15/março/2004
Gaseificação de carvão na planta de Wabash River
Uma das grandes preocupações dos engenheiros no projeto de uma termelétrica é a questão da poluição ambiental. O uso de combustíveis sólidos, como o carvão e o coque de petróleo, tende a levar a elevadas taxas de emissões de compostos de enxofre e material particulado, que devem ser estritamente regulamentados pelos órgãos do governo.
A opção natural, uso do gás natural, frequentemente se prova muito cara, dependendo da região onde a termelétrica deva se localizar. Uma alternativa encontrada pelos engenheiros da Dynegy e da PSI Energy foi a de gaseificar o carvão e utilizar o gás sintético como combustível. É o chamado processo IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle).
A planta de Wabash River em West Terre Haute, Indiana - EUA, opera em um ciclo combinado de 261 Mwe sendo gerados por um turbogerador a gás de 192 Mwe da General Eletric e um turbogerador a vapor de 104 Mwe da Westinghouse. O sistema conta com uma caldeira de recuperação (HRSG) da Foster Wheeler. O gás combustível é gerado em um gaseificador de fluxos reativos a carvão/coque com injeção de oxigênio e água. Os ciclos combinados, que antes eram predominantemente utilizados com combustíveis gasosos, podem ser aplicados a combustíveis de origem sólida.
O projeto de revitalização e instalação da tecnologia de gaseificação foi uma parceria público-privada (PPP) entre a PSI Energy, a Dynegy e o Departamento de Energia dos EUA (DOE), sendo que o DOE financiou metade do projeto e as duas empresas participantes a outra metade. O objetivo do projeto era modificar uma termelétrica a carvão de 1952, que gerava 90 Mwe com 33% de eficiência e transformá-la em uma termelétrica que gerasse 261 Mwe, com 40% de eficiência (referida ao PCS) e uma taxa de 2000 kcal/kWh.
Nessa usina, ao carvão/coque moído é adicionada água, criando-se uma lama, que então é injetada em um gaseificador de duplo estágio, que opera a 1400°C e 28 bar (g). No primeiro estágio, a lama é parcialmente oxidada, a uma temperatura suficientemente alta para liquefazer as cinzas presentes no combustível, que são retiradas e resfriadas a água, formando-se uma escória vítrea. No segundo estágio, o syngas (sigla em inglês para synthetic gas) entra em contato com uma quantidade adicional de lama de combustível. Este é então pirolisado numa reação endotérmica com o syngas, para elevar o poder calorífico deste e incrementar a eficiência do processo.
Seguindo, o syngas passa por um resfriador, que nada mais é do que um gerador de vapor flamotubular, que produz vapor saturado a alta pressão. Após o resfriamento, o gás passa por um filtro e tem o material particulado retirado. Em seguida, ele passa por um tratamento para remoção de enxofre.
Ilustração: LOS ALAMOS NATIONAL LABORATORY
O gás limpo é então aquecido e alimentado no turbogerador a gás, gerando eletricidade. Os gases quentes de escape da turbina a gás vão para a caldeira de recuperação. O vapor gerado nesta caldeira é misturado ao vapor gerado pelo resfriador do syngas e enviado para a turbina a vapor, gerando mais eletricidade.
Em termos de emissões, a planta atinge níveis abaixo de 0.2 kg de SO2/ 106 kcal, chegando a 0.06 kg de SO2/ 106 kcal. Os óxidos de enxofre presentes após a gaseificação são 99,99% transformados em enxofre elementar, um subproduto de alto valor agregado. As emissões de NOx ficam na faixa de 0.5 kg / Mwh, abaixo do limite de 0.72 kg / Mwh, estabelecido por agências reguladoras.
A emissão de material particulado está abaixo de limites detectáveis. A emissão de CO é de cerca de 0.09 kg / 106 kcal, dentro dos limites aceitáveis na indústria. Já a escória coletada é vendida para construtoras e cimenteiras para ser agregada a seus produtos.
O custo total da renovação da planta foi de aproximadamente US$417 milhões, que equivale a aproximadamente 2000 US$/kW, ao dólar de 2004. Um projeto convencional com padrões de emissões equivalente custaria em torno de 2140 US$/kW. Levando em conta o conhecimento adquirido, e as lições aprendidas, o mesmo projeto, hoje, poderia custar cerca de 1500 US$/kW.
Alguns ciclos combinados a gás natural podem apresentar eficiências da ordem de 60% e custos de implantação de cerca de US$ 500/kW intalado. Por sua vez, os ciclos IGCC podem chegar a 40% de eficiência e custos de implantação de US1500/kW instalado. O grande diferencial em favor da alternativa IGCC está nos custos operacionais extremamente competitivos devidos ao preço do combustível sólido poder atingir um valor correspondente a apenas 10% do preço do gás natural (base térmica). Adicionalmente, a venda de subprodutos, como a escória e o enxofre, podem tornar este tipo de instalação não só tecnicamente viável, com uma alternativa de investimento interessante.
Gaseificação de carvão na planta de Wabash River
Uma das grandes preocupações dos engenheiros no projeto de uma termelétrica é a questão da poluição ambiental. O uso de combustíveis sólidos, como o carvão e o coque de petróleo, tende a levar a elevadas taxas de emissões de compostos de enxofre e material particulado, que devem ser estritamente regulamentados pelos órgãos do governo.
A opção natural, uso do gás natural, frequentemente se prova muito cara, dependendo da região onde a termelétrica deva se localizar. Uma alternativa encontrada pelos engenheiros da Dynegy e da PSI Energy foi a de gaseificar o carvão e utilizar o gás sintético como combustível. É o chamado processo IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle).
A planta de Wabash River em West Terre Haute, Indiana - EUA, opera em um ciclo combinado de 261 Mwe sendo gerados por um turbogerador a gás de 192 Mwe da General Eletric e um turbogerador a vapor de 104 Mwe da Westinghouse. O sistema conta com uma caldeira de recuperação (HRSG) da Foster Wheeler. O gás combustível é gerado em um gaseificador de fluxos reativos a carvão/coque com injeção de oxigênio e água. Os ciclos combinados, que antes eram predominantemente utilizados com combustíveis gasosos, podem ser aplicados a combustíveis de origem sólida.
Nessa usina, ao carvão/coque moído é adicionada água, criando-se uma lama, que então é injetada em um gaseificador de duplo estágio, que opera a 1400°C e 28 bar (g). No primeiro estágio, a lama é parcialmente oxidada, a uma temperatura suficientemente alta para liquefazer as cinzas presentes no combustível, que são retiradas e resfriadas a água, formando-se uma escória vítrea. No segundo estágio, o syngas (sigla em inglês para synthetic gas) entra em contato com uma quantidade adicional de lama de combustível. Este é então pirolisado numa reação endotérmica com o syngas, para elevar o poder calorífico deste e incrementar a eficiência do processo.
Seguindo, o syngas passa por um resfriador, que nada mais é do que um gerador de vapor flamotubular, que produz vapor saturado a alta pressão. Após o resfriamento, o gás passa por um filtro e tem o material particulado retirado. Em seguida, ele passa por um tratamento para remoção de enxofre.
Ilustração: LOS ALAMOS NATIONAL LABORATORY
Em termos de emissões, a planta atinge níveis abaixo de 0.2 kg de SO2/ 106 kcal, chegando a 0.06 kg de SO2/ 106 kcal. Os óxidos de enxofre presentes após a gaseificação são 99,99% transformados em enxofre elementar, um subproduto de alto valor agregado. As emissões de NOx ficam na faixa de 0.5 kg / Mwh, abaixo do limite de 0.72 kg / Mwh, estabelecido por agências reguladoras.
A emissão de material particulado está abaixo de limites detectáveis. A emissão de CO é de cerca de 0.09 kg / 106 kcal, dentro dos limites aceitáveis na indústria. Já a escória coletada é vendida para construtoras e cimenteiras para ser agregada a seus produtos.
O custo total da renovação da planta foi de aproximadamente US$417 milhões, que equivale a aproximadamente 2000 US$/kW, ao dólar de 2004. Um projeto convencional com padrões de emissões equivalente custaria em torno de 2140 US$/kW. Levando em conta o conhecimento adquirido, e as lições aprendidas, o mesmo projeto, hoje, poderia custar cerca de 1500 US$/kW.
Alguns ciclos combinados a gás natural podem apresentar eficiências da ordem de 60% e custos de implantação de cerca de US$ 500/kW intalado. Por sua vez, os ciclos IGCC podem chegar a 40% de eficiência e custos de implantação de US1500/kW instalado. O grande diferencial em favor da alternativa IGCC está nos custos operacionais extremamente competitivos devidos ao preço do combustível sólido poder atingir um valor correspondente a apenas 10% do preço do gás natural (base térmica). Adicionalmente, a venda de subprodutos, como a escória e o enxofre, podem tornar este tipo de instalação não só tecnicamente viável, com uma alternativa de investimento interessante.
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