ANÁLISE DA VIABILIDADE DA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA DE COGERAÇÃO DE ENERGIA A GÁS NATURAL EM UM FRIGORÍFICO

ALESSANDRO TOMIO TAKAKI

FERNANDO HENRIQUE DIB FLÁVIO MORETI CAMPITELLI

RICARDO AGUDO ROMÃO JÚNIOR RICARDO ALAN VERDÚ RAMOS

NUPLEN - Núcleo de Planejamento Energético, Geração e Cogeração de Energia

UNESP - Campus de Ilha Solteira - Departamento de Engenharia Mecânica Av. Brasil, 56 - Caixa Postal 31 - CEP 15385-000 - Ilha Solteira, SP

Fone: (18) 3743-1038 - Email: nuplen@dem.feis.unesp.br Resumo. Neste trabalho é analisada a viabilidade da implantação de um sistema de cogeração de energia a gás natural em frigorífico bovino. Dentre as configurações estudadas estão as plantas atual e a com as modificações que permitem o uso do gás natural. Para avaliação da performance das plantas, são realizadas análises energética e exergética para cada uma das configurações. Também é realizada uma análise termoeconômica que possibilita avaliar os reflexos do custo do capital investido e do combustível na composição dos custos dos produtos. Abstract. In this work the analysis of the viability of implantation of a natural gas cogeneration system in a bovine slaughterhouse is carried out. Among the studied configurations there are the current plant and the modified plant that allow the use of natural gas. For evaluation of the performance, energetic and exergetic analyses for each one of the configurations are carried out. It’s also accomplished a thermoeconomic analysis that makes possible to evaluate the reflexes of the investment and combustible on the composition of the cost of products. 1. Introdução e Objetivos Hoje em dia, a maioria dos frigoríficos emprega lenha como combustível e, eventualmente, óleo, para suprir a sua necessidade de energia térmica e compra energia elétrica das concessionárias. A implantação de sistemas de cogeração de energia em frigoríficos e/ou a substituição dos combustíveis tradicionalmente utilizados podem contribuir para a preservação do meio ambiente, redução da poluição e, ainda, conservação de energia. As tecnologias mais recentes de cogeração de energia têm privilegiado a utilização de gás natural como combustível, não só devido ao aumento de sua disponibilidade, como também aos seus reduzidos impactos ambientais. Além disso, os sistemas de cogeração combinados com chiller de absorção têm se tornado um modo eficiente de recuperação de energia térmica desperdiçada para realização de arrefecimento. O presente trabalho tem por objetivo o estudo da viabilidade da implantação de um sistema de cogeração de energia a gás natural no Frigorífico FRIBOI (Campo Grande – MS). Atualmente são abatidos 1.250 bovinos por dia e para suprir a demanda de vapor existem caldeiras a lenha que operam 14 horas por dia e para as necessidades de refrigeração e congelamento são utilizados ciclos de refrigeração por compressão de amônia. As Figuras 1 e 2 mostram, respectivamente, as plantas atuais de vapor e de refrigeração do frigorífico e a Tabela 1 mostra o consumo atual de vapor de cada equipamento.

Figura 1. Planta de vapor atual do frigorífico.

Figura 2. Planta de refrigeração atual do frigorífico.

Tabela 1. Consumo de vapor de cada equipamento.

Equipamento Consumo de Vapor (t/h) Digestores 3000 litros 4,0 Digestores 5000 litros 2,8 Trocador de calor 2,5 Pontos de vapor 0,7

A Tabela 2 mostra o total de carga térmica, referente às várias instalações de resfriamento e congelamento que existem no frigorífico e as potências atuais de refrigeração instaladas, que são maiores que as demandas de refrigeração, isso porque a instalação é antiga e o isolamento térmico das tubulações não se encontra em bom estado.

Tabela 2. Potências atuais de refrigeração ofertada e demandada.

Instalação Refrigeração Demandada (kW) Refrigeração Ofertada (kW) Congelamento 1.916,7 1.956,0 Resfriamento 873,4 1.025,0 Total 2.790,1 2.981,0

A Tabela 3 mostra as demandas de eletricidade da empresa que atualmente são supridas pela concessionária ENERSUL a um custo de R$ 0,24/kWh.

Tabela 3. Demanda atual de eletricidade do frigorífico.

Instalação Demanda de Eletricidade (kW)

Planta de Refrigeração 1.358,7 Demais Instalações da Empresa 1.641,3 Total 3.000,0

Existe o interesse por parte da administração do frigorífico em ampliar a capacidade de abate diária para 2.500 bovinos. Para que isso ocorra, será necessário ampliar o regime de operação da planta de vapor, de 14 para 24 horas (aproximadamente 7.000 horas por ano) e aumentar a capacidade de sua planta de refrigeração, sendo considerados os seguintes casos para a expansão da planta: Caso 1: Planta com Caldeira a Lenha e Refrigeração por Compressão

A configuração proposta no Caso 1 é composta pelas plantas atuais de vapor (Figura 1) e refrigeração (Figura 2) e por uma outra planta para produção de refrigeração adicional com as mesmas características da atual para atendimento da nova demanda.

Figura 3. Planta de refrigeração adicional para o frigorífico (Caso 1). Caso 2: Planta com Caldeira a Lenha, Turbina a Gás e Refrigeração por Absorção A configuração proposta no Caso 2 é composta pelas plantas atuais de vapor (Figura 1) e refrigeração (Figura 2) e por uma outra planta para produção de refrigeração adicional através de chillers de absorção de amônia que são alimentados pelos gases de exaustão de uma turbina a gás que será instalada para suprir a demanda de energia elétrica do frigorífico, constituindo, assim, o sistema de cogeração de energia mostrado na Figura 4.

Figura 4. Planta de refrigeração adicional e de geração de eletricidade para o frigorífico (Caso 2). 2. Revisão de Literatura Existem vários livros sobre análise de plantas de cogeração de energia, sendo que, dentre eles, podem ser citados: ORLANDO (1991), HORLOCK (1997) e BALESTIERI (2002), bem como diversos trabalhos, sendo que a seguir serão destacados alguns mais relacionados ao presente trabalho. GALLEGO (1998) analisou algumas propostas de geração combinada de calor, refrigeração e potência com o uso de cogeração no setor industrial de produção de cerveja. CERQUEIRA (1999) realizou um estudo das principais metodologias da termoeconomia, através de sua aplicação a um problema de cogeração. BRUNO et al. (1999) propuseram uma metodologia para a integração de chillers de absorção em plantas combinadas de potência e calor. LEITE (2002) realizou a comparação entre um sistema de trigeração a gás natural de 3,2 MWe, operando em paralelo com a concessionária e produzindo vapor e água gelada, com o sistema que utiliza energia elétrica fornecida pela concessionária e produz água gelada através de resfriadores de água que empregam o ciclo de compressão a vapor. Vale ressaltar que existem poucas informações a respeito de aplicações de energia em indústrias frigoríficas, mostrando que existe uma grande oportunidade para estudo nesse campo, motivando, assim, a realização deste trabalho. 3. Metodologia Primeiramente, são feitas análises termodinâmicas considerando um volume de controle (VC) para cada equipamento das plantas. Em geral, para processos em regime permanente e desprezando as variações de energia cinética e potencial, as equações termodinâmicas são:

011

=− ∑∑==

n

is

n

ie mm && (1)

0111

=−+− ∑∑∑===

n

iss

n

ieevc

n

ivc hmhmWQ &&&& (2)

vc

n

iss

n

ieevc

n

i ii IexmexmW

TT

Q &&&&& =−+−

− ∑∑∑

=== 111

01 (3)

Onde:

em& : Fluxo de entrada de massa no VC (kg/s);

sm& : Fluxo de saída de massa do VC (kg/s);

eh : Entalpia específica na entrada do VC (kJ/kg);

sh : Entalpia específica na saída do VC (kJ/kg);

eex : Exergia específica na entrada do VC (kJ/kg);

sex : Exergia específica na saída do VC (kJ/kg);

iT : Temperatura superficial do VC (K);

0T : Temperatura do fluido no estado de referência (K);

vcI& : Taxa de irreversibilidade no VC (kW);

vcQ& : Fluxo de calor no VC (kW);

vcW& : Potência referente ao VC (kW). As exergias específicas nas entradas e saídas dos volumes de controle são dadas, respectivamente, por:

eooeoe ssThhex )()( −−−= (4)

soosos ssThhex )()( −−−= (5) Onde: h : Entalpia específica do vapor (kJ/kg); s : Entropia específica do vapor (kJ/kg K); ho: Entalpia da água para o estado de referência (104,86 kJ/kg); so: Entropia da água para o estado de referência (0,367 kJ/kg K). As eficiências para a primeira e segunda leis da termodinâmica (η e ψ ) são calculadas para cada equipamento, respectivamente, por:

( )isohmW ∆= &&η (6)

( )sereal exexh −∆=ψ (7) Onde: ∆hreal : Diferença real entre as entalpias (kJ/kg); ∆hiso : Diferença entre as entalpias, para processo isoentrópico (kJ/kg); m&: Fluxo de massa (kg/s).

Para avaliação da exergia específica do gás natural, tem-se:

qfgn exexex += (8) Onde:

)()( ooof ssThhex −−−= (9)

∑∑==

+=ni

iini

oiiq xxTRExxex ln0 (10)

Sendo:

fex : Exergia física do gás natural (tomado como gás ideal);

qex : Exergia química do gás natural;

ix : Fração molar de cada componente; 0iEx : Exergia química de cada componente (kJ/kg).

A Tabela 4 mostra a exergia química de referência para os componentes do gás natural a

0T = 298,15 ºC e 0P = 1 atm, de acordo com SZARGUT et al. (1988).

Tabela 4. Exergia química dos principais componentes do gás natural.

Componentes oiEx (kJ/Kmol)

Metano (CH4) 836.510,00 Etano (C2H6) 1.504.360,00 Propano (C3H8) 2.163.190,00 Pentano (C5H12) 3.477.050,00 Dióxido de Carbono (CO2) 20.140,00 Nitrogênio (N2) 720,00

Após a análise termodinâmica, realiza-se a análise termoeconômica para a determinação dos custos de produção. A teoria do custo exergético (LOZANO e VALERO, 1993) foi a metodologia empregada para determinação dos cus tos dos principais fluxos dos sistemas considerados. A análise de custo exergético envolve os balanços de custos usualmente formulados para cada componente separadamente. Um balanço de custo aplicado para o k-ésimo componente do sistema mostra que a soma das taxas de custos associadas com todos os fluxos de exergia de saída é igual à soma das taxas de custos de todos os fluxos de exergia de entrada mais a soma ( kZ& ) do investimento de capital e das despesas de operação e manutenção. Assim, para um componente que recebe calor e gera potência, resulta:

( ) ( ) k

inkQQkW

outk ZxEcxEcWcxEc

kkk

&&&&& ++=+ ∑∑ (11)

Onde:

:c Custo (US$/kJ); :xE& Taxa de Exergia (kW); :kW& Geração de Potência (kW);

:kZ& Custo dos Equipamentos (US$/s); :s Sub-índice referente à saída; :e Sub-índice referente à entrada; :Q Sub-índice referente ao calor recebido (kW).

Os custos devem ser amortizados durante o período de vida útil da planta. Assim, o valor a ser amortizado pode ser calculado usando a pela seguinte equação proposta por BEJAN et al. (1996):

( )( )

−++=

11

1N

N

j

jjVIA (12)

Onde: A : Valor da amortização; VI: Valor do investimento (custo); j : Taxa de juros anual; N: Período de amortização. Com o período de amortização, a taxa de juros e o período de operação adotados, calculam-se as taxa de amortização anual (Z&), de cada um dos equipamentos para as configurações adotadas. O custo exergético específico do combustível ( combc ) é calculado por:

comb

combcomb Ex

Cc = (13)

Onde:

combC : Custo do combustível (US$/kJ);

combEx : Exergia do combustível (kJ/kg).

Para a resolução do sistema de equações é utilizado o programa EES® (Engineering Equation Solver); desenvolvido por KLEIN e ALVARADO (1995), que permite determinar as propriedades termodinâmicas sem a necessidade de recorrer a tabelas termodinâmicas. 4. Resultados e Discussão Nas Tabelas 5 a 8 são apresentadas as eficiências, as potências consumidas ou produzidas , as taxas de geração e transmissão de calor e as taxas de irreversibilidades nos principais equipamentos das plantas apresentadas nas Figuras 1 a 4, respectivamente, que constituem os Casos 1 e 2.

Tabela 5. Dados da planta atual para produção de vapor (Fig. 1) utilizada nos Casos 1 e 2.

Equipamentos η ψ consW& [kW] Q& [kW] I& [kW] Bomba 0,70 0,74 2,9 - 0,8 Caldeira 1 0,75 0,23 - 6.866,0 7.064,0 Digestores D3 0,75 - - 248,5 82,8 Digestores D5 0,75 - - 347,9 116,0 Trocador de Calor 0,75 0,26 - 1.242,0 364,7

Tabela 6. Dados da planta atual para produção de refrigeração (Fig. 2) utilizada nos Casos 1 e 2.

Equipamentos η ψ consW& [kW] Q& [kW] I& [kW]

Compressores C1 a C7 0,75 0,62 110,3 - 42,3 Compressor C8 0,75 0,64 368,0 - 132,3 Compressor C9 0,62 0,58 220,6 - 93,08 Condensador Evaporativo - - - 4.089,0 - Evaporador -10°C - - - 1.956,0 - Evaporador -35°C - - - 1.025,0 -

Tabela 7. Dados da planta para produção refrigeração adicional do Caso 1 (Fig. 3).

Equipamentos η ψ consW& [kW] prodW& [kW] Q& [kW] I& [kW]

Ciclo de refrigeração adicional por compressão Compressor C1 0,75 0,81 583,2 - - 109,9 Compressor C2 0,62 0,66 129,3 - - 44,3 Condensador Evaporativo - - - - 2.723,0 - Evaporador -10°C - - - 1.304,0 - Evaporador -35°C - - - - 683,3 - Tabela 8. Dados da planta para produção de eletricidade e refrigeração adicional do Caso 2 (Fig. 4).

Equipamentos η ψ

consW& [kW] prodW& [kW] Q& [kW] I& [kW]

Turbina a Gás Compressor 0,87 0,94 5.152 - - 321,4 Câmara de combustão 0,80 0,79 - - - 4.077,7 Expansor 0,84 0,94 - 9.466 - 641,2 Gerador 0,95 - - 4.100 - 215,7 Conjunto total 0,43 0,44 - 4.100 - 5.256,0

Chiller de Absorção -35°C Bomba 0,70 0,97 8,02 - - 0,20 Trocador de calor 1 0,85 0,99 - - 1.678 7,74 Regenerador 0,85 - - - 3.110 - Retificador - - - - 1.751 - Condensador - - - - 722,9 - Trocador de calor 2 0,85 0,99 - - 128,1 0,97 Evaporador - - - - 683,3 - Absorvedor - - - - 1.327 -

Chiller de Absorção -10°C Bomba 0,70 0,97 13,38 - - 0,33 Trocador de calor 1 0,85 0,99 - - 2.429 10,18 Regenerador 0,85 - - - 3.455 - Retificador - - - - 1.114 - Condensador - - - - 1.362 - Trocador de calor 2 0,85 0,99 - - 126,7 0,32 Evaporador - - - - 1.304 - Absorvedor - - - - 2.296 - Os custos de investimento, de operação e manutenção e anual de amortização para instalação dos equipamentos novos dos Casos 1 e 2 estão apresentados na Tabela 9.

Tabela 9. Custos e amortizações para instalação dos equipamentos novos dos Casos 1 e 2.

Equipamentos Custo de Investimento [R$]

Custo de operação e manutenção [R$/ano]

Custo anual de amortização [R$]

Compressor de amônia 3.710.960,00 88.000,00 584.819,00 Turbina a gás c/gerador 13.872.008,00 324.796,00 2.181.963,00 Chillers de absorção 16.975.517,00 397.460,00 2.670.122,00 Para a análise termoeconômica, foram considerado os custos de aquisição de eletricidade, lenha e gás natural como sendo, respectivamente, R$ 0,24 por kWh, R$ 22,00 por m3 e R$ 0,50/m3. Foi

considerado também que os custos exergéticos unitário da eletricidade, lenha e gás natural são iguais a 1. Além disso, foram estimadas uma vida útil de 20 anos para a planta e uma taxa de juros de 12 % ao ano. A Tabela 10 mostra os custos específicos da produção de vapor, refrigeração e energia elétrica e na Tabela 11 são apresentados gastos anuais para cada um dos casos estudados.

Tabela 10. Custos de produção de vapor, refrigeração e eletricidade nos Casos 1 e 2.

Custos Caso 1 Caso 2

Custo do vapor (R$/t) 25,90 25,87 Custo da refrigeração (R$/MWh) 106,90 300,20 Custo da energia elétrica (R$/MWh) 240,00 139,70

Tabela 12. Gastos anuais para os Casos 1 e 2.

Gastos Caso 1 Caso 2

Lenha (R$/ano) 1.731.667,72 1.731.667,72 Eletricidade (R$/ano) 8.400.000,00 - Gás Natural (R$/ano) - 5.109.927,73 Operação e manutenção (R$/ano) 277.272,7 722.256,00 Amortizações dos equipamentos (R$/ano) 584.819,00 4.852.085,00

Total (R$/ano) 10.993.759,42 12.415.936,45 5. Conclusão De acordo com os resultados obtidos, verifica-se que a expansão da capacidade de produção do frigorífico FRIBOI através da instalação de um sistema de cogeração de energia a gás natural, utilizando uma turbina a gás para geração de eletricidade e chillers de absorção para produção de refrigeração adicional (Caso 2) não é viável, pois resulta num gasto anual cerca de 13% maior do que se a expansão for feita com a utilização de compressores de amônia para produção da refrigeração adicional e mantendo-se a compra de energia elétrica da concessionária (Caso 1). Uma ampliação deste tipo só seria justificada num eventual racionamento de energia ou diminuição do custo do gás natural. Palavras-Chave : Cogeração, energia, gás natural, chiller, indústria frigorífica. Referências Bibliográficas [1] BALESTIERI, J.A.P.; Cogeração: geração combinada de eletricidade e calor; Ed. of UFSC, Florianópolis, 279 p, 2002. [2] BEJAN, A., TSATSARONIS, G., MORAN, M.; Thermal design & optimization , John Wiley & Sons, Inc., NY, USA, 542 p, 1996. [3] BRUNO, J.C., MIQUEL, J., CASTELLS, F.; Modeling of ammonia absorption chillers integration in energy systems of process plants, Applied Thermal Engineering , Vol. 19, No. 12, pp. 1297-1328, 1999. [4] CERQUEIRA, S.A.A.G.; Metodologia de análise termoeconômica de sistemas; Tese de Doutorado, 137 p., Faculdade de Engenharia Mecânica, UNICAMP, Campinas, SP, 1999.

[5] GALLEGO, A.G.; Sistemas de refrigeração a partir da cogeração - análise e simulação de propostas para o caso de cervejarias utilizando gás natural, Dissertação de Mestrado, Universidade Metodista de Piracicaba, Santa Bárbara D’Oeste, 1998. [6] Gas Turbine World Handbook, 2001-2002. [7] HORLOCK, J.H.; Cogeneration – Combined heat and power (CHP): Thermodynamics and economics, Krieger Publishing Co., 226 p., Florida, USA, 1997. [8] KLEIN, S.A., ALVARADO, F.L.; EES - Engineering Equation Solver, F-Chart Software, Middleton, WI, USA, 1995. [9] LEITE, M.A.H.; Análise econômica de um sistema de trigeração a gás natural , Anais do IX Congresso Brasileiro de Energia, Rio de Janeiro, Brasil, 2002. [10] LOZANO, M.A., VALERO, A.; Theory of the exergetic cost , Vol. 18, No. 9, pp. 939-960, Energy, 1993. [11] ORLANDO, J.A.; Cogeneration planner's handbook, Fairmont Press, 1991. [12] SZARGUT, J., MORRIS, D.R., STEWARD, F.R., Exergy analysis of thermal, chemical and metallurgical process, 332 p., Hemisphere Publishing Corporation, NY, USA, 1988.