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Simulação dos impactos da implantação de sistemas de captura de
CO2 sobre os custos, a geração de resíduos e o consumo de H2O de
termelétricas a carvão
Susanne Hoffmann, David A Castelo Branco, Paulo R. Merschmann, Alexandre S.
Szklo,
Energy Planning Program, Graduate School of Engineering, Federal University of Rio de Janeiro
Centro de Tecnologia, Bloco C, Sala 211
Cidade Universitária, Ilha do Fundão, Rio de Janeiro, RJ - 21941-972, Brazil
Resumo
O presente trabalho compara o desempenho e os custos de plantas termelétricas operando com carvão
colombiano e brasileiro. O desempenho e os custos das plantas são obtidos através de simulações da operação
dessas plantas no software IECM (Integrated Environmental Control Model), desenvolvido pela Canergie
Mellon University. As simulações objetivaram elucidar os impactos de diversos níveis de captura de CO2 no
desempenho e nos custos das plantas de geração. O trabalho também comparou as reduções das emissões de CO2
de plantas super e ultra supercríticos a pequenas taxas de captura, com o objetivo de analisar a opção mais
adequada a pequenas taxas de captura. O sistema de captura utilizado na simulação foi o de pós-combustão com
uso de aminas. Os parâmetros que variaram durante as simulações foram: carvão brasileiro (do sul do Brasil) e
carvão colombiano (operando uma planta no Nordeste); fator de capacidade de 60% e de 80%; uso de
monoetanolamina ou Econamine FG+; condições de vapor subcríticas, supercríticas e ultra supercríticas. Para
cada tipo de planta foram simulados os cenários sem captura de CO2 e com taxas de captura de 5%, 10% e 90%.
Os principais resultados comparados foram: níveis de emissões de CO2; consumo de H2O; geração de resíduos,
custo de investimento (CI); custo nivelado de geração elétrica (LCOE) e custo do CO2 evitado. Para níveis de
emissões (CO2) e potências líquidas similares, as plantas ultras supercríticas apresentaram custos, geração de
resíduos e consumo de água inferiores aos das plantas subcríticas com pequenos níveis de captura (captura de
5% ou 10%). No curto prazo, plantas que desejam capturar a maior parte do CO2 (90%) devem incorrer em
grandes elevações dos custos, do consumo de água e da geração de resíduos.
1 Introdução
Os setores elétricos de muitas grandes economias se baseiam fortemente até hoje na
geração de energia elétrica por termelétricas a carvão e emitem, assim, grandes volumes de
dióxido de carbono (CO2). Porém, os agentes do setor elétrico hesitam em abrir mão do uso
de carvão, pois ele representa uma fonte abundante e de baixo custo, que se encontra por
grande parte localizada em regiões politicamente estáveis (WCA, 2005). Diante desse cenário,
muitas economias apostam no desenvolvimento de tecnologias inovadoras de carvão que
visam à redução de emissões de CO2, através do aumento de eficiência dos processos e da
adição de sistemas de captura de armazenamento de carbono (Carbon Capture and Storage –
CCS).
Especialmente o CCS é visto como solução para mitigar as emissões geradas pelo uso
do carvão. Sistemas de CCS separam o CO2 durante o processo de conversão do combustível,
o comprimem e transportam para locais onde é armazenado de modo estável, por exemplo,
em adequadas formações geológicas. Atualmente, tecnologias de captura e seqüestro já estão
sendo aplicadas em diferentes indústrias (IPCC, 2005). Para aplicações em termelétricas,
várias rotas se encontram em fase de desenvolvimento, contudo, até hoje, nenhuma delas está
sendo aplicada em escala comercial.
As únicas tecnologias que estarão disponíveis no curto prazo para aplicação em CCS
são a absorção química e a absorção física, sendo que a absorção física é aplicável somente
em plantas IGCC. A introdução de plantas IGCC ocorre de forma lenta, devido à falta de
experiência e um alto custo de investimento, sobretudo, para os gasificadores. Portanto, os
esforços de aplicar sistemas de captura de carbono no curto prazo se concentram fortemente
em sistemas de absorção química (Olajire, 2010).
Este artigo se dedica à análise detalhada de sistemas de captura por absorção química,
com potencial de aplicação no curto prazo em plantas com tecnologia de queima
convencional, buscando respostas concretas sobre as exigências e conseqüências da instalação
das mesmas em UTEs. Para isso, foi utilizado um software, o Integrated Environmental
Control Model (IECM), desenvolvido na Carnegie Mellon University para o Department of
Energy dos EUA (DOE) e National Energy Technology Laboratory (NETL), visando fornecer
uma ferramenta para a elaboração de estimativas preliminares de custo e desempenho de
UTEs. Por meio de simulações com o IECM, buscou-se compreender melhor a influência que
plantas de captura de carbono têm sobre custos e desempenho de UTEs convencionais a
carvão.
Nas analises realizadas buscou-se responder seis perguntas específicas:
• A captura virtual de carbono pelo aumento da eficiência do processo pode equivaler a
um processo de captura de baixas taxas? Qual opção é economicamente mais
interessante?
• Para plantas que operam com alta taxa de captura de 90 %, qual carvão é mais
econômico na operação, o nacional ou o colombiano (que representa um carvão de alta
qualidade)
• Qual efeito tem a alteração do fator de capacidade (60 ou 80 %) sobre a viabilidade
econômica?
• Quais efeitos têm diferentes solventes químicos sobre a viabilidade técnico-
econômica?
• Um sistema de captura aumenta o consumo de água?
• Qual a quantidade de resíduos em base de aminas degradadas para diferentes casos
analisados?
No segundo capítulo foi feita uma breve descrição técnica das alterações e instalações
necessárias para a realização da captura de carbono. No terceiro capítulo é dada uma
descrição do modelo e dos dados de entrada utilizados. Foram realizadas simulações de
plantas sem captura e plantas com captura, considerando taxas de captura de 5 %, 10 % e 90
%. O desempenho das plantas foi verificado para o uso de carvão nacional e carvão
colombiano, e dois diferentes solventes para a absorção química. No quarto capítulo, os
resultados das simulações são apresentados e discutidos.
2 Fundamentos técnicos da captura de carbono pós-combustão com
aminas em UTEs a carvão
2.1 A absorção química por aminas
Os solventes químicos mais aplicados para a separação de CO2 são as aminas
convencionais e as aminas estericamente impedidas. Existem diferentes outras linhas de
pesquisa propondo solventes alternativos e avançados. Porém, somente as aminas alcançaram
a estado da disponibilidade em escala comercial.
A monoetanolamina (MEA) é um composto químico orgânico e foi desenvolvido nos
anos 60 como um solvente não seletivo para a remoção de impurezas como os gases ácidos
(H2S e CO2), de correntes de gás natural. O processo foi posteriormente adaptado para o
tratamento de gases de exaustão (Rao, 2002).
Além da monoetanolamina (MEA), outras aminas como a dietanolamina (DEA), a
metildietanolamina (MDEA), trietanolamina (TEA), ou a disopropanolamina (DIPA) também
podem ser utilizadas (Strazisar et al., 2001; Olajire, 2010).
As reações que ocorrem na absorção de CO2 e na regeneração do MEA estão
descritas pelas Eq. 1 e Eq. 2, respectivamente:
2R-NH2 + CO2 → R-NH3+ + R-NH-COO
- (1)
R-NH-COO- + R-NH3
+ + (calor) → CO2 + 2R-NH2 (2)
Onde R = HO-CH2CH2
A aplicação de aminas requer geralmente um alto consumo de energia, dado que os
processos de absorção e dessorção são controlados pela temperatura. Outro problema na
aplicação industrial de aminas está relacionado à sua degradação por meio de reações
irreversíveis ocasionando diversos problemas durante o processo de separação como: perda de
solvente, corrosão dos equipamentos, aumento da viscosidade, foaming e incrustação
(fouling). Especialmente a MEA, que é uma amina primária, é facilmente degradada na
presença de SO2 e O2 pela formação de subprodutos irreversíveis, reduzindo a capacidade de
absorção da amina e tornando difícil a sua recuperação (Strazisar et al., 2001). A adição de
um sistema de captura por aminas requer, portanto, um gás de entrada relativamente limpo e
de baixa temperatura, o que pode levar a necessidade de instalações adicionais para
condicionar o gás de exaustão.
O desenvolvimento de aminas alternativas visa à redução da energia necessária para a
regeneração e a redução da corrosividade. Existem dois processos para a separação de CO2
em estágio comercial baseados em aminas: o Econamine FG Plus SM
Process (EFG) e o ABB
Lummus Crest MEA Process.
2.2 Unidades adicionais para a captura de carbono
A captura de CO2 exige unidades para o condicionamento do exausto, consistindo na
remoção adicional de SO2 e no arrefecimento e para a própria captura, consistindo em uma
torre de absorção de CO2, unidades de regeneração do solvente e um sistema de compressão e
secagem de CO2 para condições supercríticas.
Uma instalação de remoção de CO2 opera geralmente com uma taxa de remoção de
90 %. Quando é exigida uma taxa menor de captura, a boa prática não é a diminuição da
eficiência do equipamento de remoção, mas a instalação de um bypass, ou seja, a separação
da corrente em duas partes, das quais uma passará pela unidade de remoção de CO2, enquanto
a outra parte seguira direto para a chaminé.
O exausto sai do tratamento geralmente à pressão ambiental e temperaturas ente 50 e
60 °C e com uma concentração de SOx acima de 2000 ppmv (NETL, 2007). Para poder
adicionar uma planta CCS, o gás de exaustão precisa ser condicionado. Uma planta de
absorção de CO2 requer um gás a uma temperatura por volta de 45°C e com uma
concentração de SO2 não maior a 10 ppmv (NETL, 2007), devido à afinidade grande da MEA
de reagir com SO2. Dessa reação se formam sais termicamente estáveis, que não podem ser
regenerados e precisam ser retirados do sistema. SO2 causa, assim, uma perda de solvente e
gera resíduos tóxicos. Portanto, em UTEs com captura de carbono precisa-se acrescentar uma
segunda etapa de remoção de SO2, comumente chamada de SO2 polisher.
A absorção química é um processo cujo equilíbrio é determinado pela temperatura,
dado que a solubilidade de CO2 no solvente aumenta com a redução da temperatura.1
Portanto, o exausto deve ser arrefecido para as temperaturas convenientes para o processo de
absorção. O gás é normalmente resfriado com um cooler de contato direto, que é uma coluna
recheada onde o gás é resfriado através do contato intenso com uma corrente reciclada de
água.
A recuperação de MEA degradada, ou seja, MEA que formou sais termicamente
estáveis é realizado por um equipamento chamado reclaimer. Uma pequena corrente parcial
do solvente regenerado segue continuamente para o reclaimer, onde uma parte da MEA é
recuperada através da reação com soda caustica. A soda libera a MEA de ligações com óxidos
de enxofre, devido ao seu forte caráter básico. O reclaimer é realizado como um trocador de
calor onde vapor de baixa pressão, proveniente do bloco de turbinas, cede calor ao solvente. A
MEA regenerada evapora então e volta ao circuito da absorção. O processo do reclaimer é
1 De outro lado, o transporte das moléculas do gás para o solvente é facilitado com o aumento da temperatura.
Ademais, quanto menor a temperatura na absorção, maior o consumo de energia na etapa da regeneração, em
que o solvente precisa ser aquecido até a temperatura em que o CO2 é transmitido novamente para a fase de gás.
Existe, então, um ótimo de temperatura, que se determina pela solubilidade e por mecanismos de transporte e
consumo de energia.
essencial para a redução de corrosão e incrustação (fouling) no sistema do solvente. Os
resíduos do reclaimer são imediatamente resfriados com água de resfriamento da UTE e
descarregadas num tanque.
Devido à alta demanda de energia térmica e elétrica das instalações de captura e
compressão de carbono, tal como às exigências de arrefecimento, uma boa integração
energética com a UTE é um imperativo em termos de eficiência e economia. Os principais
consumidores de energia elétrica são ventiladores e bombas de sistemas de arrefecimento e
compressão (consumido dos compressores de CO2 é aproximadamente 100 kWh/t CO2, Rubin
et al. (2010)). O sistema criogênico de liquefação do CO2 também apresenta um alto consumo
de energia elétrica.
A maior parte da penalidade energética, porém, se deve ao consumo de energia
térmica para a regeneração do solvente no reboiler e reclaimer. Essa energia é normalmente
fornecida pela extração de vapor de baixa pressão do sistema de turbinas. No reboiler, a
energia é consumida pelo aquecimento e pela evaporação parcial do solvente, durante o qual o
CO2 é liberado do solvente. No reclaimer, o solvente é completamente evaporado, para
separar sais e outros contaminantes não voláteis do solvente. Porém, como a corrente, que
passa pelo reclaimer, é muito menor que a carga que passa pelo reboiler, o reboiler apresenta
um consumo mais relevante. Para a integração eficiente do ciclo água/vapor existente, os
pontos de extração de vapor para a alimentação do reboiler e reclaimer precisam ser
encontrados.
Os processos da captura de carbono requerem uma quantidade substancial de água de
arrefecimento, tanto na etapa de absorção, quanto na etapa da compressão. Conforme um
estudo do NETL (2007), o consumo de água de resfriamento da planta de captura de carbono
representa mais que o dobro da água de resfriamento consumida pela UTE. Essas etapas
devem ser integradas com as etapas que necessitam de calor visando à otimização da
eficiência da planta. Água de arrefecimento é fornecida do sistema da UTE para o DCC, o
trocador de calor do solvente químico regenerado, o resfriamento intermediário do
absorvedor, o resfriamento dos condensadores de refluxo, o resfriamento do resíduo do
reclaimer. A água aquecida volta para a UTE e pode ser utilizada para o pré-aquecimento dá
água de alimentação da caldeira.
3 O modelo IECM
A simulação das configurações da planta a carvão foi realizada com o auxílio do
software Integrated Environmental Control Model (IECM),2 desenvolvido pelo Center for
Energy and Environmental Studies da Technology Carnegie Mellon University para o US
Department of Energy’s National Energy Technology Laboratory (DOE/NETL).
O IECM é um programa de modelagem computacional que realiza uma análise
sistemática de custos e desempenho dos equipamentos de controle de emissões em plantas a
carvão. O IECM permite a configuração da planta a ser modelada a partir de uma variedade
de tecnologias, incluindo tecnologias de controle de poluentes e de captura de carbono.
Além das emissões evitadas o modelo também leva em consideração as emissões de
poluentes, recursos utilizados na planta, custos de capital, operação e manutenção e a
eficiência da planta. As incertezas e riscos tecnológicos também podem ser caracterizados.
O software utiliza equações de balanço de massa e energia, juntamente com dados
empíricos, para quantificar o desempenho global da planta, os insumos necessários e as
emissões.
Nesta seção são descritos brevemente os dados de entrada da simulação. No final
desta seção, estes dados encontram-se resumidos na Erro! Fonte de referência não
encontrada..
3.1 Dados técnicos da planta base
As simulações foram realizadas com um carvão nacional e um carvão importado da
Colômbia. Como representante do carvão nacional foi utilizado o carvão CE 3300, da jazida
Candiota, fornecido pela Companhia Rio Grandense de Mineração (CRM). Este carvão é
utilizado no complexo da CGTEE. Segundo a CRM o preço de venda desse carvão para a
CGTEE está em torno de R$ 38,00/t. A simulação do carvão importado utilizou, como
exemplo, as características e preços de um carvão colombiano oriundo de minas situadas na
Colômbia da MPX. O resumo das especificações adotadas no modelo para os carvões é
apresentado na Tabela 1.
Tabela 1 – Características do carvão brasileiro e colombiano
PCS (MJ/kg) 13,83 26,35
2 Versão 6.2.4 de 2010.
% dos elementos em massa (base úmida) (base úmida)
C 29,08 64,24
H 2,11 4,4
O 6,56 9,38
Cl 0 0,03
S 1,09 0,7
N 0,42 1,23
Cinzas 44,74 8
Umidade 16 12
Preço (US$/t) 21,6 78,5
Fonte: CPRM (2003), MABE (2009)
Todas as simulações utilizaram uma planta com potência bruta instalada de 500 MW.
Portanto, este valor não inclui o consumo de equipamentos auxiliares. Os resultados das
simulações sempre serão dados em relação à potência líquida, que é potência disponível
depois da instalação dos equipamentos auxiliares.
O fator de capacidade (FC) é o valor médio anual que representa o percentual de
operações da planta a carvão, operando com carga total equivalente, durante o período de um
ano. O FC é usado para calcular as emissões anuais médias, os fluxos de materiais e tem
influencia direta nos custos da planta. Portanto, esta variável é de extrema importância para as
simulações realizadas, uma vez que as termelétricas brasileiras a carvão operam com
flexibilidade parcial. Como o estudo considera a utilização do carvão importado e do carvão
nacional, e as plantas no Brasil operam no regime de semi-base, foram simulados dois fatores
de capacidade distintos. Para simular a operação no regime de semi-base foi utilizado o FC de
60%. O efeito de um possível aumento no regime de utilização foi simulado com o aumento
do fator de capacidade para 80%.
Além do ciclo a vapor típico em condições convencionais, ou seja, planta base em
condições subcríticas também foram simuladas condições de plantas supercríticas e ultra-
supercritícas, com e sem o sistema de captura de carbono. A alteração do ciclo de vapor da
planta base resulta em um amento de eficiência da planta. A simulação da planta base obteve
uma eficiência de aproximadamente 37% no regime subcrítico. Para o regime supercrítico e o
regime ultra-supercrítico, as eficiências aproximadas obtidas foram de 39% e 43%,
respectivamente.
Para a remoção das emissões atmosféricas NOx, SOx e particulados foram adotados
equipamentos (in-furnace-control, ESP, wet FGD) que reduzem estes poluentes até valores
indicados como limites pela Banco Mundial (Tabela 2).
Tabela 2 - Resumo das restrições de emissões indicados pelo Banco Mundial
Emissões Banco Mundial (3)
Particulados (PM)
(mg/Nm3) 50
Dióxido de Enxofre (mg/Nm3) < 850
Óxido de Nitrogênio (mg/Nm3) 510
Fonte: MPX (2010)
O sistema de arrefecimento escolhido para as simulações será do tipo once-through
(ou open loop). A escolha se baseou no percentual mundial e americano de plantas que
utilizam essa tecnologia e na suposição que a disponibilidade de fontes de água não será
problema, especialmente para as plantas localizadas próximo ao mar. Não obstante, será
realizada uma análise de sensibilidade por meio de uma comparação com torres úmidas.
A simulação considerou lagoas de tratamento (ash pond) para a disposição de
resíduos e de água. A disposição ocorre separadamente nas simulações.
3.2 Dados técnicos do sistema de captura
O modelo IECM permite a simulação da planta com dois diferentes solventes. O
primeiro solvente é a amina convencional e a segunda opção é a amina avançada o Econamine
FG Plus SM
Process (EFG) (ver item 2.1). Foram simuladas plantas com ambos os tipos de
solventes com o objetivo de comparar se existe vantagem no uso de uma amina avançada.
Para os dois solventes foi utilizada uma concentração de 30% pp na solução aquosa, uma
perda nominal de solvente de 0,30 kg/t de CO2 e uma carga de (lean CO2 loading) de 0,19
mol CO2/mol solvente.Também foi considerado o uso de uma unidade DCC e de uma unidade
extra de dessulfurização para que o gás que entra na planta de captura tenha um percentual de
SO2 de 10 ppmv e uma temperatura adequada ao processo. O valor calculado pelo modelo é
de 45ºC.
As plantas foram simuladas com níveis de captura de CO2 iguais a 5%, 10% e 90%.
Para o nível de captura de 90%, o modelo considera o processamento de toda a corrente de
gás da planta de energia, para os dois solventes simulados. Nas simulações de planas com 5%
e 10% de captura de CO2 o modelo considerou o uso de by-pass, eliminando a necessidade de
tratamento de todo o fluxo de gás de escape. Para a eficiência de 90%, todo exausto tem que
passar pela unidade de captura.
O CO2 separado é comprimido a uma pressão de aproximadamente 14 MPa para ser
transportado por duto até o local do armazenamento. Nas simulações foi considerado um duto
de 100 km de comprimento. A eficiência utilizada para os compressores foi de 80% e o
consumo de energia elétrica dos compressores, calculado pelo modelo, foi de 107 kWh/tCO2.
A opção de armazenamento escolhida para as simulações foi o armazenamento geológico.
3.3 Custos
A parte financeira do modelo IECM envolve os fatores para determinar a receita
necessária para viabilizar o investimento na planta (Rubin et al., 2007). Em todas as
simulações, o ano de 2009 foi escolhido como ano base para os valores de custos e para os
resultados obtidos na simulação. As simulações foram realizadas considerando-se o valor da
moeda constante, portanto não incluem o efeito da inflação.
O tempo de vida do projeto, que é o tempo de serviço esperado de um investimento
de capital e também o período durante o qual um investimento é recuperado através da
depreciação, foi fixado em 20 anos para as simulações das plantas. Para o percentual de
endividamento, que é o percentual da capitalização total que está associado com o dinheiro da
dívida, foi considerado um percentual de 70% do percentual de capitalização. O tempo de
construção da planta, que é utilizado para determinar o subsídio de fundos utilizados durante a
construção, foi estimado em 3 anos, que é compatível com o tempo de construção de plantas
no Brasil, incluindo as plantas planejadas pela MPX.
O custo de capital relacionado à infra-estrutura de apoio à planta (General Facilities
Capital), que inclui a construção de estradas, prédios, laboratórios, etc, tem valor típico entre
5% e 25%. O custo utilizado para as simulações foi de 10%.
O custo de contingência do projeto (Project Contingency Cost) quantifica a incerteza
envolvida no projeto. O fator aplicado está relacionado ao custo de equipamentos adicionais
ou outros encargos que resultam de um projeto mais detalhado. Custos de contingência de
projeto serão aplicados a projetos em etapas preliminares ou projetos simplificados, enquanto
que custos de contingências menores estão relacionados a projetos concluídos ou mais
detalhados. Para o custo de contingência do projeto foi mantido o valor default do modelo,
igual a 12%, para todas as simulações.
Tabela 3 - Resumo dos dados de entrada nas simulações realizadas no IECM
Parâmetros Unidade Tipo de carvão Tipo de carvão
Carvão Tipo Colombiano Colombiano Colombiano Colombiano Brasileiro Brasileiro Brasileiro Brasileiro
Capacidade MWg (1) 500 500
Fator de Capacidade % 60 80 60 Indiferente (2) 60 80 60 Indiferente (2)
Condições de vapor Tipo SubC / SC / USC SubC / SC / USC
Condições atmosféricas
Temperatura °C 27 18
Pressão MPa 0,1 0,1
Umidade % 81 80
Controle de Emissões
Controle de particulado Tipo Cold-side ESP Cold-side ESP
Controle de SO2 Tipo Wet FGD + SO2 Polisher (3) Wet FGD + SO2 Polisher (3)
Controle de NOx Tipo In-furnace Control (LNB+OFA) In-furnace Control (LNB+OFA)
Limite de Particulado mg/Nm3 50 50
Limite de SO2 g/Gcal 2000 2000
Limite de NOx mg/Nm3 750 750
Sistema de Arrefecimento Tipo once-through once-through
Disposição de resíduos
Água Tipo Ash pond Ash pond
Cinzas Tipo Ash pond Ash pond
Nível de captura % 0 / 5 / 10 / 90 0 / 5 / 10 / 90
Planta de captura
Solvente Tipo Econamine Econamine MEA Econamine Econamine Econamine MEA Econamine
Concentração % wt 30 30
Compressão do CO2 MPa 14 14
Transporte Tipo / km Duto / 100 km Duto / 100 km
Armazenamento Tipo Geológico Geológico
Notas: (1)
Potência bruta. (2)
O fator de capacidade não influencia os resultados dessa simulação. (3)
O SO2 polisher só é utilizado nos casos com captura.
O custo de contingência do processo (Process Contingency Cost) quantifica a
incerteza do processo e o custo de um sistema em escala comercial. A simulação de
custos considerou um custo de contingência de processo diferenciado para os três tipos
de planta. A diferença no custo de contingência (Process Contingency Cost) é dada pela
aplicação de um fator3 sobre o custo de capital total da planta.
A simulação de custos para uma planta subcrítica utilizou um fator de
contingência de 0,3% e as simulações para plantas com as tecnologias supercríticas e
ultra-supercríticas utilizaram um fator de 25%.
O baixo valor de contingência utilizado para as plantas subcríticas representa o
alto grau de maturidade desta tecnologia, que já opera em escala comercial e não
envolve muitas incertezas sobre o seu desempenho técnico ou nos seus custos.
Enquanto que as tecnologias supercríticas e ultra-supercríticas são aplicações
relativamente recentes em escala comercial.
4 Resultados e Discussão
Nesta seção são descritos os resultados obtidos as diferentes simulações
realizadas. O conjunto de questões a seguir ajuda a compreender a estrutura e a
finalidade das simulações e seus resultados:
• A captura virtual de carbono pelo aumento da eficiência do processo pode
equivaler a um processo de captura de baixas taxas? Qual opção é
economicamente mais interessante?
• Para plantas que operam com alta taxa de captura de 90 %, qual carvão é mais
econômico na operação, o nacional ou o colombiano (que representa um carvão
de alta qualidade)
• Qual efeito tem a alteração do fator de capacidade (60 ou 80 %) sobre a
viabilidade econômica?
• Quais efeitos têm diferentes solventes químicos sobre a viabilidade técnico-
econômica?
• Um sistema de captura aumenta o consumo de água?
3 O fator de custo de capital de contingência é aplicado a uma nova tecnologia com o objetivo de
quantificar as incertezas no seu desempenho técnico e no seu custo quando o equipamento operar em
escala comercial.
• Qual a quantidade de residuos em base de aminas degradadas para diferentes
casos analisados?
4.1 A captura virtual de carbono
Se o objetivo for a redução de emissões de CO2 por pequenas taxas, como
solicitado, às vezes, por instituições de financiamento, deve-se analisar cautelosamente,
se a captura virtual, ou seja, redução de emissões por aumento de eficiência poderia ser
uma alternativa interessante comparada à redução por pequenas instalações de captura
de carbono.
Nesta parte foi analisada a qual taxa de captura de CO2 o simples aumento da
eficiência seria equivalente. Para esta análise foi observada uma planta alimentada com
carvão colombiano, operada com um fator de capacidade de 60 % e aplicando
Econamine GF+
como solvente químico. Foram simuladas plantas com ciclo subcrítico,
supercrítico e ultra-supercrítico. O desempenho com relação às taxas de emissões de
CO2, aos custos, consumo de água e resíduos de reclaimer foram observados. A Tabela
4 resume os resultados obtidos.
Tabela 4 – Resultados obtidos para a simulação de captura virtual de carbono
A partir da Tabela 4 nota-se que as emissões do caso subcrítico com captura de
10% (SBC/10) mostraram-se (385 t/h) as mais próximas das emissões do caso
supercrítico sem captura (392 t/h). Portanto, admitiu-se que a captura virtual por
aumento de eficiência do ciclo a vapor pode corresponder com taxas de captura
aproximadamente 10 %, substituindo um sistema subcrítico com captura de carbono por
um sistema supercrítico sem captura de carbono. Com a previsão da introdução de
plantas ultra-supercríticas, as possibilidades de captura virtual aumentam ainda mais. Os
dados de custos evidenciam que a captura virtual apresenta a solução de menor custo em
termos de custo de eletricidade nivelado (LCOE – Levelized cost of energy), porém o
custo de abatimento da captura virtual se encontra acima do custo de abatimento da
captura de 10 % por absorção química.
Vantagens evidentes da captura virtual são também a economia de água e a não
produção de resíduos provenientes do processo de captura.
4.2 Comparação entre carvão brasileiro e colombiano
Outra pergunta importante para a situação do Brasil é a questão que tipo de
carvão pode e deve ser utilizado em plantas com captura de carbono. Esta análise se
refere a plantas com taxas de captura de 90 %, que são freqüentemente adotadas em
cenários em que a captura de carbono é uma importante ferramenta para a redução de
emissões de CO2. Esta na[alise foi realizada adotando-se um fator de capacidade de 60
% e Econamine FG+. A Figura 1 resume os principais resultados da análise.
O custo de capital das plantas operadas com carvão colombiano se mostrou
inferior ao custo de capital das plantas operadas com carvão brasileiro, o que se deve a
diferença do poder calorífico dos carvões. Os equipamentos da planta operada com
carvão colombiano são menores, portanto, menos caros. O custo nivelado de
eletricidade, porém, indica que plantas convencionais subcríticas operando com carvão
brasileiro apresentam o menor custo, o que se deve ao baixo custo do carvão nacional.
Figura 1 – Resultado da comparação entre o carvão brasileiro e colombiano
4.3 O efeito do fator de capacidade (60 ou 80 %)
As termelétricas brasileiras operam geralmente com um fator de capacidade de
60%, complementando o sistema predominantemente hidrelétrico. Portanto, as
simulações foram primeiramente realizadas, aplicando-se este fator de capacidade.
Entretanto, quando se cogita a adição de sistemas de CCS a uma termelétrica, o custo de
capital aumenta de forma significativa, tornando difícil a viabilidade econômica destes
sistemas. Para averiguar, o quanto o sistema perde de viabilidade devido ao baixo fator
de capacidade, foi realizada uma simulação com um fator de capacidade de 80 %. Os
resultados mostram que especialmente os sistemas mais sofisticados, que apresentam
um custo de capital mais expressivo, mostraram ganhos consideráveis. Ao custo
nivelado de eletricidade diminuiu de uma faixa de 151 a 159 US$/MWh para uma faixa
de 123 a 128 US$/MWh (Figura 2).
Figura 2 - Resultado da comparação entre o fatores de capacidade (60% e 80%)
4.4 A viabilidade de diferentes solventes químicos
Atualmente existem várias linhas de pesquisa para o desenvolvimento de
solventes químicos que possam melhorar o desempenho de plantas de absorção
química. Nas simulações deste trabalho foi adotada uma amina avançada, chamada de
Econamine FG+. Para averiguar o desempenho econômico desta amina foram feitas
simulações que comparam MEA comum com a Econamine FG+. Foi confirmado que a
Econamine FG+ realmente realiza um processo a menor custo. Isto deve principalmente
a sua maior afinidade com o CO2 e sua resistência a degradação.
Figura 3 - Resultado da comparação entre diferentes solventes químicos (MEA e Econamine FG+)
4.5 O consumo de água de um sistema de captura
A Figura 4 mostra o resultado obtido na comparação do consumo de água para
plantas com diferentes taxas de captura (sem captura, 5%, 10% e 90%). Para todas as
plantas foi considerado o sistema de refrigeração aberto e a captura com Econamine
FG+.
Água consumida (t/h) (carvão brasileiro)
211 205
169
242 234
195
244 236
197
296283
232
SBC SPC USC
sem captura 5% de captura 10% de captura 90% de captura
Figura 4 - Resultado da comparação do consumo de água
A captura de 90% é a que mais contribui para o aumento do consumo de água,
já que uma planta com esta taxa de captura consome 40% mais água do que uma planta
sem captura. Para taxas de captura 5% ou 10% o aumento do consumo de água é de
cerca de 15%. Este aumento do consumo de água se deve à refrigeração demandada
pela planta de captura.
Para comparar o consumo de água do sistema de resfriamento aberto com o
sistema de torre úmida de resfriamento foram simulados os casos sem captura e com
captura de 90% para os dois sistemas de resfriamento. A Figura 5 apresenta os
resultados dessas simulações.
Figura 5 - Consumo de água no sistema de resfriamento aberto versus no sistema de torre úmida
O consumo de água do sistema de resfriamento em torre úmida é em torno de
seis vezes o consumo de água do sistema de resfriamento em ciclo aberto. O sistema de
resfriamento em torre úmida aumenta em cerca de 50% o consumo de água quando se
passa de uma situação sem captura para uma de captura de 90%. Este aumento é maior
do que o observado para o sistema de resfriamento em ciclo aberto, em que o consumo
de água aumenta em cerca de 40% quando uma planta sem captura passa a capturar
90% do CO2.
4.6 Resíduos em base de aminas degradadas
Aminas reagem tanto com o CO2 quanto com o NO2, O2 e SO2. Quando as
aminas reagem com estes últimos formam sais termicamente estáveis (HSS) e gás
amônia, que constituem a parte degradada da amina. A degradação da amina incorre em
custos para repô-la, na redução da capacidade de absorção de CO2 e em problemas
operacionais e ambientais associados à formação e à disposição dos produtos gerados.
Isto justifica a instalação de um dessulfurizador adicional antes do processo de captura
para reduzir a concentração de SO2 a 10 ppm. O NO2 não é tão problemático, já que, em
geral, ele representa 5% do NOx emitido pelas termelétricas (Rao & Rubin, 2002;
Veltman et al, 2010).
As reações do solvente com O2, CO, SO2 ou NO2 são conhecidas como
degradação oxidativa e formam ácidos orgânicos. Tais ácidos também podem ser
introduzidos por meio da água de processo, do gás de exaustão ou ser formados pela
reação de componentes gasosos, como o CO (Thitakamol et al. 2007). Cada mol de
ácido orgânico reage com um mol de MEA e forma HSS.
Os HSS reduzem a capacidade de absorção da amina, provocam corrosão,
incrustação e aumento da viscosidade do solvente. Ademais, a parte volátil destes HSS
pode ser emitida junto com os gases de exaustão, e a não volátil é tratada no reclaimer,
sendo que, os resíduos do reclaimer e a parte volatilizada dos HSS podem causar
problemas ambientais (Veltman et al., 2010).
A adição de receptores de oxigênio à solução pode reduzir a formação de HSS.
Exemplos são oxima, quinona, hidroxilamina, e suas misturas. Há também a
possibilidade da adição de inibidores de corrosão (como o vanádio) e agentes anti-
incrustantes (Thitakamol, 2007). Estes permanecem em pequenas quantidades no
resíduo do fundo do reclaimer, sendo retirados junto ao resíduo.
HSS e amônia podem causar queimaduras e irritação (Thitakamol, 2007). A 2-
butanamina é um produto da degradação que provoca sérios danos aos organismos
aquáticos. Inibidores de corrosão à base de metais pesados podem ser encontrados nos
resíduos do reclaimer e são tóxicos para o ser humano e o meio ambiente. Diversos
países têm regulado a disposição de inibidores de corrosão tóxicos, tornando-a custosa.
Inibidores de corrosão a base de metais pesados podem vir a ser banidos, como foi
banido o uso de inibidores a base de arsênio em vários países (Thitakamol, 2007).
A
Tabela 5 mostra os resultados obtidos para a massa de resíduos produzida por
hora pelo reclaimer. Estes resíduos sólidos podem ser incinerados ou dispostos em
aterros. Se incinerados deve haver um lavador de gás para recuperar traços de metais
que se volatilizam junto com a amina. As cinzas ou os resíduos como um todo devem
ser neutralizados antes da disposição em aterros adequados (Thitakamol, 2007).
Para a captura de 90% nossas simulações mostraram perda em torno de 2,5 kg
de MEA/tCO2 capturado e de 0,1 kg de Econamine FG+ /t CO2 capturado
4.
Tabela 5 – Resíduos do reclaimer
5 Agradecimentos
Agradecemos à MPX, à ANEEL e ao CNPq pelo apoio financeiro.
6 Referências Bibliográficas
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4 Veltman et al (2010) menciona valores entre 1,6 a 3,1 kg de solvente/t CO2 capturado.
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