Como citado no item 2.4, os principais agentes poluentes emitidos por micro turbinas a gás e turbinas a gás são: óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido de carbono (CO) e os hidrocarbonetos não queimados (UHC), além de particulados e compostos orgânicos voláteis (VOC). Contudo, no caso de micro turbinas a gás e turbinas a gás que utilizem gás natural como combustível, as emissões dos elementos particulados são muito pequenas e podem ser desprezados.
O monóxido de nitrogênio (NO) é o elemento mais predominante das emissões, porque resulta diretamente de altas temperaturas do processo de combustão incompleta. Conseqüentemente, este elemento ao oxidar-se na atmosfera, além de formar o dióxido de nitrogênio (NO2), é também precursor da destruição da camada de ozônio.
51 O monóxido de carbono (CO) é formado a partir da combustão incompleta do carbono do combustível e é tóxico, enquanto que a emissão dos hidrocarbonetos não queimados é menor, conforme aumenta a temperatura da chama, Eli Eber (2003).
No caso particular no monóxido de enxofre (SOx), o mesmo é tóxico e formador das chuvas ácidas, Lefebvre (1995).
As emissões de micro turbinas a gás são muito menores do que qualquer outra tecnologia devido à combustão contínua, o que permite uma queima mais completa. As Tabelas 2.3 e 2.4 apresentam alguns valores típicos de emissões de micro turbinas da Capstone e da Volvo, e comparação dos níveis de emissões entre micro turbinas a gás, turbinas a gás e motores alternativos de combustão interna, respectivamente.
Tabela 2. 3 Emissões das micro turbinas a gás da Capstone e da Volvo, Eli Eber (2003)
Modelo de Micro turbina Potência Nominal (ISO) 1 Emissão de NOx (15 % O 2)
Capstone M60 (combustível gasoso) 60 kW < 9 ppm Capstone M330 (combustivel líquido) 29 kW < 35 ppm
Capstone M330 (biogás) 30 kW < 9 ppm
Volvo Aero T100 (gás natural) 100 kW 15 ppm
Nota: 1 Condição ISO (Pressão 1 [atm],temperatura 15 [°C])
Tabela 2. 4 Comparação das emissões de micro turbinas a gás, turbinas a gás e motores alternativos de combustão interna, Eli Eber (2003)
Níveis de Emissão (valores em ppm / 15% O2)
Tecnologia Potência (ISO) [kW] 1
NOx CO UHC
Micro turbina Capstone M330 (gás natural) 30 9 40 9 Outras Micro turbinas (gás natural) 45 -- 75 9 – 25 25 – 240 25 Turbinas a Gás Industriais (gás natural) 800 – 11000 6 – 140 1 – 462 6 – 559 Motor Alternativo de Combustão Interna 170 – 1500 30 – 3214 325 – 833 2747 Motor Alternativo de Combustão Interna 35 Não divulgado 244 -- 378 31 -- 454
Nota: 1 Condição ISO (Pressão 1 [atm],temperatura 15 [°C])
Segundo Lefebvre (1995), existem basicamente três mecanismos para a formação do NOx, a saber:
a) NOx Térmico de Zeldovich: consiste na formação do NOx a partir da dissociação do nitrogênio atmosférico durante a combustão de combustíveis que não possuem nitrogênio em sua composição química, Siegel e Howell (1992). Realiza-se na temperatura de combustão superior a 1800 ± 50 [K] com as seguintes reações em cadeia:
N2 + O ↔ N + NO
N + O2 ↔ NO + O N + OH ↔ NO + H
b) NOx Prompt de Fenimore: consiste na formação do NOx a partir da reação do nitrogênio molecular com fragmentos de hidrocarbonetos na região da chama, para temperaturas inferiores à 1800 ± 50 [K] com as seguintes reações em cadeia, Dupont e Williams (1998) e Fenimore et al. (1987):
N2 + CH ↔ HCN + N
N2 + CH2 ↔ HCN + NH
c) NOx do Combustível: consiste na geração do NOx a partir da reação dos combustíveis que contenham um ou mais átomos de nitrogênio, sendo uma reconhecida fonte de óxido nítrico e dos radicais livres NH3, NH2, NH, e CN, Cozzi e Coghe (2006).
A Figura 2.18 apresenta as curvas características das emissões de NOx e CO em relação à variação da temperatura da chama.
Figura 2. 18 Concentrações de NOx e CO típicas em câmaras de combustão tubulares, Lefebvre (1995)
Da Figura 2.18, observam-se dois limites de temperatura 1680 [K] e 1890 [K], que correspondem às emissões máximas regulamentadas pela EPA (1993), ou seja, 25 [ppm] para o CO e 15 [ppm] para o NOx, respectivamente, para turbinas a gás.
A região delimitada por ambas temperaturas é definida como Zona de Trabalho das Câmaras de Combustão, a qual tem servido como referência para os fabricantes de turbinas a gás.
53 Além disso, pode-se ainda extrair duas equações úteis para prever a emissão do NOx e CO em unidades de massa do combustível em função da temperatura da chama, pelas equações abaixo, lembrando que 1 [ppm] equivale a 0,001 [g/kg combustível].
− + − =1.244 3.3615.10−3.Tc 3.4165.10−6.Tc2 ] NOx [ 4 13 3 9.Tc 2.6552.10 .Tc 10 . 5504 . 1 − + − − [g/kg combustível] (2.9) − + − =141.016 0.3002.Tc 2.3949.104.Tc2 ] CO [ 4 11 3 8.Tc 1.1268.10 .Tc 10 . 4857 . 8 − + − − [g/kg combustível] (2.10)
As emissões destes elementos na exaustão dependem de três fatores básicos, Lefebre (1995):
• Tempo de residência Referencial do escoamento na zona primária, dada por:
T . a m Vc . P U L Escoamento sidência Re de Tempo = ∝ (2.11) • Taxas de reação química, dada por:
(
.T)
exp . P ação Re de Taxa ∝ n α (2.12)• Taxa de mistura, dada por:
x P P Mistura de Taxa ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ Δ ∝ (2.13) Onde L é o comprimento do tubo de chama; U é a velocidade do escoamento média do ar no tubo de chama; Vc é o volume do combustor; P é a pressão do gás; T é a temperatura absoluta do gás; ma é a vazão mássica do ar; ΔP é a perda de carga no tubo de chama; e α, n e x são constantes determinadas experimentalmente.
Atualmente, o projeto das turbinas a gás e micro turbinas a gás segue os regulamentos definidos pela EPA (1993), afim de não violar os limites estabelecidos paras as emissões dos poluentes em geral. Existem basicamente três técnicas de controle de emissões para turbinas a gás e micro turbinas a gás, como menciona Lefebvre (1995):
a) Injeção de água ou vapor: é restrita à médias faixas de emissão, entre 25 [ppmv] a 45 [ppmv] para o caso do gás natural, e entre 42 [ppmv] a 75 [ppmv] para o caso dos óleos combustíveis. Apresenta custo relativamente alto, porque: necessita ter um sistema de tratamento na água. A admissão de água pode compromete a eficiência energética na turbina com a diminuição da temperatura dos gases;
b) Aplicação de câmara do tipo DLN (“Dry Low NOx”): é restrita à emissão entre 9 [ppmv] a 25 [ppmv] para o caso do gás natural em turbinas de grande potência, e entre 25 [ppmv] a 42 [ppmv] para o caso dos óleos combustíveis em turbinas de baixa potência. Contempla o uso de pré-misturas de oxidante e combustível, com dosagem fracionada de oxidante para diferentes estágios de combustão. Atende tanto às câmaras do tipo tubular, quanto do tipo anular;
c) Redução catalítica: é restrita à emissão entre 25 [ppmv] a 42 [ppmv] para o caso do gás natural e, no mínimo, 18 [ppmv] para os óleos combustíveis. Contempla a injeção de amônia (NH3) e de um redutor catalítico, geralmente metálico, numa faixa de temperatura
entre 260 [°C] e 400 [°C] com a finalidade de reduzir NH3 e NOx para as formas N2 e H2O.
Permite realizar combustão em baixas temperaturas (da oirdem de 1100 [K]), contudo, apresenta o inconveniente de diminuir a potência gerada pela turbina em 0.5 [%] da potência nominal; e
d) Redução Catalítica Selectiva (RCS ou SRC): é um processo de controle de emissões pós-combustão, que utiliza materiais porosos feitos em cobalto/silicio e/ou ferro/silicio, também conhecidos como zeolitos. Amônia é injetada nos gases de exaustão antes deles passarem por um catalizador. É restrito às emissões inferiores a 25 [ppmv].