UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ANÁLISE DA UTILIZAÇÃO DE ÁGUA POR SISTEMAS DE RESFRIAMENTO EM TERMELÉTRICAS BRASILEIRAS MOVIDAS A CARVÃO MINERAL, GÁS
NATURAL E COMBUSTÍVEL NUCLEAR
Autora: Renata Vitor Chaves da Silva Guimarães Francisco Orientador: Prof. Dr. Rogério José da Silva
Coorientador: Prof. Dr. Genésio José Menon
ITAJUBÁ – MG Abril, 2018
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
RENATA VITOR CHAVES DA SILVA GUIMARÃES FRANCSICO
ANÁLISE DA UTILIZAÇÃO DE ÁGUA POR SISTEMAS DE RESFRIAMENTO EM TERMELÉTRICAS BRASILEIRAS MOVIDAS A CARVÃO MINERAL, GÁS
NATURAL E COMBUSTÍVEL NUCLEAR
Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica como parte dos requisitos para obtenção do Título de Mestre em Engenharia Mecânica
Área de Concentração: Térmica, Fluidos e
Máquinas de Fluxo
Orientador: Prof. Dr. Rogério José da Silva Coorientador: Prof. Dr. Genésio José Menon
ITAJUBÁ – MG Abril, 2018
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
RENATA VITOR CHAVES DA SILVA GUIMARÃES FRANCSICO
ANÁLISE DA UTILIZAÇÃO DE ÁGUA POR SISTEMAS DE RESFRIAMENTO EM TERMELÉTRICAS BRASILEIRAS MOVIDAS A CARVÃO MINERAL, GÁS
NATURAL E COMBUSTÍVEL NUCLEAR
Banca examinadora:
Prof. Dr. José Antônio Perrella Balestieri Prof. Dr. Carlos Barreira Martinez Prof. Dr. Genésio José Menon Prof. Dr. Rogério José da Silva
ITAJUBÁ – MG Abril, 2018
AGRADECIMENTO
Primeiramente, agradeço a Deus pela graça de ter ingressado no mestrado e a todos meus intercessores, em especial pela vó Márcia (in memoriam).
Agradeço ao meu orientador Prof. Rogério José da Silva e meu coorientador Prof. Genésio José Menon, pela dedicação, pelo apoio e pela compreensão diante das dificuldades apresentadas.
Agradeço a minha família pelo apoio, pela segurança e pela compreensão nessa etapa tão complicada da vida, em especial para minha mãe Sandia, minha irmã Nathália, minhas tias Regina, meus primos Pedro Miguel, Ana Paula e Ana Clara.
As amigas Érica e Veruska por todo apoio, pelo carinho, pela amizade e, acima de tudo, por acreditarem em mim em todos os momentos, mesmos os mais desesperadores.
À Diana, minha “co-coorientadora não-oficial”, por todo o apoio, pela imensa ajuda, por me ajudar a trilhar esse caminho tão complexo que é a pós-graduação. Sua ajuda foi fundamental para que esse trabalho fosse feito.
As menininhas da Repatroa, em especial para aquelas com que convivi por mais tempo: Lettícia, Lia, Marianne, Michelle, Naliane, pela acolhida, pelo apoio, pelas risadas, pelo cafezinho e por trazer um pouco de leveza, mesmo que sem perceber, em minha vida.
Aos colegas da pós-graduação, por me servirem de exemplo e me ajudarem com a construção do tema, pela descontração e pelos cafés da tarde.
À CAPES pelo suporte financeiro, à UNIFEI e ao Instituto de Engenharia Mecânica, pelo apoio na construção desse trabalho.
Tudo que é muito é demais Peço: me perdoa a redundância Entrelinhas só quero lembrar Que a terra fértil um dia se cansa
É uma questão de esperar Relógio que atrasa não adianta E remédio que cura também pode matar Como água demais mata a planta
RESUMO
FRANCISCO, Renata Vitor Chaves da Silva Guimarães. Análise da utilização de água por
sistemas de resfriamento em termelétricas brasileiras movidas a carvão mineral, gás natural e combustível nuclear. 2018. 158 p. Dissertação (Mestrado) –Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Universidade Federal de Itajubá UNIFEI
A matriz de energia elétrica brasileira é majoritariamente composta por usinas hidrelétricas e pequenas centrais devido às condições geográficas e hidrológicas favoráveis do Brasil. No entanto, a participação da geração hidráulica vem gradativamente reduzindo nos últimos anos em decorrência do aumento dos eventos de escassez hídrica, resultado de efeitos antrópicos e efeitos climáticos, além da redução do volume de água nos reservatórios. Para assegurar que a demanda por eletricidade fosse suprida, as usinas termelétricas aumentaram sua produção no mesmo período, de modo que sua participação na matriz de energia elétrica brasileira tornou-se mais relevante. No entanto, as usinas termelétricas que operam em ciclo Rankine ou em ciclo combinado que utilizam água doce no sistema de resfriamento também estão vulneráveis a sofrerem restrições operativas devido à escassez hídrica. Assim, nesse trabalho são identificadas as usinas termelétricas brasileiras a carvão mineral, gás natural e combustível nuclear que utilizam água no sistema de resfriamento. Foi realizada uma análise da vulnerabilidade quanto às restrições hídricas de acordo com a localização das usinas. Além disso, foram calculadas as perdas de água em torres de resfriamento movidas a gás natural e carvão mineral. Também, foi feita a determinação da demanda hídrica para usinas termelétricas movidas a carvão mineral e gás natural. Teve-se, como resultados, que as torres de resfriamento úmida mecânica são os dissipadores de energia mais utilizados pelas usinas analisadas nesse trabalho, com grande utilização de água doce. Além disso, também foi encontrado resultados satisfatórios para o cálculo da perda de água na torre de resfriamento através do método de balanço de massa e energia.
ABSTRACT
FRANCISCO, Renata Vitor Chaves da Silva Guimarães. Analysis of water usage by cooling
systems of Brazilian coal, nuclear, and natural gas-fired power plants. 2018. 156 p. Thesis (Mestrado) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Universidade Federal de Itajubá UNIFEI.
Hydro power plants and small power plants represents a large portion of Brazilian electrical energy matrix due to favorable geographic and hydrological conditions in the country. However, the hydraulic participation is gradually diminishing due to water scarcity events caused by climate effects and human activity and the reduction of the reservoir water levels. The thermal power generation has increased its production at the same period to assure that the electricity demand would be supplied. As a result, its participation in the Brazilian electrical energy matrix has become more relevant. Nevertheless, thermal power plants working on Rankine cycle or combined cycle that uses freshwater in the cooling system are also susceptible to restrictions in operation due to water scarcity. Furthermore, this dissertation identify the coal power plants, natural gas power plants and nuclear power plants in Brazil that uses water in the cooling system. It was analyzed the water vulnerability of the plants, according with its location. In addition, it was calculated the water losses in the cooling tower of plants that uses coal and natural gas. Besides, it was determined the water demand of coal power plants and natural gas power plants. The results are that mechanical cooling tower are the heat sink most used by thermal power plants analyzed in dissertation, with large freshwater usage. In addition, it was found satisfying results for the water loss calculation using mass and balance energy balance.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1. Simplificação do nexo água-energia ___________________________________ 2 Figura 1.2. Diferença entre uso e consumo para sistemas de resfriamento _______________ 4 Figura 1.3. Regiões com riscos hídricos. _________________________________________ 8 Figura 2.1 – Diagrama de uma central termonuclear do tipo PWR de 3000 MW _________ 13 Figura 2.2. Termelétrica a carvão subcrítica _____________________________________ 15 Figura 2.3 – Central termelétrica com ciclo combinado ____________________________ 19 Figura 2.4. (a) Incrustação em tubulação. (b) Aumento da temperatura devido a formação da incrustação na caldeira.______________________________________________________ 25 Figura 2.5. Bioincrustação em tubulação de trocador de calor de navio. ________________ 26 Figura 2.6. Corrosão numa caldeira. ___________________________________________ 27 Figura 2.7. Efeito do condensador no ciclo Rankine _______________________________ 28 Figura 2.8. Condensador de contato direto _______________________________________ 29 Figura 2.9. Condensador casco e tubos resfriado a água. ____________________________ 30 Figura 2.10. Variação da diferença de temperatura do vapor e da água de resfriamento ao longo do condensador. ___________________________________________________________ 31 Figura 3.1. Classificação dos sistemas de resfriamento. ____________________________ 33 Figura 3.2. Evolução dos sistemas de resfriamento em termelétricas nos Estados Unidos __ 35 Figura 3.3. Esquema de uma lagoa de resfriamento. _______________________________ 36 Figura 3.4. Lagoa de resfriamento com sprays da termonuclear Novovoronezh. _________ 37 Figura 3.5. Torres de resfriamento de tiragem natural de termelétrica a carvão no Reino Unido. ________________________________________________________________________ 38 Figura 3.6. Esquema de uma torre de resfriamento úmida de tiragem natural. ___________ 39 Figura 3.7. Torre hiperbólica assistida com ventilação mecânica _____________________ 40 Figura 3.8. Da esquerda para a direita: torre de tiragem forçada, torre de tiragem induzida em contracorrente e torre de tiragem induzida em corrente cruzada. ______________________ 42 Figura 3.9. Torre de resfriamento em contracorrente. ______________________________ 43 Figura 3.10. Torre em corrente cruzada. ________________________________________ 44 Figura 3.11. Sistema seco direto com condensador a ar. ____________________________ 46 Figura 3.12. a) Valley Energy Center em Wawayanda, Nova Iorque. b) Central na Turquia. 47 Figura 3.13. Sistema Heller com torre de resfriamento de tiragem natural ______________ 48 Figura 3.14. a): Central termelétrica Zayzoun. b) Çan Power Plant, na Turquia. _________ 49 Figura 3.15. Termelétrica San Juan, próxima de Farmington, Novo México. ____________ 51 Figura 3.16. Sistema de resfriamento híbrido. ____________________________________ 52
Figura 3.17. Torre sem abatimento de pluma. ____________________________________ 52 Figura 3.18. Abatimento de pluma numa torre de resfriamento úmida. _________________ 53 Figura 3.19. Esquema de uma torre de resfriamento com abatimento de pluma. _________ 53 Figura 3.20. a) Abatimento de pluma ativado. b) Abatimento de pluma desativado. ______ 54 Figura 3.21. Eficiência de uma central termelétrica com 500 MW em função da captação de água pelo sistema de resfriamento _____________________________________________ 55 Figura 4.1. Captação de água por setor de energia em 2014. _________________________ 58 Figura 4.2. Anomalias anuais da temperatura medida do ar em terra, em escala global, de 1910 a 2016. __________________________________________________________________ 59 Figura 4.3. Anomalias anuais da temperatura medida no oceano, em escala global, de 1910 a 2016. ____________________________________________________________________ 60 Figura 4.4. Mudanças na precipitação entre 1901 e 2010 & 1951 e 2010. ______________ 62 Figura 4.5. Áreas com eventos de seca em 2016 em comparação a condições médias da região entre 1901 e 2016. _________________________________________________________ 63 Figura 4.6. Panda-Brandywine Power Plant, Washington, DC. ______________________ 64 Figura 4.7. Diferença no nível global do oceano em 2016 em comparação a valores médios, entre 1993-2016. ___________________________________________________________ 66 Figura 4.8. Instalações nos Estados Unidos com risco de inundação para uma elevação do oceano de 120 cm __________________________________________________________ 66 Figura 4.9. Energia armazenada nos reservatórios nas regiões: Norte (superior esquerdo), Sul (superior direito), Sudeste e Centro-Oeste (inferior esquerdo) e Nordeste (inferior direito). 70 Figura 4.10. Evolução da matriz de energia elétrica no Brasil entre 1970 e 2015. ________ 72 Figura 4.11. Tomada de decisão baseada nas condições meteorológicas. _______________ 73 Figura 4.12. Porcentagem da participação das termelétricas de acordo com o combustível utilizado: a) quanto à potência instalada (em MW); b) quanto à quantidade de usinas. ____ 74 Figura 4.13. Balanço esquemático de gás natural no Brasil. _________________________ 75 Figura 4.14. Infraestrutura de produção e movimentação de gás natural no Brasil em 2016. 76 Figura 5.1. Mapa do Balanço quantitativo hídrico do Brasil _________________________ 85 Figura 5.2. Balanço hídrico da torre de resfriamento. ______________________________ 87 Figura 5.3. Esquema de uma torre de resfriamento de tiragem mecânica, induzida e em contracorrente. ____________________________________________________________ 91 Figura 6.1. Tipo de sistema de resfriamento. _____________________________________ 99 Figura 6.2. Fonte hídrica utilizada. ____________________________________________ 100 Figura 6.3. Tipo de sistema de resfriamento. ____________________________________ 101
Figura 6.4. Somatório de potência outorgada por região. __________________________ 102 Figura 6.5. Situação da bacia no balanço hídrico quantitativo. ______________________ 102 Figura 6.6. Tipo de sistema de resfriamento. ____________________________________ 103 Figura 6.7. Somatório de potência outorgada por região. __________________________ 103 Figura 6.8. Demanda hídrica x potência total em termelétricas com torre de resfriamento. 112 Figura 6.9. Comparação entre a demanda hídrica calculada e os dados apresentados. ____ 114 Figura 6.10. Demanda hídrica equivalente a uma população por termelétrica. __________ 115 Figura 6.11. Termelétricas na região de Candiota (RS). ___________________________ 119 Figura 6.12. Corpos hídricos na região de Candiota. ______________________________ 120 Figura 6.13. Temperatura média mínima e máxima na cidade Çanakkale, Turquia. ______ 122
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1. Diferença entre diminuição da disponibilidade hídrica por ação natural x ação antrópica. _________________________________________________________________ 7 Tabela 1.2. Comparação entre a distribuição quantitativa de água e a população mundial. __ 7 Tabela 2.1. Vazão do condensador de algumas centrais nucleares norte americanas. ______ 14 Tabela 2.2. Comparação entre a eficiência e a emissão de CO2 de acordo com a tecnologia da termelétrica. ______________________________________________________________ 17 Tabela 2.3. Evolução termodinâmica de termelétricas a carvão no mundo. _____________ 18 Tabela 2.4. Qualidade da água de alimentação da caldeira e da água da caldeira para diferentes pressões __________________________________________________________________ 22 Tabela 2.5. Microrganismos e problemas no sistema de resfriamento. _________________ 26 Tabela 3.1. Comparação entre as torres mecânica, de acordo com a tiragem. ____________ 41 Tabela 3.2. Resumo dos sistemas de resfriamento. ________________________________ 55 Tabela 4.1. Recursos hídricos e densidade demográfica por região no Brasil ____________ 67 Tabela 4.2. Evolução da participação das termelétricas por combustível _______________ 74 Tabela 5.1. Resumo das centrais termelétricas analisadas. __________________________ 81 Tabela 5.2. Centrais termelétricas analisadas. ____________________________________ 82 Tabela 5.3. Cálculo das perdas por evaporação ___________________________________ 89 Tabela 5.4. Fator F para diferentes valores de umidade relativa e ΔT. _________________ 89 Tabela 5.5. Ciclo de concentração num sistema de resfriamento evaporativo. ___________ 90 Tabela 6.1. Dados obtidos para as centrais termelétricas analisadas ___________________ 95 Tabela 6.2. Dados das centrais termelétricas ____________________________________ 104 Tabela 6.3. Cálculo da vazão em circulação e ciclo de concentração adotados __________ 105 Tabela 6.4. Cálculo da vazão de reposição para a UTE Ouro Negro. _________________ 106 Tabela 6.5. Comparação das vazões calculadas com a vazão em circulação na torre de resfriamento para a UTE Ouro Negro. _________________________________________ 106 Tabela 6.6. Cálculo da vazão de reposição para a UTE Pampa Sul. __________________ 107 Tabela 6.7. Comparação das vazões calculadas com a vazão em circulação na torre de resfriamento para a UTE Pampa Sul. __________________________________________ 107 Tabela 6.8. Cálculo da vazão de reposição para a UTE Atlântico Energias. ____________ 107 Tabela 6.9. Comparação das vazões calculadas com a vazão em circulação na torre de resfriamento para a UTE Atlântico Energias. ____________________________________ 108 Tabela 6.10. Cálculo da vazão de reposição para a UTE Rio Grande. _________________ 108
Tabela 6.11. Comparação das vazões calculadas com a vazão em circulação na torre de resfriamento para a UTE Rio Grande. _________________________________________ 109 Tabela 6.12. Dados de captação de água pelas termelétricas. _______________________ 111 Tabela 6.13. Clima de Candiota. _____________________________________________ 121
Lista de Abreviaturas e Siglas
ACC - Air Cooled Condenser ANA - Agência Nacional de Águas
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica APE - Autoprodutor
BHQ - Balanço Hídrico Quantitativo BIG - Banco de Informações de Geração
CIPP - Complexo Industrial e Portuário do Pecém CONAMA - Conselho Nacional de Meio Ambiente CVU - Custo Variável Unitário
EEA - Environmental European Agency EIA - Estudo de Impacto Ambiental
EPA - United States Environmental Protection Agency FEMA - Federal Emergency Management Agency IEA - International Energy Agency
NOAA - National Oceanic and Atmospheric Administration NRC - Nuclear Regulatory Commision
NUREG - Nuclear Regulatory Report
OECD - Organisation for Economic Co-operation and Development ONS - Operador Nacional do Sistema
PIE - Produtor Independente de Energia REG - Registro
RIMA - Relatório de Impacto Ambiental SIN - Sistema Interligado Nacional SP - Serviço Público
TUST - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
TUSTg - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão referente à geração USGS - United States Geological Survey
UTE - Usina Termelétrica WEI - Water Explotation Index
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 ... 1
1. Introdução ... 1
1.1. Motivação do Presente Trabalho ... 1
1.2. Objetivo do Presente Trabalho ... 3
1.3. Definições básicas ... 4
1.4. Recursos hídricos no mundo ... 7
1.5. Desenvolvimento do Presente Trabalho ... 9
CAPÍTULO 2 ... 11
2. Uso de água em termelétricas ... 11
2.1. Centrais termonucleares ... 12
2.2. Centrais movidas a carvão ... 14
2.3. Usinas movidas a gás natural... 18
2.4. Sistema de geração de vapor ... 19
2.5. Sistema de resfriamento... 23
2.6. Condensador ... 28
CAPITULO 3 ... 33
3. Sistemas de Resfriamento ... 33
3.1. Sistema aberto ... 34
3.2. Sistema fechado úmido ... 35
3.3. Sistema fechado seco ... 44
3.4. Sistema de resfriamento híbrido ... 50
3.5. Resumo dos sistemas de resfriamento ... 54
CAPITULO 4 ... 56
4. Relação entre água e energia ... 56
4.1. Usinas hidrelétricas... 56
4.2. Centrais termelétricas ... 57
4.3. Restrições hídricas para a geração térmica ... 59
4.4. Panorama hídrico do Brasil ... 67
4.5. Energia armazenada no Brasil ... 69
4.6. Capacidade instalada do SIN ... 71
4.6.1. Operação das centrais termelétricas ... 72
4.7. Termelétricas brasileiras ... 73
CAPÍTULO 5 ... 78
5.1. Termelétricas analisadas ... 78
5.2. Balanço Hídrico Quantitativo ... 83
5.3. Perdas de água na torre de resfriamento ... 86
CAPÍTULO 6 ... 94
6. Resultados e Discussões ... 94
6.1. Grupo I ... 99
6.2. Grupo II ... 100
6.3. Grupo III ... 102
6.4. Resultados do balanço hídrico na torre ... 104
6.5. Demanda hídrica pela potência instalada ... 110
6.6. Discussões ... 116
CAPÍTULO 7 ... 129
7. Conclusões e sugestões para trabalhos futuros ... 129
7.1. Conclusões ... 129
7.2. Sugestões para trabalhos futuros ... 132
CAPÍTULO 1
1. INTRODUÇÃO
1.1. Motivação do Presente Trabalho
A água e a energia são recursos importantes para desenvolvimento de uma comunidade ou país. Quando ambos existem em abundância, são atrativos para a instalação de empreendimentos, alocação de comunidades. Porém, quando ambos os recursos são escassos, isso se torna um entrave social e comercial, sendo necessárias medidas reparadoras, como transposição de rios, construção de novas usinas elétricas, aumento da extensão das linhas de transmissão.
Além de serem recursos que juntos são determinantes para o desenvolvimento, a água e a energia são recursos codependentes, na relação descrita como “nexo água-energia”. A energia depende de água para os processos iniciais da produção, extração e transporte de combustível e, também, no processo de geração de eletricidade. A água, por sua vez, necessita de energia na captação, tratamento, transporte, dessalinização. A Figura 1.1 descreve de maneira resumida o nexo água-energia.
Figura 1.1. Simplificação do nexo água-energia Fonte: Adaptado de IRENA, 2015
O nexo água energia é determinante para a segurança energética, ambiental e econômica. Em 2014, 12% de toda a água captada no mundo para o setor energético foi utilizada na produção de energia primária (carvão, petróleo e derivados, gás natural e biocombustível). A água é utilizada no processo de extração de gás natural, mineração do carvão, irrigação para a produção de biocombustíveis. Os outros 88% foram utilizados na geração de eletricidade, sendo divididos em: 58% para geração a partir de combustíveis fósseis, 28% para a geração nuclear e 2% para energias renováveis (IEA, 2016).
Apesar da grande quantidade utilizada na produção de energia primária, essa dissertação foca apenas na relação entre água e a geração de energia elétrica. A geração de eletricidade utiliza água de maneira direita na movimentação de turbinas hidráulicas e a vapor, e de maneira indireta, no sistema de resfriamento de centrais termelétricas.
A quantidade de eletricidade gerada nas usinas hidrelétricas e termelétricas depende das características da água captada, tais como a temperatura, vazão volumétrica, massa específica. Da mesma forma, a quantidade de água utilizada é proporcional à geração de eletricidade, variando de acordo com a tecnologia utilizada, condições climáticas, dentre outros fatores. Por exemplo, nos Estados Unidos, quase metade da água captada é utilizada na geração de eletricidade (IRENA, 2015).
O conceito de segurança energética, de acordo com a IEA, se relaciona à disponibilidade ininterrupta de fontes de energia a um preço acessível (IRENA, 2015). A escassez hídrica afeta a segurança energética ao longo da cadeia energética e na geração de eletricidade, principalmente para termelétricas e hidrelétricas.
Para 2040, espera-se que a demanda por eletricidade aumente no mundo em 35% (WORLD BANK GROUP, 2014), sendo o carvão e o gás natural os dois principais combustíveis utilizados para a geração. Consequentemente, é previsto que a demanda por água para esse setor também aumente, com maior destaque para a produção de biocombustíveis e geração nuclear (IEA, 2016).
Entretanto, os eventos de seca e escassez hídrica tendem a aumentar pelos próximos anos, devido a fatores climáticos, aumento populacional e fatores econômicos (WORLD BANK GROUP, 2014), de modo que a geração elétrica será diretamente afetada. Nesse aspecto, a água pode se tornar um limitante para a geração elétrica, sendo necessária a adoção de medidas que reduzam a dependência hídrica pelas usinas geradoras de eletricidade.
1.2. Objetivo do Presente Trabalho
Este trabalho tem por objetivo analisar o uso e consumo de água em centrais termelétricas movidas a carvão mineral, gás natural com ciclo combinado e usinas nucleares no Brasil, com o seguinte propósito:
Identificar os tipos de sistemas de resfriamento utilizados em centrais termelétricas; Avaliar a vulnerabilidade hídrica baseada no balanço hídrico quantitativo quanto à
localização das centrais termelétricas brasileiras;
Discutir os atuais sistemas de resfriamento, assim como a vulnerabilidade da geração elétrica e avaliar as possíveis alternativas para o sistema empregado, caso seja necessário;
Calcular as perdas de água em torres de resfriamento, de acordo com os dados disponíveis para centrais movidas a carvão mineral e gás natural com ciclo combinado. Calcular a demanda hídrica para termelétricas movidas a carvão mineral e a gás natural
1.3. Definições básicas
A utilização de água pode ser contabilizada de diversas formas, de acordo com o nível de detalhamento do balanceamento hídrico. De modo geral, é importante diferenciar três tipos de vazões: vazão captada, vazão descartada e vazão consumida.
A vazão captada (ou vazão retirada) é a quantidade de água retirada de um corpo hídrico por um sistema de adução durante um determinado período.
A vazão descartada (ou vazão devolvida, vazão retornada) é a quantidade de água devolvida ao corpo hídrico após ser captada por um empreendimento.
A diferença entre a vazão captada e a vazão descartada é a vazão consumida, podendo ser total (quando 0% da vazão captada retorna ao corpo hídrico) ou parcial (quando apenas uma parcela da água não retorna ao corpo hídrico).
Na Figura 1.2 é apresentado um esquema diferenciando a vazão captada e a vazão consumida por sistemas de resfriamento de centrais termelétricas. Na Figura 1.2, a dimensão da seta corresponde a grandeza da vazão captada, ou seja, a seta de maior largura indica maior vazão captada e a seta de menor largura indica menor vazão captada.
Figura 1.2. Diferença entre uso e consumo para sistemas de resfriamento Fonte: Adaptado de AVERYT et al. (2011)
Em A, o empreendimento utiliza o sistema de resfriamento aberto, de modo que é retirada uma grande quantidade de água do corpo hídrico. No entanto, após a utilização nos processos internos, praticamente a mesma quantidade de água retorna para o rio. Em B, o
empreendimento utiliza o sistema de resfriamento fechado; sendo assim, a vazão retirada do rio é muito menor que a vazão retirada em A. Entretanto, nesse caso água não retorna para o rio, pois ocorre evaporação de uma parte da vazão retirada, como indica a seta apontando para cima. Ao evaporar, a água está sujeita à dinâmica atmosférica, podendo ser levada para grandes distâncias do ponto de captação.
Quando a água captada não retorna para o corpo hídrico onde ocorreu a captação, diz-se que esdiz-se volume de água foi retirado dessa bacia hidrográfica. Uma bacia hidrográfica é uma região territorial delimitada pelas áreas de maior altitude do relevo (divisor de águas), de modo que todo escoamento superficial sobre essa área converge para um mesmo ponto em comum: o exutório da bacia (TEODORO et al., 2007).
As bacias hidrográficas podem ser delimitadas de acordo com a dimensão do curso d’água. Por exemplo, de acordo com a ANA (2016), existem 12 grandes bacias hidrográficas no Brasil. Dentro de cada uma dessas bacias existem divisões de sub-bacias e microbacias. Dessa forma, no caso da Figura 1.2, ao dizer que a água foi retirada da bacia hidrográfica, a dimensão geográfica a que se refere é a de sub-bacia1 ou de microbacia2.
Com isso, é possível classificar a utilização de água por um empreendimento em uso e consumo, da seguinte forma:
O uso de água se refere à vazão ou volume de água captado de um corpo hídrico por um empreendimento.
O consumo de água se refere à vazão ou volume de água captado que não é descartado no mesmo corpo hídrico que foi captado.
O uso e o consumo de água variam de acordo com o tipo do empreendimento e a finalidade da água dentro de diferentes processos. De modo geral, é possível observar as seguintes possibilidades:
Uso alto e consumo baixo: sistema de resfriamento aberto, navegação, recreação, pesca. No caso de usinas hidrelétricas, dependendo da região em que se encontra o reservatório, o consumo de água pode ser alto, de acordo com a taxa de evaporação local.
1 Não existe uma definição formal de sub-bacia, sendo que alguns autores adotam como áreas entre 100 km² e 700 km² ou entre 20.000 ha e 30.000 ha. Ainda, para alguns autores as bacias podem ser divididas em diversas sub-bacias, de acordo com o exutório adotado (TEODORO et al., 2007).
2 Não existe um consenso sobre a definição de microbacias, podendo variar entre áreas de 10 a 20.000 ha ou, ainda, áreas formadas por canais de 1ª ou 2ª ordem (canais de primeira ordem não recebem afluentes, enquanto que canais de segunda ordem recebem apenas canais de primeira ordem) (TEODORO et al., 2007).
Uso alto e consumo alto: sistemas de irrigação de grandes culturas, dessedentação de animais, indústria alimentícia. Para o abastecimento de água, entre 70% e 90% da vazão utilizada nas residências é convertida em esgoto, porém como ocorre a degradação da qualidade da água, é dito que houve consumo dessa água.
Uso baixo e consumo alto: sistema de resfriamento fechado com torres úmidas, sistemas evaporativos.
Uso baixo e consumo baixo: sistema de resfriamento seco indireto, consumidores residenciais, geração de energia eólica e solar.
A captação de água doce triplicou nos últimos 50 anos, principalmente devido ao crescimento populacional (WORLDOMETERS, 2018), sendo que a demanda por água teve um aumento duas vezes maior que o crescimento populacional nas últimas décadas (IEA, 2016). Em níveis mundiais, a agricultura é responsável por 70% da água captada, enquanto fornecimento de água municipal e industrial respondem por 13% e 10%, respectivamente (WORLDOMETERS, 2018).
A dinâmica entre uso e consumo de água influencia na disponibilidade hídrica de uma determinada região, assim como a hidrologia, a geografia e a climatologia local. A disponibilidade hídrica corresponde a uma quantidade de água disponível em grande parte do ano, mesmo durante o período de estiagem (ANA, 2016). Por exemplo, uma região com alta demanda por água e que não é capaz de suprir toda essa demanda, seja devido à alta densidade demográfica, industrialização, encontra-se com baixa disponibilidade hídrica, ainda que haja grandes corpos d’água na região.
Outro ponto importante é que a disponibilidade hídrica está relacionada com a quantidade e com a qualidade da água. Aproximadamente 80% das águas residuais no mundo são descartadas no ambiente sem tratamento prévio (UNESCO, 2017). O aumento da urbanização, intensificação de industrialização e da agricultura são propulsores do aumento do descarte indevido de águas residuais.
Existem normas que regulamentam o descarte direto dos efluentes para reduzir os impactos no meio ambiente e para a população. No Brasil, a Resolução nº 430, de 13 de maio de 2011, do CONAMA, regulamenta o padrão de lançamento de efluentes (BRASIL, 2011).
Os eventos que causam a diminuição da quantidade de água disponível podem ser resultado da ação antrópica e de fenômenos naturais. Os eventos de secas ocorrem durante a estação seca, ou seja, quando a precipitação diminui, causando prejuízos econômicos para as atividades dependentes de água, como a agricultura. Além disso, as secas podem agravar os
fenômenos de escassez de água, reduzindo o fornecimento de água na região afetada (STROSSER et al., 2012). A diferença entre as causas das restrições hídricas é apresentada na Tabela 1.1.
Tabela 1.1. Diferença entre diminuição da disponibilidade hídrica por ação natural x ação antrópica. CAUSA ESCALA DE TEMPO Curto prazo (dias, semanas) Médio prazo (meses, estações, anos)
Longo prazo (décadas)
Natural Período seco Seca Aridez e
desertificação
Ação antrópica Falta de água* Escassez de água** Desertificação *Falta: Ausência do recurso, privação (DICIONÁRIO, 2017).
**Escassez: situação em que os recursos físicos não são suficientes para atender a demanda da população (BBC BRASIL, 2006).
Fonte: STROSSER et. al. (2012)
1.4. Recursos hídricos no mundo
A água é um recurso renovável utilizado em grande parte das atividades humanas, desde as básicas para sobrevivência, como consumo e preparação de alimentos, até as mais complexas, como em processos industriais.
Segundo IEA (2016) apesar de ser a substância mais abundante na Terra, apenas 2,5% do total de água na Terra é de água doce, sendo que do total de água doce, cerca de 70% encontra-se nas geleiras e camadas de gelo e cerca de 30% se encontra no subsolo. Menos de 1% do total de água doce está disponível como água superficial. A distribuição quantitativa de água no mundo é apresentada na Tabela 1.2.
Tabela 1.2. Comparação entre a distribuição quantitativa de água e a população mundial.
Continente Distribuição quantitativa de água (% do Total)
População (% do Total)
América Central e do Norte 15 8
América do Sul 26 6 Europa 8 13 África 11 13 Ásia 36 60 Oceania 5 < 1 Fonte: UN WWAP (2003)
Atualmente, mais da metade da população mundial está na Ásia, concentrada principalmente na China e Índia (WORLDOMETERS, 2017). Do total da população mundial, cerca de dois terços (66%) vive em regiões que, pelo menos uma vez por mês, são acometidas por escassez hídrica ou restrição de acesso à água potável, sendo que dessas, cerca de 50% se encontra na Índia e China (UNESCO, 2017).
A Figura 1.3 apresenta as regiões com risco hídrico quanto à quantidade, qualidade e legislação hídrica, em escala global, onde é possível observar que as regiões com maiores riscos são:
Ásia Central, principalmente envolvendo países da antiga União Soviética, como Cazaquistão, Quirguistão, Tajiquistão, Turcomenistão e Uzbequistão (GOTEV, 2017); Região do Oriente Médio (Jordânia, Israel, Síria, entre outros);
Norte da África (Egito, Argélia, Arábia Saudita, entre outros); Países com alta densidade demográfica, como Índia e China.
Figura 1.3. Regiões com riscos hídricos. Fonte: Adaptado de WRI (2017)
Diferentemente da emissão de gases de efeito estufa, cuja dispersão atmosférica atinge níveis globais, as restrições hídricas possuem caráter regional, de modo que dentro de um mesmo país, algumas regiões podem ser mais susceptíveis que outras (MARTIN, 2012). Como
agravante da situação, as mudanças climáticas tendem a intensificar os problemas existentes, principalmente quanto ao acesso a água potável.
As mudanças climáticas afetam o regime hidrológico, sendo que seus efeitos variam regionalmente. As previsões indicam que as precipitações irão aumentar entre as latitudes 30° N e 30° S e diminuir nas regiões tropicais e subtropicais (UN WWAP, 2003). Também, tem-se que eventos extremos aumentarão sua frequência, como secas, inundações, deslizamento de terra, ciclones e tufões.
1.5. Desenvolvimento do Presente Trabalho
O presente trabalho está divido em 8 capítulos, descritos separadamente para melhor compreensão do mesmo.
No Capítulo 1 é feita a introdução do trabalho, onde são apresentadas a motivação para o desenvolvimento do trabalho, assim como os objetivos a serem alcançados. Além disso, ainda nesse capítulo são apresentadas algumas definições consideradas básicas para o melhor entendimento do trabalho.
No Capítulo 2 são apresentadas as centrais termelétricas, de acordo com o combustível utilizado. Também são apresentados os sistemas de geração de vapor e de resfriamento, assim como as características da água para o funcionamento ideal dos mesmos.
No Capítulo 3 são apresentados os tipos de sistemas de resfriamento existentes atualmente na indústria de geração de eletricidade. São descritos os componentes do sistema, assim como suas principais características de operação.
No Capítulo 4 é feito um panorama da relação entre água e energia, com foco em usinas hidrelétricas e centrais termelétricas. São apresentados os casos de restrições operativas decorrentes da indisponibilidade hídrica em alguns lugares do mundo. É apresentado um panorama geral dos recursos hídricos no Brasil, assim como a atual situação da energia armazenada para geração hidrelétrica. Também, são descritas as termelétricas brasileiras de acordo com o combustível utilizado. Por último, é apresentado a operação do sistema interligado nacional e o papel das centrais termelétricas na matriz de eletricidade brasileira.
No Capítulo 5 é descrita a metodologia utilizada para a realização da análise das centrais termelétricas nesse trabalho e o critério de seleção das mesmas. Também é descrito o cálculo realizado para a determinação do balanço hídrico de uma torre de resfriamento.
No Capítulo 6 são apresentados os resultados e as discussões sobre os mesmos. Foram discutidos tanto a análise da vulnerabilidade hídrica das centrais termelétricas quanto o cálculo realizado das perdas de água nas torres de resfriamento, assim como a demanda hídrica encontrada para as centrais a carvão e gás natural.
Finalmente, no Capítulo 7 são apresentadas as conclusões encontradas para esse trabalho e as sugestões para trabalhos futuros que venham a estudar esse mesmo tema.
CAPÍTULO 2
2. USO DE ÁGUA EM TERMELÉTRICAS
Uma central termelétrica é uma unidade responsável pela conversão de energia térmica em energia mecânica e, posteriormente, em energia elétrica. Os ciclos mais comuns na operação de centrais termoelétricas são o Ciclo Rankine, Ciclo Brayton e o Ciclo Combinado. Em máquinas de combustão interna, os ciclos utilizados são o Ciclo Otto e o Ciclo Diesel.
Dentre os ciclos citados, o ciclo que utiliza água é o Rankine, sendo que a água é utilizada, principalmente, em duas etapas: para a geração de vapor, que movimenta a turbina, e na forma líquida para o resfriamento do vapor num trocador de calor. O ciclo combinado, que consiste na operação conjunta do ciclo Brayton e do ciclo Rankine.
No ciclo Rankine, o vapor se expande numa turbina e, em seguida, é resfriado no condensador para que, na forma líquida, alimente a caldeira e retorne ao processo de geração. O condensador que resfria o vapor pode utilizar água ou ar no processo de resfriamento. Quando é utilizada água no condensador, existem duas opções: ou retornar a água ao ambiente onde foi captada ou reutilizá-la no processo de resfriamento. Caso seja reutilizada, a água deve ser resfriada num trocador de calor que utiliza água ou ar.
A quantidade de água utilizada no condensador depende de vários fatores, tais como o combustível utilizado na central termelétrica, a eficiência da central, entre outros. Os combustíveis com maior poder calorífico utilizam maior quantidade de água no condensador; desse modo, que as centrais nucleares são as centrais que apresentam maior captação de água em comparação às centrais térmicas de combustível fóssil (como carvão mineral e gás natural) ou térmicas movidas a biocombustíveis.
Até a década de 1970, os combustíveis mais utilizados na geração elétrica eram o óleo combustível e os derivados de petróleo, sendo que em 1974, correspondia a aproximadamente 25% em países da OECD e cerca de 20% para países que não pertencem a OECD (IEA, 2017a). No entanto, devido a diversos fatores, como as crises relacionadas ao preço do petróleo, esses combustíveis tiveram sua participação reduzida na matriz de energia elétrica mundial.
Atualmente, o combustível mais utilizado para geração de eletricidade em centrais termelétricas no mundo é o carvão mineral. O segundo combustível mais utilizado no mundo é o gás natural, sendo que sua participação na matriz de energia elétrica corresponde a aproximadamente 28% em países da OECD e cerca de 20% para países não participantes da OECD (IEA, 2017a).
2.1. Centrais termonucleares
As centrais termonucleares são aquelas cuja produção de calor é proveniente da fissão nuclear. Por essa razão, essa termelétrica não emite gases de combustão, de modo que uma maior quantidade de calor é dissipada no condensador. Outro fator que contribui para esse aumento é a baixa qualidade do vapor gerado utilizado nas turbinas. Como as nucleares trabalham com vapor em condição próximas ao do vapor saturado, que possui baixa entalpia, é necessária uma maior vazão mássica de vapor (em comparação às centrais fósseis) para fornecer a mesma potência elétrica.
A operação das nucleares ocorre, basicamente, da seguinte maneira: dentro do reator ocorrem reações de fissão nuclear em cadeia. A reação ocorre de maneira controlada, sendo que uma grande quantidade de calor é liberada nesse processo, que é utilizada para a geração de vapor. Num circuito separado, a água recebe o calor, de modo que vapor gerado é utilizado para a movimentação das turbinas, a começar pela turbina de alta pressão até a turbina de baixa pressão. Após a passagem pela turbina de alta pressão, o vapor é reaquecido antes de movimentar as turbinas de pressão intermediária e baixa pressão.
De maneira a aumentar a eficiência da central, à medida que o vapor é expandido na turbina, são realizadas extrações de uma fração do vapor em circulação na turbina. O vapor extraído é encaminhando para um trocador de calor, cuja função é aumentar a temperatura da água de alimentação da caldeira. As extrações na turbina de alta pressão passam nos aquecedores de alta pressão, enquanto as extrações das turbinas intermediárias e de baixa pressão passam nos aquecedores de pressão intermediária e baixa pressão.
Após a movimentação da turbina de baixa pressão, o vapor é resfriado no condensador, que utiliza água de resfriamento (circuito de água de resfriamento). A rotação da turbina movimenta um gerador acoplado, cuja função é a geração de eletricidade. Na Figura 2.1 é apresentado o diagrama de uma central nuclear, sendo que os condensadores estão destacados no retângulo.
Figura 2.1 – Diagrama de uma central termonuclear do tipo PWR de 3000 MW Fonte: Adaptado de NUCLEAR POWER (2018)
As nucleares trabalham com eficiência baixa em comparação as centrais com combustível fóssil, sendo entre 34% e 36% para plantas novas e entre 32% e 33% para plantas antigas (WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, 2017). Para ilustrar a quantidade de água utilizada nos condensadores de termonucleares, a Tabela 2.1 apresenta os valores da vazão do condensador para algumas centrais americanas. Os dados da Tabela 2.1 são fornecidos pela NRC (Nuclear Regulatory Commission), que disponibiliza as informações para renovação de licença ambiental das termonucleares americanas no através do NUREG-1437.
A Tabela 2.1 apresenta a vazão do sistema de resfriamento de centrais com sistema, sendo que, no caso de centrais com sistema de resfriamento aberto, essa é a vazão captada diretamente no corpo hídrico. Caso essa vazão não esteja disponível, a operação da central deve ser reduzida ou, até mesmo, paralisada. No caso de centrais nucleares, a alternativa ao sistema aberto são as torres de resfriamento úmidas (mecânicas ou naturais), não podendo ser utilizado o sistema de resfriamento seco devido a fatores de segurança. O sistema de resfriamento seco depende da temperatura do ar ambiente, de modo que durante o período quente a temperatura não é baixa o suficiente para manter o resfriamento da central em níveis seguros.
Tabela 2.1. Vazão do condensador de algumas centrais nucleares norte americanas. Reator Potência (MW) Fonte hídrica do sistema de resfriamento Tipo de sistema de resfriamento Vazão do condensador (m³/s)
Browns Ferry -1 1065 Rio Sistema aberto com
torres mecânicas* 39,7 Browns Ferry -2 1104 Rio Sistema aberto com
torres mecânicas* 39,7 Browns Ferry -3 1115 Rio Sistema aberto com
torres mecânicas* 39,7
DC Cook-1 1009 Lago Sistema aberto 50,5
DC Cook-2 1060 Lago Sistema aberto 50,5
Palo Verde-1 1335 Água residual Torres (3; mecânicas) 35,3 Palo Verde-2 1335 Água residual Torres (3; mecânicas) 35,3 Palo Verde-3 1335 Água residual Torres (3; mecânicas) 35,3
Comanche Peak-1 1200 Lago Sistema aberto 65,0
Comanche Peak-2 1150 Lago Sistema aberto 65,0
Grand Gulf-1 1297 Água
subterrânea
Torres (1 natural, 1
mecânica) 36,1
Calvert Cliffs-1 873 Água de
estuário Sistema aberto 75,7 Calvert Cliffs-2 862 Água de
estuário Sistema aberto 75,7
*Sistema aberto com torres mecânicas auxiliares são sistemas de resfriamento que utilizam as torres de resfriamento (de tiragem natural ou mecânica) para diminuir a temperatura da água de resfriamento do condensador antes de seu descarte, para que os limites ambientais não sejam ultrapassados.
Fonte: VINE (2010); NRC (2012)
2.2. Centrais movidas a carvão
O princípio básico de uma central movida a carvão é queimar o combustível para a liberação de calor, utilizado na geração de vapor. Nos sistemas de combustão com carvão pulverizado, o carvão é moído até que esse atinja a consistência de um pó fino e, então, insuflado para dentro da câmara de combustão, onde é queimado em alta temperatura. A combustão do combustível libera calor, que é utilizado para a geração do vapor, cuja função é a movimentação da turbina.
A Figura 2.2 apresenta a divisão dos circuitos de água de uma planta a carvão subcrítica com sistema de resfriamento fechado, com torre de tiragem natural, com destaque para o sistema de resfriamento (no retângulo vermelho). A central termelétrica também possui o
circuito dos gases da combustão e o circuito das cinzas (produtos da combustão do carvão). A conversão do carvão em energia elétrica ocorre em três etapas (MORAN et al., 2014):
i. Na primeira etapa, o carvão é queimado dentro da caldeira para a produção de calor; ii. Na segunda etapa, ocorrem os processos termodinâmicos envolvendo o vapor, da
seguinte maneira:
a. O fluxo térmico liberado na combustão é utilizado na geração de vapor (circuito de alimentação da caldeira);
b. A turbina de alta pressão é alimentada com o vapor, que impulsiona sua movimentação (circuito de vapor principal);
c. O vapor é reaquecido na caldeira antes de entrar na turbina de pressão intermediária (circuito de vapor reaquecido);
d. São realizadas extrações nas turbinas de pressão intermediária e de baixa pressão; nas turbinas de alta pressão são realizadas extrações em menor quantidade ou nenhuma extração da turbina.
e. Após a movimentação da turbina de baixa pressão, o vapor é resfriado até que atinja o estado líquido no condensador (circuito da água de resfriamento); iii. Na terceira etapa, ocorre a transformação da energia mecânica da rotação da turbina em
energia elétrica no gerador.
Figura 2.2. Termelétrica a carvão subcrítica Fonte: Adaptado de INDIAN POWER SECTOR (2012)
A eficiência total da central termelétrica aumenta ao utilizar maiores temperaturas e pressões de vapor no ciclo. O aumento da temperatura e da pressão do vapor só é possível devido à evolução dos materiais utilizados na construção da caldeira, que permitem que se atinja valores acima do ponto crítico. Em 2013, havia 788 plantas subcríticas no mundo, 645 plantas supercríticas e 165 plantas ultra supercríticas (BREEZE, 2017).
Subcríticas: as plantas subcríticas operam com temperatura menor que 540 °C e pressão menor que 22 MPa, ou seja, abaixo do ponto crítico da água. As caldeiras dessas centrais são equipadas com grandes vasos chamados tubulões, onde é feita a separação do vapor saturado e a mistura de vapor e água, existentes apenas em plantas subcríticas. A eficiência dessas plantas atinge valores de até 38% (DI GIANFRANCESCO, 2017). Essa tecnologia é a mais utilizada no mundo; no entanto, essas plantas estão gradualmente sendo substituídas por plantas supercríticas em vários países, principalmente China e Índia.
Supercrítica: Em 1957, a primeira termelétrica supercrítica foi construída nos Estados Unidos, a Philo em Ohio, com 120 MW de potência, com 621 °C de temperatura do vapor e 31 MPa de pressão (BREEZE, 2017). As plantas supercríticas trabalham com a pressão acima de 22 MPa (DI GIANFRANCESCO, 2017). Os primeiros países a construir plantas supercríticas foram:
No final da década de 1990 a Alemanha construiu a Unit K (1000 MW; 27,5 MPa; 580/600 °C, eficiência de 45,2%) (DI GIANFRANCESCO, 2017); Em 1984 foi construída na Dinamarca a primeira termelétrica com duas unidades
(400 MW; 27 MPa; 540/540 °C, eficiência de 42%) (PIWOWARSKI, 2009); No Japão a primeira termelétrica foi comissionada em 1980 (600 MW; 24,1
MPa; 538/566 °C) (PIORO, 2011).
Essas plantas atingem temperaturas entre 600 °C e 615 °C, pressão até 25 MPa e eficiência até 42% (DI GIANFRANCESCO, 2017).
Ultra supercrítica: as primeiras plantas ultra supercríticas foram comissionadas a partir da década de 1990 (BREEZE, 2017).
A Dinamarca foi o primeiro país na Europa a construir uma central termelétrica ultra supercrítica, no começo da década de 1990 (2 x 415 MW; 29 MPa; 580/580/580 °C).
Nos Estados Unidos, a primeira ultra supercrítica entrou em operação em 2012 (600 W; 26,2 MPa; 601/608 °C) (BABCOCK & WILCOX, 2011);
Essas termelétricas operam com pressão acima de 25 MPa e temperatura entre 600 °C e 620 °C (MARION et al., 2014) e com eficiência entre 42% e 46% (DI GIANFRANCESCO, 2017).
Ultra supercrítica avançada: atualmente, essas termelétricas não operam em escala comercial, sendo que até 2025 poderão entrar em operação. Nessas plantas poder-se-á atingir pressões até 35 MPa e temperaturas entre 700 °C e 760 °C, com eficiência acima de 50% (DI GIANFRANCESCO, 2017).
GE está atuando para desenvolver tecnologias para elevar o vapor até 700 °C, de modo a atingir a eficiência de 50%, trabalhando com ligas de níquel avançado ou superligas de ferro e níquel (DOGSON, 2016).
A Alstom e Southern Company anunciaram em 2014 o início do desenvolvimento de tecnologia ultra supercrítica avançada, com temperatura do vapor mantida a 760 °C por 17.000 h na unidade 4 da Plant Barry, no Alabama (USA) (DOGSON, 2016).
O aumento da eficiência da central também contribui para a redução da emissão de CO2 para a atmosfera. Para demonstrar como a emissão de CO2 reduz conforme a eficiência da central aumenta, a Tabela 2.2 apresenta uma comparação considerando uma planta com 800 MW e fator de capacidade de 80%. Na Tabela 2.3 são apresentadas algumas plantas a carvão, seus dados operacionais (pressão e temperatura do vapor) e o ano de entrada em operação.
Tabela 2.2. Comparação entre a eficiência e a emissão de CO2 de acordo com a tecnologia da termelétrica.
Tecnologia Eficiência Redução da emissão de CO2
Subcrítica 35% Caso de referência
Supercrítica 40% 13%
Ultra supercrítica 43% 19%
Ultra supercrítica avançada 50% 30%
Tabela 2.3. Evolução termodinâmica de termelétricas a carvão no mundo.
Central termelétrica País
Ano de entrada em operação Pressão do vapor (MPa) Temperatura do vapor (°C) Eddystone I Estados Unidos 1950 34,5 649/566/566 Kashira Rússia 1960 30,6 650/565 Termelétricas supercríticas nos Estados
Unidos USA 1960 24,1 566/566 Termelétricas a carvão pulverizado supercríticas na Itália Itália 1970 25 540/540 Kawagoe Japão 1990 31,1 566/566/566 Frimmesdorf Alemanha 1990 30,0 580/600 Averdore 2 Dinamarca 1990 30,0 580/600
Torrevaldaliga Nord Itália 2000 25,0 600/610
Fonte: FRANCO; DIAZ (2009)
2.3. Usinas movidas a gás natural
As termelétricas que utilizam gás natural podem ser de ciclo simples ou ciclo combinado. No ciclo simples, a central utiliza apenas turbinas a gás natural, e as centrais de ciclo combinado utilizam turbinas a gás e turbinas a vapor. As plantas com ciclo simples possuem eficiência entre 30 e 40% (BOYCE, 2012).
Atualmente, a GE, Siemens e Mitsubishi possuem tecnologias avançadas o suficiente para plantas com ciclo combinado atingirem eficiência acima de 61% (TMI STAFF & CONTRIBUTORS, 2017; POWER TECHNOLOGY, 2017). Além disso, a GE possui tecnologia para gerar 64% de eficiência com ciclo combinado, utilizando a turbina a gás modelo 9HA.01/.02 de 50 Hz, da série H, testado em Grenville, Carolina do Norte, Estados Unidos (em condições específicas) (GE DO BRASIL, 2017).
Nas centrais com ciclo combinado, o gás natural é queimado na câmara de combustão e os gases da combustão movimentam a turbina a gás. A eletricidade é produzida através de um gerador acoplado nessa turbina. Após a expansão na turbina, os gases são direcionados para uma caldeira de recuperação de calor, onde é gerado vapor para movimentar a turbina de alta pressão. Em seguida, o vapor é reaquecido, para então movimentar as turbinas de pressão intermediária e baixa pressão.
Na saída da turbina de baixa pressão, o vapor é resfriado no condensador e bombeado para a caldeira. Ao longo da expansão do vapor pelas etapas da turbina são realizadas extrações que são encaminhadas para trocadores de calor, de modo que a água de alimentação é aquecida, antes de retornar a caldeira. A energia mecânica da movimentação das turbinas é transformada em energia elétrica num gerador acoplado na turbina. A Figura 2.3 apresenta a divisão dos circuitos de água e vapor em uma central de ciclo combinado, sendo que o sistema de resfriamento está destacado no retângulo preto.
A quantidade de água utilizada pelas plantas que operam em ciclo combinado é inferior à quantidade utilizada pelas plantas movidas a carvão. Isso ocorre porque a turbina a gás é responsável por cerca de dois terços (entre 60% e 70%) da produção de eletricidade na planta (GERDES; NICHOLS, 2009).
Figura 2.3 – Central termelétrica com ciclo combinado Fonte: Adaptado de TOSHIBA CORPORATION (2016)
2.4. Sistema de geração de vapor
O gerador de vapor é um conjunto de equipamentos responsáveis pela produção de vapor com pressão acima da pressão atmosférica através da absorção de calor pela água de alimentação da caldeira. Os geradores de vapor podem ser divididos em: caldeiras de vapor (utilizadas para produção de vapor), caldeiras de recuperação (aproveitam o calor residual de processos industriais), caldeiras de água quente (a água não vaporiza durante o aquecimento) e geradores de reatores nucleares (utilizam calor liberado por combustíveis nucleares) (MARTINELLI JUNIOR, [s.d.]).
A água utilizada para alimentar a caldeira deve possuir boa qualidade, de acordo com as características do material da caldeira e especificações da turbina. Por essa razão, independente da fonte de captação ser água subterrânea ou água superficial, é necessário que seja realizado um tratamento físico-químico e, as vezes biológico, para evitar a formação de incrustações e corrosão.
2.4.1. Água para o gerador de vapor
O tratamento da água da caldeira pode ser dividido em: tratamento externo, que é realizado antes da água entrar na caldeira, e tratamento interno, que é o tratamento da água de alimentação da caldeira. A água de alimentação da caldeira entra com vazão constante, sendo adicionada no sistema devido à necessidade da realização de purgas para controle da concentração de agentes químicos na água em circulação.
O tratamento externo é realizado através dos seguintes processos:
Clarificação: é realizada através de três etapas: coagulação, floculação e decantação (BLACK & VEATCH, 1996; GE POWER & WATER, 2012a). O objetivo dessa etapa é remover os sólidos suspensos da água.
Filtração: após as partículas se agruparem como flocos e decantarem, a água é filtrada para remoção dos sólidos suspensos (ZARPELON; AZZOLINI, 2015).
Abrandamento: remoção de cálcio e magnésio, tanto por tratamento químico (utilizando cal e cal sodada quente ou fria) ou por troca iônica (resinas de troca catiônica, atualmente os mais utilizados nas termelétricas) (BLACK & VEATCH, 1996; ZARPELON; AZZOLINI, 2015).
Remoção de ferro e manganês: são removidos como sólidos suspensos através de clarificação e filtração; porém, se oxidarem, tornam-se quelatos com matéria orgânica, o que torna a remoção mais difícil (BLACK & VEATCH, 1996).
Desmineralização: remoção de íons presentes na água, realizada através de troca iônica e processos envolvendo membranas de dessalinização (osmose reversa, eletrodiálise e eletrodiálise reversa) (BLACK & VEATCH, 1996).
Desaeração: remoção do oxigênio e outros gases dissolvido na água, sendo térmico (realizado através da diferença de temperatura entre vapor e condensado) ou químico (através da utilização de um sequestrante químico) (ZARPELON; AZZOLINI, 2015).
O tratamento interno consiste na adequação da água de alimentação da caldeira, além de preservar as características do vapor e do condensado. Nesse caso, são realizados tratamentos químicos, tais como:
Sequestradores de oxigênio: além da remoção de oxigênio e gases dissolvidos, esse processo também tem por finalidade aumentar a temperatura da água de alimentação da caldeira. É comum o armazenamento da água nos equipamentos (desaeradores), além de complementação química (GE POWER & WATER, 2012b).
Tratamento quelante: tem por finalidade dissolver o cálcio e magnésio na água para evitar a formação de incrustação, com a vantagem de reduzir a quantidade de purgas. No entanto, os agentes quelantes não devem ser utilizados em excesso pois podem causar corrosão na caldeira, além de não ser indicado o uso em sistemas que contenham cobre, pois os agentes quelantes tem afinidade com cobre (KEMMER, 1988).
Controle de fosfato: o controle é feito com fosfato dissódico, trissódico ou monossódico para atingir um pH ótimo sem que haja OH- livre (KEMMER, 1988).
Dispersantes polímeros e aminas neutralizantes: os dispersantes são utilizados em conjunto com quelantes e fosfato, para limpeza interna das tubulações. As aminas neutralizantes (aminas fílmicas) são utilizadas para formação de um filme protetor de corrosão na superfície metálica (KEMMER, 1988).
O controle de concentração de produtos químicos na água da caldeira é realizado através de descargas periódicas de parte da água em circulação no sistema, ou seja, das purgas. Essa medida é necessária, pois os tratamentos de água não são capazes de remover todas as substâncias presentes na água, além da ocorrência de contaminação da água condensada devido a vazamentos no condensador.
Existem dois tipos de purga no sistema: uma para o descarte de água e outra para o descarte de sólidos. A descarga de parte da água é feita para o controle de substâncias dissolvidas, podendo ser contínua ou intermitente. A purga é contínua quando a válvula de descarga permanece aberta durante a operação e intermitente quando a válvula de descarga é aberta periodicamente, conforme a água em circulação atinge determinados níveis de concentração (KEMMER, 1988).
A outra forma de purga é a descarga intermitente dos resíduos, ou lama, cujo objetivo é reduzir a quantidade de sólidos decantados no fundo da caldeira (mass blowdown). Dessa
forma, um condicionador de lama desse ser utilizado para evitar que a aderência da mesma nas paredes do equipamento(KEMMER, 1988).
A vazão de purga é calculada através do ciclo de concentração, que indica a relação entre a concentração de uma determinada substância na água em circulação em comparação com a concentração dessa mesma substância na água de reposição. A determinação do ciclo de concentração é feita através da análise de total de sólidos dissolvidos, alcalinidade, sílica ou sólidos suspensos. A determinação ainda pode ser feita indiretamente, através de inspeção de equipamentos, teste de pureza do vapor ou outros critérios de qualidade da água (GE POWER & WATER, 2012c). A Tabela 2.4 apresenta os valores admitidos para a água de alimentação de acordo com a pressão da caldeira.
Tabela 2.4. Qualidade da água de alimentação da caldeira e da água da caldeira para diferentes pressões Parâmetro Pressão (MPa) 0 a 2,07 2,08 a 3,10 3,11 a 4,14 4,15 a 5,17 5,18 a 6,21 6,22 a 6,89 6,90 a 10,34 10,35 a 13,79 Ág ua de a lim ent a çã o ppm de O2 < 0,004 < 0,004 < 0,007 < 0,007 < 0,007 < 0,007 < 0,007 < 0,007 ppm de Fe ≤ 0,1 ≤ 0,05 ≤ 0,03 ≤ 0,025 ≤ 0,02 ≤ 0,02 ≤ 0,01 ≤ 0,01 ppm de Cu ≤ 0,05 ≤ 0,025 ≤ 0,02 ≤ 0,02 ≤ 0,015 ≤ 0,01 ≤ 0,001 ≤ 0,001 ppm de CaCO3 ≤ 0,3 ≤ 0,3 ≤ 0,2 ≤ 0,2 ≤ 0,1 ≤ 0,05 ND ND pH a 25 °C 7,5 a 10 7,5 a 10 7,5 a 10 7,5 a 10 7,5 a 10 8,5 a 9,5 9,0 a 9,6 9,0 a 9,6 Carbono Orgânico Total (ppm) < 1 < 1 < 0,5 < 0,5 < 0,5 < 0,2 < 0,2 < 0,2 Óleo e graxas < 1 < 1 < 0,5 < 0,5 < 0,5 < 0,2 < 0,2 < 0,2 Ág ua na ca ldeira Sílica (mg/L SiO2) ≤ 150 ≤ 90 ≤ 40 ≤ 30 ≤ 20 ≤ 8 ≤ 2 ≤ 1 Alcalinidade total (mg/L CaCO3) ≤ 350 ≤ 300 ≤ 250 ≤ 200 ≤ 150 ≤ 100 ND ND Condutividade 5,4 - 1,1 4,6 – 0,9 3,8 – 0,8 1,5 – 0,3 1,2 – 0,2 1,0 – 0,2 ≤ 0,105 ≤ 0,048 STD 4,32 – 0,88 3,68 – 0,63 3,04 – 0,56 1,2 – 0,21 0,96 – 0,14 0,7 – 0,14 ≤ 0,105 ≤ 0,048 Fonte: GE POWER & WATER, 2012c; ZARPELON; AZZOLINI, 2015
A vazão de purga é usualmente expressa como porcentagem da vazão de alimentação da caldeira, variando entre 1% e 8%, em alguns casos podendo chegar a 20%, dependendo da
qualidade da água de alimentação da caldeira. Em caldeiras de alta pressão pode ser utilizada uma substância-traço para determinação da porcentagem de purgas (US DEPARTMENT OF ENERGY, 2012).
2.5. Sistema de resfriamento
O sistema de resfriamento de uma central termelétrica é a unidade responsável por resfriar o vapor após sua expansão na turbina. O sistema pode ser classificado como aberto ou fechado, de acordo com a utilização e reutilização da água no processo. No sistema aberto, a água utilizada no condensador retorna para o ambiente, seja diretamente ou após ser resfriada, para que não ultrapasse os limites de temperatura determinados na legislação ambiental.
No sistema fechado, a água utilizada no condensador é resfriada num equipamento dissipativo de calor e reutilizada no condensador. O dispositivo dissipativo de calor pode ser classificado como úmido ou seco. Os sistemas úmidos mais utilizados são a lagoa de resfriamento e as torres de resfriamento, enquanto o sistema seco utiliza uma torre de resfriamento seca, chamado de sistema de resfriamento indireto (AVERYT et al., 2011).
Existe ainda a possibilidade de utilizar um sistema de resfriamento seco direto, quando o vapor da turbina é resfriado em condensadores a ar. Além desses, pode-se utilizar o sistema úmido e seco juntos, no sistema híbrido.
Os principais componentes do sistema de resfriamento aberto são o condensador, bomba do condensador, bomba de captação de água e sistema de distribuição de água. O sistema fechado também possui esses componentes, além dos equipamentos envolvidos no resfriamento da água do condensador: dispositivo dissipativo de calor (torre de resfriamento úmida ou seca, ou lagoa de resfriamento).
Além dos componentes citados, o sistema fechado também é composto por um sistema de água de reposição (make-up) para compensar as perdas, sistema de tratamento e disposição final da vazão de purga e sistema de tratamento da água de make-up e da água em circulação (SENGES et al., 1979).
2.5.1. Água para o sistema de resfriamento
A água de resfriamento pode ser proveniente de uma fonte subterrânea (poço, aquífero) ou fonte superficial (água doce ou salgada). Assim como a água utilizada para geração de vapor,
a água do sistema de resfriamento precisa ser tratada para utilização, seja no sistema aberto ou no fechado. Além disso, o sistema de resfriamento opera com temperatura próxima à temperatura ambiente e pressão próxima da atmosférica, criando condições favoráveis para crescimento de microrganismos dentro dos equipamentos (TROVATI, 2006).
O tratamento de água utilizada no sistema de resfriamento tem dois objetivos principais: assegurar que a água não reduza a eficiência térmica do ciclo e assegurar que a água não comprometa a vida útil dos equipamentos. Do ponto de vista econômico, é mais vantajoso tratar a água do processo que trocar e substituir os equipamentos da planta (SENGES et al., 1979). Para isso, são realizados os seguintes procedimentos:
Remoção de sólidos em suspensão: são removidos através de telas e grades, sedimentação, filtragem e coagulação (SENGES et al., 1979).
Remoção da dureza: remoção total ou parcial da dureza da água através da adição de cal e carbonato de sódio ou abrandamento por resinas de troca iônica (resina catiônica) (VASCONCELOS, 2016).
Uso de aditivos químicos: são utilizados para controle de pH, inibidores de corrosão, algicidas e inibidores de incrustação (SAMCO TECHONOLOGIES, [s.d.]). Também são utilizados biocidas, sendo que o cloro é o mais utilizado devido ao baixo custo e alta eficiência (MOREIRA, 2005).
Os principais problemas relacionados à qualidade da água são a incrustação, bioincrustação e corrosão.
Incrustação
A incrustação consiste na precipitação de sais e minerais presentes na água na parede dos equipamentos de geração e distribuição de vapor. A incrustação forma uma camada isolante na superfície do equipamento que reduz a transferência de calor. Essa camada pode se tornar tão espessa que pode causar entupimento e obstrução da passagem de fluido que, em casos extremos, resulta na danificação e ruptura da tubulação (TROVATI, 2005).
Os principais componentes da incrustação são o carbonato de cálcio, fosfato de cálcio, silicato de magnésio e sílica. Por isso, é necessário que seja feito o controle de alcalinidade e de pH da água em circulação (SAMCO TECHONOLOGIES, [s.d.]). As principais variáveis na formação da incrustação são: alta temperatura da água, baixa velocidade do escoamento e alta concentração de sais na água de reposição (OLIVEIRA; CARVALHO, 2015).
