão da instalação da TG é parcialmente
transferida ao ciclo inferior mediante uma caldeira de recuperação, equipamento onde existem
determinadas perdas durante o processo de troca de calor.
Figura 4.10 - Fluxo de calor e energia (Central em série).
A equação que calcula a eficiência térmica total da central de ciclo combinado em
séria é:
35
(4.3)
Sendo:
(4.4)
Onde:
QF = Fluxo de energia fornecida à central com o combustível, MW;
mC = vazão mássica de combustível, kg/s;
PCI = Poder Calorífico Inferior do combustível, MJ/kg;
W = Potencia gerada pelos ciclos superior (CS) e inferior (CI), respectivamente, MW.
A eficiência térmica do ciclo superior será:
(4.5)
A eficiência do ciclo inferior é calculada como:
(4.6)
O termo Qtransferido refere-se à parcela de energia contida nos gases de exaustão da
instalação da TG que é transferida ao ciclo a vapor na caldeira de recuperação, mas:
(4.7)
Ou
(4.8)
Qperdas representa as perdas relativas à energia que não é transferida na CR e a energia
dos gases de escape que é rejeitada à atmosfera pela chaminé, porém,
36
(4.9)
Ou
(4.10)
Sendo:
(4.11)
Ou seja ξperdas é a relação entre a energia perdida na conexão dos ciclos e a energia
total que é fornecida à central com o combustível.
4.7.2 EFICIÊNCIA DA CENTRAL EM PARALELO
As centrais em paralelo estão compostas por dois subsistemas que operam em ciclos
bem definidos, tal como se apresentam na figura 4.11.
O calor de escape do ciclo 1 pode ser o calor rejeitado à atmosfera com os gases de
exaustão da TG, enquanto que o do ciclo 2 é o calor rejeitado no condensador da instalação da
TV.
Figura 4.11 - F luxo de calor e energia (Central em paralelo).
A eficiência térmica da central de ciclo combinado em paralelo é dada por:
37
(4.12)
Sendo:
W = Potencia gerada pelos ciclos 1 e 2, MW.
Sendo que:
(4.13)
Segundo o esquema apresentado Q1 e Q2 são os fluxos de calor fornecidos aos
subsistemas compostos pelos ciclos 1 e 2, que apresentam eficiências η1 e η2, e permitem a
obtenção das potências:
(4.14)
(4.15)
Substituindo as equações 4.13, 4.14 e 4.15 na equação 4.12, então, a eficiência térmica
da central de ciclo combinado em paralelo pode ser calculada como:
(4.16)
Desta forma, poder-se-ia colocar:
(4.17)
Ou
(4.18)
Sendo que:
(4.19)
38
E
(4.20)
representam a relação entre o calor fornecido aos ciclos 1 e 2 com relação ao calor total
fornecido à central.
Assumindo que η1 > η2, percebe-se que o valor de eficiência de uma central deste tipo
se encontra entre os valores de eficiência dos ciclos η1 e η2, separadamente. Por esse motivo,
numa aplicação de repotenciação, o subsistema adicionado devera ter uma eficiência
consideravelmente maior que o subsistema existente para atingir um ganho razoável de
eficiência na central em conjunto.
4.7.3 EFICIÊNCIA DA CENTRAL EM SÉRIE/PARALELO
A figura 4.12 apresenta o esquema simples de uma central de ciclo combinado em
série/paralelo.
Figura 4.12 - Fluxo de calor e energia (Central em série/paralelo).
Nesse caso, por exemplo, a central pode ter uma instalação de TG no ciclo superior
combinada com uma instalação de TV no ciclo inferior, com queima suplementar de
combustível na CR, sendo que esse equipamento segue o esquema tradicional da queima
suplementar de gás natural.
A eficiência térmica da central de ciclo combinado em série paralelo é dada por:
39
(4.21)
Sendo:
(4.22)
(4.23)
(4.24)
Para o ciclo superior e o inferior a eficiência é calculada pelas equações a seguir:
(4.25)
(4.26)
No entanto, neste caso, o calor fornecido ao ciclo inferior QC é a soma do calor de
escape do ciclo superior com o calor fornecido pela queima do combustível suplementar
menos as perdas.
Com a equação 4.26 se demonstra que a queima suplementar de combustível não
conduz ao aumento da eficiência da central em serie/paralelo com relação à central em série.
Nas centrais com queima suplementar, além das perdas por trocas de calor na CR, existem
perdas na combustão que acarretam uma diminuição maior ainda da eficiência térmica. No
entanto, comparativamente, com a queima suplementar, se consegue uma maior potência
gerada e capacidade de resposta ante as mudanças da carga, o que pode ser um aspecto
importante para centrais ou blocos gerados que operem na região de carga intermediaria ou
ponta do sistema elétrico.
4.8.4 INFLUÊNCIA DE VARIÁVEIS TERMODINÂMICAS NO RE NDIMENTO DAS
CENTRAIS
Esta sessão apresentará uma análise do rendimento e da capacidade geradora de uma
central funcionando a ciclo combinado (a capacidade geradora será representada pelos valores
de exergia do sistema. A exergia consiste no trabalho teórico máximo que pode ser obtido de
40
um processo até que seja atingido o equilíbrio termodinâmico).
Para tal, será tomada como exemplo numérico uma central padrão, com quatro
turbinas a gás e duas turbinas a vapor, funcionando em temperatura ambiente de 25oC e
pressão atmosférica de 101,3 kPa, ao nível do mar. A usina e, questão possui as seguintes
características de projeto:
Tabela 4.1 - Dados característicos dos equipamentos a gás da usina termelétrica.
Rendimento isentrópico do compressor da turbina a gás 0,87
Rendimento isentrópico do expansor da turbina a gás 0,92
Rendimento do gerador da turbina a gás 0,91
Razão de compressão do compressor da turbina a gás 15:1
Poder Calorífico Inferior (PCI) do gás natural 50.006 kJ/kg
Perda de carga na câmara de combustão da turbina a gás 2,50%
Potência de eixo da turbina a gás (ISO) 70.140 kW
Fluxo de massa na turbina a gás (ISO) 205,024 kg/s
Heat Rate na turbina a gás (ISO) 10.105 Btu/kWh
Rendimento isentrópico da turbina a vapor 0,89
Rendimento isentrópico da bomba 0,9
Rendimento do gerador da turbina a vapor 0,91
Potência elétrica da turbina a vapor 58.423 kW
Potência na bomba 354,2 kW 354,2 kW
41
Figura 4.13 – Arranjo da termelétrica exemplo, operando em ciclo combinado.
Para se fazer uma análise energética e exergética de uma planta devem ser realizados
balanços de massa, energia e exergia, e definidas as eficiências pela primeira e segunda lei da
termodinâmica, bem como as irreversibilidades, considerando um volume de controle para de
cada um dos equipamentos que a compõem. [13] De uma forma geral, para processos em
regime permanente e desconsiderando as variações de energia cinética e potencial, temos as
seguintes equações de balanço de massa, energia e exergia.
(4.27)
(4.28)
(4.29)
42
Onde:
- Fluxo de massa que entra no volume de controle (kg/s);
- Fluxo de massa que sai do volume de controle (kg/s);
- Entalpia específica na entrada do volume de controle (kJ/kg);
hs - Entalpia específica na saída do volume de controle (kJ/kg);
exe - Exergia específica na entrada do volume de controle (kJ/kg);
exs - Exergia específica na saída do volume de controle (kJ/kg);
Ti - Temperatura superficial do volume de controle (K);
T0 - Temperatura do fluido no estado de referência (K);
- Taxa de irreversibilidade no volume de controle (kW);
- Fluxo de calor no volume de controle (kW);
- Potência referente ao volume de controle (kW).
As exergias específicas na entrada e saída de cada equipamento são calculadas,
respectivamente, por:
exe = ( h − ho )e − To( s − so )e (4.30)
exs = ( h − ho )s − To( s − so )s (4.31)
onde:
h - Entalpia específica do vapor (kJ/kg);
s - Entropia específica do vapor (kJ/kg K);
ho - Entalpia da água para o estado de referência (104,86 kJ/kg);
so - Entropia da água para o estado de referência (0,367 kJ/kg K).
As eficiências pela primeira lei e segunda lei da termodinâmica (η e ψ) são calculadas
para cada equipamento através das seguintes equações termodinâmicas clássicas:
(4.32)
43
(4.33)
Onde:
∆hiso - Diferença entre as entalpias de entrada e saída do equipamento, para processo
isoentrópico (kJ/kg);
∆hreal - Diferença real entre as entalpias de entrada e saída do equipamento (kJ/kg);
- Fluxo de massa (líquido ou vapor) no equipamento (kg/s).
Além da definição da eficiência exergética para cada equipamento, a análise
exergética também contempla a determinação da quantidade com que cada equipamento
contribui na geração de irreversibilidade global do sistema, podemos definir uma equação que
permite quantificar a porcentagem da irreversibilidade de cada equipamento (Iequip) em relação
ao total da planta (It):
(4.33)
Para o cálculo da exergia específica do gás natural (exgn) é levado em conta a
correlação entre a exergia química e o poder calorífico inferior do combustível, considerando
a relação entre as frações em massa de oxigênio e carbono, a composição elementar do
combustível, e o conteúdo de cinza e de umidade, conforme segue:
(4.34)
(4.35)
sendo:
exf - Exergia física do gás natural (tomado como gás ideal);
exq - Exergia quimica do gás natural;
Xi - Fração molar de cada componente do combustível;
- Peso molecular de cada componente do combustível (kg/kmol);
Exi - Exergia química de cada componente do combustível (kJ/kg).
44
A resolução do sistema de equações resultante foi efetuada utilizando-se o programa
EES® (Engineering Equation Solver), que permite a determinação das propriedades
termodinâmicas do sistema, como entalpia e entropia, possibilitando a realização de cálculos
de uma maneira simples e eficiente, sem a necessidade de se recorrer a tabelas
termodinâmicas. Vale lembrar que foi adotado como estado de referência o definido pela
temperatura de 25 ºC e pressão de 101,3 kPa.
Nas Figuras de 4.14 a 4.9 podem ser observadas as influências de alguns parâmetros
no ciclo, tais como: temperatura ambiente, pressão na saída da turbina a gás, pinch point,
pressão de circulação e pressão de alta, respectivamente. [14]
Figura 4.14 - Variação do rendimento e da potência total produzida em função da temperatura ambiente.
45
Figura 4.15 - Variação da potência da turbina a gás e da temperatura de saída em função da pressão de saída na
turbina a gás.
Figura 4.16 - Variação da potência da turbina a vapor e da eficiência da caldeira de recuperação.
46
Figura 4.17 - Variação da eficiência da caldeira de recuperação em função da pressão do condensado.
Figura 4.18 - Variação da potência da turbina a vapor e da eficiência da caldeira em função da pressão de alta na
turbina a vapor.
Verifica-se assim que os parâmetros não construtivos que mais afetam a produção de
potência do ciclo combinado são a temperatura ambiente e a perda de carga dos gases na
caldeira de recuperação. No que diz respeito às características construtivas o principal
parâmetro que influencia a potência é o pinch point.
47
4.9 “K26 POWER PLANT”
Com o intuito de exemplificar os conceitos passados neste capítulo, será apresentada
agora a ficha técnica de um dos modelos de central a ciclo combinado fabricadas pela
ALSTOM POWER: a K26 / SSPT. [15]
4.9.1 CARACTERÍSTICAS PRINCIPAIS
A KA26 é uma planta compacta e de rápida montagem. Seu arranjo mono-eixo permite
um acesso fácil aos seus componentes para manutenção, com áreas de manobra espaçosas. A
tabela 4.1 traz um resumo das suas características de potência (ponto de projeto).
Tabela 4.2 - Valores de saída da central.
KA26
Potência de saída 378 MW
Eficiência 57%
Relação de energia (Heat Rate) 5985 Btu/kWh
Emissões de NOx < 25 vppm
Considerações:
• Tamb = 15°C; Combustível: Metano.
Possui uma turbina a vapor ALSTOM de fluxo unidirecional e encapsulamento duplo
com ciclo de vapor em três níveis de pressão e pré-aquecimento de combustível e água de
alimentação para aumento da eficiência e com possibilidade de bypass total. Os valores de
pressão e temperatura nesses três níveis podem ser encontrados na tabela abaixo.
Tabela 4.3 - Valores de pressão e temperatura para os níveis do ciclo a vapor (KA26).
Pressão Temperatura
Vapor Vivo: 110 bar 565°C
Vapor reaquecido: 24 bar 565°C
Vapor reaquecido: 2.5 bar Saturação
48
É um modelo de central projetada para proporcionar uma enorme flexibilidade, tanto
de operação quanto de combustível com baixo consumo de energia durante períodos fora da
ponta, evitando eventos de stop/start, e permitindo elevação rápida da potência produzida.
Figura 4.19 - Heat rate x Carregamento.
4.8.2 TURBINA A GÁS - GT26
Na busca por flexibilidade na sua utilização, a turbina GT26 também foi projetada
para permitir grandes variações de carga, sem aumento das emissões de NOx. Para tal, a
temperatura de combustão é mantida constante para valore de carga que vão de 30% a 100%,
sendo esta a sua maior vantagem. Além disso, a temperatura dos gases de exaustão é mantida
alta para atingir melhores valores de eficiência do ciclo combinado.
Figura 4.20 - Esquema e foto das palhetas do compressor e da turbina axial.
49
Sua estrutura básica é formada de uma única peça, soldada, permite uma acentuada
diminuição da necessidade de manutenção.
A GT26 possui também uma alta flexibilidade de combustível, podendo ser acionado
por gás natural (em diferentes composições) ou óleo diesel número 2.
Apesar da capacidade de operação em baixa carga busque evitar a inicialização
constante do sistema (conseqüentemente, da turbina), a GT26 é capaz de realizar ‘star-up”
com grande agilidade. Existem, inclusive, centrais que operam em regime de reinicializarão
diária, em função das características da carga.
Esse tipo de turbina pode chegar a fornecer uma potência de 288,3 MW, com 38.3 %
de eficiência.
4.8.3 GERADOR
A central utiliza o gerador 50WT21 H-120 projetado pela própria ALSTOM, com alta
confiabilidade, e desenho robusto de rotor.
Este modelo tem excitação estática, resfriamento indireto à hidrogênio do rotor e
estator, com alta eficiência em carga total e carga leve.
Tabela 4.4 – Características do Gerador.
Gerador 50WT21 H-120
Apparent Power (at 15°C / 59°F ambient) 555 MVA
Generator voltage 21 kV
Generator cooling “Closed Cooling Water”
Excitação Estática
Proteção Numerical (REG216)
50
5 CONCLUSÃO
A análise dos equipamentos e dos ciclos térmicos nos mostra que o uso da cogeração
em usinas de ciclo combinado pode trazer benefícios ao processo produtivo comercial e
industrial através de um maior aproveitamento dos combustíveis na geração de energia
elétrica. Este maior aproveitamento nos combustíveis proporciona uma alta viabilidade
econômica nos empreendimentos deste tipo.
Além disso, a disponibilidade de insumos (gás natural, diesel, biomassa) no Brasil
deixa claro que esta alternativa não deve ser desprezada pelos órgãos responsáveis no
governo, como a ANEEL, tendo em vista os desafios que o país enfrentará nos próximos anos
no setor energético.
Além da geração em larga escala, sistemas de cogeração a ciclo combinado devem
também ser estudados para utilização industrial em virtude da sua natureza compacta e
flexibilidade de funcionamento. Com isso, empresas que realizarem este tipo de investimento
se beneficiarão das vantagens da geração própria, podendo até vender o excedente produzido
para as concessionárias locais.
A análise técnica dos do efeito de parâmetros construtivos e não construtivos mostrou
ainda a influência acentuada da temperatura ambiente, da perda de carga na CR e do Pitch
Point. Dessa maneira conclui-se que melhorias no rendimento de sistemas a ciclo combinado
estão intimamente ligadas à resistência dos materiais, localização da central e sistemas de
resfriamento e isolação.
5.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Na área técnica, são inúmeras as possibilidades de melhorias que possibilitem
rendimento mais elevado, diminuição na emissão de resíduos poluentes, novos combustíveis,
aumento da durabilidade dos equipamentos, etc.
Além disso, a conexão de centrais particulares ao sistema integrado de distribuição de
energia deve ser estudada para possibilitar uma maior e mais eficiente integração da
cogeração.
Por fim, devem ser feitas também análises de custos e receitas de operação
manutenção e instalações semelhantes, através da utilização dos métodos de análise de
atratividade de investimentos, para justificar sua implementação.
51
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Key World Energy Statistics. Disponível em
<http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2009/key_stats_2009.pdf>. Acessado em 5 de
novembro de 2010.
[2] Manual de Instruções do BIG. Disponível em < http://www.aneel.gov.br >> Acessado em
2 de novembro de 2010.
[3] Lora, E. E. S, Nascimento, M. A. R. Geração Termelétrica: Planejamento, Projeto e
Operação. Editora Interciência, Vol 1 e 2, 2004.
[4] Cohen, H., Rogers, G. F. C. e Saravanamuttoo, H. I. H. Gaz Turbine Theory. 4 ª ed.
Harlow: Longman, 1996
[5] Dutra, A. F. A., Padronização de modelos matemáticos de turbinas térmicas em ciclo
combinado para estudos de transitórios eletromecânicos. Itajubá, Abril de 2006. Dissertação
de Mestrado, Universidade Federal de Itajubá.
[6] Walsh P. P., Fletcher P., Gas Turbine Performance. 2a Edição.
[7] Gomes, L. V., Modelagem matemática de centrais térmicas em ciclo combinado para
aplicação no estudo de estabilidade eletromecânica de sistemas elétricos de potência. Itajubá,
Abril de 2003. Dissertação de Mestrado, Universidade Federal de Itajubá.
[8] Dutra, A. F. A., Padronização de modelos matemáticos de turbinas térmicas em ciclo
combinado para estudos de transitórios eletromecânicos. Itajubá, Abril de 2006. Dissertação
de Mestrado, Universidade Federal de Itajubá.
[9] Cycle Combiné. Disponível em <http://fr.wikipedia.org/cycle_combine >. Acessado em
30 de setembro de 2010.
[10] Borelli, S. J. S., Método para a análise da composição dos custos da eletricidade gerada
por usinas termelétricas em ciclo combinado a gás natural. São Paulo, 2005. Dissertação de
52
Mestrado, Universidade de São Paulo.
[11] Pereira, A. F., Procedimentos de avaliação de esforços torcionais em centrais
termelétricas que operam em ciclo combinado gás-vapor. . Itajubá, Abril de 2010.
Dissertação de Mestrado, Universidade Federal de Itajubá.
[12] SSSClutch. Disponível em < http://www.sssclutch.com/>. Acessado em 30 de setembro
de 2010.
[13] Kotas, T.J., , The Exergy Method of Thermal Plant Analysis, Ed. Krieger Publishing
Co., Florida, 1995.
[14] Branco F., Agudo R., Mashiba M., Tavares A. , Ramos R., Análise termodinâmica,
termoeconômica e econômica de uma usina termelétrica a gás natural operando em ciclo
combinado UNESP, Departamento de Engenharia Mecânica.
[15] Atlas de energia elétrica do Brasil / Agência Nacional de Energia Elétrica. 3a. ed. –
Brasília : Aneel, 2008.
[16] Combined Cycle Power Plant . Disponível em < http://www.power.alstom.com >.
Acessado em 20 de outubro de 2010.
53
ANEXOS
ANEXO I - FOTOS DA CENTRAL DE CICLO COMBINADO DE CO MBIGOLFE,
FRANÇA. MODELO K26
Fotos tiradas durante sua montagem.
Foto tirada durante o período de comissionamento da central.
Foto tirado ao lado da turbina a gás.
54
Vista aérea da Central de Combigolfe.
Prédio principal e chaminé de exaustão (Central de Combigolfe).
