ARTUR_GOULART_ATIVIDADE_2

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ARTUR ANDRADE NOGUEIRA DE AVILA GOULART
os aspectos termodinâmicos dos ciclos simples e combinado em termelétricas movidas a gás natural
lauro de freitas
2020
artur andrade nogueira de avila goulart
os aspectos termodinâmicos dos ciclos simples e combinado em termelétricas movidas a gás natural
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à União Metropolitana de Educação e Cultura, como requisito parcial para a obtenção do título de graduado em Bacharelado em Engenharia Mecânica. 
Orientador: Helington Leandro
lauro de freitas
2020
artur andrade nogueira de avila goulart
os aspectos termodinâmicos dos ciclos simples e combinado em termelétricas movidas a gás natural
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à União Metropolitana de Educação e Cultura, como requisito parcial para a obtenção do título de graduado em Bacharelado em Engenharia Mecânica. 
BANCA EXAMINADORA
Prof(a). Titulação Nome do Professor(a)
Prof(a). Titulação Nome do Professor(a)
Prof(a). Titulação Nome do Professor(a)
Lauro de Freitas, dia de mês de 2020
Dedico este trabalho aos meus pais, Flávio e Rita, com amor.
AGRADECIMENTOS 
Elemento opcional. Texto em que o autor faz agradecimentos dirigidos àqueles que contribuíram de maneira relevante à elaboração do trabalho. (Fonte Arial 12)
“Na natureza nada se cria, nada se perde, tudo se transforma”
 Antoine Laurent Lavoisier 
GOULART, Artur Andrade Nogueira de Ávila. Os aspectos termodinâmicos dos ciclos simples e combinado em termelétricas movidas a gás natural. 2020. Número total de folhas. Trabalho de Conclusão de Curso de Engenharia Mecânica – União Metropolitana de Educação e Cultura, Lauro de Freitas, 2020.
RESUMO
O presente estudo trata da revisão de literatura no campo da geração de centrais termelétricas movidas a gás natural, tendo como objetivo estudar os ciclos simples e combinados dos seus processos pela ótica da termodinâmica, além de elencar os equipamentos que compõem os sistemas termelétricos. Através dos estudos sobre a temática, indexados em bases informacionais nacionais e internacionais, datados de 2009 a 2019, foram discutidos os cenários, aspectos e caracterização do gás natural; as leis da termodinâmica; os ciclos Rakine e Brayton no sistema termelétrico e por fim, a inclusão dos equipamentos e sistemas derivados de sua utilização.
Palavras-chave: Termelétrica; Termodinâmica; Gás Natural; Ciclo simples; Ciclo combinado.
GOULART, Artur Andrade Nogueira de Ávila. The thermodynamic aspects of simple and combined cycles in thermoelectric plants powered by natural gas. 2020. Número total de folhas. Trabalho de Conclusão de Curso de Engenharia Mecânica – União Metropolitana de Educação e Cultura, Lauro de Freitas, 2020.
ABSTRACT
Deve ser feita a tradução do resumo para a língua estrangeira.
Key-words: Thermoelectric; Thermodynamics; Natural gas; Simple cycle; Combined cycle.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 – Título da figura	00
Figura 2 – Título da figura	00
Figura 3 – Título da figura	00
Figura 4 – Título da figura	00
Figura 5 – Título da figura	00
LISTA DE TABELAS 
Tabela 1 – Título da tabela	00
Tabela 2 – Título da tabela	00
Tabela 3 – Título da tabela	00
Tabela 4 – Título da tabela	00
Tabela 5 – Título da tabela	00
LISTA DE QUADROS 
Quadro 1 - Níveis do trabalho monográfico .............................................................00
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
BDTD	Biblioteca Digital de Teses e Dissertações
BNDES	Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
IBGE	Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IBICT	Instituto Brasileiro de Informação em Ciência e Tecnologia
NBR	Norma Brasileira
15
SUMÁRIO
1.	INTRODUÇÃO	15
2.	O GÁS NATURAL	17
3.	FUNDAMENTOS DA GERAÇÃO TERMELÉTRICA	22
3.1	A TERMODINÂMICA E SUAS LEIS	22
3.1.1	1º lei da termodinâmica	22
3.1.2	2 lei da termodinâmica	22
3.2	CICLO DE VAPOR (RANKINE)	22
3.2.1 Ciclo rankine	22
3.2.2 Ciclo rankine regenerativo	22
3.2.3 Ciclo rankine com reaquecimento	22
3.3	CICLO BRAYTON	22
3.3.1	Ciclo brayton	22
3.3.2	Ciclo de turbina a gás com regeneração	22
3.3.3	Ciclo de turbina a gás com injeção de vapor e agua	22
3.3.4	Ciclo de turbina a gás com resfriamento e recuperação de calor	22
3.3.5	Resfriamento do ar na entrada do compressor	22
3.4	Ciclo Combinado	22
3.4.1	Fundamentos termodinâmicos do ciclo combinado	22
3.4.2	Classificação das centrais termoelétricas de ciclo combinado	22
3.4.3	Eficiência das centrais termoelétricas de ciclo combinado	22
4.	EQUIPAMENTOS EM UMA CENTRAL TERMELÉTRICA	23
4.1	CALDEIRAS DE RECUPERAÇÃO	23
4.2 TURBINAS A VAPOR	23
4.3 TURBINAS A GÁS	23
4.4	EQUIPAMENTOS E SISTEMAS AUXILIARES	23
4.4.1	Condensadores	23
4.4.2	Aquecedores	23
4.4.3	Desaeradores	23
4.4.4	Torres de resfriamento	23
4.4.5	Sistema de tratamento de água	23
4.4.6	Aquecedores regenerativos	23
5.	CONsiderações finais	24
REFERÊNCIAS	25
1. INTRODUÇÃO
O Brasil, hodiernamente, aponta para um cenário que vislumbra a garantia de aumento de ganhos de produtividade do setor energético. Um fator que impulsionou esta conjuntura é o crescente consumo do gás natural desde 2002 no setor de energia brasileiro, por este motivo, os setores operacionais das termelétricas precisaram modificar os seus sistemas de produção, intensificando assim, a compreensão dos seus ciclos pela equipe de trabalho. 
Motivado por este certame, o presente estudo tem como mote o questionamento de: como os ciclos simples e combinados funcionam em uma termelétrica que tem como recurso principal o gás natural? Tendo como objetivo principal entender, através da revisão de literatura, os ciclos termodinâmicos e seus equipamentos disponíveis em termelétricas movidas a gás natural. 
A compreensão do fenômeno tem como objetivos específicos: a) descrever o processo e aspectos dos ciclos simples e combinados em uma termelétrica; b) descrever os equipamentos que compõem o funcionamento dos ciclos em uma termelétrica; c) Apresentar as aplicações termodinâmicas para funcionamentos dos ciclos em uma termoelétrica que utiliza o gás natural em sua alimentação. 
Por trata-se de uma problemática tão presente no campo da Engenharia Mecânica, diversos estudos foram realizados afim de promover a melhoria da viabilidade técnica das unidades de produção do sistema elétrico nacional. Motivo que versa, a importância de entender as termelétricas através dos princípios básicos da termodinâmica.
Destaca-se, neste estudo, da aplicação termodinâmica através dos sistemas termelétricos que utilizem ciclos simples e combinados. Tendo em vista que, alguns autores apontam a redução do custo específico da operação em ciclos combinados, outros destacam que o ciclo simples potencializa a energia do combustível. No entanto, é importante analisar as alterações sofridas em ambos ciclos quando o combustível que alimenta a Usina Termoelétrica é o gás natural.
Por trata-se de estudo com abordagem descritiva, seguida de uma avaliação qualitativa, o caminho metodológico percorrido para atender ao questionamento e aos objetivos propostos têm como método a revisão de literatura. Segundo Santos e Candeloro (2006, p.43), a revisão de literatura, é parte de um projeto de pesquisa, que revela explicitamente o universo de contribuições científicas de autores sobre um tema específico.
Para o universo da pesquisa, estabelecesse um recorte temporal que abarca as obras publicadas datadas entre  2009 e 2019, o marco temporal é iniciado com a publicação da lei 11.909 data de 2009, conhecida popularmente como Lei do Gás.
As obras consultadas foram, as teses, dissertações e artigos, sobre a temática. Tendo como bases para coleta de dados, sites governamentais, a Biblioteca Digital de Teses e Dissertações (BDTD)[footnoteRef:1]; Base de dados Scorpus[footnoteRef:2], tendo em vista que a base informacional compõe um dos principais veículos de indexação científica no campo da Engenharia; e por fim, os Repositórios Virtuais Institucionais.As pesquisas das obras serão realizadas tendo como descritores de busca os termos: “gás natural”; “ciclos do gás”; “termodinâmica+ gás natural” e “termelétrica+brasil+gás natural”. [1: www.ibict.br ] [2: https://www.elsevier.com/pt-br/solutions/scopus] 
A construção de referencial teórico revisado, que apresente a utilização de sistemas termelétricos, precisa ser capaz de apoiar o Engenheiro Mecânico, na tomada de decisão da condução dos ciclos durante a sua práxis em uma termelétrica, por consequência desta afirmativa, o presente estudo, é dividido em capítulos que dialogam entre si, sendo eles: 1) Introdução; 2) O gás natural; 3) Fundamentos da geração de uma termelétrica; 4) Equipamentos em uma central termelétrica; por fim as considerações finais e referências que ornam este trabalho.
2. O GÁS NATURAL
Segundo as descrições da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, o Gás Natural é definido como uma substância composta por hidrocarbonetos que permanecem em estado gasoso nas condições atmosféricas normais. Sua composição essencial é formada pelos elementos: hidrocarbonetos metano (CH4), normalmente com teores acima de 70%, seguida de etano (C2H6) e, em menores proporções, pelo propano (C3H8), normalmente com um percentual de 2% de teores abaixo. 
Quanto a classificação do Gás Natural, a própria ANP (BRASIL, 2009) atribui duas categorias: a primeira seria o associado e o segundo o não associado. O gás associado é aquele que, no reservatório geológico, se encontra dissolvido no petróleo, utilizado preferencialmente na produção inicial do óleo, é realizada a inclusão do gás para manter a pressão do reservatório. Já o Gás não-associado, segundo a ANP, é aquele que está livre do óleo e da água no reservatório; sua concentração é predominante na camada rochosa, permitindo a produção basicamente de gás natural.
No Brasil, Gás Natural é quase em sua totalidade de origem associada ao petróleo, destinando-se aos mais variados espaços de consumo, destacando, a os segmentos industriais como matéria-prima para indústrias petroquímicas, de fertilizantes, automobilísticas entre outros, no entanto, o destaque neste estudo é o seu consumo na geração de energia termelétrica.
Os estudos acerca da utilização do gás natural no Brasil são intensificados a partir das demandas oriundas do racionamento de energia ocorrida nos anos de 2001 e 2002, com o ocorrido, a geração termelétrica alimentada por gás natural teve seu grande impulsionamento, tendo em vista a emergência decorrente do déficit de energia daquele período. No entanto o planejamento para implementação do gás natural no cenário de integração de geração de energia brasileiro já estava previsto desde 1997 através da Constituição Federal, pela Lei nº 9.478/1997, porém o movimento sem foi fortemente estruturado na geração hidrelétrica. Toda esta movimentação impulsionou a criação da Lei do Petróleo, e consequentemente decretada pela Lei nº 11.909/2009, foi implementada a Lei do Gás, que estabelece que a competência de legislar sobre a energia é predomínio da União e que cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado.
A exploração do Gás Natural, no entanto, passa por diversos processos até chegar ao consumo final, por este motivo o Programa Nacional da Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural – CONPET, no ano de 2007 definiu a sequência de processamento do Gás Natural, a figura 1 ilustra este processo:
Figura 1 – Processos de Gás Natural no Brasil
Fonte: O Autor (2020)
A exploração é a etapa inicial do processo e consiste em duas fases: a pesquisa, onde é feito o reconhecimento e o estudo das estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e/ou gás natural, e a perfuração do poço, para comprovar a existência desses produtos em condições comerciais; em seguida é iniciada a produção, segundo as orientações do Uberti apud CONPET (2019, p.22), ao ser produzido, o gás deve passar inicialmente por vasos separadores, que são equipamentos projetados para retirar a água, os hidrocarbonetos que estiverem em estado líquido e as partículas sólidas. Em caso de contaminação por compostos de enxofre, o gás é enviado para unidades de dessulfurização, onde esses contaminantes serão retirados. Após essa etapa, uma parte do gás é utilizada no próprio sistema de produção, em processos conhecidos como reinjeção e gás lift, com a finalidade de aumentar a recuperação de petróleo do reservatório. Em seguida, o restante do gás é enviado para processamento, que é a separação de seus componentes em produtos especificados e prontos para utilização.
As próximas etapas são: o processamento - nesta etapa, o gás segue para unidades industriais, conhecidas como UPGN (Unidades de Processamento de Gás Natural), onde será desidratado e fracionado; o transporte – já no estado gasoso, o transporte do gás natural é feito por meio de dutos ou, em casos muito específicos, em cilindros de alta pressão (como GNC – gás natural comprimido), caso se tratando do estado líquido (como GNL – gás natural liquefeito), pode ser transportado por meio de navios, barcaças e caminhões criogênicos, a -160 ºC, e seu volume é reduzido em cerca de 600 vezes, facilitando o armazenamento; e a distribuição – que é a etapa final do sistema, quando o gás chega ao consumidor. O rigor aos padrões de especificações já deve ter sidos atendido nesta fase, e além de estar isento de contaminantes. 
As especificações no processo do Gás Natural no Brasil foram primordiais para a efetivação do uso do gás natural como combustível dentro do cenário elétrico nacional, é possível tendo em vista, definições como a do autor Frota (2011, p.54) que define o gás natural como “sendo a parcela do petróleo que se encontra na fase gasosa ou em solução nas condições de reservatório e que permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas”, o autor esclarece os reservatórios de gás na natureza, a maior das ocorrência não associado a outros combustíveis, o que ampliar as possibilidades da sua exploração. 
Ainda segundo Frota (2011, p.54) considerando-se a composição do gás natural, como “uma mistura de hidrocarbonetos, principalmente o 54 metano, etano, propano e butano”, sua recuperação nos espaços da fauna, o gás pode ser encontrado tanto na forma não associada, em reservatórios de gás, como já citado ou em alguns casos de modo associado, em poços petrolíferos. 
Essas possibilidades de recuperação do gás e os déficits energéticos já apresentados, alterou completamente o cenário das termelétricas no Brasil, os dados apresentados pelo Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, apresentam por exemplo que no ano 1970 as centrais termelétricas era responsável por apenas 25% da geração de energia chegando ao seu pior índice em 1996 com apenas 11,6% de produtividade elétrica. 
Hoje como apresentado pelo pesquisador da EPE, Mauricio Tolmasquim (2016), a infraestrutura de oferta de gás natural no Brasil é composta por 14 polos de processamento em diversos estados (29 UPGNs), como podemos observar resumidamente na figura 2.
Figura 2 – Extensão produtiva do Gás Natural no Brasil
Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE apud TOLMASQUIM (2016 p.62)
O cenário ilustrado descreve resumidamente cerca de 94,4 milhões de metros cúbicos por dia de capacidade total; três terminais de regaseificação de GNL (Pecém/CE, Baía de Todos os Santos/BA e Baía de Guanabara/RJ, somando 41 milhões de metros cúbicos por dia de capacidade) e cerca de 9.400 km de extensão de gasodutos de transporte.
A expansão no cenário do Gás Natural no Brasil por sua vez, tem a sua participação na geração elétrica a partir do ano 2000. Conforme Tolmasquim (2016, p.69), no ano de 2012, o gás correspondeu à segunda fonte na matriz elétrica brasileira e segue mantendo esta posição até 2019. Nos dois anos seguintes respondeu por mais de 10% da geração elétrica do País onde foram produzidos 81 TWh de eletricidade a Gás Natural, o que representa um crescimento de vinte vezes emrelação ao ano 2000.
3. FUNDAMENTOS DA GERAÇÃO TERMELÉTRICA
3.1 CICLO DE VAPOR (RANKINE)
Os autores pesquisados definem o ciclo Rankine como “um ciclo simples de potência cuja fonte de energia provém da queima de um combustível em uma caldeira”, destaca-se aqui afirmação de Ferraz (2018, p.74):
O ciclo simples é típico de usinas termelétricas com baixos parâmetros do vapor e potências inferiores a 100 MW. Exemplos deste tipo de ciclo são as usinas termelétricas de cogeração anexas a usinas de açúcar e álcool e fábricas de papel, as quais utilizam como combustível os resíduos de biomassa destas indústrias.
 
Autores como Van Wylen (1995) e Moran (2009) apud Stuchi (2015), destacam que o ciclo Rankine é adequado para utilizar a água como fluido de trabalho na geração de potência. Ainda segundo Moran et al. apud Almeida (2011, p. 10), descreve o processo do ciclo Rankine, como a queima do combustível na qual a energia é transferida para vaporizar água líquida a alta pressão, através de calor Qin.
 	Ferraz (2018, p.75) complementa a descrição deste processo, descrevendo que:
O vapor deixa a caldeira em alta temperatura, entra na turbina e se expande até uma baixa pressão - normalmente abaixo da pressão atmosférica -, gerando trabalho. Ao sair da turbina o vapor passa pelo condensador, onde perde calor Qout até voltar a ser líquido. Finalmente, a água é succionada pela bomba, envia de volta o líquido para a caldeira. Na turbina, tem-se o trabalho Wturb,out, que será transformado em energia elétrica pelo gerador elétrico acoplado. 
Para Moran et al. apud Almeida (2011, p. 15), o balanço de energia por unidade de massa do ciclo Rankine pode ser expresso por: 
𝑊34 = 𝑄23 − 𝑄41 − 𝑊12 	(5)
 
O autor segue detalhando que, (5) corresponde a , 𝑄23, 𝑄41 que são calor fornecido pela caldeira e calor rejeitado pelo condensador (kJ/kg), e 𝑊12 é o trabalho consumido pela bomba de alimentação por unidade de massa (kJ/kg). 
Pode-se observar melhor o detalhamento na figura 02, em que mostra o ciclo Rankine simples. 
Figura 02 – Ciclo Rankine
Fonte: Polo/UFSC (2016) - Adaptada pelo autor
 
No ciclo Rankine adaptações podem ser feitas no ciclo Rankine, destaca-se entre elas o ciclo Rankine com reaquecimento e o ciclo Rankine regenerativo, que serão tratados nos próximos tópicos.
3.1.1. Ciclo rankine com reaquecimento
Para os autores Lora e Nascimeto (2004, p.173) quando trata-se do ciclo Rankine com reaquecimento, ele pode ser simples ou duplo (também chamado de superaquecimento), usam-se duas ou mais turbinas, pois o processo de reaquecimento acontece entre as turbinas de alta e de média/baixa pressão. 
Já para Stuchi (2015, p. 66), “não provoca uma grande melhora no rendimento do ciclo, no entanto, promove uma evolução do título do vapor na saída da turbina, o que evita o acúmulo de umidade nas palhetas dos últimos estágios”. A Figura 3 mostra o ciclo Rankine com reaquecimento. 
Figura 03 - Ciclo Rankine com reaquecimento
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004)
O ciclo com reaquecimento é o método mais utilizado para conseguir um acréscimo da eficiência em ciclos de vapor por plantas de alta potência. Para Ferraz (2018, p.78) 
Neste caso, logo após a expansão do vapor no cilindro de alta pressão, o mesmo é reenviado para a caldeira, onde sua temperatura atinge o valor inicial. Depois do reaquecimento, o vapor é retornado à turbina, onde conclui a sua expansão nos cilindros de média e de baixa pressão. 
Ou seja, o reaquecimento do vapor possibilita o aumento de rendimento por meio do restabelecimento da temperatura inicial do mesmo, logo após este ter-se expandido e realizado trabalho na turbina de alta pressão. Consegue-se, também, manter nos limites aceitáveis a umidade do vapor nos últimos estágios da turbina. Assim, uma diminuição de 1 % no título do vapor de exaustão acarreta em uma diminuição de 1 % no rendimento interno relativo da turbina, devido ao efeito das gotículas de água no vapor. 
No entanto, o reaquecimento está relacionado a um gasto superior de suplemento e à instalação de tubulações de vapor acrescidas, entre a turbina e a caldeira, e de superfícies de aquecimento. Decorrendo assim, custo inerente, e complicando a operação da unidade. Por este motivo, o resultado da aplicação da análise técnicoeconômica, o reaquecimento é utilizado somente em unidades de potência média e alta, geralmente com mais de 100 MW. 
3.1.2 Ciclo Rankine com regenerativo
A discussão quanto ao ciclo Rankine regenativo, os autores Lora e Nasciment (2004, p.18) apontam que neste caso há o pré-aquecimento da água de alimentação da caldeira pelos aquecedores regenerativos, ou aquecedor da água de alimentação. Assim, parte do vapor que iria para a turbina é retirado e encaminhado para o aquecedor regenerativo. 
Entretanto, a potência da turbina sofre uma redução uma vez que, a partir do ponto onde o vapor é extraído, ocorre uma redução de vapor nos estágios seguintes da turbina, o que, no entanto, não chega a provocar uma redução no rendimento do ciclo. Outras vantagens dessa configuração é a utilização de uma parte da energia térmica, que seria rejeitada no condensador, para o préaquecimento do líquido saturado, além de reduzir a demanda de combustível provocando uma diminuição do custo por kW gerado (STUCHI, 2015, p. 67). 
A Figura 04 mostra o ciclo Rankine simples regenerativo aberto, existem duas possibilidades de utilizar este ciclo, aberto ou fechado. 
 
Figura 04- Ciclo Rankine regenerativo aberto
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004)
Ainda segundo Lora e Nascimento (2004, p. 190) “este tipo de ciclo se faz presente em quase todas as plantas de usinas termelétricas visto que aumenta consideravelmente o rendimento do ciclo a vapor”. Os autores complementam explicando que a decisão sobre a temperatura final de aquecimento da água de alimentação relaciona-se com aumento da eficiência do ciclo dos aquecedores. Exemplifica-se para tal afirmação, que para uma central termelétrica com parâmetros médios do vapor, a temperatura final da água de alimentação, geralmente, é estabelecida na faixa de 150 e 170 °C, enquanto que uma central termelétrica de altos parâmetros trabalha com esta temperatura na faixa de 225 a 275 °C.
3.2 CICLO BRAYTON
O ciclo Brayton, segundo Stuchi ( 2015, p. 72) é composto por um compressor de ar, um equipamento de combustão e uma turbina de expansão. Compressor e turbina de expansão são acoplados a um mesmo eixo que também é acoplado ao gerador elétrico, como ilustrado na Figura 05. 
Figura 05 - (a) Esquema de funcionamento ciclo Brayton; (b) diagrama T-s do ciclo Brayton ideal
Fonte: Ferraz (2018) apud Hirano; Mamani (2013)
Para Lora e Nascimento (2004) os quatro processos do ciclo Brayton são executados com escoamento em regime permanente, de forma que o balanço de energia por unidade de massa pode ser expresso por:
WTG = QH − QL − WC (1)
Sendo que QH e QL são, respectivamente, os calores fornecido e rejeitado pelo sistema, por unidade de massa, e WTG e WC são os trabalhos gerados pela turbina de expansão e consumido pelo compressor, por unidade de massa. Destaca-se que todos os termos da equação (1) estão em kJ/kg.
Autores como Sousa (2009, p.102) o ciclo Brayton pode ser representado por seu diagrama temperatura-entropia (T-s) que representa a evolução dessas variáveis, durante cada processo do ciclo, conforme visto na figura 05b. Souza (2009, p.103) segue explicando que 
 O diagrama T-s mostra, ainda, a quantidade de trabalho líquido gerado durante o ciclo, representado pela área interna do diagrama. Ou seja, quanto maior a quantidade de calor injetada no fluido de trabalho ou quanto menor a quantidade de calor rejeitada no exaustor, maior será o trabalho líquido gerado pelo ciclo e, consequentemente, maior será o rendimento do ciclo. 
O ciclo Brayton, aplicado às turbinas a gás atuais, apresenta eficiência termodinâmica da ordem de 30 a 40%, para Lora e Nascimento (2004, p. 220) comparada aos sistemas de turbina a vapor e propulsão a diesel, a turbina a gás apresentamaior relação “potência – tamanho e peso”, maior vida útil, maior confiabilidade, menor custo de instalação e operação mais conveniente. 
3.2.1 Ciclo de turbina a gás com regeneração
Chama-se de ciclo regenerativo o processo que se baseia na inserção de um trocador de calor no ciclo simples. Corroborando Lora e Nascimento (2004, p.192) o calor rejeitado pelos gases de escape da turbina a gás aquece o ar que sai do compressor, antes que esse entre na câmera de combustão. Portanto, há redução do consumo de combustível na câmara de combustão, uma vez que o ar já foi préaquecido. Proporcionand assim, a eficiência térmica do ciclo aumentada, porém, devido à queda de pressão no trocador de calor, a potência útil pode diminuir em 10 %. Observa-se na Figura 06 o ciclo regenerativo em atuação. 
Figura 06 - Ciclo regenerativo
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
3.2.2 Ciclo de turbinas a gás com resfriamento e recuperação de calor (regenerativo com resfriamento)
Como exposto por Lora e Nascimento (2004) na figura 07, neste ciclo há a inserção de um trocador de calor e um intercooler que, combinados, tem o objetivo de aumentar tanto a eficiência térmica, pontuada pelos autores que deriva da inserção do trocador de calor, como o trabalho específico útil do ciclo. Para Uberti e Indrusiak (2019, p.25) a “compressão ocorre em dois compressores, sendo que o intercooler entre eles reduz a temperatura do fluido de trabalho (ar) que entra no segundo compressor” Deste modo, têm-se o aumento do trabalho específico útil do ciclo, uma vez que a redução na temperatura de entrada implica na redução do trabalho de compressão. 
Figura 07 - Ciclo de turbina a gás com trocador de calor regenerativo e intercooler
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
Para Sousa (2009, p.103), a presença do trocador de calor permite a recuperação de parte do calor que seria rejeitado para atmosfera, aplicado então no pré-aquecimento do ar que entrará na turbina e resultando na economia de combustível e, consequentemente, aumento na eficiência térmica do ciclo. 
3.2.3 Ciclo de turbina a gás com injeção de vapor e água
Os autores Lora e Nascimento (2004) descrevem que este tipo de tecnologia vapor de água é injetado na saída do compressor, pois há o aumento da vazão em massa que entrará na turbina e elevando trabalho produzido. O esforço requerido pelo compressor continua o igual e, desta forma, a tarefa útil do ciclo aumenta. Para Stuchi (2015, p. 66) “o vapor injetado é produzido na caldeira de recuperação, aproveitando-se a energia dos gases de exaustão da turbina”. Pois a injeção de vapor ajuda também a reduzir a emissão de óxidos de nitrogênio (NOx), diminuindo a poluição causada pelas termelétricas. 
Ainda Stuchi (2015, p. 66) , afirma que o vapor injetado deve estar numa pressão 4 bar acima da pressão dos gases do compressor e na mesma temperatura desses. Tendo em vista que o sistema proporciona um ganho significativo na potência específica e um ganho moderado na eficiência térmica global, pois apresenta vantagens a redução de : 
óxidos de nitrogênio, ganhos de potência e eficiência e a facilidade de adaptação de um ciclo simples para este, visto que as mudanças requeridas nos equipamentos são pequenas. O grande problema da injeção de vapor é a corrosão associada na turbina. É possível ainda adaptar este arranjo para torná-lo regenerativo, com injeção de água. Neste caso, tem-se maior eficiência térmica à baixa razão de pressão do que o ciclo com injeção de vapor. (ALMEIDA, 2011)
Por este motivo, dar-se-à corrosão no trocador de calor devido à presença de água e o desenvolvimento de pontos quentes, como exemplificado na figura 08, que podem acarretar em incêndio do regenerador. 
Figura 08 - Ciclo de turbina a gás com injeção de vapor d'água
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
3.2.3 Ciclo de turbinas a gás com resfriamento do ar na entrada do compressor 
É de conhecimento do Engenheiro Mecânico e/ou especialistas em terméletricas, que a eficiência térmica e a potência elétrica gerada pelas turbinas a gás dependem da temperatura do ar na entrada do compressor. Isto ocorre pois porque o aumento na temperatura faz com que a massa específica do ar se reduza, diminuindo a vazão de ar que entra e aumentando a potência consumida pelo compressor. 
Para autores como Tuzson (1992, p. 236) “existem diferentes meios de se reduzir a perda de potência da turbina a gás devido ao aumento da temperatura ambiente”. Sendo que um dos métodos é a injeção de água que será evaporada e com isso, haverá um resfriamento evaporativo, porém haverá o aumento da umidade do ar pode limitar essa aplicação. 
Tuzson (1992, p. 236) segue afirmando que “outra opção é o uso de água gelada que resfriará o ar através de um trocador de calor (chiller). Entretanto, neste caso há perda de pressão na entrada da turbina e consumo adicional de potência”. 
Para Ferraz (2018, p.185) existe, o fog evaporative cooling, que é mais eficiente que o resfriamento evaporativo e tem menor custo. Com este sistema a potência pode aumentar de 2 % a 10 %. 
3.2.4 Ciclos com injeção de vapor em alta pressão e em baixa pressão
Nesta etapa do ciclo, trata-se de injeção de vapor de alta pressão na câmara de combustão e vapor de baixa pressão entre os estágios da turbina a gás. 
A vantagem se traduz em aumento da eficiência térmica devido à recuperação de calor dos gases de combustão e aumento da potência entregue pela máquina, bem como na redução de emissão de gases NOx. A ilustração presente na figura 09 apresenta um diagrama do arranjo desse tipo de usina. 
Figura 09 - Turbina a gás com injeção de vapor AP e BP
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
Existem várias turbinas projetadas para operar com esta tecnologia, como a LM2500TIG da GE, a 501-K da Allison e a TB5000 da Ruston. Na primeira, com injeção de vapor de água na proporção de 7 % da massa em alta pressão e 6,5 % da massa em baixa pressão, consegue-se um aumento da potência de 34 MW para 52 MW e de eficiência de até 43 % (TUZSON 1992). 
As desvantagem deste tipo de arranjo é a utilização de muita água, tornando-se um fator de alto custo para a operação. Pode-se ainda inserir no circuito resfriamento intermediário no compressor, o que reduz a potência consumida pelo compressor de 50 % para 30 % - e reaquecimento nas turbinas, com vistas a aumentar o trabalho útil.
Ainda segundo Tuzson (1992) apud Ferraz (2018), para a turbina LM5000 da GE num circuito com injeção de vapor, resfriamento intermediário e reaquecimento atinge-se a potência de 110 MW com eficiência de 55 %. 
Outros relatos como o de Sousa,(2009, p. 104) mostram aumentos de eficiência e potência extraída com a inserção destes mecanismos, ajustando-se temperatura de gases na entrada das turbinas e as pressões das massas de vapor injetadas. 
A Figura 10 exemplifica outros possíveis arranjos com o mesmo objetivo de aumentar a eficiência e potência. 
Figura 10 - Modificações com compressor de baixa pressão e compressor de alta pressão
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
3.3 Ciclo Combinado
O ciclo combinado pode ser descrito com a seguinte afirmação:
Os ciclos combinados, formados através do arranjo de um ciclo Brayton e um ciclo Rankine em cascata, são estudados e pesquisados desde a década de 1950. No entanto, restrições tecnológicas impediram sua implementação até a década de 1970 e, apenas na década de 1990, é que sua utilização tornou-se extensiva (LORA; NASCIMENTO, 2004). 
Lora e Nascimento (2004, p.276) seguem discorrendo “a geração de vapor no ciclo Rankine ocorre por uma grande diferença de temperaturas entre a água e o gás gerado pela combustão”. Por este motivo, esse processo é ineficiente, pois, enquanto os gases de combustão ultrapassam facilmente os 1000 °C na caldeira, o vapor atinge apenas uma temperatura em torno de 500 °C, ou seja, o calor da combustão não é aproveitado eficientemente. 
Já no ciclo Brayton, como afirma Ferraz (2018, p.87) os gases de combustão também podem superar os 1000 °C na câmara de combustão, enquanto que a temperaturade exaustão, após expansão na turbina até a pressão atmosférica, fica em torno de 600 °C. 
Sendo assim, o propósito do ciclo combinado é solucionar as ineficiências termodinâmicas naturais desses dois ciclos, combinando-os por meio de uma caldeira de recuperação, figura 11. 
Figura 11 – Ciclo combinado
Combustível
Bomba
Condensador
Calor recuperado
Caldeira de
 
recuperação
TG
TV
C
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Ar
Q
H
Q
L
W
b
W
TV
W
TG
.
.
.
.
.
Fonte: HIRANO e MAMANI (2013)
Os autores Hirano e Mamani (2013, p. 26) acrescentam que a eficiência térmica de uma planta com ciclo combinado é descrita por:
	.	.
ηT = WTG + . WTV 	 (3)
	.	.	QF
em que WTG e WTV representam as potências geradas pelos ciclos Brayton e Rankine, respectivamen-. te, e QF representa a energia fornecida pelo combustível. Todos os valores representam taxas (em MW ou MJ/s). O cálculo de energia fornecida ao sistema é, por sua vez, apresentado na equação (4):
. . . PCI (4) QF = mC
em que m. C é a vazão mássica de combustível, em kg/s, e PCI é o Poder Calorífico Inferior do combustível, em MJ/kg.
A figura 12 apresenta uma ligação em série de uma turbina a gás com um ciclo Rankine através de uma caldeira de recuperação. 
Figura 12 - Esquema de ciclo combinado série
Fonte: HIRANO e MAMANI (2013)
Para uma central em paralelo o combustível é utilizado para gerar calor para os dois ciclos. Nesse caso, corroborando Lora e Nascimento (2004, p.277) deve-se operar com apenas um combustível de alta qualidade, uma vez que os gases estarão em contato direto com a turbina a gás. Pode-se ver o esquema desse tipo de usina no esquema da Figura 13. 
Figura 13 - Ciclo combinado em paralelo
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
A Figura 14 mostra um diagrama de uma usina série paralelo. Neste caso, como afirma Ferraz (2018, p.103) emprega-se a queima de combustível adicional na caldeira de recuperação, podendo ser utilizado um combustível de menor qualidade – carvão mineral, por exemplo – uma vez que se utilizam os gases de exaustão da TG para a combustão. 
Figura 14 - Ciclo combinado série paralelo
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
3.3.1. Classificação das centrais de ciclo combinado segundo o acoplamento das máquinas 
Segundo Lora e Nascimento (2004), as centrais de geração termelétrica de ciclo combinado são classificadas segundo o acoplamento das máquinas, que podem ser de eixo único (mono-eixo) ou múltiplos eixos. 
No acoplamento mono-eixo a turbina a gás e a turbina a vapor encontram-se acopladas no mesmo eixo, com apenas um gerador elétrico para as duas máquinas, conforme mostra a Figura 15. 
 
Figura 15 - Acoplamento mono-eixo
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
O acoplamento mono-eixo é realizado através de um dispositivo mecânico denominado clutch, instalado entre o gerador elétrico – acoplado à TG – e a turbina a vapor. 
Este acoplamento mecânico tem como função a conexão da turbina a vapor ao gerador elétrico quando o número de revoluções desta máquina atinge o mesmo número de revoluções da turbina a gás, ou tem tendência de superar. O desacoplamento ocorre quando a velocidade de rotação da turbina a gás é maior que o da turbina a vapor. 
Já no acoplamento de múltiplos eixos, a TG encontra-se conectada a um eixo e um gerador, enquanto que a TV está acoplada a um eixo diferente e com um gerador elétrico próprio, conforme Figura 16. 
Figura 16 - Acoplamento multi-eixos
Fonte: LORA e NASCIMENTO (2004) 
4 EQUIPAMENTOS EM UMA CENTRAL TERMELÉTRICA
4.1 TURBINAS A GÁS
Os estudos de Mota (2010) apud Queiroz e Matias (2003), apontam que a invenção da turbina a gás e o desenvolvimento do seu projeto original foram feitos para acionamento de aviões e pesquisas de propulsão a jato. Mota (2010, p.57) expõe que “o emprego de turbinas a gás para o acionamento de compressores, bombas e geradores foi adaptado mais tarde”. Em decorrência da sua construção compacta, alta potência e pequeno peso quando comparado com os motores tradicionais de combustão interna seu uso tem sido muito difundido para aplicações industriais. 
Mota (2010) aponta o Manual Básico de Turbina Petrobrás, publicado em 2003 pela Petrobrás, como o instrumento normativo com maior robustez no campo de utilização, manutenção e história das turbinas a gás. 
Segundo o autor a construção histórica da turbina a gás é iniciada em 1930 com o Engenheiro Frank Whittle, como observado na figura 17 ao apresentar a primeira patente de uma turbina a gás para produzir um jato de propulsão, formando assim as bases das modernas turbinas a gás.
Figura 17 – Turbina a gás apresentada por Frank Whittle, 1930.
Fonte: Mota (2010)
Os estudo mais recentes como os de Lora e Nascimento (2004), Mota (2010) e Tolmasquim (2016) apontam que as turbinas a gás de baixo peso (aeroderivadas) foram introduzidas em aplicação industrial, sendo denominadas como geradoras de gás (GG). Proporcionando a geração de um grande volume de gases de alta energia que decorre através de uma roda de turbina transformando essa energia em potência, no eixo.
4.1.1 Princípio básico de funcionamento de turbina a gás
		Ainda através dos estudos de Mota (2010) e suas incumbências ao Manual Básico de Turbina Petrobrás, o autor descreve a turbina a gás como uma máquina térmica que utiliza o ar como fluido motriz para prover energia. Para este fim, o ar que passa através da turbina deve ser lépido; ou seja, a velocidade ou energia cinética do ar é ampliada. Este aumento para ser obtido, primeiramente aumenta-se a pressão e, em seguida, adiciona-se calor. E por fim, como explica Mota (2010, p.102) a energia gerada (aumento de entalpia) é transformada em potência no eixo da turbina, a figura 18, exemplifica a movimentação deste ciclo. 
Figura 18 – Ciclo de Brayton – Compressor
Fonte: Mota (2010)
Segundo Tolmasquim (2016) uma turbina a gás produz energia a partir do resultado das seguintes etapas contínuas do ciclo BRAYTON, através do quadro 01 a seguir descreve-se estas etapas e a figura 19, apresenta o aquecimento do gás para as etapas:
 
Quadro 01 – Etapas do Ciclo Bayton na turbina a gás
	Etapas
	Descrição
	Compressão
	O ar é admitido e comprimido em um compressor onde as energias de pressão e temperatura do fluido (ar) aumentam.
	Combustão
	O ar comprimido flui para as câmaras de combustão, onde o combustível, a alta pressão, é injetado e queimado a uma pressão aproximadamente constante. A ignição da mistura ar/combustível ocorre durante a partida, através ignitores. Posteriormente a combustão se auto sustenta.
	Expansão
	Gases em alta temperatura e pressão são expandidos a uma alta velocidade através dos estágios da turbina geradora de gás, que converte parte da energia dos gases em potência no eixo para acionar o compressor de ar (aproximadamente 2/3 da energia gerada com a queima).
	Exaustão
	Em um avião a jato, os gases remanescentes da expansão na turbina passam através de um bocal para aumentar sua velocidade e, consequentemente, o impulso (propulsão). Na aplicação industrial, os gases são direcionados para uma turbina de reação ou potência onde a energia residual (aproximadamente1/3) da energia gerada, dos gases é convertida em potência no eixo para acionar um componente como um compressor de gás, gerador elétrico ou uma bomba. Finalmente os gases fluem para o duto de exaustão, onde sua energia remanescente pode ainda ser aproveitada em um sistema de recuperação de calor (aquecimento de água, geração de vapor, aquecimento do ar de combustão, etc.).
Fonte: Autor (2020) adaptação dos estudos Tolmasquim (2016).
Figura 19 – Aquecimento do Gás ra 
Fonte: Mota (2010)
4.1.2 Características dos principais componentes da turbina a gás 
	Ao longo do passar dos anos e aos avanços tecnológicos no campo da Engenharia Mecânica os componentes básicos da turbina a gás mantiveram a essência mais ampliaram as suas especificações ao comparar-se com a apresentada em 1930 por Frank Whittle, como pode-se observar na figura 20.
Figura 20 - Componentes básicos da turbina a gás
 
Fonte: Turbinaa Gás ALSTOM GT8C (2010) 
4.1.2.1 Câmara de combustão 
 	 Segundo Dutra (2010) em sua Dissertação, explica que 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, como observa-se na figura 21.
 Figura 21 - Câmara de combustão em corte
 
Fonte: DUTRA (2010) 
 
O Autor segue explicando que a quantidade de combustível adicionada à corrente de ar dependerá do aumento de temperatura requerida. No entanto, a temperatura aumentada é limitada pelo material das palhetas da turbina. Tendo em vista que a temperatura requerida do fluido de trabalho na entrada varia com o empurrão e o esforço, a câmara de combustão deve ser capaz de realizar uma combustão estável e eficiente em toda a faixa de operação da turbina.
No que tangue a evolução da câmara de combustão, Dutra (2010) apresenta na figura 22 o desenvolvimento lógico de uma câmara de combustão convencional na sua forma geral. Como previsto pelos estudos de turbina, 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. 
Figura 22 - Evolução da câmara de combustão.
Fonte: DUTRA (2010)
Dando continuidade a observância da figura 22 observa-se a câmara de combustão mais simples possível. O combustível é pulverizado com um tubo no centro do tubo. Segundo Dutra (2010, p. 58) 
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, segundo o autor, corresponde na ordem de 25% da pressão de saída do compressor. A figura 22 também apresenta como a velocidade pode ser reduzida na região de queima, para valores toleráveis da perda de pressão fundamental, simplesmente adicionando um difusor. 
Mota (2010, p. 103) aponta que “mesmo após adicionar um difusor, a velocidade na região de queima continua ainda muito elevada para estabilizar a combustão e sustentá-la”. Deste modo, para solucionar a problemática, é necessário a colocação de 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 22. 
O arranjo apresentado por Dutra (2010), é necessário para prevenir a extinção da chama e facilitar e reignição em altitudes elevadas. O sistema apresentado na figura 22 ainda não é suficiente para manter a combustão. Tendo em vista, que 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 mistura ar/hidrocarboneto. 
Mota (2010, p.104) ainda detalha que idealmente, “a razão de equivalência na zona primária de combustão deve ser por volta de 0,6 a 0,8.” Desta maneira Dutra (2010) apresenta na figura 22 que é necessário admitir somente parte do ar na zona primária de combustão, de maneira que a razão ar/combustível fique próxima do ótimo. Observa-se a descrição no tubo de chama acoplado à placa plana, apresentado na figura 22, admitindo ar através de orifícios com tamanho e número suficientes para atingir a razão ar/combustível necessária. 
4.1.2.2 Compressores Axiais
	 Ao recorrer a Dutra (2010), o compressor axial a sua construção é descrita em um conjunto de palhetas, com perfil aerodinâmico, assentadas ao longo de um disco, intitulado de rotor, e um conjunto estacionário de palhetas, também com seção de perfil aerodinâmico, colocadas ao longo da carcaça, chamado de estator, conforme figura 23.
Figura 23 - Compressor de uma turbina a gás
 
Palhetas do Rotor 
Palhetas do Estator
 
Fonte: DUTRA(2010)
A figura apresentada por Dutra (2010) apresenta o rotor, seguido do estator, que é chamado de estágio. Um compressor é formado por uma série de estágios sequenciais. Observa-se que 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.
O compressor simples, segundo Dutra (2010), consiste em vários estágios, montados sobre um único eixo, para atingir a razão de pressão e a vazão em massa desejadas. Já 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. 
Mota (2010) afirma que os 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. (DUTRA, 2010, p.108)
Ainda através dos estudos de Dutra (2010), 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. 
De acordo com Mota (2010) e Dutra (2010), 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 compressor atingirá o que chamamos de surge line (linha de surto). Assim, tornou-se necessário projetar compressores transônicos, onde em uma parte das palhetas o escoamento é subsônico e supersônico na outra parte.
4.1.2.2 Turbinas Axiais
Para Dutra (2010, p. 110) “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”. Desta forma, extraindo energia dos gases quentes liberados na câmara de combustão e expando para uma pressão e temperatura mais baixas. 
Corroborando com Dutra (2010, p.112) é sabido que as altas tensões são desenvolvidas nesse processo e para uma operação eficiente as pontas das palhetas podem atingir uma velocidade acima de 457 m/s, e que escoamento contínuo de gás, ao qual a turbina está 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 chamado de bocais e um empalhetamento que se move chamado de rotor, pode-se observar na figura 24. Ressalta-se que o estator e o rotor da turbina não possuem nenhuma relação com o estator e rotor do compressor.Figura 24 - Turbina de ciclo a gás com o do desenho, de 4 estágios
Fonte: DUTRA (2010)
Dutra (2010, p.112) segue afirmando que 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. 
 4.1.2.3 Sistema de entrada de ar 
Segundo os autores Ribeiro e Carneiro (2011), 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. 
4.1.2.4 Tipos de turbinas 
Os autores Lora e Nascimento (2004) e Ribeiro e Carneiro (2011), apontam que existem dois tipos de turbinas a gás, as industriais (Heavy Duty) e as aeroderivativas: 
a) Turbinas Aeroderivativas - As turbinas aeroderivativas são oriundas de turbinas a gás aeronáuticas que sofreram alguma modificação no projeto. É mais econômico modificar turbinas a gás aeronáuticas a projetar e desenvolver uma totalmente nova. Basicamente, essas turbinas são constituídas de um gerador de gás de uma turbina aeronáutica e uma turbina livre ou de potencia. 
Para os autores as turbinas a gás aeroderivativas são caracterizadas por serem mas eficientes, possuírem alta confiabilidade, ocupar pouco espaço, menor relação peso/potência e flexibilidade na manutenção. Atualmente as turbinas aeroderivativas podem atingir uma potência, em carga de base, de cerca de 50 MW e são usadas principalmente em plataformas marítimas, bombeamento de gás, potência de pico em centrais termelétricas e propulsão naval. 
b) Já as turbinas industriais Heavy Duty são turbinas projetadas para a aplicação industrial segundo uma filosofia própria e são conhecidas pela sua robustez, flexibilidade no uso de combustível, alta confiabilidade e baixo custo, e podem atingir uma potência em carregamento ode base de cerca de 340 MW. Elas são turbinas a gás de ciclo simples de um eixo, um compressor (a maioria axial), uma câmara de combustão (usualmente externa ao corpo da máquina) e uma turbina (a maioria axial) que fornece energia mecânica para o compressor e para outras aplicações. Possui uma larga área frontal que reduz a velocidade do ar na entrada. A razão de pressão total dessas unidades pode variar de 5 a 15. A temperatura pode chegar a 1290ºC em algumas unidades.
Figura 25 - Entrada de ar com e estágios de filtração
Fonte: DUTRA (2010)
Assim as turbinas industriais, podem ter injeção de vapor ou não, e estar integrada a um ciclo combinado. A grande aplicação das turbinas a gás industriais tem sido a geração de eletricidade operando na base.
4.2 TURBINAS A VAPOR
Os autores Lora e Nascimento (2004), as turbinas à vapor são um equipamento que aproveita a energia térmica do vapor, convertida em energia cinética, durante a expansão do vapor através dos bocais.
Esta energia é transformada em energia mecânica, através da força que o vapor exerce sobre as palhetas rotativas. Segundo Roque (2019, p.30) “a energia mecânica pode ser utilizada para mover equipamentos e quando acoplado a um gerador elétrico, constitui assim um grupo turbogerador”, transformar esta energia mecânica em energia elétrica que pode ser consumida na própria indústria ou ser disponibilizada na rede elétrica e transmitida para outros consumidores.
Roque (2019, p.30) atenta em seu estudo para algumas aplicações, devido as características dimensionais das turbinas a vapor. Apontando que a melhor opção de acionamento, em função de sua robustez, capacidade de variação da rotação, alta confiabilidade operacional e também pelo potencial de melhoria da eficiência de uma planta, que é conseguida através do aproveitamento de gases de exaustão destes equipamentos, assim como pela reutilização de vapor de baixa, média e alta pressão. O autor (ROQUE, 2019, p.31) ainda cita que “estas características garantem ampla aplicação das turbinas nas indústrias, dentre as quais é possível citar; centrais de geração de potência, química, petroquímica e de petróleo e gás”. 
Os autores Li e Priddy (1985), Shlyakhin (2005), Rino (2008) e Roque (2019) descrevem as classificações das turbinas a vapor segundo diferentes critérios: 
 
a) Segundo o propósito de utilização da turbina: 
· Turbina para acionamento elétrico: Utilizadas para acionar um gerador elétrico que irá suprir as necessidades da central. Geralmente operam com velocidade síncrona 1.800 ou 3.600 rpm, e com potências na faixa de 16 a 1.300 MWe; 
· Turbina para acionamento mecânico: Utilizadas como acionador de grandes ventiladores de tiragem, bombas, compressores e outros grandes equipamentos de rotação. Estes sistemas normalmente operam entre 900 e 10.000 rpm, e com potências na faixa de 500 KW, a 10 MW. Apresentam algumas vantagens sobre aquelas para acionamento elétrico, podendo-se destacar: melhor utilização da energia térmica, facilidade no controle da velocidade e rápido início de operação. 
 
b) Segundo o sistema de exaustão: 
· Turbina de condensação: Este tipo de turbina descarrega o vapor para o condensador a uma pressão menor que a atmosférica (normalmente alto vácuo), a fim de aumentar a eficiência térmica do ciclo. As turbinas de condensação tendem a serem fisicamente maiores, bem como mais potentes do que as de contrapressão; 
· Turbina de contrapressão: O termo ‘contrapressão’ se utiliza para indicar que o vapor na saída da turbina está a uma pressão igual ou superior à atmosférica, condição necessária para atender a demandas de calor em níveis de temperatura superiores a 100 ºC. Geralmente são fisicamente menores do que uma unidade condensante equivalente e usualmente operam com velocidade de rotação maior devido às considerações na eficiência; 
· Turbina de condensação/extração: Estas turbinas são recomendadas para processos industriais onde a demanda de calor é aproximadamente igual à demanda de trabalho. Possuem uma regulagem que mantém a pressão na saída da turbina constante. As turbinas de condensação são utilizadas onde se necessita de maior quantidade de energia eletromecânica gerada. Normalmente a sua saída é conectada a um condensador que opera com um vácuo (pressão abaixo da atmosférica). Desta forma, produzem mais energia elétrica que as de contrapressão para uma mesma vazão, pressão e temperatura do vapor na sua admissão. Para ambos os tipos de turbinas, representados na figura 26, podem existir extrações de vapor na pressão necessária para o atendimento de certo processo industrial. Cabe ressaltar que o número de extrações deve corresponder ao número de níveis de pressão requeridos para o vapor de processo. 
 
Figura 26 – Turbinas de contrapressão, condensação e condensação ou contrapressão extração controlada.
 
Fonte: ROQUE (2019, p.36) - Turbina de contrapressão e condensação Engecrol, 2007.
 
c) Segundo o princípio de funcionamento: 
· Ação: Funcionam, unicamente, devido à energia do vapor. Nessa turbina o distribuidor (bocal) é concebido de forma a permitir a completa expansão do vapor, ocorrendo então, a transformação da energia térmica potencial em energia cinética. O vapor atravessa, portanto, a roda móvel a pressão constante, agindo sobre as pás unicamente em virtude de sua velocidade, conforme representado na figura 27 
 
Figura 27 – Variáveis das turbinas de ação.
Fonte: Rino, 2008.
 
· Reação: Utilizam ao mesmo tempo a pressão do vapor e a sua expansão nas rodas móveis. Nessa turbina o vapor não se expande completamente no distribuidor (bocal), mas continua a sofrer, na roda móvel, uma redução de pressão, à medida que sua velocidade aumenta. Assim, o distribuidor transforma, apenas em parte, a energia térmica potencial do vapor em energia cinética, ficando a outra parte para ser transformada na própria roda móvel. Essas turbinassão caracterizadas pelo fato de que a roda móvel não trabalha com o vapor a pressão constante, mas gradativamente variável, diminuindo de montante para jusante, em relação ao percurso nas palhetas, conforme representado na figura 28. 
Figura 28 - Variáveis das turbinas de reação.
 
Fonte: Rino, 2008.
 
	d) Segundo o princípio de estágio: 
· Turbina de ação simples ou de Laval: São formadas por um ou vários bocais fixos, que descarregam o vapor sobre uma fileira de palhetas que são fixadas no contorno de um disco vinculado a um eixo, integrando o componente conhecido como rotor. Uma vez que as palhetas móveis não assimilam toda energia cinética, o vapor irá sair com uma velocidade consideravelmente alta, e isso pode ser considerado com perda. Levando em consideração o baixo rendimento da turbina de ação simples ou de Laval, sua facilidade de projeto e construção torna esse tipo de turbina adequado quando se necessita de potências pequenas e altas rotações. A figura 29 ilustra esse tipo de turbina. 
 
Figura 29 – Turbina de ação e de um só estágio de Laval.
Fonte: Rino, 2008.
· Turbina Curtis: Com o objetivo de reduzir as perdas que ocorrem devido á velocidade residual consideravelmente alta nas turbinas de Laval, colocam-se duas ou mais fileiras de palhetas móveis. Em sua estrutura são fixadas, entre as filas de palhetas móveis, palhetas fixas visando mudar a direção do escoamento conservando a velocidade e a pressão. Para este arranjo se dá o nome de estágio Curtis ou velocidade escalonada. Na figura 30, segue um diagrama de uma turbina Curtis, proposto por Rino (2008).
 Figura 30 – Esquema e corte transversal de uma turbina com estágio Curtis. 
Fonte: Rino, 2008.
· Turbina Rateau: São turbinas a vapor com apenas um estágio de velocidade e vários estágios de pressão. Ao invés da queda total de pressão do vapor, ou salto térmico total, acontecer em apenas um único conjunto de bocais, a redução da pressão pode acontecer em duas ou mais fileiras de bocais, de modo a se atingir um efeito equivalente ao que ocorreria em uma disposição de duas ou mais turbinas arranjadas em série. Na figura 31 segue de um diagrama de uma turbina de Rateau. 
Figura 31 – Diagrama de uma turbina de Rateau.
Fonte: Rino, 2008.
 
· Turbina Curtis Rateau: Foram desenvolvidas com objetivo de se conseguir uma velocidade ideal nas pás, e, portanto, um maior rendimento, fazendo o uso de uma combinação de estágio Curtis (Escalonamento de velocidade) com o estágio Rateau (Escalonamento de pressão). O uso do estágio Curtis provoca uma grande queda na pressão e na temperatura do vapor, o que possibilita a utilização de materiais mais leves e de menor custo nos estágios Rateau seguintes. Na figura 32 segue um diagrama de uma turbina Curtis - Rateau. 
 
Figura 32 – Diagrama turbina Curtis Rateau
Fonte: Rino, 2008.
· Turbinas Parsons: Possuem vários estágios, ou seja, são projetadas de modo que a redução da pressão, da admissão ao escape, seja segmentada em quedas parciais através de sucessivas fileiras de palhetas móveis. Deste modo, a queda de pressão em cada fileira das palhetas é baixa, ocasionando velocidades baixas do vapor em cada um dos estágios. Segue figura 32 de uma turbina de reação Parsons. 
Figura 32 – Diagrama turbina Parsons.
Fonte: Rino, 2008.
 
	e) Segundo a direção do fluxo: 
· Axial: são as turbinas onde o escoamento é paralelo ao seu eixo. Constituem a grande maioria das turbinas de média e alta potência. 
· Radial: São as turbinas onde o escoamento ocorre na direção radial ao eixo. Pode ser radial centrífuga quando o vapor passa do centro para periferia ou radial centrípeta quando ele se escoa da periferia para o centro. 
· Tangencial: São turbinas onde os expansores são colocados em torno da periferia do rotor, que consiste de uma roda com ranhuras semicirculares, de modo tal que o jato de vapor tem a direção aproximadamente tangencial à roda, e atinge o interior das ranhuras, dando assim um impulso rotativo à mesma. 
 
f) Segundo a forma de regulagem na extração do vapor para uso térmico: 
· Automática: as turbinas a vapor com extração automática ou extrações reguláveis, são projetadas para permitir a retirada de quantidades variáveis de vapor sob pressão constante, em um ou mais pontos de extração. 
· Não regulável: as turbinas de extração não regulável, não há controle da pressão do vapor retirado, que varia em função da carga. 
 
g) Segundo as condições do vapor na entrada da turbina: (Shlyakhin, 2005): 
· Turbinas de baixa pressão: utilizam pressão do vapor na faixa de 0,12 a 0,2 MPa. 
· Turbinas de média pressão: utilizam pressão do vapor até 4,0 MPa. 
· Turbinas de alta pressão: utilizam pressão do vapor acima 4,0 MPa. 
· Turbinas de altíssima pressão: utilizam pressão do vapor de 17,0 MPa, ou mais. 
· Turbinas supercríticas: utilizam pressão do vapor de 22,5 MPa ou mais. 
h) De acordo com o número de estágios de pressão: 
· Turbinas simples estágio com um ou mais estágios de velocidade: estas turbinas são geralmente utilizadas para geração de pequenas potências e geralmente empregadas para o acionamento de compressores, blowers e outros equipamentos similares; 
· Turbinas multi estágios de ação e reação: São desenvolvidas para uma faixa mais ampla de capacidades, variando desde pequenas potências até grandes potências. 
Segundo Mota (2010, p.128) os elementos construtivos das turbinas a vapor são compostos por: a) Carcaça, b) Rotor com pás em sua periferia. c) Acoplamento, d) Dispositivo de expansão, e e) Junta de labirinto.
Para Mota (2010, p.128) 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 como o autor apresenta na figura 33.
Figura 33 - Sistema de válvulas de controle
Fonte: MOTA, 2010.
 Observa-se na figura 33 as seguintes válvulas, descritas pelo autor:
· 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 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 by-pass: 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 comocaldeiras 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
4.3 CALDEIRAS DE RECUPERAÇÃO DE CALOR 
O autor Dutra(2010), enuncia a caldeira de recuperação de calor pela essência de sua divulgação no ambiente industrial, o seu nome original é: HRSG (Heat Recovery Steam Generator), o sistema de recuperação de calor e geração de vapor é responsável pelo funcionamento da caldeira de recuperação, 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. 
Dutra (2010) explica que tendo como base o fluxo de gás de exaustão, as HRSGs são classificadas como verticais ou horizontais. O autor pontua (Dutra, 2010, p.130) “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”, como visto na figura 34, 
Figura 34 - Elementos da caldeira de recuperação do tipo vertical
Fonte: DUTRA(2010)
 Já quando a base de análise são os níveis de pressão, o autor classifica as HRSGs 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. (DUTRA, 2010, p.130)
Quando a classificação dar-se-á baseada no modo de recuperação, as HRSGs podem ter ou não queima suplementar, a queima diminui a eficiência global do ciclo combinado, porem eleva a potência disponível para a turbina a vapor
Uma HRSGs, segundo Lora e Nascimento (2004), consistem em três componentes principais: o evaporador, o superaquecedor, e o economizador. Já PÊRA (1990) uma caldeira de recuperação de calor, é constituída de uma associação de componentes, de maneira a constituírem um aparelho complexo, para garantir à queima de combustível sólidos. A leitura e compreensão dos componentes podem ser compreendidas através da figura 35 e do quadro 02:
Figura 35 - Componentes de uma caldeira completa
Fonte: PÊRA (1990)
Quadro 02 – Componentes da HRSG
	Letra para identificação na figura XX
	Componente
	Descrição
	A
	Cinzeiro
	Lugar onde se depositam cinzas e ou, eventualmente, restos de combustíveis que atravessam o suporte de queima sem completarem sua combustão
	B
	Fornalha
	 Local onde se inicia o processo de queima seja de combustíveis sólidos (líquidos ou gasosos)
	C
	Câmara de combustão
	Volume onde se deve consumir todo o combustível antes de os produtos de combustão atingirem e penetrarem no feixe de tubos. Por vezes, confunde-se com a própria fornalha, dela fazendo parte; outras vezes, separa-se completamente.
	D
	Tubos Evaporadores
	Correspondem ao vaso fechado e pressurizado com tubos contendo água no seu interior, a qual, ao receber calor, transforma-se em vapor.
	E
	Superaquecedor
	Responsável pela elevação da temperatura do vapor saturado gerado na caldeira
	F
	Economizador
	Componente onde a temperatura da água de alimentação sofre elevação, aproveitando o calor sensível residual dos gases da combustão direcionados à chaminé.
	G
	Pré-aquecedor de ar
	Componente cuja função é aquecer o ar de combustão para introduzi-lo na fornalha, aproveitando o calor sensível dos gases da combustão.
	H
	Canais de gases
	São trechos intermediários ou finais de circulação dos gases de combustão até a chaminé. Podem ser de alvenaria ou de chapas de aço, conforme a temperatura dos gases que neles circulam.
	I
	Efeito de tiragem
	É a parte que garante a expulsão dos gases de combustão com velocidade e altura determinadas para o ambiente e, indiretamente, promove a boa circulação dos gases quentes da combustão através de todo o sistema pelo chamado efeito de tiragem.
Fonte: PÊRA (1990)
Ainda segundo Pêra (1990), os critérios de classificação das caldeiras de vapor, seguem os critérios listados: 
a) Aplicação principal; 
b) Disposição relativa dos gases e do fluido de trabalho; 
c) Força motriz para a circulação do fluido de trabalho; 
d) Nível de pressão de operação; 
e) Tipo de combustível ou fonte de calor; 
f) Tecnologia de combustão; 
g) Organização da tiragem de ar e gases de combustão; 
h) Disposição da fornalha e superfície de aquecimento.
 
O autor ainda destaca que a classificando-as quanto a aplicação principal, pode ser separa pelos setores: termoelétrico (centrais termoelétricas); industrial e terciário; e naval.
5 CONsiderações finais
REFERÊNCIAS
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