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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
DESENVOLVIMENTO DE MODELOS MATEMÁTICOS PARA A
CONFIGURAÇÃO DE GERAÇÃO EM CICLO COMBINADO GÁS-VAPOR
DO
TIPO SINGLE-SHAFT
JULIANA RODRIGUES PEREIRA DA SILVA
ITAJUBÁ, ABRIL DE 2009
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
JULIANA RODRIGUES PEREIRA DA SILVA
DESENVOLVIMENTO DE MODELOS MATEMÁTICOS PARA A
CONFIGURAÇÃO DE GERAÇÃO EM CICLO COMBINADO GÁS-VAPOR
DO
TIPO SINGLE-SHAFT
Dissertação submetida ao Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Elétrica como parte
dos requisitos para a obtenção do Título de
Mestre em Ciências em Engenharia Elétrica.
Área de concentração:Sistemas de Potência
Orientador:
Prof. Dr. Pedro Paulo de Carvalho Mendes
ABRIL DE 2009
ITAJUBÁ - MG
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“Uma pessoa é capaz de
conseguir qualquer coisa se o
seu entusiasmo não tiver
limites.” (Charles Schwab)
Agradecimentos
I
AGRADECIMENTOS
A Deus pela saúde, pela paz e pelas oportunidades que me concedeu ao longo da
vida.
À minha família, Celso, Júnia, Alexandra, Bruno e Ierko, pelo amor, apoio e
dedicação.
Aos orientadores e amigos Prof. Pedro Paulo de Carvalho Mendes e Prof.
Cláudio Ferreira, pelos ensinamentos, pela confiança e pela oportunidade de realização
deste trabalho.
Ao Prof. Antonio Eduardo Hermeto pela confiança e apoio ao longo do
caminho.
Aos professores e colegas do mestrado pelo conhecimento adquirido e pela
amizade.
Aos professores e colegas do GESis pelos ensinamentos e pela convivência
durante o tempo em que participei do grupo.
À CAPES pelo apoio financeiro.
Resumo
II
RESUMO
O Brasil recentemente se encontrou em uma situação de déficit energético, que
evidenciou a necessidade de se aumentar a capacidade de geração instalada no país.
Uma das alternativas viáveis para complementar o parque gerador brasileiro é o
emprego de centrais térmicas, as quais se apresentam na forma de turbinas a vapor,
turbinas a gás e em ciclo combinado gás-vapor.
Com o advento da nova tecnologia de usinas térmicas em ciclo combinado ficou
caracterizada a necessidade do desenvolvimento de uma modelagem coerente deste
processo, para a qual devem ser definidos os pontos de controle que têm influência no
desempenho dinâmico da unidade geradora e conseqüentemente no próprio
comportamento dos sistemas elétricos de potência.
Mais recentemente estão sendo instaladas, ao redor do mundo, as configurações
em ciclo combinado do tipo single-shaft, nas quais a turbina a gás e a turbina a vapor
estão conectadas em um mesmo eixo, acionando um único gerador.
O grande problema relacionado a estas novas centrais termelétricas reside no
fato de que a literatura técnica internacional é escassa e não aborda com detalhes
suficientes a sua modelagem matemática, de tal forma a permitir estudos adequados
quanto ao comportamento dinâmico de sistemas elétricos.
O presente trabalho apresenta as principais características e configurações das
turbinas a gás aeroderivativas e heavy-duty, em ciclo combinado gás-vapor com
configuração single-shaft, descrevendo os modelos matemáticos propostos para análise
de estabilidade dinâmica de sistemas elétricos. Estes modelos são incorporados em
sistemas elétricos de potência, onde, através de simulações, são destacadas as principais
influências dos componentes do ciclo no comportamento dinâmico do sistema. Para as
simulações utilizam-se o software Matlab e a toolbox Simulink e os programas Anarede
e Anatem desenvolvidos pelo CEPEL.
Abstract
III
ABSTRACT
Recently Brazil had such a deficit of energy that it was necessary to increase the
capacity of generation installed in the country. One of the practical alternatives to
complement the lack of energy is the use of thermal power plants, which can be found
as steam turbines, gas turbines and in combined cycle power plants.
With the advent of a new technology for thermal plants operating in combined
cycle, issued the necessity of developing a coherent modeling of this process, whose
control points must be defined to determine their influence in the dynamic performance
of the generation plant and consequently in the behavior of the electrical power
systems.
Nowadays it’s being installed around the world the single-shaft combined cycle
plant, in which the gas turbine and steam turbine are connected in the same shaft,
driving a single generator.
A big problem related to these new thermoelectric power plants is the fact that
the international technical literature is sparse and it does not address sufficiently
detailed the mathematical modeling to allow appropriate studies on the dynamic
behavior of electrical systems.
The present work presents the main characteristics and configurations of the
aero-derivatives and heavy-duty gas turbines in single-shaft combined cycle plant,
describing the mathematical models considered for analysis of dynamic stability of
electrical systems. These models are incorporated in electrical power systems, where,
through simulations, the main influences of the components of the cycle in the dynamic
behavior of the system are highlighted. For the simulations are used the software
Matlab and the toolbox Simulink and the programs Anarede and Anatem developed by
CEPEL.
Sumário
IV
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS.................................................................................................................I
RESUMO....................................................................................................................................II
ABSTRACT ................................................................................................................................III
ÍNDICE DE FIGURAS........................................................................................................... VII
ÍNDICE DE TABELAS.......................................................................................................... XV
SIMBOLOGIA.......................................................................................................................XVI
CAPÍTULO 1............................................................................................................................... 1
INTRODUÇÃO...........................................................................................................................1
CAPÍTULO 2............................................................................................................................... 4
ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO.......................................................................................... 4
CAPÍTULO 3............................................................................................................................... 6
ESTADO DA ARTE ...................................................................................................................6
3.1. Introdução.....................................................................................................................................6
3.2. Artigos Técnicos............................................................................................................................7
CAPÍTULO 4............................................................................................................................. 26
TURBINAS A GÁS...................................................................................................................26
4.1. Introdução...................................................................................................................................26
4.2. Classificação das Turbinas a Gás..............................................................................................31
4.3. Componentes das Centrais Termelétricas a Gás .....................................................................32
4.4. Configurações das Turbinas a Gás............................................................................................45
4.4.1. Tipos de Controle das Turbinas a Gás..................................................................................................... 50
4.5. Modelos dos Elementos Componentes das Turbinas a Gás....................................................52
4.6. Modelos Matemáticos das Turbinas Heavy-Duty.....................................................................75
4.7. Modelos Matemáticos das Turbinas Aeroderivativas .............................................................78
CAPÍTULO 5............................................................................................................................. 85
TURBINAS A VAPOR.............................................................................................................85
5.1. Introdução...................................................................................................................................85
5.2. Fundamentos das Usinas Térmicas a Vapor............................................................................86
5.3. Componentes das Usinas Térmicas a Vapor ............................................................................95
5.3.1. Gerador de Vapor.................................................................................................................................... 95
5.3.2. Turbinas a Vapor................................................................................................................................... 100
5.3.3. Sistema do Condensado e Água de Circulação..................................................................................... 106
Sumário
V
5.4. Controles das Turbinas a Vapor .............................................................................................110
5.5. Configurações Típicas das Turbinas a Vapor........................................................................111
5.6. Modelos das Turbinas a Vapor................................................................................................114
5.6.1. Modelos dos Elementos Componentes.................................................................................................. 114
5.6.2. Modelo Tandem-Compound sem Reaquecimento................................................................................. 119
5.6.3. Modelo Tandem-Compound sem Reaquecimento com Estágio de Baixa Pressão................................ 119
5.6.4. Modelo Tandem-Compound com Reaquecimento Simples .................................................................. 120
5.7. Fast Valving...............................................................................................................................121
CAPÍTULO 6........................................................................................................................... 126
CALDEIRAS DE RECUPERAÇÃO (HRSG)......................................................................126
6.1. Introdução.................................................................................................................................126
6.2. Componentes das Caldeiras de Recuperação.........................................................................132
6.3. Válvulas de Bypass....................................................................................................................135
6.3.1. Sistema de Desvio de Vapor ................................................................................................................. 136
6.3.2. Sistema de Desvio de Gás..................................................................................................................... 138
6.4. Características do Bypass das Turbinas..................................................................................139
6.5. Modelo Matemático das Caldeiras de Recuperação..............................................................142
6.5.1. Modelo Matemático de Primeira Ordem............................................................................................... 142
6.5.2. Modelo Matemático de Segunda Ordem............................................................................................... 143
6.5.3. Modelo Matemático de Terceira Ordem ............................................................................................... 144
6.5.4. Modelo de Caldeira com Queima Suplementar..................................................................................... 144
6.6. Influência das Caldeiras de Recuperação...............................................................................145
CAPÍTULO 7........................................................................................................................... 147
CICLO COMBINADO...........................................................................................................147
7.1. Introdução.................................................................................................................................147
7.2. Tipos de Ciclos Combinados....................................................................................................150
7.3. Classificação das Centrais de Ciclo Combinado Segundo o Acoplamento das Máquinas .152
7.4. Configurações Típicas das Centrais de Ciclo Combinado ....................................................155
7.5. Controle do Ciclo Combinado.................................................................................................157
7.5.1. Malha de Controle Principal ................................................................................................................. 158
7.5.2. Malhas de Controle Secundário ............................................................................................................ 159
7.5.3. Sistemas de Controle Considerados nos Estudos de Estabilidade Eletromecânica ............................... 163
7.6. Modelo Matemático para o Ciclo Combinado .......................................................................164
7.6.1. Modelo Matemático para Configuração de Múltiplos Eixos................................................................. 164
7.7. Padronização das Configurações do Ciclo Combinado.........................................................172
7.7.1. Estabelecimento dos Parâmetros que Devem ser Definidos pelos Agentes Geradores ......................... 172
CAPÍTULO 8........................................................................................................................... 180
CICLO COMBINADO DO TIPO SINGLE-SHAFT ...........................................................180
8.1. Introdução.................................................................................................................................180
8.2. Clutch.........................................................................................................................................181
Sumário
VI
8.3. Modelo Matemático do Clutch.................................................................................................185
8.4. Modelo Matemático para Configuração Single-Shaft ...........................................................185
CAPÍTULO 9........................................................................................................................... 194
SIMULAÇÕES........................................................................................................................ 194
9.1. Introdução.................................................................................................................................194
9.2. Sistema Radial Simples ............................................................................................................194
9.2.1. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft sem a presença do
clutch .............................................................................................................................................................. 196
9.2.2. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft com a presença do
clutch .............................................................................................................................................................. 215
9.2.3. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft sem a presença do
clutch, inseridas em um sistema radial máquina/barramento infinito ............................................................. 229
9.2.4. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft com a presença do
clutch, inseridas em um sistema radial máquina/barramento infinito ............................................................. 239
9.2.5. Análise comparativa entre as turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo
single-shaft, inseridas em um sistema radial máquina/barramento infinito, com e sem a presença do clutch. 274
9.3. Sistema com 49 barras – Sistema Brazilian Birds (SBB).......................................................282
CAPÍTULO 10.........................................................................................................................300
CONCLUSÃO.........................................................................................................................300
10.1. Trabalhos Futuros..................................................................................................................305
10.2. Apresentação do Trabalho.....................................................................................................306
CAPÍTULO 11.........................................................................................................................307
BIBLIOGRAFIA..................................................................................................................... 307
A. ANEXO...........................................................................................................................311
Dados do Sistema Radial.................................................................................................................311
Dados do Sistema Brazilian Birds...................................................................................................312
Índice de Figuras
VII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 4.1 – Desenho Esquemático da Turbina a Gás Operando com Circuito Aberto. ............................27
Figura 4.2 – Turbina a Gás GE LM6000 (Turbina Aeroderivativa)...........................................................30
Figura 4.3 – Turbina a Gás Alstom GT8C (Turbina Heavy-Duty)..............................................................31
Figura 4.4 – Turbina a Gás Alstom GT8C..................................................................................................33
Figura 4.5 – Sistema de Entrada de Ar da Turbina a Gás...........................................................................34
Figura 4.6 – Compressor de Uma Turbina a Gás. ......................................................................................34
Figura 4.7 – Direção dos Fluxos de Ar em Compressores Axiais e Radiais. .............................................35
Figura 4.8 – Detalhe do VIGV (Variable Inlet Guide Vane).......................................................................36
Figura 4.9 – Ciclo com Intercooler. ...........................................................................................................37
Figura 4.10 – Câmara de Combustão. ........................................................................................................38
Figura 4.11 – Câmara de Combustão Típica. .............................................................................................39
Figura 4.12 – Turbina do Ciclo a Gás. .......................................................................................................41
Figura 4.13 – Tipo de Sistema de Combustível..........................................................................................42
Figura 4.14 – Sistema de Exaustão.............................................................................................................44
Figura 4.15 – Configurações da Turbina a Gás. .........................................................................................45
Figura 4.16 - Turbina de Eixo Simples.......................................................................................................47
Figura 4.17 - Configuração Spool Simples + Turbina de Potência.............................................................48
Figura 4.18 – Configuração Dois Spools + Turbina de Potência................................................................49
Figura 4.19 – Configuração Avançada com Dois Spools. ..........................................................................49
Figura 4.20 – Configuração Avançada com Três Spools............................................................................50
Figura 4.21 – Diagrama Esquemático de Uma Turbina a Gás Operando em Ciclo Aberto. ......................54
Figura 4.22 – Diagrama Funcional de Uma Turbina a Gás Operando em Ciclo Aberto............................54
Figura 4.23 – Diagrama Funcional da Operação em Ciclo Aberto para Turbina a Gás – Representação dos
Principais Controladores. ...........................................................................................................................55
Figura 4.24 – Diagrama de Bloco Representativo do Regulador de Velocidade........................................56
Figura 4.25 – Controle de Aceleração........................................................................................................58
Figura 4.26 – Protetor Contra Radiação. ....................................................................................................60
Figura 4.27 – Diagrama de Bloco Representativo do Protetor Contra Radiação........................................60
Figura 4.28 – Constante de Tempo do Termopar.......................................................................................61
Figura 4.29 – Diagrama de Bloco Representativo do Termopar. ...............................................................62
Figura 4.30 – Variação da Temperatura. ....................................................................................................62
Figura 4.31 – Diagrama de Bloco Representativo do Sistema de Controle de Temperatura......................63
Figura 4.32 – Diagrama de Blocos do Sistema de Combustível e Posicionador da Válvula......................65
Figura 4.33 – Diagrama de Bloco Representativo do Combustor. .............................................................66
Figura 4.34 – Atraso Ocasionado pela Combustão.....................................................................................66
Figura 4.35 – Diagrama de Bloco Representativo do Atraso Ocasionado pela Exaustão. .........................67
Figura 4.36 – Atraso Ocasionado pela Exaustão........................................................................................68
Índice de Figuras
VIII
Figura 4.37 – Diagrama de Bloco Representativo da Inércia do Compressor............................................68
Figura 4.38 – Cálculo da Variação da Temperatura para o VIGV. .............................................................69
Figura 4.39 – Diagrama de Bloco Representativo do Controle de Temperatura do VIGV.........................70
Figura 4.40 – Limitador do VIGV...............................................................................................................71
Figura 4.41 – Atuador do VIGV..................................................................................................................71
Figura 4.42 – Diagrama de Blocos Representativo do Bias do VIGV........................................................72
Figura 4.43 – Diagrama de Bloco Representativo do Eixo do Rotor. ........................................................73
Figura 4.44 – Diagrama de Bloco Representativo do Seletor de Valor Mínimo........................................74
Figura 4.45 – Diagrama de Blocos Representativo da Turbina Heavy-Duty..............................................76
Figura 4.46 – Sistema Físico para Turbinas Aeroderivativas Tradicionais. ...............................................78
Figura 4.47 – Diagrama de Blocos Representativo de Turbinas Aeroderivativas Tradicionais. ................79
Figura 4.48 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás................................................................................80
Figura 4.49 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás................................................................................81
Figura 4.50 – Sistema Físico para Turbinas Aeroderivativas Avançadas...................................................82
Figura 4.51 – Diagrama de Blocos Representativo de Turbinas Aeroderivativas Avançadas....................82
Figura 4.52 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás................................................................................83
Figura 4.53 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás................................................................................84
Figura 5.1 – Vista Geral de Uma Turbina a Vapor da Alstom Power.........................................................85
Figura 5.2 – Esquema Simplificado da Geração Termoelétrica. ................................................................87
Figura 5.3 – Inserção do Reaquecimento. ..................................................................................................88
Figura 5.4 – Esquema da Caldeira..............................................................................................................89
Figura 5.5 – Inserção do Economizador.....................................................................................................90
Figura 5.6 – Esquema da Turbina...............................................................................................................91
Figura 5.7 – Esquema da Caldeira + Turbina.............................................................................................92
Figura 5.8 – Esquema do Condensador......................................................................................................93
Figura 5.9 – Ciclo Fechado. .......................................................................................................................94
Figura 5.10 – Ciclo com Reaquecimento. ..................................................................................................95
Figura 5.11 - Vista Parcial de Uma Caldeira..............................................................................................96
Figura 5.12 - Paredes D’Água da Fornalha. ...............................................................................................97
Figura 5.13 – Vista Parcial do Tambor.......................................................................................................98
Figura 5.14 – Queimadores de Gás Natural..............................................................................................100
Figura 5.15 – Válvulas da Turbina a Vapor. ............................................................................................102
Figura 5.16 – Válvulas de Controle..........................................................................................................103
Figura 5.17 – Crossover Piping................................................................................................................106
Figura 5.18 – Condensador.......................................................................................................................108
Figura 5.19 – Desaerador. ........................................................................................................................109
Figura 5.20 – Turbinas Tandem-Compound. ...........................................................................................111
Figura 5.21 – Turbinas Cross-Compound. ...............................................................................................112
Figura 5.22 – Turbina Térmica do Tipo Tandem-Compound com Reaquecimento Simples....................113
Figura 5.23 – Diagrama de Bloco da Câmara de Vapor...........................................................................115
Índice de Figuras
IX
Figura 5.24 – Diagrama de Bloco do Reaquecedor..................................................................................116
Figura 5.25 – Diagrama de Bloco do Crossover Piping...........................................................................117
Figura 5.26 – Diagrama de Bloco do Fator de Participação.....................................................................117
Figura 5.27 – Diagrama de Bloco do Limitador.......................................................................................118
Figura 5.28 – Diagrama Esquemático da Turbina sem Reaquecimento...................................................119
Figura 5.29 – Diagrama de Bloco da Configuração Tandem-Compound sem Reaquecimento................119
Figura 5.30 – Diagrama Esquemático da Turbina sem Reaquecimento e com Estágio de Baixa Pressão.
..................................................................................................................................................................120
Figura 5.31 – Diagrama de Blocos da Configuração Tandem-Compound sem Reaquecimento. .............120
Figura 5.32 – Diagrama Esquemático da Configuração Tandem-Compound com Reaquecimento Simples.
..................................................................................................................................................................121
Figura 5.33 – Diagrama de Blocos da Configuração Tandem-Compound com Reaquecimento Simples.121
Figura 5.34 - Sinais da Fast Valving. .......................................................................................................124
Figura 6.1 – Caldeira de Recuperação com Três Níveis de Pressão.........................................................127
Figura 6.2 – Ciclo Combinado com Caldeira de Recuperação (Alstom Power).......................................128
Figura 6.3 – Caldeira de Recuperação sem Queima Suplementar............................................................130
Figura 6.4 – Central Térmica com Caldeira de Recuperação Horizontal. ................................................131
Figura 6.5 – Caldeira de Recuperação Vertical........................................................................................131
Figura 6.6 – Elementos da Caldeira de Recuperação. ..............................................................................133
Figura 6.9 – Esquema das Linhas de Bypass para o Condensador...........................................................137
Figura 6.10 – Damper. .............................................................................................................................139
Figura 6.11 – Diagrama de Bloco Simplificado da Caldeira de Recuperação..........................................142
Figura 6.12 – Diagrama de Blocos Representativo da Caldeira de Recuperação.....................................143
Figura 6.13 – Diagrama de Blocos Representativo da Caldeira de Recuperação (TermoRio).................144
Figura 6.14 – Representação da Parcela de Queima Suplementar na Caldeira de Recuperação. .............145
Figura 7.1 – Esquema Simplificado do Ciclo Combinado. ......................................................................148
Figura 7.2 – Ilustração de Uma Instalação Operando em Ciclo Combinado............................................149
Figura 7.3 – Tipos de Centrais Termelétricas de Ciclo Combinado Gás – Vapor:...................................151
a) Série; b) Paralelo; c) Série-Paralelo. ....................................................................................................151
Figura 7.4 – Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração Mono-Eixo (Single-Shaft)..................................................................................................153
Figura 7.5 – Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração de Múltiplos Eixos e HRSG de Dois Níveis de Pressão sem Reaquecimento....................153
Figura 7.6 – Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração de Múltiplos Eixos e HRSG de Três Níveis de Pressão com Reaquecimento...................154
Figura 7.7 – Arranjo 1:1:1 de Ciclo Combinado de Múltiplos Eixos.......................................................156
Figura 7.8 – Arranjo 2:2:1 de Ciclo Combinado. .....................................................................................156
Figura 7.9 – Arranjo 3:3:1 de Ciclo Combinado. .....................................................................................156
Figura 7.10 – Diagrama da Configuração Geral de Múltiplos Eixos da Operação em Ciclo Combinado.
..................................................................................................................................................................165
Índice de Figuras
X
Figura 7.11 – Diagrama Funcional da Operação em Ciclo Combinado (Configuração 2:2:1).................166
Figura 7.12 – Organograma da Operação em Ciclo Combinado para Múltiplos Eixos............................168
Figura 7.13 – Diagrama de Blocos Representativo do Ciclo Combinado (Configuração 2:2:1)..............171
Figura 7.14 – Diagrama de Bloco do Regulador de Velocidade da Turbina a Gás. .................................173
Figura 7.15 – Diagrama de Blocos do Controle de Aceleração................................................................173
Figura 7.16 – Diagrama de Bloco do Controle de Temperatura...............................................................174
Figura 7.17 – Diagrama de Bloco do Protetor Contra Radiação. .............................................................174
Figura 7.18 – Diagrama de Bloco do Termopar.......................................................................................174
Figura 7.19 – Diagramas de Bloco do Controle do VIGV. .......................................................................174
Figura 7.20 – Diagrama de Blocos do Sistema de Combustível e Posicionador da Válvula....................175
Figura 7.21 – Diagramas de Bloco do Gerador de Gás para Turbinas Aeroderivativas Tradicionais. .....175
Figura 7.22 – Diagramas de Bloco do Gerador de Gás para Turbinas Aeroderivativas Avançadas.........175
Figura 7.23 – Diagrama de Blocos da Caldeira de Recuperação (2ª Ordem)...........................................176
Figura 7.24 – Diagrama de Bloco do Regulador de Velocidade da Turbina a Vapor. .............................176
Figura 7.25 – Diagramas de Bloco dos Estágios de Pressão da Turbina a Vapor. ...................................177
Figura 7.26 – Fatores de Participação dos Estágios de Pressão................................................................177
Figura 8.1 – Arranjo 1:1:1 de Ciclo Combinado:.....................................................................................180
a) Mono-Eixo; b) Mono-Eixo com Clutch. ..............................................................................................180
Figura 8.2 - Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração Mono-Eixo (Presença do Clutch).......................................................................................181
Figura 8.3 – Acoplamento Clutch para Ciclos Combinados a Gás e Vapor com Arranjo de Mono-Eixo e
Seu Princípio de Operação. ......................................................................................................................182
Figura 8.4 – Operação do Clutch Durante a Partida.................................................................................184
Figura 8.5 – Operação do Clutch Durante a Parada. ................................................................................184
Figura 8.6 – Diagrama de Bloco do Clutch..............................................................................................185
Figura 8.7 – Diagrama da Configuração de Eixo Único da Operação em Ciclo Combinado...................186
Figura 8.8 – Organograma da Operação em Ciclo Combinado para Eixo Único.....................................187
Figura 8.9 – Diagrama de Blocos da Configuração em Eixo Único Quando da Operação em Ciclo
Combinado sem a Presença do Clutch. ....................................................................................................190
Figura 8.10 – Diagrama de Blocos da Configuração em Eixo Único Quando da Operação em Ciclo
Combinado com a Presença do Clutch. ....................................................................................................192
Figura 9.1 – Diagrama Unifilar das Configurações 1 e 2. ........................................................................195
Figura 9.2 – Diagrama Unifilar das Configurações 3 e 4. ........................................................................195
Figura 9.3 – Potência Mecânica Total......................................................................................................197
Figura 9.4 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..................................................................................198
Figura 9.5 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..............................................................................198
Figura 9.6 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.........................................................................199
Figura 9.7 – Rotação. ...............................................................................................................................199
Figura 9.8 – Controle do VIGV.................................................................................................................200
Figura 9.9 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ....................................................200
Índice de Figuras
XI
Figura 9.10 – Potência Mecânica Total....................................................................................................202
Figura 9.11 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................202
Figura 9.12 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................203
Figura 9.13 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................203
Figura 9.14 – Rotação. .............................................................................................................................204
Figura 9.15 – Controle do VIGV...............................................................................................................204
Figura 9.16 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ..................................................205
Figura 9.17 – Potência Mecânica Total....................................................................................................206
Figura 9.18 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................207
Figura 9.19 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................207
Figura 9.20 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................208
Figura 9.21 – Rotação. .............................................................................................................................208
Figura 9.22 – Controle do VIGV...............................................................................................................209
Figura 9.23 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ..................................................209
Figura 9.24 – Potência Mecânica Total....................................................................................................211
Figura 9.25 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................211
Figura 9.26 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................212
Figura 9.27 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................212
Figura 9.28 – Rotação. .............................................................................................................................213
Figura 9.29 – Controle do VIGV...............................................................................................................213
Figura 9.30 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ..................................................214
Figura 9.31 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................216
Figura 9.32 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................216
Figura 9.33 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................217
Figura 9.34 – Rotação. .............................................................................................................................217
Figura 9.35 – Controle do VIGV...............................................................................................................218
Figura 9.36 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ..................................................218
Figura 9.37 – Variação da Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e da Turbina a Vapor. ......................219
Figura 9.38 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................220
Figura 9.39 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................221
Figura 9.40 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................221
Figura 9.41 – Rotação. .............................................................................................................................222
Figura 9.42 – Controle do VIGV...............................................................................................................222
Figura 9.43 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ..................................................223
Figura 9.44 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e na Turbina a Vapor. ......................223
Figura 9.45 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................225
Figura 9.46 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................225
Figura 9.47 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................226
Figura 9.48 – Rotação. .............................................................................................................................226
Figura 9.49 – Controle do VIGV...............................................................................................................227
Índice de Figuras
XII
Figura 9.50 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ..................................................227
Figura 9.51 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e na Turbina a Vapor. ......................228
Figura 9.52 – Potência Mecânica Total....................................................................................................230
Figura 9.53 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................230
Figura 9.54 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................231
Figura 9.55 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................231
Figura 9.56 – Rotação. .............................................................................................................................232
Figura 9.57 – Controle do VIGV...............................................................................................................232
Figura 9.58 – Potência Elétrica. ...............................................................................................................233
Figura 9.59 – Ângulo Delta......................................................................................................................233
Figura 9.60 – Potência Mecânica Total....................................................................................................235
Figura 9.61 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................235
Figura 9.62 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................236
Figura 9.63 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................236
Figura 9.64 – Rotação. .............................................................................................................................237
Figura 9.65 – Controle do VIGV...............................................................................................................237
Figura 9.66 – Potência Elétrica. ...............................................................................................................238
Figura 9.67 – Ângulo Delta......................................................................................................................238
Figura 9.68 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................240
Figura 9.69 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................241
Figura 9.70 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................241
Figura 9.71 – Rotação. .............................................................................................................................242
Figura 9.72 – Controle do VIGV...............................................................................................................242
Figura 9.73 – Potência Elétrica. ...............................................................................................................243
Figura 9.74 – Ângulo Delta......................................................................................................................243
Figura 9.75 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e na Turbina a Vapor............................................244
Figura 9.76 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................245
Figura 9.77 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................246
Figura 9.78 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................246
Figura 9.79 – Rotação. .............................................................................................................................247
Figura 9.80 – Controle do VIGV...............................................................................................................247
Figura 9.81 – Potência Elétrica. ...............................................................................................................248
Figura 9.82 – Ângulo Delta......................................................................................................................248
Figura 9.83 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor............................................249
Figura 9.84 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................250
Figura 9.85 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................251
Figura 9.86 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................251
Figura 9.87 – Rotação. .............................................................................................................................252
Figura 9.88 – Controle do VIGV...............................................................................................................252
Figura 9.89 – Potência Elétrica. ...............................................................................................................253
Índice de Figuras
XIII
Figura 9.90 – Ângulo Delta......................................................................................................................253
Figura 9.91 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor............................................254
Figura 9.92 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ................................................................................255
Figura 9.93 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ............................................................................256
Figura 9.94 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.......................................................................256
Figura 9.95 – Rotação. .............................................................................................................................257
Figura 9.96 – Controle do VIGV...............................................................................................................257
Figura 9.97 – Potência Elétrica. ...............................................................................................................258
Figura 9.98 – Ângulo Delta......................................................................................................................258
Figura 9.99 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor............................................259
Figura 9.100 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..............................................................................260
Figura 9.101 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..........................................................................261
Figura 9.102 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.....................................................................261
Figura 9.103 – Rotação.............................................................................................................................262
Figura 9.104 – Controle do VIGV.............................................................................................................262
Figura 9.105 – Potência Elétrica...............................................................................................................263
Figura 9.106 – Ângulo Delta....................................................................................................................263
Figura 9.107 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor..........................................264
Figura 9.108 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..............................................................................265
Figura 9.109 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..........................................................................266
Figura 9.110 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.....................................................................266
Figura 9.111 – Rotação.............................................................................................................................267
Figura 9.112 – Controle do VIGV.............................................................................................................267
Figura 9.113 – Potência Elétrica...............................................................................................................268
Figura 9.114 – Ângulo Delta....................................................................................................................268
Figura 9.115 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e da Turbina a Vapor. ....................269
Figura 9.116 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..............................................................................270
Figura 9.117 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..........................................................................271
Figura 9.118 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.....................................................................271
Figura 9.119 – Rotação.............................................................................................................................272
Figura 9.120 – Controle do VIGV.............................................................................................................272
Figura 9.121 – Potência Elétrica...............................................................................................................273
Figura 9.122 – Ângulo Delta....................................................................................................................273
Figura 9.123 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e da Turbina a Vapor. ....................274
Figura 9.124 – Potência Elétrica...............................................................................................................275
Figura 9.125 – Ângulo Delta....................................................................................................................276
Figura 9.126 – Potência Elétrica...............................................................................................................277
Figura 9.127 – Ângulo Delta....................................................................................................................277
Figura 9.128 – Potência Elétrica...............................................................................................................278
Figura 9.129 – Ângulo Delta....................................................................................................................279
Índice de Figuras
XIV
Figura 9.130 – Potência Elétrica...............................................................................................................280
Figura 9.131 – Ângulo Delta....................................................................................................................280
Figura 9.132 – Potência Elétrica...............................................................................................................281
Figura 9.133 – Ângulo Delta....................................................................................................................282
Figura 9.134 – Potência Mecânica Total..................................................................................................284
Figura 9.135 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..............................................................................284
Figura 9.136 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..........................................................................285
Figura 9.137 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.....................................................................285
Figura 9.138 – Controle do VIGV.............................................................................................................286
Figura 9.139 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ................................................286
Figura 9.140 – Saída do Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty...................................287
Figura 9.141 – Potência Mecânica de Sabiá.............................................................................................287
Figura 9.142 – Frequência de Sabiá. ........................................................................................................288
Figura 9.143 – Potência Mecânica Total..................................................................................................289
Figura 9.144 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..............................................................................290
Figura 9.145 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..........................................................................290
Figura 9.146 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.....................................................................291
Figura 9.147 – Controle do VIGV.............................................................................................................291
Figura 9.148 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ................................................292
Figura 9.149 – Saída do Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty...................................292
Figura 9.150 – Potência Mecânica de Sabiá.............................................................................................293
Figura 9.151 – Frequência de Sabiá. ........................................................................................................293
Figura 9.152 – Potência Mecânica Total..................................................................................................295
Figura 9.153 – Potência Mecânica da Turbina a Gás. ..............................................................................295
Figura 9.154 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor. ..........................................................................296
Figura 9.155 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.....................................................................296
Figura 9.156 – Controle do VIGV.............................................................................................................297
Figura 9.157 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty. ................................................297
Figura 9.158 – Saída do Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty...................................298
Figura 9.159 – Potência Mecânica de Sabiá.............................................................................................298
Figura 9.160 – Frequência de Sabiá. ........................................................................................................299
Figura A. 1 – Sistema Radial....................................................................................................................311
Figura A. 2 – Diagrama Unifilar do Sistema Brazilian Birds...................................................................318
Índice de Tabelas
XV
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 4.1 – Porcentagem de Erro com a Utilização das Barreiras Protetoras...........................................59
Tabela 6.1 – Descrição dos Componentes do Ciclo Combinado..............................................................128
Tabela 7.1 – Dados de Plantas Operando em Ciclo Combinado [Boyce, 2002]. .....................................157
Tabela 7.2 – Dados dos Modelos Dinâmicos. ..........................................................................................178
Tabela 8.1 – Dados de Planta Operando em Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft..............................181
[Boyce, 2002]...........................................................................................................................................181
Tabela 9.1 – Parâmetros da Máquina Síncrona. .......................................................................................196
Tabela 9.2 – Parâmetros do Sistema Radial. ............................................................................................196
Tabela A. 1 – Parâmetros da Máquina Síncrona. .....................................................................................311
Tabela A. 2 – Parâmetros do Sistema Radial. ..........................................................................................311
Tabela A. 3 – Parâmetros de Seqüências Positiva e Zero das Linhas de Transmissão.............................312
Tabela A. 4 – Dados das Linhas de Transmissão.....................................................................................313
Tabela A. 5 – Parâmetros dos Transformadores de Dois Enrolamentos. .................................................313
Tabela A. 6 – Parâmetros dos Transformadores de Três Enrolamentos...................................................314
Tabela A. 7 – Dados dos Transformadores de Três Enrolamentos...........................................................314
Tabela A. 8 – Dados das Cargas...............................................................................................................314
Tabela A. 9 – Dados da Compensação Shunt...........................................................................................315
Tabela A. 10 – Dados da Compensação Série..........................................................................................315
Tabela A. 11 – Dados das Máquinas Síncronas (Regime Permanente)....................................................315
Tabela A. 12 – Dados das Máquinas Síncronas (Regime Transitório).....................................................315
Tabela A. 13 – Dados das Máquinas Síncronas (Regime Transitório).....................................................316
Tabela A. 14 – Dados dos Reguladores de Tensão...................................................................................316
Tabela A. 15 – Dados dos Reguladores de Velocidade............................................................................317
Simbologia
XVI
SIMBOLOGIA
A simbologia utilizada neste trabalho é apresentada a seguir, de acordo com a
ocorrência no texto.
Símbolo Definição
VIGV
=
Variable inlet guide vane;
PID
= Proporcional-integral-derivativo;
AC
=
Alternado;
f
p
=
Fator de potência;
H
RSG
=
Heat recovery steam generator;
GV
=
Válvulas de controle;
()s
ω
=
Velocidade angular no eixo do rotor (pu);
()
S
s
ω
=
Sinal de saída do regulador de velocidade (pu);
,,,WXYZ
=
Parâmetros e constantes de tempo do regulador de velocidade;
D
K
=
Energia de regulação;
= Estatismo permanente;
a
K
=
Ganho do controle de aceleração;
()
a
Ss
=
Sinal de entrada do controle de aceleração (pu);
0
α
=
Valor de referência da taxa de variação da variável de entrada (pu);
()s
β
=
Sinal de saída do controle de aceleração (pu);
()
g
E
s
=
Fluxo de gás (pu);
()
X
s
θ
=
Temperatura de exaustão da turbina (ºC);
()
S
s
θ
=
Temperatura medida pelo protetor de radiação (ºC);
21
,
τ
τ
=
Constantes de tempo do protetor de radiação (s).
()
P
s
θ
=
Temperatura medida pelo termopar (ºC);
3
τ
=
Constante de tempo do termopar (s);
)(s
R
θ
=
Temperatura de referência (ºC);
)(s
M
θ
=
Temperatura medida (ºC);
Simbologia
XVII
Símbolo Definição
)(s
θ
Δ
=
Variação da temperatura do termopar (ºC);
()
C
s
θ
Δ
=
Variação de temperatura do sinal controlado (ºC);
T
τ
=
Razão de integração do controle de temperatura (s);
T
K
=
Constante do controle de temperatura (pu);
CE
V
=
Sinal de demanda de combustível (pu);
ct
K
=
Constante que representa o consumo próprio da turbina (pu);
f
K
=
Ganho associado ao tipo de combustível (pu);
c
K
= Constante que representa a influência da demanda de combustível na
turbina (pu);
cba ,,
= Valores associados à função de transferência do posicionador da
válvula de admissão de combustível (pu);
f
τ
=
Constante de tempo do sistema de combustível (s);
()
f
Ws
=
Fluxo de combustível (pu);
()
fs
Ws
=
Fluxo de combustível com o atraso do combustor (pu);
CR
ε
=
Tempo de atraso devido ao combustor (s);
()
ft
Ws
=
Variação do fluxo de combustível com o atraso da exaustão (pu);
TD
ε
=
Tempo de atraso devido ao sistema de exaustão do combustível (s);
()
fp
Ws
=
Fluxo de combustível com o atraso do compressor (pu);
CD
τ
=
Constante de tempo do compressor (s);
()
R
s
θ
=
Temperatura de referência (ºC);
()
A
s
θ
=
Temperatura ambiente (ºC);
1
()
I
GV s
=
Sinal de entrada do controle do VIGV (pu);
2
()
I
GV s
=
Sinal de saída do controle do VIGV (pu);
IGV
K
=
Ganho do controle do VIGV (pu);
4
τ
=
Constante de tempo do controle do VIGV (s);
5
τ
=
Parâmetro do controle do VIGV (s);
3
()
I
GV s
=
Sinal de saída do limitador do VIGV (pu);
Simbologia
XVIII
Símbolo Definição
máx
IGV
=
Abertura máxima do VIGV (pu);
min
IGV
=
Abertura mínima do VIGV (pu);
()
I
GV s
=
Sinal do VIGV (pu);
IGV
τ
=
Constante de tempo do sistema posicionador do VIGV (s);
r
IGV
=
Posição inicial do VIGV (pu);
RA
θ
=
Temperatura de referência ajustada (ºC);
p
θ
=
Temperatura medida pelo termopar (ºC);
θ
Δ
=
Variação da temperatura (ºC);
()
a
Ps
=
Potência acelerante da máquina (pu);
S
τ
=
Constante de tempo associada aos elementos acoplados ao eixo (s);
()
r
s
ω
=
Velocidade angular do rotor da máquina (pu);
()
C
s
θ
=
Sinal do controle de temperatura (pu);
min( )s
=
Valor mínimo obtido pelo seletor (pu);
X
T
=
Temperatura de exaustão (ºC);
R
T
=
Temperatura de referência (ºC);
K
C
=
Conjugado mecânico;
X
W
=
Saída de gás de exaustão (pu);
3
f
=
Função não-linear relativa à posição das pás do VIGV (pu);
HPC
=
Estágio de alta pressão do compressor;
HPT
= Estágio de alta pressão da turbina;
PT
= Estágio de baixa pressão da turbina (turbina de potência);
LPC
=
Estágio de baixa pressão do compressor;
LP
T
= Estágio de baixa pressão da turbina (turbina de potência);
M
SV
=
Válvula principal de parada;
R
SV
=
Válvula de parada do vapor reaquecido;
I
V
=
Válvula de interceptação;
HP
=
Estágio de alta pressão;
Simbologia
XIX
Símbolo Definição
I
P
=
Estágio de pressão intermediária;
LP
= Estágio de baixa pressão;
VHP
Estágio de extra-alta pressão;
()
A
s
=
Quantidade de vapor (pu);
()
X
s
=
Sinal de potência mecânica do primeiro estágio (pu);
CH
τ
=
Constante de tempo da câmara de vapor (
steam chest) (s);
()
Ys
=
Sinal de potência do estágio atual (pu);
R
H
τ
=
Constante de tempo do reaquecedor (s);
()
Z
s
=
Sinal de potência do estágio de baixa pressão (pu);
CO
τ
=
Constante de tempo do
crossover piping (s);
()
S
Ps
=
Sinal de potência mecânica (pu);
()Ps
=
Potência mecânica do estágio da turbina (pu);
F
=
Fator de participação (pu);
FV
=
Fast Valving;
H
P
F
=
Fator de participação do estágio de alta pressão;
()
GE
Ws
=
Fluxo de gás de exaustão da turbina a gás (pu);
()
S
Ws
=
Fluxo de vapor produzido na caldeira de recuperação (pu);
CR
T
=
Constante de tempo associada à caldeira de recuperação (s);
M
T
=
Constante de tempo referente à transferência de calor (s);
B
T
=
Constante de tempo referente ao acúmulo de vapor (s);
()
S
Qs
=
Parcela relativa à queima suplementar (pu);
G
=
Número de turbinas a gás;
H
= Número de caldeiras de recuperação;
V
=
Número de turbinas a vapor;
TIT
=
Turbine inlet temperature;
SCD
=
Sistema de controle distribuído;
δ
=
Deslocamento angular do rotor;
TG
=
Turbina a gás;
Simbologia
XX
Símbolo Definição
G
=
Gerador;
TV
=
Turbina a vapor;
123
,,
GGG
τ
ττ
= Constantes de tempo do gerador de gás para turbinas aeroderivativas
tradicionais;
456
,,
GGG
τ
ττ
= Constantes de tempo do gerador de gás para turbinas aeroderivativas
avançadas;
IP
F
=
Fator de participação do estágio de pressão intermediária;
LP
F
=
Fator de participação do estágio de baixa pressão;
A
= Retém;
B
= Dentes do
clutch;
C
= Componente deslizante;
D
= Eixo acanalado;
E
= Eixo de comando;
F
= Eixo de resposta;
G
= Dente da catraca.
()
g
s
ω
=
Variação na rotação da turbina a gás (pu);
()
v
s
ω
=
Variação na rotação da turbina a vapor (pu);
()
v
Ps
=
Sinal de potência mecânica (pu);
SBB
=
Sistema Brazilian Birds;
Introdução
1
CAPÍTULO 1
1. INTRODUÇÃO
O constante crescimento do consumo de energia elétrica no mundo atual,
associado à dificuldade de obtenção de recursos e aproveitamentos hidrelétricos, cada
vez mais remotos, tem dado origem à necessidade de soluções alternativas como a
consideração de energia de origem térmica, eólica, nuclear, dentre outras.
O Brasil recentemente se encontrou em uma situação de déficit energético, que
evidenciou a necessidade de se aumentar a capacidade de geração instalada no país.
Uma das alternativas viáveis para complementar o parque gerador brasileiro, e
assim poder evitar déficit de energia, é o emprego de centrais térmicas, com destaque
para as configurações que contemplam o ciclo combinado gás-vapor.
As centrais térmicas a gás e a vapor, operando de forma isolada, possuem uma
eficiência média da ordem de 35%. No entanto, um grande salto tecnológico pode ser
obtido com a consideração da operação em ciclo combinado, onde a eficiência pode
alcançar valores de até 60%. As centrais térmicas em ciclo combinado são formadas por
turbinas a gás e por turbinas a vapor, sendo estas acopladas termicamente através de
caldeiras de recuperação.
As turbinas a gás podem ser dos tipos
heavy-duty (industriais) ou
aeroderivativas. As primeiras têm seu projeto inicial voltado especificamente para a
produção de energia elétrica. Já as turbinas aeroderivativas são equipamentos cujo
projeto inicial visa o uso aeronáutico, mas esses equipamentos podem ser transformados
para utilização na geração de energia elétrica.
Com o advento da nova tecnologia de usinas térmicas em ciclo combinado ficou
caracterizada a necessidade do desenvolvimento de uma modelagem coerente deste
processo, para o qual devem ser definidos os elementos de controle que têm influência
no desempenho dinâmico da unidade geradora e conseqüentemente no próprio
Introdução
2
comportamento dos sistemas elétricos de potência. Tal necessidade foi revelada com a
experiência obtida com as primeiras usinas em ciclo combinado que entraram em
operação.
Esta tecnologia, que pode ser considerada recente para o caso brasileiro, ainda
não está disseminada, e ainda não se tem o domínio que seria desejável de todas as suas
principais características. Desta forma, torna-se necessário desenvolver modelos
adequados para cada usina em função de suas características construtivas e
operacionais, de modo a representar fielmente todas as restrições que possam ter
rebatimento na operação elétrica.
Mais recentemente estão sendo instaladas, ao redor do mundo, as configurações
em ciclo combinado do tipo
single-shaft, por serem mais eficientes e mais compactas.
Nesta configuração, que é bastante diferente das modalidades convencionais de ciclo
combinado, a turbina a gás e a turbina a vapor estão conectadas em um mesmo eixo,
acionando um único gerador.
O grande problema relacionado a estas novas centrais termelétricas reside no
fato de que a literatura técnica internacional é escassa e não aborda com detalhes
suficientes a sua modelagem matemática, de tal forma a permitir estudos adequados
quanto ao comportamento dinâmico de sistemas elétricos, principalmente para aqueles
que têm características semelhantes ao do Sistema Interligado Nacional do Brasil.
O presente trabalho apresenta as principais características e configurações das
turbinas a gás aeroderivativas e
heavy-duty, descrevendo os modelos propostos para
análise de estabilidade dinâmica de sistemas elétricos. No trabalho são mostrados
resultados de simulações de perturbações em sistemas de potência, compostos por
unidades aeroderivativas e
heavy-duty em ciclo combinado, com a configuração single-
shaft
, destacando as influências de seus principais elementos componentes no
comportamento dinâmico do sistema.
Portanto, o objetivo deste trabalho é dar subsídios para uma possível
padronização quanto aos modelos matemáticos básicos das configurações em
single-
Introdução
3
shaft mencionadas, de tal forma que os mesmos sejam adequados para os estudos de
transitórios eletromecânicos de sistemas elétricos de potência.
Estrutura da Dissertação
4
CAPÍTULO 2
2. ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
A seguir são apresentados os capítulos que compõem a dissertação assim como
um breve resumo acerca dos mesmos.
• Capítulo 1 – Introdução
Este capítulo apresenta uma introdução geral, mostrando a relevância do
desenvolvimento de modelos matemáticos das configurações de ciclo combinado do
tipo
single-shaft adequados para os estudos de transitórios eletromecânicos de sistemas
elétricos de potência.
• Capítulo 2 – Estrutura da Dissertação
• Capítulo 3 – Estado da Arte
Neste capítulo é realizado um levantamento de alguns dos principais artigos
encontrados na literatura, nas áreas em estudo, os quais serviram de base para o
desenvolvimento do presente trabalho, sendo destacados os aspectos mais importantes
abordados nos mesmos.
• Capítulo 4 – Turbinas a Gás
Este capítulo tem o objetivo de descrever as turbinas a gás abordando seus
principais componentes, princípios de funcionamento, tipos e características
particulares, assim como apresentar seus modelos matemáticos.
• Capítulo 5 – Turbinas a Vapor
Neste capítulo são apresentados os princípios de funcionamento, os principais
componentes, as configurações típicas e os modelos matemáticos das turbinas a vapor.
Estrutura da Dissertação
5
• Capítulo 6 – Caldeiras de Recuperação
O intuito deste capítulo é descrever as caldeiras de recuperação, apresentando
seus componentes, seu funcionamento e sua modelagem matemática.
• Capítulo 7 – Ciclo Combinado
Este capítulo apresenta os tipos de ciclo combinado, a classificação das centrais
segundo o acoplamento das máquinas, as configurações típicas e finalmente a
modelagem matemática das centrais termelétricas operando em ciclo combinado.
• Capítulo 8 – Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
A finalidade deste capítulo é a apresentação dos modelos matemáticos utilizados
para a configuração de ciclo combinado do tipo
single-shaft.
• Capítulo 9 – Simulações
O intuito deste capítulo é apresentar os resultados das simulações realizadas com
os modelos matemáticos discutidos no capítulo 8, descrevendo o comportamento das
configurações de ciclo combinado do tipo
single-shaft, inseridas em um sistema elétrico
de potência, na ocorrência de determinadas perturbações. Para as simulações utilizam-se
o software
Matlab e a toolbox Simulink e os programas Anarede e Anatem
desenvolvidos pelo CEPEL.
• Capítulo 10 – Conclusões
Neste capítulo são apresentadas as principais conclusões obtidas dos estudos e
das implementações computacionais realizadas.
Estado da Arte
6
CAPÍTULO 3
3. ESTADO DA ARTE
3.1. Introdução
Estudos analíticos e experimentais do comportamento transitório das turbinas a
gás iniciaram na década de 1950. Numerosos modelos e métodos para avaliação do
comportamento das turbinas e de seus equipamentos auxiliares foram propostos e
aplicados na análise das características da dinâmica do sistema.
Devido ao caráter estratégico e forte participação militar no desenvolvimento de
turbinas a gás ao longo dos anos, as informações a respeito da modelagem e do sistema
de controle são de difícil obtenção. Porém, o desenvolvimento de modelos de turbinas a
vapor para estudos de transitórios eletromecânicos já está consolidado, sendo os
primeiros trabalhos datados do começo da década de 1960.
As primeiras publicações com respeito à turbina a gás apresentam um modelo
aproximado por um sistema de primeira ordem, sendo a resposta da velocidade angular
do rotor, a uma variação do fluxo de combustível, um simples atraso de acordo com
[Saravanamuttoo, 71]. Estes modelos foram utilizados e modificados para a utilização
de reguladores de velocidade e análise no domínio da freqüência por [Rowen, 83].
Com o avanço da tecnologia, o ciclo combinado tornou-se a maneira mais
eficiente de se produzir energia elétrica através dos combustíveis fósseis. Deste modo,
seu uso passou a ser bastante difundido, e com isso surgiram diversos trabalhos com o
intuito de descrever matematicamente o mesmo.
Como o ciclo combinado depende da modelagem de certos componentes da
turbina a gás, que não são normalmente representados quando esta opera em ciclo
simples, pode-se dizer que um dos primeiros artigos que mencionam parte da
modelagem matemática do ciclo combinado é [Rowen, 92]. A partir da década de 90,
onde o uso do ciclo combinado passou a ter grande representação, vários artigos como
Estado da Arte
7
[Bagnasco, 98] foram publicados. Estes artigos apresentam a inclusão da modelagem
das caldeiras de recuperação e do controle
VIGV.
3.2. Artigos Técnicos
A seguir são apresentados alguns dos principais artigos técnicos publicados nas
áreas em estudo, onde se tem a modelagem das turbinas a vapor e a gás operando
isoladamente e em ciclo combinado, os quais motivaram o desenvolvimento desta
dissertação.
[Rowen, 83] apresenta representações matemáticas simplificadas de turbinas a
gás
heavy-duty de eixo único, adequadas para o uso em estudos dinâmicos de sistemas
de potência. O modelo proposto é válido para turbinas a gás
heavy-duty com potências
de 18 MW a 106 MW, operando isoladamente ou interligadas ao sistema. A modelagem
da turbina consiste da representação dos componentes que têm preponderância no
estudo de estabilidade. Vale ressaltar que este artigo é de suma importância para o
desenvolvimento do presente trabalho, e vários autores o utilizam em suas referências.
Este artigo se limita ao ciclo termodinâmico simples, no qual o gerador é
acionado apenas pela turbina a gás, se concentrando apenas na representação funcional
da turbina a gás e de seu sistema de controle.
O limite de velocidade permitido para o modelo proposto varia entre 95 e 107%
da velocidade nominal, o qual pretende cobrir toda a operação normal da turbina e ainda
prevenir excursões para regiões onde a turbina a gás não responda linearmente ou onde
haja descontinuidades devido às ações de controle.
O sistema de controle inclui controle de velocidade, controle de temperatura,
controle de aceleração, e limite superior e inferior de combustível. Na regulação de
velocidade podem-se utilizar reguladores isócronos, quando a turbina estiver operando
isoladamente, ou reguladores com queda, na operação interligada. O regulador de
velocidade é o principal recurso do controle da turbina a gás para variações de carga. O
Estado da Arte
8
setpoint digital é o recurso normal para controlar a saída da turbina a gás quando a
mesma está operando de forma interligada e usando um regulador com queda.
O controle de temperatura é o recurso normal para limitar a saída da turbina a
gás em uma temperatura de aquecimento pré-determinada, independente da variação na
temperatura ambiente ou das características do combustível. Visto que a temperatura de
exaustão é medida usando uma série de termopares, incorporando protetores contra
radiação, há um pequeno erro transitório devido às constantes de tempo associadas ao
sistema de medição.
O controle de aceleração é usado principalmente durante a partida da turbina a
gás para limitar a taxa de aceleração do rotor, melhorando o estresse térmico encontrado
durante a partida. Este controle cumpre uma função secundária durante a operação
normal, em que ele atua para reduzir o fluxo de combustível e limitar a tendência de
sobre velocidade no evento em que o conjunto turbina-gerador se separa eletricamente
do sistema.
Essas três funções de controle – regulador de velocidade para variações de carga,
controle de temperatura atuando como um limite superior, e controle de aceleração para
prevenir sobre velocidade – são entradas para um seletor de valor mínimo, cuja saída é a
menor dessas três entradas, a qual requer menos combustível. A saída do seletor de
valor mínimo é comparada com limites máximo e mínimo. O limite máximo atua como
uma reserva para o controle de temperatura e não é encontrado na operação normal. O
limite mínimo é o mais importante dinamicamente porque mantém adequado fluxo de
combustível para assegurar que a chama seja mantida no sistema de combustão da
turbina a gás.
O autor também menciona a capacidade da turbina a gás de absorver potência
mecânica transitoriamente do sistema conectado, o que não é possível para turbinas a
vapor e hidráulica.
Os sistemas de combustível da turbina a gás são projetados para fornecer entrada
de energia para a turbina a gás proporcional ao produto do sinal de comando pela
velocidade da unidade. Isto é análogo ao modo atual de operação do sistema de
Estado da Arte
9
combustível, visto que bombas de combustível líquido são acionadas em uma
velocidade proporcional à velocidade do rotor da turbina e visto que o controle de gás é
realizado em dois estágios, com a pressão de saída do primeiro estágio proporcional à
velocidade do rotor.
O modelo proposto pode ser aplicado para turbinas a gás que utilizam
combustível líquido ou gasoso. Para o combustível gasoso, o sinal sofre a ação de duas
constantes de tempo. A primeira é associada com o sistema de posicionamento da
válvula de controle de gás e a segunda é a constante de tempo associada com o sistema
de combustível. Há dois tipos de sistemas de controle de combustível líquido que são
usados em turbinas a gás de eixo único. Ambos são sistemas de “
bypass” em que parte
da saída de uma bomba de combustível de volume constante é devolvida para a sucção
da bomba. A compressibilidade e a inércia do combustível no sistema entre a válvula de
bypass e o fluxo medido são representadas por uma constante de tempo relativamente
pequena.
Há um pequeno atraso de transporte associado com o tempo de reação da
combustão, uma defasagem de tempo associada com o volume de descarga do
compressor e um atraso de transporte para transportar o gás do sistema de combustão à
turbina.
As características do torque e da temperatura de exaustão da turbina a gás de
eixo único são essencialmente lineares quando operam dentro da faixa limitada do
modelo. O artigo apresenta também a equação do torque e as equações da temperatura
de exaustão.
Algumas das maiores turbinas a gás estão disponíveis com geradores resfriados
a ar ou hidrogênio, o que afeta a inércia, e então a constante de tempo do rotor.
A maioria dos estudos de sistema envolve a simulação de numerosas unidades
operando de forma interligada. Neste caso, a inércia do rotor do gerador da turbina deve
ser adicionada à inércia total do sistema.
Estado da Arte
10
A maioria das simplificações para o modelo apresentado é associada com a
operação interligada, em um sistema em que a variação de velocidade é
significativamente menor do que os limites especificados para o modelo. Sob estas
condições de variação de freqüência limitada, várias simplificações podem ser feitas
para reduzir a complexidade do modelo. Primeiro, visto que a operação de forma
interligada é o único tipo previsto, o regulador de velocidade pode ser mudado para uma
configuração apenas com queda. Em segundo lugar, se as variações de freqüência não
são maiores que ± 1%, o controle de aceleração não se tornará ativo, exceto sob
situações de perda de carga, e, portanto pode ser eliminado. Por último, visto que a
saída da turbina a gás é predominantemente controlada pelo
setpoint digital, a
necessidade do limite interativo imposto pelo controle de temperatura é
significativamente diminuída, permitindo assim a eliminação do mesmo.
Se as variações de freqüência são pequenas o suficiente para serem ignoradas,
então o fluxo de combustível e, portanto, a saída da turbina, serão uma função direta do
comando do regulador de velocidade.
Nas análises finais, onde as constantes de tempo do sistema são muito grandes,
relativas àquelas associadas com a turbina a gás, a saída da turbina a gás será
essencialmente proporcional à posição do
setpoint digital multiplicado pelo ganho do
regulador. Embora esta simplificação pareça tornar o modelo trivial, ela é uma
representação adequada de uma turbina a gás relativamente pequena em um sistema
muito grande.
As simplificações propostas devem ser implementadas levando-se em
consideração o tamanho e as características do sistema.
[Rowen, 92] apresenta o modelo dinâmico de turbinas a gás heavy-duty de eixo
único utilizadas em serviços de acionamento mecânico de velocidade variável.
Este artigo apresenta representações matemáticas simplificadas de turbinas a
gás, com potências na faixa de 19370 a 80460 kW.
Estado da Arte
11
Os modelos são adequados para uma larga escala de temperatura ambiente e a
influência do
VIGV (variable inlet guide vane) no compressor axial é incluída nos
modelos.
As turbinas a gás de eixo único são inerentemente mais simples do que as
turbinas de múltiplos eixos, entretanto apresentam uma escala de velocidade de
operação significativamente mais estreita.
Este artigo é uma complementação de [Rowen, 83] o qual se concentrava em
aplicações de acionamento de gerador, onde a operação estava limitada em uma escala
estreita de velocidade da turbina e assumia um ângulo constante para o
VIGV do
compressor e uma temperatura ambiente constante.
Todas as quatro séries de turbinas a gás que estão disponíveis para acionamento
mecânico são similares no arranjo e diferem apenas no tamanho físico e nas
características de operação.
Nas turbinas a gás, o ar atmosférico entra no compressor, passa através dos
VIGVs do mesmo, é comprimido no compressor axial da turbina e descarregado dentro
das câmaras de combustão múltiplas, onde é injetado e queimado combustível, elevando
a temperatura do ar. O ar mais quente e com pressão elevada é então expandido através
de dois ou três estágios de expansão da turbina a gás, produzindo potência mecânica
suficiente para acionar o compressor axial e a carga conectada, os quais estão
conectados e atuam como um elemento rotativo único. Finalmente, os gases de exaustão
passam através do difusor da turbina e das alhetas transversais, depois dos termopares
de exaustão, e então vão para a atmosfera, no caso de turbinas de ciclo simples, ou para
o equipamento de recuperação de calor, no caso de sistemas de ciclo combinado.
A escala de velocidade de operação da turbina a gás de eixo único utilizada em
acionamento mecânico é limitada por duas razões. Ambas estão relacionadas ao fato de
que como a turbina a gás reduz a velocidade sob carga, o compressor axial também
reduz a velocidade, reduzindo assim, a saída da turbina e a taxa de pressão do ciclo. Se a
turbina for aquecida em seu limite máximo de temperatura, sua saída reduz mais rápido
Estado da Arte
12
do que a carga, e a turbina não pode recuperar a velocidade sem uma redução na
potência requerida pelo equipamento acionado.
O artigo apresenta uma representação matemática genérica da turbina a gás de
eixo único, similar àquela usada em [Rowen, 83], porém com algumas considerações, a
saber:
1) Utiliza-se apenas um regulador de velocidade isócrono.
2) O combustível utilizado é o gás natural e, portanto, apenas um sistema de
combustível gasoso foi modelado.
3) Um modelo de compressor de carga rudimentar é incluído.
4) O fluxo de exaustão da turbina é calculado.
5) Os cálculos da temperatura de exaustão atual e nominal da turbina e do fluxo
de exaustão incorporam uma correção devido à temperatura ambiente.
6) Uma malha de realimentação é incluída para representar os efeitos da
modulação do fluxo de ar devido ao
VIGV.
São apresentadas notas que detalham o funcionamento do modelo e também
fornecem os valores típicos das constantes.
O sistema de controle inclui controle de velocidade, controle de temperatura,
controle do
VIGV do compressor axial, controle de aceleração, e limites superior e
inferior de combustível.
O controle do
VIGV visa otimizar a temperatura de exaustão na perda de carga.
Para aplicações de recuperação de calor, o desempenho ótimo na perda de carga é
obtido quando a temperatura de exaustão da turbina a gás é máxima. Isto é obtido
fechando-se os
VIGVs.
Nas aplicações que utilizam
VIGVs para otimizar a recuperação de calor na
perda de carga, o efeito sobre o desempenho da turbina, com fluxo de combustível
constante, aparece apenas na temperatura de exaustão e no fluxo de ar. O torque de
saída da turbina não é apreciavelmente afetado pela ação das alhetas. Fechando-se os
Estado da Arte
13
VIGVs, o fluxo de ar no ciclo diminui, aumentando a proporção de combustível no
combustor e elevando a temperatura de exaustão.
Várias simplificações são adotadas no modelo apresentado de modo a eliminar o
controle de aceleração, o controle do
VIGV e os atrasos de transporte.
O modelo proposto pode também ser aplicado em acionamento de gerador de
velocidade constante, proposto em [Rowen, 83], sendo este um caso particular do
descrito neste artigo.
O autor menciona que a combinação das informações presentes neste artigo,
com aquelas presentes em [Rowen, 83], permite ao usuário simular qualquer turbina a
gás
heavy-duty de eixo único.
[Hannett, 92] faz uma comparação do modelo proposto em [Rowen, 83] com
dados obtidos em campo, para que este modelo seja validado. O sistema utilizado foi o
Alaskan Railbelt System que é constituído em sua maioria por turbinas térmicas.
Modelos de simulação dinâmica detalhados foram propostos para dois tipos de
controladores. Os modelos de regulador podem ter uma variável importante afetando o
desempenho dinâmico de sistemas elétricos de potência.
A resposta de sistemas regulador-turbina para distúrbios pode ser uma variável
importante, afetando o desempenho dinâmico de sistemas de potência. Manter a
freqüência é uma preocupação para sistemas isolados de pequeno porte em que
mudanças na carga ou na geração são grandes, relativas à capacidade do sistema.
Portanto há a necessidade de modelos precisos para a resposta da turbina e do regulador
às mudanças de freqüência.
Uma fonte comum de geração de potência para sistemas pequenos é a turbina
térmica, que está se tornando cada vez mais popular na cogeração e nas instalações de
ciclo combinado. Em alguns casos, devido à economia no fornecimento de combustível,
a maioria da geração de um sistema de potência pode ser constituída de turbinas
térmicas, como é o caso do
Alaskan Railbelt System.
Estado da Arte
14
Os estudos foram conduzidos sobre o
Alaskan Railbelt System para examinar a
resposta do sistema após a instalação de unidades hidráulicas. Os modelos e dados das
unidades de geração para os estudos iniciais não estavam completos e modelos típicos
foram adotados. Um programa de teste tornou-se necessário para que modelos precisos
pudessem ser obtidos para os estudos de simulação dinâmica. Este artigo apresenta o
método de teste usado para os reguladores de turbinas térmicas, os modelos derivados
dos testes e a comparação daqueles modelos com os modelos típicos.
No artigo é feita uma abordagem do modelo utilizado, dando-se maior ênfase ao
controle de temperatura.
A saída do regulador vai para um seletor de valor mínimo para produzir um
valor para o sinal de demanda de combustível. O outro sinal no seletor de valor mínimo
é do controlador de temperatura.
A saída do termopar é comparada com um valor de referência. Normalmente o
valor de referência é maior do que a saída do termopar e isto força a saída do controle
de temperatura a permanecer no limite máximo, permitindo que o controle de
velocidade seja atuante. Quando a saída do termopar excede a temperatura de
referência, a diferença se torna negativa e ela começa a baixar a saída do controle de
temperatura. Quando a saída do controle de temperatura se torna menor do que a saída
do regulador, o valor anterior passa através do seletor de valor mínimo e o controle de
temperatura passa a comandar a turbina.
O controle do regulador da
Woodward consiste de um controle PID para o sinal
de erro de carga e velocidade. O sistema de combustível e as dinâmicas da turbina para
a unidade são assumidos para terem a mesma estrutura do modelo proposto por [Rowen,
83].
Para determinar os valores dos parâmetros nos diagramas de bloco, o método de
teste consiste na aquisição de medições em regime permanente e variações dinâmicas de
carga. Um grupo de medições em regime permanente foi coletado com o gerador
conectado em diferentes níveis de carga. Os sinais medidos foram:
Estado da Arte
15
1) Potência elétrica
2) Referência de carga ou velocidade
3) Sinal de demanda de combustível
4) Fluxo de combustível
5) Temperatura dos gases de exaustão da turbina
As características de resposta dinâmica foram obtidas principalmente de
rejeições de carga, onde foram medidos os seguintes sinais:
1) Tensões de linha do gerador
2) Correntes AC no gerador
3) Velocidade angular da turbina
4) Referência de velocidade ou carga
5) Sinal de demanda de combustível
6) Temperatura de exaustão da turbina
Foi feito um teste em regime permanente onde se construiu um gráfico com os
valores medidos de potência elétrica, sinal de demanda de combustível e temperatura de
exaustão da turbina em relação ao fluxo de combustível. As três funções são
praticamente linhas retas, o que valida a utilização de modelos lineares.
As estimativas iniciais para as constantes de tempo podem ser feitas usando-se
software gráfico comercialmente disponível. Contudo, o processo que foi usado para o
Alaskan Railbelt System envolveu simulações de tentativa e erro, usando valores típicos
para os valores iniciais e ajustando-se os parâmetros até a obtenção de uma resposta
satisfatória.
Uma comparação foi feita entre os resultados de modelos típicos e aqueles de
modelos derivados de testes de campo. O primeiro cenário de casos de simulação
considerou cada unidade isolada com uma carga inicial igual a 50% da carga nominal.
A perturbação foi um aumento na carga de 10%. A segunda comparação considerou o
sistema interligado com a aplicação de um
trip num gerador com carregamento de 57
MW. A comparação entre os modelos derivados do programa de teste de campo e os
modelos típicos que foram originalmente usados nos estudos mostra que a excursão de
Estado da Arte
16
freqüência é aproximadamente 40% maior para o sistema com os modelos derivados do
teste de campo. Isto revela que os estudos baseados em dados do modelo típico
fornecem resultados otimistas, confirmando observações da experiência de operação.
[Hannett, 94] apresenta uma unidade de turbina a gás de dois eixos, testada para
a resposta do regulador a distúrbios. Um modelo de simulação computacional é
apresentado, assim como os dados do teste usados para derivar valores para os
parâmetros do modelo.
Este artigo apresenta o modelo que foi desenvolvido para uma turbina térmica de
46,5 MVA (fp = 0,9), pertencente ao complexo da
Con Edison’s Astoria Plant, e para
seus controles, e apresenta também a identificação de valores para parâmetros do
modelo de testes. Esta unidade faz parte de um conjunto de turbinas térmicas do
complexo que foram utilizadas para pico de carga, reserva girante, restauração do
sistema e controle de tensão.
Nesta unidade, o gerador está localizado no centro com uma turbina térmica de
dois eixos em cada lado. Dois eixos conectam os compressores e as turbinas de alta
pressão e outro eixo conecta o gerador às turbinas de baixa pressão, ou turbinas livres.
O ar é fornecido para dois combustores através de dois compressores, acionados por
duas turbinas de pressão elevada. Parte da energia do gás dos combustores, de
temperatura e pressão elevadas, é extraída das turbinas de alta pressão para acionar os
compressores. Os gases de escape das turbinas de alta pressão acionam as turbinas
livres. Durante a partida, motores a diesel acionam os compressores até que uma
pressão suficiente é obtida antes de entrarem os combustores. Então o combustível é
queimado e a turbina térmica começa a se auto-sustentar.
Uma variação do fluxo de combustível resulta na variação da saída de potência
do gerador. Visto que o compressor e a turbina de alta pressão formam um sistema
separado, a variação do fluxo de combustível afeta a velocidade destes dois
componentes. Então, a velocidade do motor varia para diferentes cargas afetando o
fluxo de ar e as temperaturas do gás.
Estado da Arte
17
O projeto dos controles considera o efeito que as mudanças no fluxo de
combustível têm sobre a velocidade do motor e o fluxo de ar.
O fluxo de combustível é regulado pela válvula de combustível acionada por um
servomecanismo, que por sua vez é acionado por um dos três sinais de controle a seguir,
dentre eles o de valor mínimo:
1) Controle da turbina livre
2) Controle da temperatura do gás de exaustão
3) Controle da velocidade angular do motor
O controle da turbina livre fornece o controle de regulação normal para a
unidade. Seus sinais de entrada são: a velocidade angular da turbina livre e a potência
elétrica.
O controle da velocidade do motor, quando em comando, é um controle isócrono
sobre a velocidade angular do motor e serve para limitar o fluxo de combustível para
que a velocidade do motor não exceda um certo valor.
O controle da temperatura do gás de exaustão está em comando sempre que a
temperatura de exaustão excede a referência da temperatura de exaustão ou quando a
unidade está ganhando carga mais rápido do que a dinâmica da turbina pode suportar.
Seus sinais de entrada são: a temperatura do ar de entrada, a velocidade angular do
motor e a temperatura de exaustão da turbina.
As dinâmicas da turbina são representadas por um conjunto de funções que
podem ser determinadas por medições de regime permanente.
Os testes consistem em coletar medições de regime permanente e realizar testes
de mudança de carga dinâmica. As medições de regime permanente foram coletadas
com a unidade conectada em diferentes níveis de carga.
As características da resposta dinâmica foram obtidas dos testes de rejeição de
carga e rápidos aumentos de carga. As medições de regime permanente foram feitas em
Estado da Arte
18
diferentes níveis de carga, com incrementos de 10% da capacidade nominal da usina.
Foram realizados dois testes dinâmicos de rejeições de carga em unidades com
potências de 4,5 MW e 12,1 MW. Um outro teste realizado foi a da tomada instantânea
de carga do estado em vazio até a carga nominal.
Os dados de regime permanente foram usados para identificar as funções da
turbina e os ganhos nas funções de controle foram determinados da resposta dinâmica.
Os dados digitalizados da rejeição de carga foram usados para estimar os ganhos do
controle.
A verificação final foi feita com a realização de simulações digitais dos testes e a
comparação das variáveis de saída do modelo com os sinais gravados. Quando
necessário, foram feitos ajustes para refinar a resposta do modelo até que fosse
alcançada uma compatibilidade com as medições gravadas.
O autor conclui que a modelagem envolve inicialmente uma análise profunda da
física do processo e de seus controles, que determinam a estrutura do modelo, incluindo
variáveis e parâmetros pertinentes.
O procedimento de teste recomendado inclui cuidadosa documentação das
características de regime permanente e a captura de respostas dinâmicas de variáveis de
processo importantes durante testes viáveis, que consistem de rápidas mudanças de
carga e rejeições de carga.
Foi utilizado o processo de tentativa e erro para que as respostas das simulações
fossem compatíveis com os testes realizados em campo, devido as não linearidades
envolvidas.
O autor espera que o modelo da turbina térmica de dois eixos apresentado seja
usual para estudos de desempenho dinâmico do sistema.
[De Mello, 94] descreve vários aspectos de ciclos combinados constituídos de
turbina a gás, caldeira de recuperação de calor e turbina a vapor, e desenvolve modelos
Estado da Arte
19
projetados para simular a resposta da planta de ciclo combinado em estudos de
desempenho dinâmico do sistema.
Este artigo contém informações sobre a modelagem de ciclos combinados que
estão se tornando crescentes contribuintes para a geração de potência do mundo. As
características da resposta desta configuração de geração diferem substancialmente
daquelas de ciclos a vapor convencionais.
Há várias configurações de ciclo combinado diferentes e variações de controle
disponíveis de vários fabricantes. Estas configurações podem incorporar caldeira de
recuperação de calor (HRSG) com queima suplementar, múltiplos estágios de pressão
do gerador de vapor e ciclos a vapor com reaquecimento ou sem reaquecimento.
Este artigo discute e ilustra uma configuração a vapor típica e as características e
respostas do sistema de controle da turbina a gás.
O artigo apresenta uma configuração típica de planta de ciclo combinado
composta de uma HRSG sem queima, de três estágios de pressão, uma turbina a gás de
eixo único e uma turbina a vapor.
A configuração utilizada para a turbina a gás é a de eixo único e velocidade
angular constante, com alhetas guia de entrada variáveis (
VIGVs).
Os
VIGVs reduzem o fluxo de ar do compressor da turbina a gás, reduzindo
então as perdas e mantendo a temperatura de exaustão da turbina a gás elevada em
cargas reduzidas. A escala de operação da alheta guia e a estratégia de controle podem
variar bastante entre fabricantes de turbinas, contudo, o objetivo básico é manter a
temperatura do vapor elevada mesmo em condições de baixa carga.
O sistema de vapor da HRSG reage às mudanças no fluxo de exaustão da turbina
a gás e na temperatura de exaustão.
A resposta da potência mecânica da turbina a vapor segue as mudanças na
energia de exaustão da turbina a gás com basicamente duas defasagens para a
Estado da Arte
20
contribuição de pressão elevada e duas defasagens para a contribuição de baixa pressão.
Estas defasagens correspondem às constantes de tempo do calor no tubo e às constantes
de tempo de armazenamento da caldeira de recuperação.
É muito provável que a contribuição total para a potência mecânica referente às
caldeiras com dois níveis de pressão possa ser aproximada por um modelo de duas
constantes de tempo.
Um aumento na queima causa um aumento na temperatura de exaustão além da
referência do limite da mesma, levando a saída do controlador de temperatura a sair de
seu limite e ultrapassar o sinal de demanda.
Na região de operação próxima à carga total, elevações na demanda de carga são
rapidamente compensadas pelo controlador de temperatura.
Não há intenção de estabelecer uma estrutura de modelo recomendada para
plantas de ciclo combinado neste artigo. É reconhecido que há muitas variações na
composição dos componentes do ciclo e na lógica dos controles. O propósito do artigo é
servir como uma ilustração dos requisitos da modelagem para este tipo de planta e
motivar contribuições baseadas em instalações existentes ou futuras.
[Rowen, 97] apresenta modelos dinâmicos de turbinas aeroderivativas.
Trata-se de um tutorial apresentado na ASME TURBO EXPO’98, não sendo
publicado oficialmente.
Este tutorial apresenta modelos para turbinas avançadas com dois e três
spools
(conjuntos compressor/turbina) e tradicionais com um spool + turbina livre e com dois
spools + turbina livre.
Os fabricantes relacionados são:
-
General Eletric – LM 1600, 2500, 5000, 6000;
Estado da Arte
21
-
Pratt & Whitney – FT8;
-
Rolls Royce – Avon, RB211 e Trent.
[Bagnasco, 98] apresenta um modelo detalhado para uma unidade de turbina a
gás, incluindo controles de velocidade, de aceleração e de temperatura, assim como o
controle dos
VIGVs. O modelo proposto é testado em uma planta industrial real
operando interconectada ao sistema ou isolada.
O modelo adotado é baseado no modelo proposto por [Rowen, 83 e 92] e
validado por [Hannett, 92].
O artigo salienta que as características das plantas de ciclo combinado são
totalmente diferentes das plantas de potência convencionais com relação ao processo, à
capacidade de regulação sob condições normais de operação e à capacidade de operação
em condições de emergências, como ilhamento e eventual perda de carga.
O objetivo deste artigo é examinar a capacidade de uma planta de ciclo
combinado de operar de forma isolada, após a desconexão da rede, e investigar o
desempenho dinâmico da planta com os esquemas de controle adotados.
Uma planta de ciclo combinado consiste no acoplamento de uma turbina a gás e
uma turbina a vapor, através de uma caldeira de recuperação de calor (HRSG). A
eficiência total do sistema pode ser muito aprimorada ligando-se esses dois ciclos
térmicos diferentes.
Geralmente, em uma planta de ciclo combinado, os gases de exaustão de elevada
temperatura da turbina a gás vão para uma caldeira de recuperação de calor, a qual
fornece vapor para uma turbina a vapor.
A manutenção de uma elevada temperatura do vapor, proveniente dos gases de
exaustão das turbinas a gás, requer a inclusão dos
VIGVs no modelo da planta de ciclo
combinado.
Estado da Arte
22
A turbina a gás modelada neste artigo é de eixo único e os
VIGVs atuam como
controladores da temperatura de exaustão. O regulador de velocidade é o principal
controle da turbina a gás, compartilhando sua variável controlada, o sinal de solicitação
de combustível, com um limitador de temperatura e um limitador de aceleração. As
saídas destes três controladores são comparadas no seletor de valor mínimo, que
descobre qual delas requer a menor quantidade de combustível.
O limite superior de combustível corta a demanda do fluxo de combustível que é
fisicamente impossível de se obter. O limite inferior da demanda de combustível garante
que o combustível fornecido para o queimador seja suficiente para manter a chama
ativa, em todas as condições de operação.
Ambos os modos de controle de velocidade, ou seja, isócrono e com queda,
podem ser estabelecidos com a escolha apropriada de parâmetros. O controlador com
queda é usado para regular a saída de potência da turbina quando a mesma opera
interconectada ao sistema. Este controlador reage aos desvios da velocidade atual com
relação à velocidade de referência. O controlador isócrono é tipicamente adotado
durante a operação de ilhamento, em uma das máquinas da planta, garantindo que a
freqüência da planta seja recuperada para o valor de referência.
Os controles de temperatura e de aceleração atuam como limitadores sobre o
sinal de solicitação de combustível. A saída deles deve ser ignorada sempre que a
variável controlada não tiver atingido seu limiar superior, ou seja, o limitador não
poderá intervir. Por outro lado, se o máximo valor permitido para a variável controlada
for excedido, a saída deles será fornecida para o bloco seletor de valor mínimo.
Os
VIGVs são controlados para que a temperatura de aquecimento seja sempre
mantida em um nível adequado, de forma a garantir a eficiência da turbina durante
todos os estágios de operação e manter uma elevada temperatura de exaustão.
No artigo é apresentado um modelo de segunda ordem para a caldeira de
recuperação de calor, com representação de duas constantes de tempo, relativas à
transferência de calor e ao acúmulo de vapor. A produção de vapor da caldeira de
recuperação depende da quantidade e da temperatura dos gases de exaustão da turbina a
Estado da Arte
23
gás e pode ser calculada pela equação de balanço energético da HRSG, que expressa a
transferência de energia dos gases de exaustão para o vapor, levando em conta a
eficiência da mesma.
O comportamento dinâmico da turbina a vapor na modelagem da planta de ciclo
combinado não influencia muito no desempenho total do modelo. Como as constantes
de tempo associadas à HRSG são muito elevadas, a dinâmica da turbina a vapor pode
ser omitida, quando se considera o comportamento dinâmico total da planta, sendo
considerado apenas o seu aspecto estático na produção de energia elétrica.
Os modelos apresentados foram implementados em um programa de simulação
de transitórios eletromecânicos através de sub-rotinas definidas pelo usuário. Estes
modelos foram testados em uma planta de ciclo combinado industrial real, através de
simulação de transitórios eletromecânicos, sendo consideradas diferentes condições de
ilhamento, tendo em vista que esta é uma configuração crítica na operação de plantas de
potência industrial.
Foram considerados os cenários de importação e exportação de energia por parte
da planta industrial e algumas das perturbações que afetam a planta de ciclo combinado
foram também examinadas. Em perturbações onde a planta industrial fica isolada do
sistema, o regulador de velocidade sobre uma das turbinas a gás passa do modo com
queda para o modo isócrono, para que a freqüência da planta possa ser recuperada,
contanto que a reserva girante própria da planta seja suficiente para suprir o aumento na
demanda de potência. Quando esta reserva girante não é suficiente, deve-se considerar a
utilização de um esquema de rejeição de carga para manter a freqüência da planta em
seu valor nominal.
Os resultados obtidos ressaltam as diferenças entre os vários casos considerados
e criam subsídios para a adoção do modo de controle mais apropriado, para a calibração
de reguladores da turbina a gás e para a validação de procedimentos de perda de carga.
[Kakimoto, 2003] analisa o comportamento dinâmico de uma planta de ciclo
combinado de eixo único quando ocorre uma redução na freqüência do sistema.
Estado da Arte
24
Uma planta de potência de ciclo combinado que consiste principalmente de uma
turbina a gás, de uma caldeira de recuperação de calor e de uma turbina a vapor pode
alcançar elevada eficiência energética.
Muitas plantas de ciclo combinado foram instaladas no Japão, entretanto, um
blackout de grande escala ocorreu na Malásia em 1996. Seguindo uma queda de
freqüência de aproximadamente 1,5 Hz, plantas de turbinas a gás e de ciclo combinado
saíram de operação sequencialmente. A perda de geração total foi de 5760 MW.
Foram realizados vários estudos sobre as respostas de plantas de ciclo
combinado para quedas de freqüência no sistema. Contudo, análises detalhadas não
haviam sido feitas com relação ao comportamento das variáveis da planta frente a estas
quedas de freqüência.
Este artigo apresenta uma planta de ciclo combinado de eixo único, composta de
um compressor, um combustor, uma turbina a gás, uma caldeira de recuperação de
calor, uma turbina a vapor e um gerador. O compressor comprime o ar e o envia para o
combustor. O combustor queima este ar com combustível e produz o gás de pressão e
temperatura elevadas, o qual aciona a turbina a gás. A caldeira de recuperação de calor
coleta energia do gás de exaustão e aciona a turbina a vapor. A saída de potência da
planta é a soma das saídas de potência da turbina a gás e da turbina a vapor. A turbina a
gás produz aproximadamente dois terços da potência total e a turbina a vapor produz o
restante.
O artigo mostra um diagrama de blocos de uma planta de ciclo combinado. Há
quatro blocos relacionados com controle de velocidade, controle de temperatura,
controle de combustível e controle de ar. Os blocos restantes descrevem a turbina a gás,
a caldeira de recuperação/turbina a vapor, o eixo do rotor e o transdutor de temperatura.
O bloco de controle de velocidade determina a demanda de combustível de
acordo com a referência de carga e o desvio de velocidade do rotor.
Estado da Arte
25
O bloco de controle de temperatura restringe a temperatura de exaustão para não
prejudicar a turbina a gás. A temperatura de exaustão medida é comparada com a
temperatura de referência e a saída é o sinal do controle de temperatura.
A demanda de combustível é comparada com o sinal do controle de temperatura
no bloco de controle de combustível. O menor valor é selecionado pelo seletor de valor
mínimo e determina o fluxo de combustível.
O bloco de controle de ar ajusta o fluxo de ar para alcançar a temperatura de
exaustão desejada. O fluxo de ar é ajustado pelos
VIGVs do compressor.
Neste artigo foram simulados casos com despachos de geração elevado e
reduzido e analisadas as respostas da unidade frente a diferentes valores de queda de
freqüência no sistema.
Seguindo uma queda de freqüência, o controle de temperatura logo ultrapassa o
controle de velocidade e limita o fluxo de combustível aproximadamente em seu valor
inicial.
O fluxo de combustível aumenta lentamente quando os
VIGVs abrem e a
velocidade deles afeta consideravelmente a estabilidade da planta.
Se os
VIGVs abrem completamente, o controle de temperatura e a freqüência
determinam o fluxo de combustível e consequentemente a potência de saída.
Embora este artigo se dedique a uma planta de ciclo combinado, os resultados
apresentados são aplicáveis a qualquer planta baseada em turbina a gás que opere
próximo dos limites de temperatura do gás de exaustão.
Turbinas a Gás
26
CAPÍTULO 4
4. TURBINAS A GÁS
4.1. Introdução
O uso mais importante das turbinas a gás tem sido na aviação, e com tanto
sucesso, que são utilizadas hoje em praticamente todos os aviões, com exceção dos
menores.
Em outras áreas de atuação, a aplicação das turbinas a gás se desenvolveu de
forma mais lenta, principalmente pelo seu rendimento térmico baixo e pelo seu alto
custo de desenvolvimento, o que as tornava não competitivas com outros sistemas de
geração de potência para uso geral. Na década de 1940 quando a turbina térmica a gás
foi introduzida para a geração de energia elétrica foi considerada uma revolução nos
processos de geração de energia utilizando combustíveis fósseis. Vinte anos mais tarde,
as usinas termoelétricas com turbina a gás já estavam aptas para uso, mas não eram
economicamente viáveis devido à indisponibilidade do gás natural como combustível e
aos baixos rendimentos. Próximo ao ano de 1990 a turbina a gás passou a ser
responsável por uma parte da geração de eletricidade das novas usinas térmicas. A
maior participação da turbina a gás se deve ao ciclo combinado. Outros fatos que
ajudaram na popularização da turbina a gás para geração de energia foram: o
desenvolvimento na aerodinâmica dos compressores e o aumento da temperatura
máxima do ciclo com o aumento da suportabilidade térmica do material associado à
tecnologia de resfriamento.
A central térmica a gás tem basicamente um compressor, uma câmara de
combustão e uma turbina, propriamente dita. O fluido de trabalho é comprimido pelo
compressor, em seguida ele entra na câmara de combustão e recebe energia do
combustível, aumentando sua temperatura e consequentemente, sua energia interna. Na
turbina o fluido é expandido fornecendo potência para acionamento do compressor e
Turbinas a Gás
27
potência útil. O circuito básico de funcionamento de uma turbina a gás pode ser visto na
Figura 4.1.
Câmara de combustão
Turbina
Gerador
Compressor
Figura 4.1 – Desenho Esquemático da Turbina a Gás Operando com Circuito Aberto.
A máxima potência útil fornecida pela turbina a gás está limitada pela
temperatura com que o material da turbina, associada à tecnologia de resfriamento, pode
suportar e, ainda, pela vida útil requerida. Os principais fatores que afetam o
desempenho das turbinas a gás são: o rendimento dos componentes e a temperatura de
entrada na turbina.
A turbina a gás pode variar sua configuração de várias maneiras: adicionando-se
compressores, turbinas, intercoolers entre os compressores, câmaras adicionais de
combustão, trocadores de calor, que podem aproveitar os gases de exaustão para
aquecer o ar na entrada da câmara de combustão, etc. Estes refinamentos podem ser
utilizados para aumentar a potência útil e a eficiência térmica a custa do aumento da
complexidade, custo e peso.
As turbinas a gás são os equipamentos que mais têm se difundido nas instalações
que necessitam de calor residual para o processo ou uma grande quantidade de
eletricidade obtida em sistemas de cogeração que dispõem de gás natural.
As principais vantagens de uma turbina a gás são:
• Unidades compactas e de pequeno peso: as turbinas a gás equivalem,
geralmente, a 1/4 em peso e 1/10 em volume quando comparadas com os
Turbinas a Gás
28
motores alternativos e quando comparadas com centrais a vapor
convencionais, seu volume é de 1/100;
• Baixa poluição ambiental;
• Utilização de combustíveis líquidos e gasosos.
Como a eficiência em qualquer motor a combustão, a potência gerada neste
equipamento depende do trabalho que os gases aquecidos geram em sua expansão,
descontado, neste caso, o exigido pelo acionamento do compressor. Portanto, um bom
rendimento do equipamento depende de que a pressão e a temperatura sejam adequadas
e mantidas dentro de suas especificações operacionais.
Como o rendimento das turbinas a gás é diretamente proporcional a sua
temperatura de trabalho, a utilização de materiais de boa resistência é fundamental, pois
o limite operacional do equipamento é dado pela resistência ao calor, do material de
fabricação das pás. Devido às altas razões de pressão atingidas por este tipo de
equipamento, a utilização de refrigeração intermediária no compressor é uma das
alternativas que visam melhorar o desempenho do equipamento de uma forma geral.
Nas diversas configurações de ciclo combinado gás-vapor são consideradas
turbinas a gás de dois tipos básicos, a saber:
• Turbinas aeroderivativas;
• Turbinas heavy-duty.
As turbinas aeroderivativas são oriundas de turbinas a gás aeronáuticas que
sofreram algumas modificações no projeto. Já as turbinas industriais puras (
heavy-duty)
são turbinas projetadas para a aplicação industrial segundo uma filosofia própria.
As turbinas industriais
heavy-duty são conhecidas pela sua robustez,
flexibilidade no uso de combustível, alta confiabilidade e baixo custo. 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 de entrada do ar. A razão de pressão total
Turbinas a Gás
29
destas unidades pode variar de 5 a 15. A temperatura máxima pode chegar até 1290ºC
em algumas unidades. A grande aplicação das turbinas industriais tem sido a geração de
eletricidade operando na base.
As turbinas a gás aeroderivativas são caracterizadas por apresentarem maior
eficiência, terem alta confiabilidade, ocuparem pouco espaço, terem menor relação
peso/potência e flexibilidade na manutenção.
Atualmente as turbinas aeroderivativas podem atingir uma potência máxima de
até 50 MW e as turbinas industriais de até 350 MW. A grande aplicação das turbinas a
gás industriais tem sido em bombas para gás e óleo, geração de eletricidade e propulsão
naval.
Existem distinções amplas entre as turbinas a gás industriais e aeroderivativas:
• O conjunto industrial permite uma operação da ordem de 100.000 horas sem
revisão completa, sendo bem maior do que o esperado para uma turbina
aeroderivativa.
• A limitação do tamanho e o peso de uma turbina a gás aeroderivativa são
muito mais importantes do que qualquer outro caso de aplicação de turbina a
gás, devido às suas origens aeronáuticas.
As turbinas a gás industriais são mais robustas e pesadas do que aquelas de uso
aeronáutico além de apresentarem uma concepção de projeto diferente. Entretanto, é
mais econômico modificar turbinas a gás aeronáuticas para serem utilizadas em fins
industriais do que projetar e desenvolver uma totalmente nova, pois a maior parte do
custo de pesquisa e desenvolvimento das turbinas aeronáuticas já foi realizada. As
modificações são basicamente:
• Fortalecimento dos mancais;
• Sistema de combustão;
• Adição de turbina livre;
• Caixa de redução;
Turbinas a Gás
30
• Possível adição de um trocador de calor.
Como exemplos de turbinas a gás aeroderivativas, podem ser citadas as turbinas
fabricadas pela GE (
General Eletric) que são: LM1600, LM 2500, LM5000 e LM6000,
fornecendo potências de 13,2 MW a 50 MW.
Já as turbinas
heavy-duty da GE são: MS5001, MS6001, MS7001 e MS9001,
fornecendo potências de 26 MW a 226 MW. Elas podem ou não ter injeção de vapor
(ciclo STIG) e estarem integradas num ciclo combinado.
A Figura 4.2 mostra a turbina a gás da GE, LM6000, que possui uma potência de
42 MW e 40% de eficiência térmica nas condições ISO.
Figura 4.2 – Turbina a Gás GE LM6000 (Turbina Aeroderivativa).
Já a Figura 4.3 representa uma turbina industrial da
Alstom.
Turbinas a Gás
31
Figura 4.3 – Turbina a Gás Alstom GT8C (Turbina Heavy-Duty).
4.2. Classificação das Turbinas a Gás
Segundo a faixa de potência, as turbinas a gás industriais podem ser
classificadas como [Boyce, 1982]:
• Pequeno porte: até 1 MW
As turbinas a gás de pequeno porte são aquelas cuja potência nominal é menor
que 1 MW. Seu projeto é similar ao projeto das turbinas maiores, no entanto, há
algumas unidades que contêm um compressor centrífugo ou uma combinação de
compressor centrífugo e axial, bem como turbina de fluxo radial. Geralmente
uma turbina a gás deste tipo é formada por um compressor centrífugo de simples
estágio com uma razão de pressão de cerca de 4:1, uma câmara de combustão
simples com cerca de 870°C de temperatura máxima e uma turbina de fluxo
radial. A eficiência das turbinas a gás de pequeno porte é normalmente muito
menor que a eficiência das unidades de porte maior, por causa da limitação da
temperatura de entrada da turbina e da baixa eficiência de seus componentes.
Estas unidades são robustas e sua simplicidade de projeto garante muitas horas
de operação sem problemas, e algumas possuem regenerador para aumentar a
eficiência térmica. Dentro dessa faixa de potência estão as microturbinas que
podem atingir potências de até 300 kW.
Turbinas a Gás
32
• Médio porte: entre 1 MW a 15 MW
Turbinas a gás de médio porte são aquelas com potência entre 1 MW e 15 MW.
Estas unidades têm projeto similar às turbinas a gás
heavy-duty ou
aeroderivativas. Geralmente, são turbinas com dois eixos, as quais são mais
eficientes em operações com carregamento parcial, pois nesta configuração de
turbina o gerador de gás opera com eficiência máxima, enquanto a turbina de
potência opera em uma faixa de velocidade menor. O compressor possui
geralmente entre 10 e 16 estágios de compressão axial subsônico, o qual produz
uma razão de pressão de cerca de 5 a 11. A turbina do gerador de gás tem
geralmente de 2 a 3 estágios axiais, com resfriamento a ar das palhetas do
primeiro estágio. A turbina de potência é geralmente de fluxo axial com um ou
dois estágios. As turbinas de médio porte são usadas em plataformas
offshore e
estão em expansão em plantas petroquímicas. Nas plantas de processo, o gás de
exaustão da turbina é usado para geração de vapor. As plantas de cogeração gás-
vapor, que normalmente usam turbinas de médio porte, apresentam altos valores
de eficiência e são a tendência do futuro.
• Grande porte: acima de 15 MW
As turbinas a gás de grande porte possuem potências acima de 15 MW e podem
ser aeroderivativas ou
heavy-duty. As turbomáquinas são predominantemente
axiais e podem ter vários estágios.
4.3. Componentes das Centrais Termelétricas a Gás
Com o objetivo de fornecer uma visão geral do princípio de funcionamento,
tipos e características peculiares da turbina a gás, são descritas a seguir as partes
componentes da mesma, de acordo com a Figura 4.4.
Turbinas a Gás
33
Figura 4.4 – Turbina a Gás Alstom GT8C.
De forma geral, uma turbina a gás é constituída por uma entrada de ar, pela qual
será feita a admissão do ar a ser comprimido pelo compressor antes de ser conduzido à
câmara de combustão. Na câmara de combustão parte da massa de ar é misturada ao
combustível. O produto da combustão desta mistura leva a uma expansão do gás na
turbina, o que resulta no acionamento da mesma. Esta, por sua vez, aciona o compressor
e fornece potência ao eixo de um gerador acoplado.
• Sistema de Entrada de Ar
Uma vez que os compressores são bastante sensíveis a depósitos em suas
palhetas e bocais (poeira, vapores, insetos, entre outros), há a necessidade de um
sistema capaz de remover estas partículas. Assim, através de filtros, os sistemas de
entrada de ar têm a finalidade de remover partículas que podem afetar a eficiência da
turbina.
Uma outra função do sistema de entrada de ar é esfriar o ar quando houver
valores elevados de temperatura ambiente. A Figura 4.5 apresenta um exemplo de um
sistema de filtragem de ar.
Turbinas a Gás
34
Figura 4.5 – Sistema de Entrada de Ar da Turbina a Gás.
• Compressores
Para um bom funcionamento da turbina a gás é indispensável que haja uma
compressão eficiente de grandes volumes de ar. Para tanto, esta função é designada ao
compressor, que é o componente da turbina responsável pela compressão do ar que será
introduzido na câmara de combustão. Existem dois tipos de compressores: o axial e o
radial (ou centrífugo). A Figura 4.6 apresenta um compressor axial.
Figura 4.6 – Compressor de Uma Turbina a Gás.
A compressão do ar é feita por uma série de pás e alhetas com perfil
aerodinâmico em vários estágios. A energia mecânica é então transferida ao fluído de
trabalho (ar) no rotor ou especificamente nas pás resultando numa elevação de pressão
Turbinas a Gás
35
deste fluído. Salienta-se que o acionamento do rotor é realizado pela turbina a gás
através de um eixo.
Deseja-se que os compressores tenham um bom rendimento em uma faixa
operativa, ou seja, que sejam capazes de comprimir um grande fluxo de ar, com um
mínimo de estágios, sustentando alto desempenho e estabilidade aerodinâmica.
Com relação ao fluxo, um compressor centrífugo é caracterizado por ter a
trajetória do ar escoando perpendicularmente ao rotor (eixo), enquanto o compressor
axial é caracterizado por ter a trajetória do ar escoando paralelamente ao eixo do rotor
(escoamento hélico-axial). A Figura 4.7 mostra a direção dos fluxos nos dois tipos de
compressor.
Axial Radial
Figura 4.7 – Direção dos Fluxos de Ar em Compressores Axiais e Radiais.
Realizada a compressão, o ar segue para o sistema de combustão sendo que há
também a possibilidade de extração do ar dos diferentes estágios de compressão para
selagem dos mancais, limpeza do filtro de ar e resfriamento da turbina.
Controle do Fluxo de Ar
Para se operar a turbina com uma grande faixa de fluxo de massa com elevada
eficiência, razão de pressão e velocidade de rotação constantes, torna-se necessária a
utilização do
VIGV (Variable Inlet Guide Vane – Pá Guia Variável).
Turbinas a Gás
36
O
VIGV é composto de uma série de alhetas planas que podem ter seu ângulo de
incidência variado (rotacionado) mecanicamente através de um sistema de controle
hidráulico, possibilitando, desta forma, o controle da vazão de ar. O
VIGV está
localizado na entrada ou na região central do compressor, conforme Figura 4.8.
Figura 4.8 – Detalhe do VIGV (Variable Inlet Guide Vane).
As pás são mecanicamente posicionadas por um sistema de controle hidráulico.
O
VIGV é usado para controlar o compressor durante a partida e em operações com
baixa carga.
Na realidade, a grande função do
VIGV é manter constante a relação
ar/combustível, sendo fundamental para a operação em ciclo combinado, mantendo a
temperatura dos gases de exaustão constante.
A presença deste elemento se justifica principalmente pela difícil tarefa que a
câmara de combustão tem de queimar grandes quantidades de combustível com grandes
volumes de ar provenientes do compressor. A realização desta tarefa deve incidir numa
perda de pressão muito pequena com uma máxima liberação de calor, dentro de um
espaço limitado. Ou seja, o desempenho de uma turbina a gás pode ser expresso em
termos do consumo específico de combustível. Assim, é necessário conhecer a razão
entre a massa de combustível e a massa de ar que entram na câmara de combustão.
Turbinas a Gás
37
Intercooler
Uma forma de aumentar a potência útil da turbina sem afetar o trabalho
produzido é conseguida com a utilização de
intercooler entre dois compressores, como
forma de reduzir o trabalho de compressão.
Para isso é necessária a operação do compressor próxima a um processo
isotérmico, com o envolvimento de dois ou mais compressores. Deste modo há uma
menor perda de potência durante o processo de compressão.
O ar da pressão ambiente é comprimido a uma pressão intermediária no primeiro
compressor, havendo um aumento da temperatura deste gás. A função do
intercooler
será, então, reduzir a temperatura do ar comprimido que sai para o segundo compressor,
completando o processo de compressão para a pressão final desejada. A Figura 4.9
exemplifica um ciclo com
intercooler.
Figura 4.9 – Ciclo com Intercooler.
• Câmara de Combustão
A finalidade da câmara de combustão é queimar uma quantidade de combustível
com um grande volume de ar entregue pelo compressor. A Figura 4.10 exemplifica uma
câmara de combustão.
Turbinas a Gás
38
Figura 4.10 – Câmara de Combustão.
Com a combustão, há liberação de calor e conseqüente expansão e aceleração
dos gases. Estes gases, resultantes da combustão, juntamente com o excesso do ar para
resfriamento saem da câmara de combustão e são direcionados à turbina na forma de
fluxo uniforme para produção de trabalho mecânico.
Devido à larga faixa de operação das turbinas a gás, tem-se concentrado esforços
para se produzir câmaras de combustão de alto desempenho, compactas e com baixas
emissões de poluentes.
Como a temperatura requerida do fluido de trabalho na entrada da turbina varia
com o empuxo ou o trabalho, e sendo a temperatura máxima limitada pela temperatura
do material das palhetas da turbina, a câmara de combustão deve realizar uma
combustão eficiente e estável ao longo da faixa de operação da turbina a gás.
A quantidade de combustível a ser misturada com o ar dependerá do aumento de
temperatura requerido, porém, como citado anteriormente, há uma limitação desta
temperatura que chega a aproximadamente 2000°C no processo de combustão. Uma
forma de reduzir a temperatura dos gases para valores suportáveis às partes
componentes da turbina seria o aumento de ar na câmara de combustão.
Em uma câmara de combustão típica são identificadas três zonas: a de difusão, a
primária e a secundária, de acordo com a Figura 4.11.
Turbinas a Gás
39
Figura 4.11 – Câmara de Combustão Típica.
Geralmente, todas as câmaras incorporam os seguintes componentes:
• Carcaça;
• Difusor;
• Tubo de chama;
• Bico injetor de combustível.
A zona de transição entre a saída do compressor e a entrada da câmara de
combustão é chamada de difusor. Sua função não se restringe a apenas diminuir a
velocidade do ar que entra na câmara, mas também disponibilizar um escoamento
estável e suave ao tubo de chama com a recuperação da pressão dinâmica.
A região onde o combustível é injetado e ocorre a ignição é denominada zona
primária. Sua função é ancorar a chama e prover tempo, temperatura e turbulência
suficientes para atingir a combustão completa do combustível. Para todas as condições
operativas a velocidade do ar deve estar abaixo da velocidade da frente de chama da
combustão para que esta não ocorra fora da câmara de combustão.
O papel da zona secundária é admitir o ar remanescente introduzido através de
uma ou mais fileiras de orifícios na parede do tubo de chama e, conseqüentemente,
reduzir a temperatura dos gases na câmara produzindo uma corrente de saída com uma
temperatura média desejada pela turbina.
Uma mistura de ar e combustível, aproximadamente estequiométrica, distribuída
uniformemente através da zona primária em toda faixa de operação, é o objetivo
Turbinas a Gás
40
almejado a partir da injeção de combustível dentro da câmara de combustão. Para a
eficácia desejada os processos de atomização e vaporização do líquido são de
importância fundamental para o comportamento do sistema de combustão da turbina a
gás. O sistema de combustão é composto de câmaras de combustão com bocais integrais
de combustível, conectores de otimização do ar, sistema de ignição e detectores de
chama.
A eficiência da combustão pode ser aumentada com a elevação da pressão na
entrada do combustor. O aumento da razão combustível/ar aumenta a eficiência da
combustão até certo valor constante. Porém, se a mistura se tornar rica com o aumento
da razão combustível/ar, a eficiência diminui.
• Turbina
A função da turbina é fornecer potência através do seu eixo para o acionamento
do turbogerador, do compressor e dos acessórios. Para isto, a turbina utiliza a energia
armazenada nos gases quentes em expansão provenientes da câmara de combustão. Isto
é conseguido devido aos vários estágios existentes. O número destes estágios depende
da relação entre a potência exigida, do fluxo de gás, da velocidade rotacional que deve
ser produzida e do diâmetro da turbina.
Basicamente uma turbina é composta por bocais de descarga de combustão,
sistema diretor, e rotor. A montagem radial é feita sobre mancais no interior do corpo da
turbina. Seu eixo pode ser comum ao eixo do compressor.
A Figura 4.12 mostra um exemplo de uma turbina do ciclo a gás.
Turbinas a Gás
41
Figura 4.12 – Turbina do Ciclo a Gás.
• Sistema de Combustível
A temperatura de operação da máquina é estabelecida primariamente pelo
sistema de controle de combustível que é o aspecto mais crítico no controle da turbina a
gás.
Como as máquinas operam próximas de seus limites é importante o
compromisso com o rendimento, assim, o sistema precisa ser controlado para que se
possa operar sempre no ponto ótimo.
Além da exigência de um sistema de controle preciso em regime permanente, o
sistema deve ter resposta transitória adequada, sem oscilações excessivas.
Outros
loops de controle como os controles de surto e de temperatura estão
intimamente ligados ao sistema de combustível. Há a exigência de precisão no sistema
de controle, sendo que as funções envolvidas devem trabalhar com coordenação em
uma larga faixa operacional para que o sistema tenha resposta transitória adequada.
Portanto, confiabilidade e facilidade de manutenção são características
indispensáveis aos sistemas.
Uma turbina a gás pode ter um ou mais tipos de sistemas de combustível, sendo
os principais o gasoso e o líquido. A Figura 4.13 mostra o sistema de combustível.
Turbinas a Gás
42
TurbinaCompressor
Divisor
de Fluxo
Válvula de
Interrupção
Sistema de
Controle de
Combustível
Indicador de
Variação de Pressão
Filtro
Filtros Duplos de
Baixa Pressão
Bomba
Filtro de
Baixa Pressão
Válvula de
Alívio
Bomba de
Combustível Principal
Suprimento de
Combustível
Figura 4.13 – Tipo de Sistema de Combustível.
Existe uma proximidade entre a turbina e o sistema principal de combustível,
sendo que há um sistema de abastecimento que conduz o combustível dos tanques de
armazenagem até a máquina.
Basicamente, o sistema de combustível gasoso é composto por:
• Injetores de combustível – para fornecer combustível aos combustores, de
forma a se manter a chama;
• Tubulação de combustível – para levar o combustível aos injetores;
• Válvula de redução – para regular o fluxo de combustível;
• Válvula de bloqueio – usada para bloquear o combustível;
• Válvulas reguladoras de pressão – usadas para controlar a pressão de entrada
da válvula de bloqueio;
• Filtro de combustível – necessário para prevenir entupimento das válvulas e
injetores e proteger as bombas e outros elementos.
Neste sistema normalmente o combustível gasoso mais utilizado é o gás natural.
Turbinas a Gás
43
O sistema de combustível líquido é mais complexo e crítico em relação ao
sistema de combustível gasoso. Seus principais elementos são:
• Combustor – compreende os injetores que atomizam o combustível para a
combustão;
• Bomba principal – leva o combustível aos injetores para devida distribuição
e atomização;
• Bomba auxiliar – bombeia o combustível que passa pelos filtros até a bomba
de sucção principal;
• Filtro de combustível – previne danos e entupimentos nos injetores e
válvulas;
• Válvula de bypass – recircula o excesso de combustível;
• Válvula de redução – regula o fluxo de combustível.
O óleo combustível nº 2 é o combustível líquido mais utilizado.
O tipo de combustível é um dos mais importantes aspectos que governam a
escolha de uma planta. O gás natural deverá ser a escolha na maioria das operações se
este estiver disponível, pois seu impacto ambiental é minimizado e o custo da
manutenção é reduzido.
As turbinas a gás aeroderivativas não podem operar com combustíveis pesados,
deste modo, se combustíveis pesados forem um critério, as turbinas do tipo
heavy-duty
deverão ser utilizadas. Com a utilização de combustíveis pesados, a potência entregue
seria reduzida após duas semanas de operação de aproximadamente 10%.
• Injetores de Combustível
A função indispensável de distribuir apropriadamente o combustível, garantindo
a queima rápida é destinada aos injetores, que são os componentes finais do sistema de
combustível. Para que a queima possa ser realizada na câmara de combustão, o
combustível a ser injetado deve ser filtrado, bombeado, medido e distribuído.
Turbinas a Gás
44
O tipo de combustível determina a complexidade do sistema de injeção de
combustível. Por exemplo, os combustíveis gasosos (gás natural) exigem um sistema de
injeção menos complexo do que os combustíveis líquidos (óleos pesados).
• Sistema de Exaustão
O sistema de exaustão tem a finalidade de conduzir os gases de exaustão, que
saem do último estágio da turbina, para a atmosfera ou para o equipamento de
recuperação de calor. Este sistema contém uma chaminé na saída da turbina a gás. O gás
é então direcionado pelo exaustor a uma tubulação que transportará o mesmo até a
chaminé de exaustão ou para o interior do equipamento de recuperação de calor. Um
sistema de exaustão é mostrado na Figura 4.14.
Figura 4.14 – Sistema de Exaustão.
• Sistema de Partida
Devido à rotação inicial desenvolvida pela turbina a gás ser baixa, geralmente
podem ser utilizados dois tipos de sistemas auxiliares de partida fornecendo torque
adicional. Estes sistemas são:
Turbinas a Gás
45
• Conjunto de partida de motor elétrico;
• Conjunto de partida de motor diesel.
4.4. Configurações das Turbinas a Gás
A maioria das turbinas a gás industriais apresenta configurações com e sem
turbina livre de um, dois e três eixos do ciclo simples, como mostrado pela Figura 4.15.
C
T
C
T
C
T
C
C
C
T
T
T
a) b) c)
C
T
C
C
T
T
TP
TP
C
C
C
T
T
T
TP
f)
e)
d)
Gerador de gás
Gerador de gás
Gerador de gás
Um eixo Dois eixos
Três eixos
Sem turbina livre
Com turbina livre
Figura 4.15 – Configurações da Turbina a Gás.
As configurações sem turbina livre são mostradas na Figura 4.15a, na Figura
4.15b e na Figura 4.15c. No caso da configuração de um eixo, Figura 4.15a, parte da
potência produzida pela turbina é fornecida ao compressor e o restante destina-se a
potência útil do eixo. Esta configuração é muito utilizada em operação que exige
velocidade e carregamento constante, como é o caso de geração elétrica, onde as
turbinas a gás empregadas são denominadas
Heavy-Duty.
Nas configurações com turbina livre (ou de potência) e gerador de gás, o gerador
de gás pode ser de um, dois e três eixos, como mostram a Figura 4.15d, a Figura 4.15e e
a Figura 4.15f. A consideração de mais de um eixo tem a finalidade de aumentar a
eficiência térmica, aumentando a razão de pressão do ciclo. A divisão da compressão
Turbinas a Gás
46
em vários estágios (vários eixos) visa aumentar a eficiência aerodinâmica do processo
de compressão com a obtenção de alta pressão do ciclo. A compressão em um único
estágio diminui a faixa de operação da turbina a gás e sua eficiência térmica.
Cada compressor tem sua respectiva turbina, que fornece a potência necessária à
compressão. Isto significa que os compressores são mecanicamente independentes,
possuindo, cada um, a sua própria turbina e rotação.
A configuração com turbina livre e gerador de gás, pode ser utilizada para
aplicações industriais ou aeronáuticas. No caso de turbinas aeronáuticas, a turbina livre
é substituída por um bocal de propulsão. A vantagem deste tipo de configuração é que o
gerador de gás está acoplado à turbina livre por um acoplamento aerodinâmico e que,
portanto, os esforços mecânicos na turbina livre não são absorvidos pelo gerador de gás.
Além disso, o gerador de gás pode ter rotações diferentes da turbina livre. [Carneiro,
2007]. A diferença entre as configurações acima citadas está na operação, onde o
comportamento e o desempenho são diferentes.
A turbina a gás com mais de um eixo, no gerador de gás, tem sua maior
aplicação na aeronáutica. Os compressores para este tipo de aplicação podem ser
centrífugos ou axiais. O uso de vários eixos é recomendado para razão de pressão acima
de 8:1, no entanto, existem turbinas a gás de um eixo com razão de pressão 15:1, neste
caso é necessário o uso de estatores variáveis no compressor (
VIGV) para manter uma
operação adequada da turbina quando há variação de carga.
Turbinas Heavy-Duty
As turbinas
heavy-duty são equipamentos cujo projeto inicial foi totalmente
voltado para a aplicação industrial.
Essas turbinas apresentam grande robustez e ampla faixa de potência,
necessitam de pouca refrigeração, podem utilizar gases com baixo poder calorífico para
a combustão, têm baixo nível de vibrações e sua operação e manutenção são fáceis,
permitindo o controle automático.
Turbinas a Gás
47
A grande aplicação das turbinas a gás industriais tem sido em bombas para gás e
óleo, geração de eletricidade e propulsão naval.
A Figura 4.16 apresenta uma configuração tradicional para turbinas a gás
heavy-
duty
, onde parte da potência produzida pela turbina é fornecida ao compressor e o
restante se destina à potência útil de eixo.
Figura 4.16 - Turbina de Eixo Simples.
Turbinas Aeroderivativas
Derivadas das turbinas aeronáuticas, estas unidades possuem múltiplos eixos
trabalhando em rotações diferentes. A inércia do estágio de baixa pressão, ao qual está
conectado o gerador, é muito baixa.
As máquinas de múltiplos eixos são extremamente sensíveis aos distúrbios que
porventura possam ocorrer na rede elétrica. Os riscos de perda de estabilidade são
maiores quando comparadas com a configuração de um eixo. As turbinas de eixo duplo
podem apresentar um considerável acúmulo de energia no acoplamento aerodinâmico
entre o gerador de gás e a turbina de potência.
Durante um acréscimo de carga o acoplamento leva um tempo para alcançar o
novo nível de temperatura e pressão e, durante um decréscimo de carga a energia
acumulada no acoplamento deve ser reduzida antes da obtenção do novo torque. A
constante de tempo do gerador de gás e a capacidade de acúmulo do acoplamento
afetam desfavoravelmente o comportamento transitório da turbina de eixo duplo
comparada com a turbina de um eixo.
Turbinas a Gás
48
A vantagem deste tipo de turbina é que devido ao acoplamento aerodinâmico, os
esforços mecânicos na turbina livre não são absorvidos pelo gerador de gás. Além disso,
o gerador de gás pode ter rotação diferente da turbina livre.
Devido às restrições no sistema de geração, os estágios de baixa pressão têm
rotação constante, desde a situação em vazio até em plena carga, a fim de manter
constante a freqüência.
A operação das turbinas de múltiplos eixos é caracterizada por
spools (conjuntos
compressor/turbina) os quais operam com rotação variável em função da potência
solicitada.
• Configuração Spool Simples + Turbina de Potência (Turbina Livre)
Nesta configuração têm-se o gerador de gás (
spool) e a turbina livre ou de
potência.
Um empuxo é fornecido à turbina de potência pelo gerador de gás através do
fluxo de massa proveniente dos gases quentes de exaustão. Então, o empuxo é
convertido em potência mecânica por uma turbina de potência acoplada
aerodinamicamente ao gerador de gás.
A Figura 4.17 ilustra a configuração típica de uma turbina a gás com
spool
simples e turbina de potência.
Figura 4.17 - Configuração Spool Simples + Turbina de Potência.
Turbinas a Gás
49
• Configuração com Dois Spools + Turbina de Potência (Turbina Livre)
Esta configuração com dois
spools possui um gerador de gás de alta pressão e
um gerador de gás de baixa pressão e a turbina livre ou de potência, de acordo com a
Figura 4.18.
Gerador
PT
LPT
HPT
HPC
LPC
Figura 4.18 – Configuração Dois Spools + Turbina de Potência.
• Configuração Avançada com Dois Spools
Tal configuração com dois
spools possui um gerador de gás e um conjunto
compressor/turbina que possui conexão física com o eixo do gerador, de acordo com a
Figura 4.19.
LPC
HPC HPT
LPT
Gerador
Câmara de
Combustão
Figura 4.19 – Configuração Avançada com Dois Spools.
• Configuração Avançada com Três Spools
A configuração com três
spools possui um gerador de gás de alta pressão, um
gerador de gás de pressão intermediária e um conjunto compressor/turbina que possui
conexão física com o eixo do gerador, de acordo com a Figura 4.20.
Turbinas a Gás
50
Gerador
LPT
IPT
HPT
HPC
IPC
LPC
Câmara de
Combustão
Figura 4.20 – Configuração Avançada com Três Spools.
4.4.1. Tipos de Controle das Turbinas a Gás
O comportamento dinâmico das turbinas a gás é substancialmente diferente dos
demais tipos de turbina. O seu entendimento, associado a uma modelagem matemática
adequada, é fundamental nas análises que envolvem as interações com o sistema
elétrico de potência.
Geralmente, o modelo da turbina a gás considera quatro controles: o regulador
de velocidade, os controles de aceleração e temperatura, sendo que este último
incorpora o controle do
VIGV.
Os sinais desses três controladores são comparados através de um seletor de
valor mínimo, o qual seleciona um dos sinais com o objetivo de economizar
combustível.
Há dois aspectos que são essenciais no controle da turbina a gás: os instrumentos
de medição da temperatura de exaustão e o sistema do
VIGV. É importante ressaltar que
a temperatura de exaustão real varia juntamente com as mudanças de: velocidade do
rotor, fluxo de combustível, temperatura ambiente e posição do
VIGV.
Esses quatros sistemas de controle presentes na turbina a gás são descritos a
seguir.
Turbinas a Gás
51
• Controle de velocidade
A utilização de turbinas a gás na geração de energia elétrica requer a aplicação
de sistemas de controle de velocidade, pois a freqüência do sistema de potência depende
diretamente da velocidade angular da máquina primária. Portanto, a utilização de
dispositivos controladores, cuja função básica é manter a freqüência do sistema
constante, viabiliza a operação em paralelo.
As cargas elétricas do sistema de potência sofrem pequenas variações,
determinando suaves alterações no conjugado elétrico em condições normais de
operação. Conseqüentemente há um pequeno desequilíbrio entre os conjugados elétrico
e mecânico. Uma forma de compensar isto é através do aumento ou redução do fluxo de
combustível, através da atuação do regulador de velocidade sobre as válvulas de
admissão (válvulas de controle – GV). Assim, o equilíbrio entre a carga e a geração é
restabelecido.
Nos casos de grandes impactos no sistema de potência, os reguladores têm uma
atuação semelhante, porém, as excursões de velocidade são bem maiores, sendo
importante a verificação de possível violação de limites operativos.
• Controle de temperatura
Um aumento da demanda de potência requer uma elevação no fluxo de
combustível, determinando um acréscimo na temperatura de operação da turbina.
Quando esta temperatura alcança o limite máximo permitido para o material utilizado na
confecção da máquina, deve-se haver uma restrição. A medição da temperatura é
realizada através de um termopar. Na ocorrência de uma variação de temperatura de
exaustão da máquina, a tensão do termopar não varia instantaneamente, logo, durante
um transitório, haverá um atraso no sinal de temperatura. A magnitude do atraso
determina o
overshoot ocasionado pela existência de uma rápida variação da
temperatura. Para minimizar o
overshoot e compensar este atraso, o circuito de controle
monitora a taxa de variação de temperatura. A informação desta taxa é adicionada ao
Turbinas a Gás
52
valor atual do sinal de temperatura. Como resultado, o controlador atua no combustível
limitando o
overshoot.
• Controle de aceleração
O controle de aceleração é utilizado durante a partida da turbina para limitar a
taxa de aceleração do rotor, diminuindo o estresse térmico. Em operação normal este
controle reduz o fluxo de combustível e limita a tendência de sobrevelocidade na
eventualidade de uma rejeição parcial ou total de carga.
• Controle do Variable Inlet Guide Vane (VIGV)
Existem palhetas móveis chamadas
Variable Inlet Guide Vane (VIGV)
localizadas no compressor da turbina a gás que, através de um sistema de controle
específico, permitem variar a temperatura de exaustão da turbina, alterando a massa de
ar que entra na câmara de combustão. Através deste controle, é possível salvaguardar a
eficiência da turbina nas mais diversas condições operativas, bem como manter
temperaturas de exaustão elevadas, mesmo em condições de carga leve.
4.5. Modelos dos Elementos Componentes das Turbinas a
Gás
Neste item, são descritos de forma sucinta os modelos matemáticos
representativos dos principais elementos componentes dos vários tipos existentes de
turbinas a gás, bem como de seus principais controladores.
A modelagem matemática das turbinas a gás do tipo aeroderivativa se assemelha
à modelagem das turbinas industriais ou
heavy-duty [Rowen, 1983]. As principais
diferenças consistem na inclusão do bloco representativo do gerador de gás e na função
que determina a potência mecânica gerada.
Turbinas a Gás
53
Os elementos que são descritos a seguir estão normalmente presentes, tanto nas
turbinas a gás do tipo
heavy-duty, quanto nas turbinas aeroderivativas. Dentre estes
elementos destacam-se:
• Regulador de velocidade ou controle de velocidade;
• Controle de aceleração;
• Controle de temperatura;
• Sistema de combustível;
• VIGV;
• Combustor;
• Compressor;
• Eixo da máquina (inércia e amortecimentos mecânicos);
• Gerador de gás das turbinas aeroderivativas.
Para todos estes elementos devem ser considerados modelos matemáticos
adequados, lineares e não-lineares, considerando os correspondentes ganhos, constantes
de tempo, atrasos e limitações. Os elementos de controle como: reguladores de
velocidade, controle de temperatura, controle de aceleração e o
VIGV, devem ser
representados com maiores detalhes. As dinâmicas dos sistemas de combustível, dos
combustores e dos geradores de gás devem ser incorporadas nos modelos, sendo
normalmente suficiente a consideração de modelos de primeira ou de segunda ordens,
para cada elemento. No caso dos compressores é importante a representação de suas
descargas, enquanto que para os eixos das máquinas é essencial a consideração das
respectivas inércias e amortecimentos mecânicos existentes.
O modelo completo representativo de uma turbina a gás deve incorporar: o
regulador de velocidade, os controles de temperatura, de aceleração e do
VIGV, sendo
os mesmos fundamentais para a operação em ciclo combinado. Os modelos aqui
considerados são semelhantes aos dos artigos de Rowen [1983, 1992], onde é feita uma
representação mais detalhada de uma turbina a gás e de seus principais elementos de
controle.
Turbinas a Gás
54
A Figura 4.21 e a Figura 4.22 mostram, respectivamente, os diagramas
esquemático e funcional para uma turbina a gás operando em ciclo aberto.
Câmara de combustão
Turbina
Ge rador
Compr es sor
Figura 4.21 – Diagrama Esquemático de Uma Turbina a Gás Operando em Ciclo Aberto.
Compressor
C
Ar
Exaustão
Câmara de
Combustão
Turbina
T
Entrada de
Combustível
GV
W
RV
Figura 4.22 – Diagrama Funcional de Uma Turbina a Gás Operando em Ciclo Aberto.
Na Figura 4.23 é mostrado um diagrama com detalhamento dos controles
principais que atuam numa turbina a gás operando em ciclo aberto.
Turbinas a Gás
55
Figura 4.23 – Diagrama Funcional da Operação em Ciclo Aberto para Turbina a Gás – Representação dos
Principais Controladores.
O detalhamento de cada bloco presente no diagrama funcional anterior é
realizado a seguir [Passaro, 2002].
• Controle de velocidade
Como a freqüência do sistema de potência está diretamente ligada à rotação, ou
velocidade angular, da máquina primária, a aplicação de turbinas a gás na geração de
energia considera a utilização de sistemas de controle de velocidade. Tais dispositivos
controladores têm a função básica de procurar manter a freqüência do sistema em
valores próximos aos programados, viabilizando a operação em paralelo, sendo o
principal mecanismo de controle de uma turbina a gás quando esta sofre distúrbios
originários do sistema.
Em condições normais de operação, as variações sofridas pelas cargas elétricas
do sistema de potência são pequenas, levando a leves alterações no conjugado elétrico.
Dessa forma há um pequeno desequilíbrio entre os conjugados elétrico e mecânico.
Com base neste efeito, os reguladores de velocidade atuam sobre as válvulas de
admissão de combustível (válvulas de controle – GV) aumentando ou reduzindo o seu
Turbinas a Gás
56
fluxo, de forma a alterar o conjugado mecânico desenvolvido pela turbina, buscando o
restabelecimento do equilíbrio entre os dois conjugados.
O erro de velocidade causado pela diferença entre a velocidade angular de
referência e a velocidade angular do eixo do rotor é corrigido pela ação do regulador de
velocidade. Nas aplicações com turbinas térmicas são considerados normalmente dois
modelos básicos de reguladores de velocidade: regulador isócrono e regulador com
queda de velocidade. O regulador de velocidade com queda é um controle proporcional
puro onde a saída é proporcional ao erro da velocidade. Um regulador isócrono é um
integrador puro onde a saída é função do erro de velocidade. Portanto, a saída do
regulador isócrono será integrada até que o erro de velocidade seja nulo.
Segundo a tecnologia empregada, há diferentes tipos de regulador, dentre eles se
destacam os seguintes modelos: mecânico-hidráulicos, eletro-hidráulicos e eletro-
hidráulicos digitais. Todos apresentam características individuais próprias e podem ser
representados de forma simplificada por modelos matemáticos.
Os reguladores de velocidade são elementos importantes na avaliação da
estabilidade angular, uma vez que influem no conjugado mecânico das máquinas
síncronas, promovendo variações nas potências ativas e nos deslocamentos angulares
dos rotores.
A Figura 4.24 apresenta o diagrama de bloco equivalente simplificado de um
regulador de velocidade. Sua modalidade isócrona ou com estatismo depende dos
valores adotados para os parâmetros
ZYXW ,,,
. Desta forma tem-se:
0=X
e
0=Z
,
para a operação puramente isócrona (controle integral);
0
=
Z
, para a operação
proporcional-integral (PI) e
0=X
para a operação com queda de velocidade ou com
estatismo permanente (apresentando erro em regime permanente).
W(Xs + 1)
Ys + Z
S
ω
(s)
ω
(s)
Figura 4.24 – Diagrama de Bloco Representativo do Regulador de Velocidade.
Turbinas a Gás
57
Onde:
()s
ω
= Velocidade angular no eixo do rotor (pu);
()
S
s
ω
= Sinal de saída do regulador de velocidade (pu);
,,,WXYZ
= Parâmetros e constantes de tempo do regulador de velocidade.
Do diagrama de bloco representativo do regulador de velocidade pode ser obtida
a seguinte equação diferencial, que corresponde ao modelo matemático no domínio do
tempo:
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⋅−+⋅⋅= )()(
)(
1
)(
tZt
dt
td
XW
Ydt
td
s
s
ωω
ω
ω
(4.1)
No caso de se utilizar o regulador de velocidade com queda, o parâmetro W é
definido pela seguinte expressão:
R
KW
D
1
==
(4.2)
Onde
R
é denominado estatismo permanente ou speed droop. Para
%5=R
,
por exemplo, tem-se correspondentemente
20
=
D
K
. O parâmetro
D
K
(ou
W
) é
muitas vezes definido como energia de regulação.
• Controle de aceleração
A taxa de variação de velocidade, ou aceleração da turbina deve ser
fundamentalmente limitada para que esta não atinja a região de surto, que corresponde a
uma região de operação instável. Determinados métodos para a limitação da aceleração
podem ser utilizados, levando em conta parâmetros como a descarga do compressor e a
temperatura de exaustão da turbina.
O diagrama de blocos da Figura 4.25 representa um sistema de controle de
aceleração.
Turbinas a Gás
58
(s)
S
a
s
0
α
Ka
s
(s)
β
Figura 4.25 – Controle de Aceleração.
Onde:
a
K = Ganho do controle de aceleração;
()
a
Ss
= Sinal de entrada do controle de aceleração;
0
α
= Valor de referência da taxa de variação da variável de entrada (pu);
()s
β
= Sinal de saída do controle de aceleração (pu).
Se o tipo de turbina utilizada for
heavy-duty a entrada do controle de aceleração
será a velocidade angular do eixo do rotor (
()s
ω
), se for aeroderivativa o sinal será o do
fluxo de gás (
()
g
E
s
).
Da Figura 4.25 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
0
() ()
a
dt dSat
K
dt dt
β
α
⎡
⎤
=⋅ −
⎢
⎥
⎣
⎦
(4.3)
• Malha de temperatura
Devido à turbina a gás ser uma máquina térmica que absorve ar atmosférico, seu
desempenho é afetado pela variação da massa de ar de entrada do compressor. Um dos
fatores que afeta a potência de saída é a temperatura ambiente.
O controle de temperatura é o meio convencional de limitar a resposta da turbina
a gás estipulando uma pré-determinada temperatura de chama, independente da variação
da temperatura ambiente ou das características do combustível. Sob condições normais
Turbinas a Gás
59
de operação, onde ocorrem pequenos distúrbios na carga, o controle de temperatura não
tem ação significativa, desde que, a turbina esteja operando um pouco abaixo de sua
potência nominal. Entretanto, quando o aumento de potência gerada pela turbina a gás é
determinado pela redução da freqüência do sistema, o controle de temperatura passa a
atuar, resguardando a turbina a gás de altas temperaturas que possam reduzir a vida útil
de funcionamento da máquina.
Como a temperatura de exaustão é medida através da aplicação de uma série de
termopares incorporados aos protetores de radiação, haverá um pequeno erro transitório
devido às constantes associadas ao sistema de medida.
Protetor contra radiação
O protetor contra radiação (
Radiation Shield) é utilizado para minimizar o erro
de radiação que afeta o termopar.
O erro de radiação pode ser dividido em três componentes:
• Erro causado pela radiação na junção do termopar;
• Erro causado pela radiação do gás e da chama;
• Erro devido ao efeito catalítico (reações químicas na superfície do termopar).
Na Tabela 4.1 nota-se a diminuição do erro ao se utilizar o protetor. O valor
correto da temperatura do gás é de 1650 ºC.
Tabela 4.1 – Porcentagem de Erro com a Utilização das Barreiras Protetoras.
Nº de Barreiras Temp. Junção Erro %
0 1400 ºC 15,0
1 1530 ºC 7,27
2 1625 ºC 1,5
3 1642 ºC 0,48
A Figura 4.26 apresenta o diagrama esquemático de um protetor típico.
Turbinas a Gás
60
Figura 4.26 – Protetor Contra Radiação.
O protetor contra radiação introduz um atraso na medição da temperatura.
Matematicamente pode-se representar este componente através do diagrama de bloco
apresentado na Figura 4.27.
s + 1
θ
S
θ
X
τ
2
s + 1
τ
1
(s)
(
s)
Figura 4.27 – Diagrama de Bloco Representativo do Protetor Contra Radiação.
Onde:
()
X
s
θ
= Temperatura de exaustão da turbina (ºC);
()
S
s
θ
= Temperatura medida pelo protetor de radiação (ºC);
21
,
τ
τ
= Constantes de tempo do protetor de radiação (s).
Da Figura 4.27 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
−
+⋅=
12
1
)()(
)(
)(
τ
θθ
θ
τ
τ
θ
tt
dt
td
dt
td
SX
X
S
(4.4)
Turbinas a Gás
61
Termopar
Os termopares são utilizados na medição da temperatura dos gases de exaustão
da turbina. Realizam a transdução do sinal de temperatura em um sinal de tensão
proporcional.
O tempo de resposta da tensão de saída do termopar a uma variação na
temperatura do gás de exaustão é uma função do tempo de aquecimento do bi-metal,
exemplificado na Figura 4.28.
Tempo (s)
Temperatura
Atual ºC
Sinal de
Temperatura
Tempo (s)
Constante
de Tempo
Figura 4.28 – Constante de Tempo do Termopar.
A constante de tempo do termopar é a medida do tempo de atraso de resposta
devido a uma variação de temperatura. A dinâmica da malha de controle é afetada por
esta constante, sendo importante o valor desta para o projeto do controlador. Na
ocorrência de uma variação rápida da temperatura, o
overshoot é determinado pela
magnitude desta constante.
O fluxo de massa de gás sobre a superfície do escudo protetor do elemento bi-
metálico e a espessura dos escudos afetam a constante de tempo. Como o fluxo de
massa depende da rotação da turbina, a constante de tempo é maior em baixas
velocidades.
Turbinas a Gás
62
O bloco da Figura 4.29 representa o termopar.
1
s + 1
S
θ
3
τ
θ
(s)
(
s)
P
Figura 4.29 – Diagrama de Bloco Representativo do Termopar.
Onde:
()
S
s
θ
= Temperatura medida pelo protetor de radiação (ºC);
()
P
s
θ
= Temperatura medida pelo termopar (ºC);
3
τ
= Constante de tempo do termopar (s).
Da Figura 4.29 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
[]
)()(
1
)(
3
tt
dt
td
PS
P
θθ
τ
θ
−⋅=
(4.5)
Variação de temperatura
Para que haja atuação do controle de temperatura, deve ocorrer variação entre a
temperatura medida e a temperatura de referência, ou seja, deve haver variação na
temperatura do termopar. O diagrama de bloco da Figura 4.30 caracteriza este efeito.
Figura 4.30 – Variação da Temperatura.
Turbinas a Gás
63
Onde:
)(s
R
θ
= Temperatura de referência (ºC);
)(s
M
θ
= Temperatura medida (ºC);
)(
s
θ
Δ
= Variação da temperatura do termopar (ºC).
A seguinte equação pode ser obtida do diagrama da Figura 4.30:
() () ()
RM
ttt
θ
θθ
Δ= −
(4.6)
Sistema de controle de temperatura
Um aumento na demanda de potência requer um aumento na vazão de
combustível o qual resulta numa elevação da temperatura de operação da turbina. Esta
temperatura deve ser restringida quando alcançar o limite máximo do material usado na
turbina. A temperatura é medida através de termopares os quais produzem um sinal
elétrico proporcional.
O sistema de controle de temperatura amplifica e compara o sinal elétrico
proporcional, produzido pelos termopares, com o valor de referência, modulando a
vazão de combustível quando a temperatura alcança o valor pré-determinado. Quando
ocorre uma variação da temperatura de exaustão da máquina, não há variação
instantânea na tensão do termopar. Assim, durante um transitório, ocorrerá um atraso no
sinal de temperatura. A magnitude do atraso determina o
overshoot ocasionado quando
de uma rápida variação na temperatura.
A Figura 4.31 representa o sistema de controle de temperatura.
Figura 4.31 – Diagrama de Bloco Representativo do Sistema de Controle de Temperatura.
Turbinas a Gás
64
Onde:
()s
θ
Δ
= Variação da temperatura (ºC);
()
C
s
θ
Δ
= Variação de temperatura do sinal controlado (ºC);
T
τ
= Razão de integração do controle de temperatura (s);
T
K
= Constante do controle de temperatura (pu).
Da Figura 4.31 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
Δ
+
Δ
=
Δ
TT
T
C
K
t
dt
td
K
dt
td
)()(
)(
θθ
τ
θ
(4.7)
• Sistema de combustível
O sistema de combustível consiste de duas válvulas em série. A primeira
controla a pressão entre elas como função da rotação da turbina, e é usada para ampliar
a razão de
turndown, que é a razão de variação do fluxo máximo ao fluxo mínimo do
sistema durante a partida. A segunda válvula tem a função de controlar o fluxo de
combustível na turbina a gás, sendo este proporcional ao produto do sinal de
combustível pelo sinal de rotação da turbina.
A resposta do posicionador da primeira válvula determina a resposta do controle
de pressão do sistema. O volume entre as duas válvulas é muito pequeno, e as
constantes de tempo do transdutor de medição de pressão são muito pequenas.
O acúmulo de combustível nas tubulações entre a válvula de controle e os
injetores é representado pelas constantes de tempo remanescentes no sistema de
combustível.
Dependendo do tipo de combustível utilizado, as constantes de tempo
apresentadas são diferentes. Uma outra diferença se deve à existência de uma
realimentação devido ao bombeamento quando da utilização de combustível líquido.
Turbinas a Gás
65
O diagrama de blocos que representa o sistema de combustível e o posicionador
da válvula é apresentado na Figura 4.32.
K
f
Sistema de
Combustível
s + 1
V
CE
Kc
Posicionador
da Válvula
bs + c
Kct
1a
f
τ
W
f
(s)
Figura 4.32 – Diagrama de Blocos do Sistema de Combustível e Posicionador da Válvula.
Onde:
CE
V
= Sinal de demanda de combustível (pu);
ct
K
= Constante que representa o consumo próprio da turbina (pu);
c
K
= Constante que representa a influência da demanda de combustível na
turbina (pu);
f
K
= Realimentador do sistema de combustível (pu);
cba ,,
= Valores associados à função de transferência do posicionador da
válvula de admissão de combustível (pu);
f
τ
= Constante de tempo do sistema de combustível (s);
()
f
Ws
= Fluxo de combustível (pu).
Da Figura 4.32 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⋅−⋅++⋅+
⋅
−= )()(
)(
)(
1
)(
'
2
2
tVaWKac
dt
tdW
cb
b
dt
tWd
CEff
f
f
f
f
τ
τ
(4.8)
Se o combustível utilizado for gasoso deve-se adotar
0
=
f
K
, logo:
Turbinas a Gás
66
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⋅−⋅+⋅+
⋅
−= )(
)(
)(
1
)(
'
2
2
tVaWc
dt
tdW
cb
b
dt
tWd
CEf
f
f
f
f
τ
τ
(4.9)
sendo:
'
() ()
CE c CE ct
VtKVtK=× +
(4.10)
• Combustor
A compressão do combustível e a inércia do sistema, entre a válvula de
bypass e
o medidor de fluxo de combustível, causam um atraso. Este atraso é representado de
acordo com o diagrama de bloco da Figura 4.33.
e
ε
CR
-s
f
(s)
W
(s)
fs
W
Figura 4.33 – Diagrama de Bloco Representativo do Combustor.
Onde:
()
f
Ws
= Fluxo de combustível (pu);
()
fs
Ws
= Fluxo de combustível com o atraso do combustor (pu);
CR
ε
= Tempo de atraso devido ao combustor (s).
O atraso ocasionado pelo processo de combustão é ilustrado pela Figura 4.34.
Na utilização de combustível gasoso, pode-se desprezar tal atraso [Rowen, 1983].
W
fs
t
CR
ε
W
f
(t- )
CR
ε
Δ
Δ
Figura 4.34 – Atraso Ocasionado pela Combustão.
Turbinas a Gás
67
Como a função de transferência do tempo morto não é racional, não é possível
fazer a análise de sistemas dinâmicos com tempo morto usando os conceitos e as
propriedades das transformadas de Laplace racionais. Este problema é contornado
aproximando-se a função de transferência
s
e
.
τ
−
por funções racionais, entre as quais a
mais utilizada é a aproximação de Padé de primeira ordem, descrita pela equação a
seguir.
s
s
e
s
..5,01
..5,01
.
τ
τ
τ
+
−
=
−
(4.11)
• Exaustão
Para o gás mover-se da câmara de combustão através da turbina até o local de
instalação dos termopares, que são responsáveis pela medição de temperatura, há um
tempo necessário que é representado de acordo com o diagrama de bloco da Figura
4.35.
-s
f t
W
(s)
ε
e
TD
fs
W
(s)
Figura 4.35 – Diagrama de Bloco Representativo do Atraso Ocasionado pela Exaustão.
Onde:
()
fs
Ws
= Variação do fluxo de combustível com o atraso do combustor (pu);
()
ft
Ws
= Variação do fluxo de combustível com o atraso da exaustão (pu);
TD
ε
= Tempo de atraso devido ao sistema de exaustão da turbina a gás (s).
O atraso de tempo causado pelo sistema de exaustão somente será considerado
para turbinas que utilizem combustível líquido [Rowen, 1983]. Este atraso é observado
na Figura 4.36.
Turbinas a Gás
68
W
ft
t
TD
ε
W
fs
(t- )
TD
ε
Δ
Δ
Figura 4.36 – Atraso Ocasionado pela Exaustão.
• Descarga do compressor
A descarga de ar do compressor causa um pequeno tempo de atraso que é
representado pelo diagrama de bloco da Figura 4.37.
1
s + 1
CD
τ
(s)
W
fs fp
W
(s)
Figura 4.37 – Diagrama de Bloco Representativo da Inércia do Compressor.
Onde:
()
fs
Ws
= Fluxo de combustível com o atraso do combustor (pu);
()
fp
Ws
= Fluxo de combustível com o atraso do compressor (pu);
CD
τ
= Constante de tempo do compressor (s).
Como nos sistemas de combustão e exaustão, o atraso associado à descarga do
compressor somente será considerado para turbinas que utilizem combustíveis líquidos
[Rowen, 1983].
Da Figura 4.37 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
[]
)()(
1
)(
tWtW
dt
tdW
fpfs
CD
fp
−=
τ
(4.12)
Turbinas a Gás
69
• Variable Inlet Guide Vane – VIGV
A atuação do controle das pás móveis de entrada do compressor (controle
VIGV)
é de fundamental importância para controlar o fluxo de ar que entra na câmara de
combustão e posteriormente se expande na turbina, já que uma válvula de controle iria
ocasionar grandes perdas de pressão.
Para alcançar a máxima temperatura de exaustão permitida, até mesmo quando a
turbina a gás trabalha com rejeições de carga, os
VIGVs são mantidos dentro de uma
determinada faixa de operação [Passaro, 2002]. Quando ocorre redução de carga, o
controle
VIGV reduz correspondentemente o fluxo de ar e procura manter constante a
razão fluxo de ar/fluxo de combustível.
Correção devido à temperatura ambiente
A temperatura de exaustão controlada pela temperatura da câmara de combustão
é função de múltiplos fatores.
O sinal de entrada do
VIGV pode ser expresso como função da temperatura
ambiente, como mostrado pela Figura 4.38.
θ
(s)
R
- 0,6[15 - ]
θ
(s)
A
IGV
(s)
1
Figura 4.38 – Cálculo da Variação da Temperatura para o VIGV.
Onde:
()
R
s
θ
= Temperatura de referência (ºC);
()
A
s
θ
= Temperatura ambiente (ºC);
1
()
I
GV s
= Sinal de entrada do controle do VIGV (pu).
Turbinas a Gás
70
Controle de temperatura do VIGV
A atuação do controle do
VIGV tenta minimizar qualquer overshoot ocorrido. A
Figura 4.39 mostra o diagrama de bloco de controle de temperatura (
VIGV).
IGV
(s)
(
s)
IGV
τ
s + 1
IGV
1
K
5
τ
4
s
2
Figura 4.39 – Diagrama de Bloco Representativo do Controle de Temperatura do VIGV.
Onde:
1
()
I
GV s
= Sinal de entrada do controle do VIGV (pu);
2
()
I
GV s
= Sinal de saída do controle do VIGV (pu);
IGV
K
= Ganho do controle do VIGV (pu);
4
τ
= Constante de tempo do controle do VIGV (s);
5
τ
= Parâmetro do controle do VIGV (s).
Da Figura 4.39 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
+⋅=
4
11
4
2
)()()(
τ
τ
tIGV
dt
tdIGV
K
dt
tdIGV
IGV
(4.13)
Limitador do VIGV
Para que seja possível controlar a temperatura de exaustão da turbina, dentro de
uma determinada faixa de operação, o
VIGV possui limitadores que restringem o grau
de abertura das pás. O grau de abertura pode variar de acordo com o modelo de turbina
utilizado. Esta limitação é representada pelo diagrama de bloco correspondente
representado na Figura 4.40.
Turbinas a Gás
71
Limitador
IGV
máx
min
IGV
IGV
(s)
2
(s)
IGV
3
Figura 4.40 – Limitador do VIGV.
Onde:
2
()
I
GV s
= Sinal de entrada do limitador do VIGV (pu);
3
()
I
GV s
= Sinal de saída do limitador do VIGV (pu);
máx
IGV
= Abertura máxima do VIGV (pu);
min
IGV
= Abertura mínima do VIGV (pu).
Atuador do VIGV
O diagrama de bloco do atuador do
VIGV representa o atraso causado pelo
sistema hidráulico que aciona as pás móveis podendo ser observado na Figura 4.41.
IGV IGV
3
τ
IGV
s + 1
(s)
1
(s)
Figura 4.41 – Atuador do VIGV.
Onde:
3
()
I
GV s
= Sinal de saída do limitador do VIGV (pu);
()
I
GV s
= Sinal do VIGV (pu);
IGV
τ
= Constante de tempo do sistema posicionador do VIGV (s).
Da Figura 4.41 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
Turbinas a Gás
72
[]
)()(
1)(
3
tIGVtIGV
dt
tdIGV
IGV
−=
τ
(4.14)
Bias
Quando as pás do
VIGV estão parcialmente fechadas o bias permite um
overshoot na temperatura através da elevação da temperatura de referência, de acordo
com a posição das pás. A elevação da temperatura é transitória.
A Figura 4.42 mostra o diagrama de blocos representativo do
bias do VIGV.
IGV
r
1,0
θ
p
θ
RA
Bias
θΔ
Figura 4.42 – Diagrama de Blocos Representativo do Bias do VIGV.
Onde:
r
IGV
= Posição inicial do VIGV (pu);
RA
θ
= Temperatura de referência ajustada (ºC);
p
θ
= Temperatura medida pelo termopar (ºC);
θ
Δ
= Variação da temperatura (ºC).
Da Figura 4.42 obtém-se a seguinte expressão para a variação da temperatura:
(
)
pRAr
IGVBias
θ
θ
θ
−
+
−
⋅
=
Δ 1
(4.15)
Turbinas a Gás
73
Sendo:
(
)
0,6. 15
R
AR A
θ
θθ
=− −
(4.16)
Onde:
R
θ
= Temperatura de referência (ºC);
A
θ
= Temperatura ambiente (ºC).
• Eixo da máquina
A constante de tempo do rotor é definida como o tempo necessário para que o
rotor dobre a sua velocidade angular, se for mantida constante a taxa de variação de
velocidade que ocorre após a perda de conjugado de carga.
A Figura 4.43 apresenta o diagrama de bloco referente ao eixo do rotor.
Figura 4.43 – Diagrama de Bloco Representativo do Eixo do Rotor.
Onde:
()
a
Ps
= Potência acelerante da máquina (pu);
S
τ
= Constante de tempo associada aos elementos acoplados ao eixo (s);
()
r
s
ω
= Velocidade angular do rotor da máquina (pu).
A constante de tempo
s
τ
está associada à inércia total do eixo turbina-gerador.
Da Figura 4.43 obtém-se a seguinte equação no domínio do tempo:
Turbinas a Gás
74
[]
()
1
() ()
r
ar
S
dt
Pt t
dt
ω
ω
τ
=−
(4.17)
• Seletor de valor mínimo
No seletor de valor mínimo é feita uma comparação entre os sinais provenientes
das três malhas de controle (velocidade, temperatura e aceleração). O objetivo desta
comparação é a obtenção de um sinal de saída correspondente ao menor valor entre os
três sinais, proporcionando assim uma menor taxa de consumo de combustível.
A Figura 4.44 ilustra este seletor.
β
(s)
Seletor
de Valor
Mínimo
(s)
min
ω
(s)
θ
(s)
C
Figura 4.44 – Diagrama de Bloco Representativo do Seletor de Valor Mínimo.
Onde:
()s
ω
= Sinal do regulador de velocidade (pu);
()
C
s
θ
= Sinal do controle de temperatura (pu);
()s
β
= Sinal do controle de aceleração (pu);
min( )
s
= Valor mínimo obtido pelo seletor (pu).
A transferência de um sinal de controle para outro é feita sem atraso ou impacto.
Turbinas a Gás
75
4.6. Modelos Matemáticos das Turbinas Heavy-Duty
A Figura 4.45 representa o diagrama de blocos completo de uma turbina
heavy-
duty
com suas malhas de controle, proposto inicialmente por [Rowen, 1983].
Turbinas a Gás
76
(s)
Seletor
de Valor
Mínimo
ω
(s)(s)
ω
W(Xs + 1)
Ys + Z
0
α
s
Ka
S
ω
s
Limitador
min
Κ
máx
s
τ
T
s + 1
T
ω
(s)
ε
-s
V
1a
CE
Kc
f
K
bs + c
Torque
(s)
ω
f
2
s + 1
f
τ
1
s + 1
CD
τ
CR
e
ω
(s)
X
IGV
1,0
Bias
s + 1
τ
τ
Kct
(s)
θ
R
Posicionador
da Válvula
s + 1
τ
3
1
s
τ
K
IGV
5
τ
4
ω
Sistema de
Combustível
s + 1
2
s + 1
1
ε
-s
e
TD
(s)
f
1
-1
X
Limitador
IGV
min
IGV
máx
τ
s + 1
IGV
1/f 3
1
L
3
f
Figura 4.45 – Diagrama de Blocos Representativo da Turbina Heavy-Duty.
Turbinas a Gás
77
Do modelo anterior tem-se que a temperatura de exaustão (
X
T
) é obtida através
da função
1
f
, ou seja [Rowen, 1983]:
(
)
(
)
() ( )
2
1
453 4,21 4,42 0,82 1 722 1 194 1
XR f IGV
fT T W L
ωω ω
==−⋅ − ⋅+ ⋅ ⋅− + ⋅−+ −
(4.18)
Onde:
X
T
= Temperatura de exaustão (ºC);
R
T
= Temperatura de referência (ºC);
f
W
= Fluxo de combustível (pu);
ω
= Velocidade angular do rotor (pu).
Já o conjugado mecânico (
K
C
) é calculado através da função
2
f
dada por
[Rowen, 1983]:
(
)
()
2
1, 3 0, 23 0, 5 1
Kf
fC W
ω
==⋅ − +⋅−
(4.19)
Onde:
K
C
= Conjugado mecânico (pu);
f
W
= Fluxo de combustível (pu);
ω
= Velocidade angular do rotor (pu).
O fluxo de gás de exaustão que vai para a caldeira de recuperação (
X
W
) é
ligeiramente proporcional a uma função não-linear (
3
f
) relativa à posição das pás do
VIGV, multiplicada pela velocidade angular do rotor (ω) [Rowen, 1983]. Assim:
()
0,257
3 IGV
fL=
(4.20)
Turbinas a Gás
78
e finalmente:
3X
Wf
ω
=
⋅
(4.21)
Onde:
X
W
= Saída de gás de exaustão (pu);
ω
= Velocidade angular do rotor (pu);
3
f
= Função não-linear relativa à posição das pás do VIGV (pu).
4.7. Modelos Matemáticos das Turbinas Aeroderivativas
• Modelos Matemáticos das Turbinas Aeroderivativas Tradicionais
As turbinas aeroderivativas tradicionais podem ser descritas simplificadamente
pelo sistema físico apresentado na Figura 4.46 e pelo diagrama de blocos completo de
acordo com a Figura 4.47 [Rowen, 1997].
Sinal de Velocidade
Fluxo de
Combustível
Exaustão
Posicionador
da Válvula
Sinal de Temp. de Exaustão
Entrada de Ar
Gerador
Controle
Gerador de Gás
Turbina de
Potência
HPT PT
HPC
Figura 4.46 – Sistema Físico para Turbinas Aeroderivativas Tradicionais.
Da Figura 4.46 tem-se que:
Turbinas a Gás
79
HPC
= Estágio de alta pressão do compressor;
HPT
= Estágio de alta pressão da turbina;
PT
= Estágio de baixa pressão da turbina (turbina de potência).
Lim. de Temperatura = TR
Sinal Temp.
Exaustão
Referência de
Velocidade
Regulador de
Velocidade
W(Xs + 1)
Ys + Z
Seletor
de Valor
Mínimo
Controle de
Temperatura
ou
Rotor
T
s + 1
s + 1
Protetor contra
radiação
Ver itens
correspon-
dentes
máx
Gerador
de gás
Sistema de
Combustível
SC
G.G.
Limite
de Acel.
min
Limitador
CE
V
τ
f
W
V
K
s + 1
1
s + 1
Termopares
τ
3
τ
τ
1
2
Turbina de
Potência
u
= f( , )
u
= f( , )
f
1
f
2
g
E
ω
W
F
E
ω
g
C
K
TX = Temp. de Exaustão
Torque de
Carga
1
s
Figura 4.47 – Diagrama de Blocos Representativo de Turbinas Aeroderivativas Tradicionais.
A representação matemática das turbinas aeroderivativas tradicionais é derivada
do modelo proposto por Rowen [1983]. Foram realizadas algumas modificações a partir
do modelo original usado para a turbina de um eixo. A seguir são listadas tais
modificações:
• Inserção do bloco do gerador de gás;
• Modificação das funções algébricas;
• Mudança dos parâmetros do sistema de combustível, termopares e rotor.
As equações algébricas para o conjugado mecânico (
K
C
) e a temperatura de
exaustão (
X
T
) das configurações aeroderivativas tradicionais são as seguintes [Rowen,
1997]:
0,25 1,75 0,4 0,6
Kfufu
CWW
ω
ω
=+ − −
(4.22)
(
)
()
340 1 300 1
XR f u
TT W
ω
=− − + −
(4.23)
Turbinas a Gás
80
Onde:
K
C
= Conjugado mecânico (pu);
X
T
= Temperatura de exaustão (ºC);
R
T
= Temperatura de referência (ºC);
f
W
= Fluxo de combustível (pu);
u
ω
= Rotação da turbina de potência (pu).
Tanto o conjugado mecânico como a temperatura de exaustão são dependentes
do fluxo de combustível e da rotação da turbina de potência, sendo que a temperatura de
exaustão ainda depende da temperatura de referência (
R
T
), como mostrado pelas
equações acima.
Modelagem do gerador de gás
Dependendo da configuração considerada existem variações na forma de
representar o gerador de gás [Rowen, 1997].
• Configuração Spool Simples + Turbina de Potência (Turbina Livre)
O diagrama de bloco representativo do gerador de gás é mostrado na Figura
4.48.
f
W
(s)
τ
s + 1
G1
1 (s)
E
g
Figura 4.48 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás.
Do bloco representativo do gerador de gás pode-se obter a seguinte equação no
domínio do tempo:
Turbinas a Gás
81
[]
)()(
1
)(
1
tEtW
dt
tdE
gf
G
g
−⋅=
τ
(4.24)
• Configuração com Dois Spools + Turbina de Potência
O diagrama de bloco representativo do gerador de gás, para esta configuração,
pode ser observado na Figura 4.49.
W
f
(s)
s
τ
G2
1
(s)
g
E
2
s + 1
τ
G3
+
Figura 4.49 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás.
Do bloco representativo do gerador de gás obtém-se a seguinte equação no
domínio do tempo:
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
−+⋅⋅= )()(
)(
1
)(
3
2
2
2
tEtW
dt
tdE
td
tEd
gf
g
G
G
g
τ
τ
(4.25)
• Modelo Matemático para Turbinas Aeroderivativas Avançadas
O sistema físico das turbinas aeroderivativas avançadas pode ser descrito
simplificadamente conforme a Figura 4.50 e o diagrama de blocos completo da Figura
4.51 [Rowen, 1997].
Turbinas a Gás
82
Sinal de Velocidade
Fluxo de
Combustível
Exaustão
Posicionador
da Válvula
Sinal de Temp. de Exaustão
Entrada de Ar
Gerador
Controle
LPC
HPC HPT
LPT
Figura 4.50 – Sistema Físico para Turbinas Aeroderivativas Avançadas.
Da Figura 4.50 tem-se que:
LPC
= Estágio de baixa pressão do compressor;
HPC
= Estágio de alta pressão do compressor;
HPT
= Estágio de alta pressão da turbina;
LPT
= Estágio de baixa pressão da turbina (turbina de potência).
Lim. de Temperatura = TR
Sinal Temp.
Exaustão
Referência de
Velocidade
Regulador de
Velocidade
W(Xs + 1)
Ys + Z
Seletor
de Valor
Mínimo
Controle de
Temperatura
ou
Rotor
T
s + 1
s + 1
Protetor contra
radiação
Ver itens
correspon-
dentes
máx
Gerador
de gás
Sistema de
Combustível
SC
G.G.
Limite
de Acel.
min
Limitador
CE
V
τ
f
W
V
K
s + 1
1
s + 1
Termopares
τ
3
τ
τ
1
2
Turbina de
Potência
u
= f( , )
u
= f( , )
f
1
f
2
g
E
ω
W
F
E
ω
g
C
K
TX = Temp. de Exaustão
Torque de
Carga
1
s
Figura 4.51 – Diagrama de Blocos Representativo de Turbinas Aeroderivativas Avançadas.
As equações algébricas
K
C
e
X
T
para as configurações aeroderivativas
avançadas são as seguintes [Rowen, 1997]:
Turbinas a Gás
83
(
)
()
1, 28 0,22 0,5 1
Kf u
CW
ω
=−+−
(4.26)
(
)
()
85 1 300 1
XR f u
TT W
ω
=− − + −
(4.27)
Onde:
K
C
= Conjugado mecânico (pu);
X
T
= Temperatura de exaustão (ºC);
R
T
= Temperatura de referência (ºC);
f
W
= Fluxo de combustível (pu);
u
ω
= Rotação da turbina de potência (pu).
Modelagem do gerador de gás
Dependendo da configuração considerada existem variações na forma de
representar o gerador de gás das Turbinas Aeroderivativas Avançadas [Rowen, 1997].
• Configuração com Dois Spools
O diagrama de bloco representativo do gerador de gás é mostrado na Figura
4.52.
0,6
0,4
G4
τ
s + 1
(s)
g
E
W
f
(s)
+
Figura 4.52 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás.
Do bloco representativo do gerador de gás obtém-se a seguinte equação no
domínio do tempo:
4
)()()(
6,0
)(
G
gffg
tEtW
dt
tdW
dt
tdE
τ
−
+⋅=
(4.28)
Turbinas a Gás
84
• Configuração com Três Spools
O diagrama de bloco representativo do gerador de gás pode ser observado na
Figura 4.53.
0,4
f
W
(s)
s + 1
+
s
τ
G5
2
+
τ
G6
0,6
(s)
E
g
Figura 4.53 – Diagrama de Bloco do Gerador de Gás.
Do bloco representativo do gerador de gás obtém-se a seguinte equação no
domínio do tempo:
22
6
6
22
55
() () () ()
1
0, 4 ( ) ( )
gff g
G
fgG
GG
dE t dW t dW t dE t
Wt Et
dt dt
dt dt
τ
τ
ττ
⎡⎤
⎡
⎤
⎢⎥
=⋅ + ⋅ + ⋅ − −
⎢
⎥
⎢⎥
⎣
⎦
⎣⎦
(4.29)
Turbinas a Vapor
85
CAPÍTULO 5
5. TURBINAS A VAPOR
5.1. Introdução
A energia obtida pela queima de carvão, óleo, gás, etc, bem como por fissão
nuclear, é utilizada para produzir vapor a alta pressão e temperatura na caldeira ou
boiler. A transformação da energia potencial do vapor em energia cinética devido a sua
expansão ocorre na turbina. Portanto, há a transformação desta energia em energia
mecânica em decorrência da força do vapor que atinge as pás, produzindo a rotação da
turbina. Conseqüentemente, o trabalho de eixo será convertido em potência elétrica no
gerador, alimentando o sistema de potência.
Basicamente a turbina é constituída por um rotor apoiado em mancais, onde se
localizam as pás (móveis), as alhetas (imóveis) e a carcaça (invólucro).
Substancialmente, é uma máquina que transforma a energia térmica do vapor, medida
na forma de entalpia, em trabalho mecânico. Uma turbina a vapor é vista na Figura 5.1.
Figura 5.1 – Vista Geral de Uma Turbina a Vapor da Alstom Power.
Turbinas a Vapor
86
Existem diversos tipos e configurações de turbinas térmicas a vapor.
Normalmente estas turbinas são divididas em dois ou mais estágios, que podem ser
ligados a um ou dois eixos. Cada um destes estágios consiste de um certo número de
partes móveis, conectadas ao rotor, e de partes fixas. O vapor superaquecido à alta
pressão, que vem da caldeira, entra nas partes fixas e é acelerado, ganhando energia
cinética à medida que se expande para pressões mais baixas. O fluxo de vapor é então
direcionado para as partes móveis da turbina, exercendo uma força tangencial, a qual
produz um conjugado no eixo. À medida que o vapor se desloca axialmente pelo eixo
da turbina sua pressão é reduzida e seu volume aumenta. Desta forma as pás das
turbinas devem aumentar de tamanho, da entrada para a parte de exaustão de vapor, com
o intuito de acomodar a referida variação.
A divisão da turbina em estágios possibilita o reaquecimento do vapor, elevando
sua entalpia e conseqüentemente aumentando a eficiência do ciclo.
Os dois tipos de turbinas que podem ser utilizados na geração de energia elétrica
são o
tandem-compound e o cross-compound. Estes elementos serão melhor detalhados
no item 5.5. referente às configurações típicas das turbinas a vapor.
5.2. Fundamentos das Usinas Térmicas a Vapor
Um ciclo térmico consiste basicamente na transformação de energia contida em
um determinado combustível em eletricidade. Na forma mais simples, ele é formado de
uma caldeira e uma turbina que aciona o gerador elétrico.
A caldeira é um componente do ciclo que tem por objetivo converter a água em
vapor. O vapor, ao incidir nas palhetas da turbina, dá inicio a um movimento de rotação
no seu eixo, alimentando o gerador para produção de energia elétrica. Na Figura 5.2, a
caldeira é representada por uma chaleira comum e a turbina é um simples cata-vento.
Na verdade os componentes de uma turbina térmica são bem mais complicados,
entretanto os princípios são praticamente os mesmos.
Turbinas a Vapor
87
Chaleira
Fogo
Vapor
Cata-vento Gerador
Chaleira
Fogo
Vapor
Cata-vento Gerador
Figura 5.2 – Esquema Simplificado da Geração Termoelétrica.
Este ciclo simples apresenta uma visão geral da geração termoelétrica, mas é um
ciclo de rendimento muito baixo, tornando-se inviável economicamente. Desde que se
propôs a obter maior quantidade de trabalho possível a partir da queima de combustível,
diversas melhorias no ciclo tornaram-se necessárias.
A combustão é um fator importante na eficiência do sistema. Quando se
processa uma combustão na realidade está ocorrendo uma reação química em cadeia.
Quando o combustível é aquecido em uma temperatura adequada, na presença de ar, o
carbono do combustível se combina com o oxigênio do ar, dando origem ao gás
carbônico (CO
2
) e ao monóxido de carbono (CO), sendo que a proporção de cada um
depende da quantidade de ar presente. A presença do monóxido de carbono significa
que o combustível não está sendo totalmente queimado, isto é, necessita ser combinado
com mais oxigênio proveniente do ar de forma que se tenha combustão total, portanto
formação de CO
2
. Durante a operação das caldeiras, deve-se sempre obter o máximo de
CO
2
, para manter alta a eficiência do processo.
Não se deve fornecer uma quantidade de ar maior do que o necessário para a
combustão, pois isto acarretará uma diminuição da eficiência da operação, já que o
excesso de ar absorve o calor do processo. Na prática, não é possível fornecer a
quantidade de ar estritamente necessária à queima de certa quantidade de combustível,
sendo, portanto, fornecida uma quantidade ligeiramente superior.
Turbinas a Vapor
88
Assim, para cada tipo de combustível utilizado e para cada quantidade de
combustível queimado, é estabelecido um processo ótimo, de tal forma que se tenham
boas condições de combustão com o máximo rendimento.
O fenômeno da combustão é incrementado através da elevação da temperatura
do comburente sem que se diminua a eficiência do ciclo. Isto pode ser feito através dos
gases de exaustão que saem pela chaminé, pois estes possuem uma quantidade de calor
que pré-aquece o ar que alimenta a chama, conforme descrito na Figura 5.3.
Ar Frio
Chaminé
Ar Quente
Ar Quente
Ar Frio
Chaminé
Ar Quente
Ar Quente
Figura 5.3 – Inserção do Reaquecimento.
A chaleira, utilizada anteriormente, não é um meio eficiente de produção de
vapor. Desta maneira, através da Figura 5.4, apresenta-se a caldeira, que é constituída de
dois tambores de ferro, interligando um grande número de tubos, arranjados de tal
forma que os gases da combustão têm que passar através do banco de tubos, dispostos
no seu percurso em direção a chaminé. A superfície total dos tubos é grande, de forma
que seja possível a absorção de uma grande quantidade de calor. As bolhas de vapor
formadas nos tubos se elevam até o tambor superior, onde o vapor é coletado a fim de
ser conduzido, através de tubulações até a turbina.
Turbinas a Vapor
89
TamborVisor de
Nível
Caldeira
Chaminé
Pré-aquecedor
Saída do Vapor p/
a turbina
Válvula de Alimentação
Bomba de Alimentação
Água de
Alimentação
TamborVisor de
Nível
Caldeira
Chaminé
Pré-aquecedor
Saída do Vapor p/
a turbina
Válvula de Alimentação
Bomba de Alimentação
TamborVisor de
Nível
Caldeira
Chaminé
Pré-aquecedor
Saída do Vapor p/
a turbina
Válvula de Alimentação
Bomba de Alimentação
Água de
Alimentação
Figura 5.4 – Esquema da Caldeira.
Este é o princípio básico das atuais caldeiras a vapor. Observa-se que uma
bomba de água de alimentação é introduzida neste processo. Desde que ocorra uma
quantidade de vapor saindo da caldeira, torna-se necessário haver reposição. Esta
bomba deverá ter uma pressão de descarga suficiente para vencer a pressão interna do
tambor.
Na operação de qualquer caldeira, é essencial que se mantenha uma certa
quantidade mínima de água no seu interior. Caso isto não ocorra, o metal se tornará
sobre aquecido o suficiente para provocar a ruptura dos componentes, já que a água é o
meio disponível para a remoção do calor dissipado pelo combustível. Por outro lado, o
tambor não deve estar com seu nível muito alto, pois, além de eliminar o espaço
destinado à coleta de vapor, pode ocasionar o arrastamento de água ou vapor úmido
para o interior da turbina, o que causaria grandes prejuízos.
O nível do tambor sofre a influência de uma série de fatores operacionais.
Variações de carga provocam modificações no fluxo de vapor e variações de fluxo de
Turbinas a Vapor
90
combustível provocam oscilações na taxa de fogo, dando como conseqüência variações
no processo de vaporização o que, por sua vez, provocará variação no nível da caldeira.
Por estas razões, torna-se necessário manter um rigoroso controle sobre o nível da
caldeira. Assim é que foram desenvolvidos sistemas que possibilitam controle
automático no nível do tambor, já que é impraticável um controle manual por tempo
indeterminado.
Há necessidade de se promover um aquecimento prévio na água de alimentação
antes que esta seja admitida na caldeira, pois a água fria pode provocar grandes
diferenças de temperatura, principalmente nas proximidades do ponto de admissão, o
que daria origem a falhas mecânicas no material dos tubos. Isto é obtido pelos
aquecedores de água de admissão.
Para recuperar parte do calor perdido dos gases, antes de dissipado pela
chaminé, são instalados pré-aquecedores de ar. Outra medida utilizada é a adoção de um
novo feixe de tubos, no interior dos quais passará a água de alimentação antes de ser
admitida na caldeira propriamente dita, conforme mostrado na Figura 5.5.
Pré-aquecedor
Economizador
Aquecedor
Pré-aquecedor
Economizador
Aquecedor
Figura 5.5 – Inserção do Economizador.
Turbinas a Vapor
91
O banco de tubos adicionado está situado no caminho dos gases em direção a
chaminé, antes do pré-aquecedor. Uma grande quantidade de calor contida nos gases é
absorvida nos tubos da caldeira. Fazendo, estes gases passarem através do feixe de
tubos recém introduzidos, mais uma parcela de calor será recuperada, elevando desta
forma a eficiência da caldeira. A este conjunto de tubos deu-se o nome de
economizador.
Antes de prosseguir com as melhorias da caldeira, serão feitas algumas
observações sobre o restante do ciclo. Os componentes de um ciclo a vapor não são tão
simples quanto à analogia feita no início deste item. Uma turbina é muito mais
complexa que um simples cata-vento, pois esta é composta de centenas de palhetas,
algumas estacionárias e outras rotativas. Estas palhetas são dispostas em grupos ou
estágios de forma que o vapor seja forçado a passar sucessivamente através dos vários
estágios conforme descrito na Figura 5.6.
Vapor com
alta pressão
Injetores
Gerador
Eixo
1 Estágio 2 Estágio 3 Estágio
Vapor com
alta pressão
Injetores
Gerador
Eixo
1 Estágio 2 Estágio 3 Estágio
Figura 5.6 – Esquema da Turbina.
Neste diagrama, três conjuntos foram montados em um eixo, cada conjunto em
um compartimento separado. O vapor procedente do primeiro estágio, ao incidir sobre
as palhetas móveis dá origem ao movimento de rotação em todo o eixo. Ao acionar as
palhetas do primeiro estágio, o vapor está cedendo parte de sua energia, resultando
assim em uma queda de pressão. O vapor é conduzido para o segundo estágio, com
menor pressão, repetindo todo o processo. Após ter trabalhado no último estágio,
Turbinas a Vapor
92
praticamente toda a energia do vapor foi transferida para o rotor da turbina, sendo então
dirigida para a exaustão.
Através da Figura 5.7 pode-se observar o caminho do ciclo. A água de
alimentação já entra aquecida na caldeira devido ao aquecedor e ao economizador. Na
caldeira a água se transforma em vapor que percorre o caminho através das tubulações,
expande nos vários estágios da turbina e fecha o ciclo na exaustão.
Exaustão
Gerador
Turbina
Exaustão
Gerador
Turbina
Figura 5.7 – Esquema da Caldeira + Turbina.
O vapor proveniente da exaustão apresenta uma temperatura elevada e portanto
pode ser utilizado ao invés de ser liberado diretamente na atmosfera. Para isso, é
adaptado, na extremidade inferior da turbina, um invólucro no interior do qual existe um
grande número de tubos de diâmetro reduzido, conforme mostrado na Figura 5.8.
Turbinas a Vapor
93
Água fria
entrando
Turbina
Água quente
saindo
Condensador
Tubos
Água fria
entrando
Turbina
Água quente
saindo
Condensador
Tubos
Figura 5.8 – Esquema do Condensador.
Com este tipo de arranjo, o vapor procedente da turbina entra em contato com a
superfície dos tubos frios, cedendo calor à água que circula no interior dos tubos. Isto
provoca uma queda de temperatura do vapor, acarretando a condensação, ao mesmo
tempo em que cria um vácuo no interior do invólucro. Tecnicamente o dispositivo
destacado chama-se condensador.
Deste modo o ciclo se mostra fechado, conforme descrito na Figura 5.9. O vapor
produzido na caldeira flui, através da linha de alta pressão até a turbina. Na turbina, ele
passa sucessivamente através dos vários estágios, perdendo pressão em cada um deles e
produzindo trabalho mecânico nas palhetas do rotor. A turbina, por sua vez, aciona um
gerador o qual produz eletricidade. Na saída da turbina, em sua parte inferior, o vapor
entra no condensador, através do qual se estabelece um fluxo de água de resfriamento.
Com a inclusão do condensador há necessidade do bombeamento de água, o que
consome certa quantidade de energia. Mesmo assim a participação do condensador no
ciclo é viável, pois a energia gasta para mover as bombas é menor do que a que se
ganha com a inserção do elemento.
Turbinas a Vapor
94
Condensador
Gerador
Turbina
Bomba do
condensado
Água
Fria
Água
Quente
Aquecedor
Economizador
Pré-aquecedor
Chaminé
Vapor principal
Condensador
Gerador
Turbina
Bomba do
condensado
Água
Fria
Água
Quente
Aquecedor
Economizador
Pré-aquecedor
Chaminé
Vapor principal
Figura 5.9 – Ciclo Fechado.
Um elemento importante que compõe o ciclo é o superaquecedor, cuja finalidade
é elevar a temperatura do vapor acima daquela que o mesmo foi produzido. Os
superaquecedores são constituídos por feixes de tubos dispostos ao longo do percurso
dos gases.
Com este arranjo, o vapor coletado de uma caldeira, passa no superaquecedor,
sendo então conduzido à turbina. Após percorrer os primeiros estágios, é levado de
volta a caldeira, passando através do reaquecedor e novamente retornando à turbina em
outro estágio de menor pressão, e por fim, sendo admitido no condensador. A idéia é
ilustrada na Figura 5.10.
Turbinas a Vapor
95
Reaquecedor
Tambor
Vapor reaquecido
Superaquecedor
Vapor
principal
Tubos da
Caldeira
Reaquecedor
Tambor
Vapor reaquecido
Superaquecedor
Vapor
principal
Tubos da
Caldeira
Figura 5.10 – Ciclo com Reaquecimento.
5.3. Componentes das Usinas Térmicas a Vapor
Este item mostra de forma detalhada os principais componentes das centrais
térmicas a vapor operando isoladamente.
5.3.1. Gerador de Vapor
A caldeira, ou gerador de vapor, é um conjunto de componentes que tem a
função de transformar a água em vapor superaquecido. A Figura 5.11 ilustra uma
caldeira.
Turbinas a Vapor
96
Figura 5.11 - Vista Parcial de Uma Caldeira.
O vapor gerado nas paredes de água é isolado no tambor onde segue através dos
superaquecedores, primários e secundários, para o primeiro estágio de pressão da
turbina. Este então, entra novamente na caldeira para o reaquecimento, onde o nível de
energia é aumentado. O vapor segue através dos outros estágios da turbina até o
condensador onde é bombeado para o reinício do processo, finalizando o ciclo.
A seguir será feita uma descrição mais detalhada dos componentes geradores de
vapor.
• Fornalha
A fornalha tem a função de fornecer uma barreira física para o processo de
combustão. As paredes são formadas por tubos cheios de água, conforme ilustra a
Figura 5.12, e, em seu interior absorvem, através da radiação, o calor proveniente da
combustão gerando, por sua vez, uma mistura de água e vapor. Esta mistura de água e
vapor circula por meio convencional, ou devido à presença de bombas de circulação.
Turbinas a Vapor
97
Figura 5.12 - Paredes D’Água da Fornalha.
O tamanho da câmara de combustão é determinado pela capacidade de produção
de vapor e pelas características do combustível. A disponibilidade de calor na fornalha é
controlada pela entrada de combustível. O calor fornecido pelo combustível é baseado
no máximo valor de combustão mais o calor do ar de entrada. A quantidade de calor
sofre uma redução devido à evaporação da água do combustível formado pelo
hidrogênio presente no processo. Há perda de calor devido à radiação na fornalha e a
convecção através das paredes d’água. As temperaturas de saída do forno alcançam uma
faixa de 900 a 1100
° C.
• Tambor
O tambor é um recipiente que contém a interface entre água e vapor na caldeira.
Este possui equipamentos para remover líquidos do vapor, protegendo a turbina de
prejuízos. A Figura 5.13 mostra a vista parcial do tambor. Em grandes caldeiras a
pressão do vapor no tambor é alta.
O tambor também serve de reservatório para o vapor. Isto porque a turbina
requer uma maior quantidade de vapor quando ocorre certo tipo de perturbação.
Turbinas a Vapor
98
Figura 5.13 – Vista Parcial do Tambor.
• Bombas de circulação
São bombas que forçam a circulação da mistura de água e vapor através das
paredes de água da fornalha. As caldeiras podem ser projetadas com circulação natural
ou podem ter circulação forçada. O uso de circulação forçada permite o uso de
diâmetros menores de tubos nas paredes da caldeira, desde que a queda de pressão em
um tubo menor possa ser compensada pelas bombas de circulação. Os diâmetros
menores também permitem paredes mais finas da tubulação.
A principal consideração de projeto para o sistema de circulação forçada é a
capacidade de evitar a operação de carga total da caldeira com uma bomba de circulação
fora de serviço.
• Superaquecedor
São superfícies absorvedoras de calor que têm a finalidade de elevar a
temperatura de vapor acima do seu ponto de saturação, fornecendo-o para o primeiro
estágio da turbina. O calor transferido para a superfície do superaquecedor pode ser
através de radiação de calor irradiada pela fornalha e, principalmente através de
convecção na passagem dos gases de combustão. O superaquecedor é formado por um
conjunto de tubos espaçados, os quais são selecionados com base na temperatura que
suportam durante a operação. A distância entre os tubos é relacionada com a
temperatura do fluxo de calor, sendo que quanto maior a temperatura, maior é o
Turbinas a Vapor
99
espaçamento dos tubos. Os superaquecedores e reaquecedores utilizam os
atemperadores para misturar água ao vapor. Este procedimento reduz a temperatura do
vapor, controlando o processo.
• Reaquecedor
É uma superfície de transferência de calor utilizada para aumentar a temperatura
do fluxo de vapor que foi utilizado para mover a turbina de alta pressão (ou turbina de
extra alta pressão, dependendo da configuração). Como no superaquecedor, o calor
transferido para a superfície do reaquecedor pode ser através de radiação e,
principalmente de convecção.
• Economizador
O economizador utiliza o calor transferido por convecção. A energia
reaproveitada pelo economizador é aquela remanescente dos processos de transferência
de calor no superaquecedor e no reaquecedor. Esta energia é utilizada para minimizar a
diferença entre a temperatura de saturação e a temperatura da água de alimentação,
aquecendo a última. Um outro tipo de economizador é o
stack loss que aquece o
combustível gasoso na última seção de aquecimento da caldeira.
• Queimador
São equipamentos que fazem a mistura ar/combustível para que a combustão
ocorra com eficiência. Estão localizados dentro da fornalha e por isso devem ser
constituídos de materiais com alto grau de suportabilidade térmica. Há dois tipos de
configuração de queimadores utilizados amplamente nas caldeiras: o queimador de
parede e o queimador de canto ou queimador tangencial. A Figura 5.14 mostra um
queimador de gás natural.
Turbinas a Vapor
100
Figura 5.14 – Queimadores de Gás Natural.
• Pré-aquecedores de ar
Os gases de exaustão, mesmo após passarem por todo o processo, ainda contêm
uma quantidade significativa de calor. A função do pré-aquecedor é a de aumentar a
temperatura do comburente e retirar toda a umidade possível, para que ocorra um
acréscimo no rendimento do processo.
5.3.2. Turbinas a Vapor
Uma turbina a vapor consiste, fundamentalmente, de um rotor apoiado em
rolamentos, onde estão localizadas as pás (móveis), as alhetas (estacionárias), a carcaça
(invólucro), dentro do qual se localiza o rotor e os bocais (expansores), através dos
quais o rotor expande-se ou é orientado convenientemente.
• Válvulas
As ações de controle exercidas nas turbinas térmicas a vapor operando em ciclo
combinado são realizadas fundamentalmente através das válvulas dispostas nas entradas
dos diversos estágios da turbina. A válvula principal de parada (MSV), as válvulas de
controle (GV), a válvula de parada do vapor reaquecido (RSV) e as válvulas de
interceptação (IV), bem como o regulador de velocidade, são responsáveis pelo controle
da potência gerada.
Turbinas a Vapor
101
O sistema de regulação tem três funções: controle normal de carga/velocidade,
controle de sobrevelocidade e
trip de sobrevelocidade. Além do mais, o controle da
turbina inclui um número de outras funções como controle de partida/parada e controles
auxiliares de pressão.
A função de controle de carga/velocidade nas turbinas a vapor é realizada
através do controle das válvulas GVs. Este torna possível às unidades geradoras
operarem satisfatoriamente em paralelo com outras unidades e com divisão própria de
carga. A GV aumenta ou diminui a quantidade de vapor que é expandido na turbina,
controlando assim a freqüência da máquina.
A necessidade do controle de sobrevelocidade e da proteção é peculiar das
turbinas a vapor, e é de extrema importância para operação segura. A integridade da
turbina depende da habilidade do controle de limitar a velocidade do rotor, seguindo
uma redução da carga elétrica, para não ficar acima do valor máximo de velocidade
permitido pelo projeto. As turbinas a vapor com reaquecimento têm dois sistemas de
válvulas separadas que podem ser usadas para um rápido controle do vapor que
alimenta a turbina, sendo eles: um sistema envolvendo as válvulas GVs e outro sistema
envolvendo as válvulas IVs. O uso das IVs é altamente eficiente em condições onde
ocorre grande rejeição de carga. As válvulas IVs têm a função de desviar o fluxo de
vapor das seções de média e baixa pressão evitando assim uma sobrevelocidade.
O
trip de sobrevelocidade ou emergência é uma proteção de backup quando
ocorre uma falha do controle normal de sobrevelocidade, e é designado para ter
operação independente.
Durante as partidas o vapor é admitido simetricamente através de todas as seções
dos bocais para reduzir o estresse térmico, as GVs são mantidas completamente abertas
e as válvulas de parada são usadas para controlar o fluxo de vapor. Este modo de
operação é usado até a velocidade atingir um valor específico. Deste modo, as válvulas
MSV e RSV atuam apenas em situações de emergência, para o gerador, e na condição
de partida da turbina.
Turbinas a Vapor
102
As válvulas principais associadas à turbina a vapor são mostradas na Figura
5.15.
Superaquecedor
Reaquecedor
Vapor Principal
HP IP LP
Condensador
Crossover
Válvula de parada
Válvula de interceptação
Válvula do
ventilador
Válvulas principais
de parada
Válvulas de controle
Superaquecedor
Reaquecedor
Vapor Principal
HP IP LP
Condensador
Crossover
Válvula de parada
Válvula de interceptação
Válvula do
ventilador
Válvulas principais
de parada
Válvulas de controle
Figura 5.15 – Válvulas da Turbina a Vapor.
Válvulas principais de parada (MSV)
Também chamadas de válvulas de estrangulamento, têm a função primária de
prover uma proteção de
backup para a turbina a vapor quando não há atuação das
válvulas de controle. Problemas para a turbina podem aparecer em conseqüência de
sobrevelocidade rapidamente causada pela energia contida no vapor principal. As
válvulas de parada são também fechadas em distúrbios após ocorrer o fechamento das
válvulas de controle. A função secundária das válvulas de parada é de prover o controle
do vapor estrangulado durante a partida.
Válvulas principais de controle de vapor (GV)
O fluxo de vapor proveniente das válvulas de parada vai para as válvulas de
controle principal ou válvulas de regulação. A função primária das válvulas de controle
é de regular o fluxo de vapor para a turbina e assim controlar a potência gerada
mantendo-a dentro das condições próprias para o usuário. As válvulas de controle são
Turbinas a Vapor
103
responsáveis pelo desligamento primário do vapor na turbina quando ocorrem
perturbações.
A liberação de maior ou menor quantidade de vapor é realizada mediante sinal
do regulador de velocidade que dá o comando de abrir ou fechar as válvulas de controle.
A Figura 5.16 mostra as válvulas de controle.
Figura 5.16 – Válvulas de Controle.
As válvulas de controle são normalmente montadas no recipiente de vapor que
recebe vapor das válvulas de parada. Para algumas unidades as válvulas de controle e de
parada são diretamente conectadas, uma válvula de parada fornece vapor para uma
válvula de controle.
Válvulas de interceptação e válvulas de parada de vapor reaquecido
Uma grande quantidade de energia disponível no vapor, tanto na turbina de alta
pressão como nas tubulações de reaquecimento, torna necessária a utilização destas
válvulas. Essa energia existente no vapor é capaz de causar sobrevelocidade. A
expansão do vapor através das turbinas de média e baixa pressão para o condensador
entrega mais potência que o necessário, ocasionando sobrevelocidade na turbina.
Turbinas a Vapor
104
Por conseguinte, a utilização das válvulas de interceptação permite o
estrangulamento do fluxo de vapor para a turbina de pressão intermediária controlando
dessa maneira a velocidade. Uma condição similar pode ocorrer durante o desligamento
da unidade, sendo as válvulas de interceptação utilizadas no controle da velocidade.
Em situações normais de operação, os dois tipos de válvulas ficam totalmente
abertos, sendo o controle de velocidade realizado apenas pelas válvulas de regulação
(válvulas principais de controle). Na ocorrência de algum
trip a válvula de parada de
vapor reaquecido e a válvula de interceptação fecham, evitando que o vapor reaquecido
originário do reaquecedor entre na turbina de pressão intermediária.
Uma proteção de
backup 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 bypass
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.
• Estágios da turbina
Com a finalidade de melhorar o desempenho do processo, as turbinas a vapor
podem apresentar vários estágios de pressão. Assim, são normalmente considerados
Turbinas a Vapor
105
estágios de alta, média (ou intermediária) e baixa pressão. As configurações mais
utilizadas são listadas a seguir:
• Configuração com 1 estágio de pressão;
• Configuração com 2 estágios de pressão;
• Configuração com 3 estágios de pressão.
Existem outros modelos de turbinas térmicas, mais complexos, que consideram
quatro ou mais estágios de pressão.
Estágios de alta e média pressão
O fluxo de vapor nas seções de alta e média pressão da turbina opera com
temperatura e pressão elevadas, sendo que nestas seções há separação através de um
revestimento que elimina a necessidade de selagem. Os cilindros internos suportam os
anéis, que são dispositivos onde estão fixadas as palhetas. As pás estacionárias são
direcionadas no caminho do vapor, e nelas o vapor sofre uma queda de pressão,
havendo, no entanto, elevação em sua velocidade. Deste ponto o vapor é direcionado
para o próximo conjunto de palhetas rotativas. O anel de palhetas tem extratores de
vapor para providenciar o aquecimento da água de alimentação.
O vapor é introduzido na turbina de alta pressão através da válvula de controle
principal. Partindo desta válvula o vapor entra na turbina onde é expandido através do
conjunto de bocais. Este golpeia as pás estacionárias fazendo-as girar e segue para outro
conjunto de palhetas nos estágios remanescentes da turbina de alta pressão. Cada bocal
é suprido de vapor por uma válvula de controle. Na seção de pressão intermediária, o
vapor que vem do reaquecedor alcança bocais onde realiza o mesmo procedimento
observado para a seção de alta pressão. No caso de configurações onde há duplo
reaquecimento, tem-se a incorporação na turbina de uma seção de extra-alta pressão.
Esta seção recebe o vapor das válvulas de controle, e as outras seções recebem o vapor
reaquecido.
Turbinas a Vapor
106
Estágio de baixa pressão
O estágio de baixa pressão também possui anéis, cilindros e selagens, como os
demais estágios. O vapor proveniente da seção intermediária caminha através de dutos
chamados
crossover piping, que são mostrados na Figura 5.17, chegando aos bocais da
turbina de baixa pressão. As palhetas que recebem o vapor são maiores do que as dos
outros estágios, pois o vapor já não possui grande pressão. A saída da turbina é exposta
ao vácuo do condensador. Para prevenir sobrepressão no material, devido ao vácuo no
condensador, há revestimentos especiais compostos de diafragmas ou discos de ruptura
no topo do revestimento. Como nas outras seções, ocorre a extração para aquecer a água
de alimentação.
Figura 5.17 – Crossover Piping.
5.3.3. Sistema do Condensado e Água de Circulação
Além dos equipamentos principais como caldeiras e turbinas, uma central
termelétrica a vapor possui os denominados equipamentos auxiliares, que são de
importância vital para o seu funcionamento.
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.
Turbinas a Vapor
107
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 uma compensação da água de alimentação que vai
entrar na caldeira através do vapor extraído da turbina completando-se assim o ciclo.
A seguir são descritos alguns componentes associados: condensador, torre de
resfriamento, sistema de água de circulação, desaerador e bomba de condensado.
• Condensador
O condensador é um trocador de calor que tem a função de condensar o vapor de
exaustão da turbina. Deste modo, duas funções fundamentais são exercidas:
• Redução do valor de contra-pressão, influente no rendimento térmico do
ciclo;
• Reuso do vapor, com conseqüente economia no custo de operação da
instalação.
O fato de os últimos estágios da turbina operarem com pressão negativa faz com
que nesta região aconteçam infiltrações de ar. Necessita-se remover, incessantemente,
os gases não condensáveis para manter um nível adequado e vácuo no condensador. Isto
é realizado pelos ejetores.
Há diversos tipos de condensadores sendo que em todos deve haver um
elemento refrigerador, geralmente a água, e que é imprescindível sua presença na
instalação.
A água de alimentação da caldeira deve possuir alto grau de pureza, razão pela
qual se mantém um circuito de vapor. Com a reutilização do condensado, os vapores já
utilizados podem ser injetados de volta ao ciclo evitando uma grande estação de
tratamento.
Turbinas a Vapor
108
A Figura 5.18 mostra um condensador resfriado a água.
Figura 5.18 – Condensador.
• Torre de resfriamento
Com a função de reduzir a temperatura da água de circulação, incorporando-a ao
ciclo de resfriamento do condensador, a torre de resfriamento constitui um elemento
característico dos sistemas de água de resfriamento de ciclo fechado.
Ela é classificada segundo alguns critérios: tipo de acionamento (manual ou
mecânico); sentido da movimentação dos fluxos de ar e de água (fluxo cruzado ou
contracorrente) e pelo tipo predominante de transferência de calor (evaporativo ou
sensível).
• Desaerador
A remoção dos gases dissolvidos na água (O
2
e CO
2
) é chamada de desaeração.
Esses gases mesmo dissolvidos na água não reagem quimicamente com ela, e cada vez
menos se tornam solúveis com o aumento da temperatura. A água esquenta até a
temperatura de ebulição, quando os gases dissolvidos são liberados. Assim os gases são
retirados com maior facilidade à medida que a temperatura aumenta.
Turbinas a Vapor
109
A presença destes gases em forma dissolvida constitui a causa da corrosão
interna das superfícies dos equipamentos energéticos. Por isso, é imprescindível a
remoção destes gases da água de alimentação.
Além da função de desaeração, o desaerador tem as seguintes funções:
• Aquecimento regenerativo;
• Reserva de água de alimentação no sistema suficiente para 5 a 20 minutos de
operação à carga máxima.
A Figura 5.19 mostra um modelo de desaerador.
Figura 5.19 – Desaerador.
• Bomba de Condensado
A finalidade da bomba de condensado é sugar a água quente do condensador e
entregar ao desaerador. Uma unidade deve conter duas bombas de condensado, cada
uma com capacidade de atender sozinha à unidade a carga plena. Assim, uma bomba
estará em serviço e a outra como
backup, pronta para entrar em funcionamento.
Turbinas a Vapor
110
• Sistema de Água de Circulação
Este sistema consiste de uma tomada de água, localizada de tal modo a obter a
água tão limpa e fria quanto possível. Para reter as impurezas em suspensão, a água
passa por telas fixas e giratórias sendo bombeada e impulsionada pela tubulação de
fornecimento para o condensador, onde resfria e condensa o vapor que sai da turbina.
Após a distribuição nos tubos do condensador, a água segue até o poço de selagem, no
qual transborda e é então descarregada.
5.4. Controles das Turbinas a Vapor
As ações de controle exercidas nas turbinas térmicas são realizadas
fundamentalmente através das válvulas dispostas nas entradas dos diversos estágios da
turbina. O número de estágios existentes na turbina térmica, bem como a presença de
reaquecimento e a disposição em outros eixos, têm grandes implicações na dinâmica e
no controle de sistemas elétricos de potência, assim como os tipos de reguladores de
velocidade e as várias válvulas de controle do fluxo de vapor.
Existem diferentes filosofias de projeto de sistemas de regulação de velocidade
em usinas operando em ciclo combinado. A unidade a vapor pode ter sistema de
regulação independente do sistema das unidades a gás, regulação totalmente efetuada
pelas unidades a gás (a unidade a vapor apenas “segue” estas unidades) ou sistemas
híbridos em que a unidade a vapor efetua seu controle de velocidade até determinado
ponto, a partir do qual o mesmo é executado pelas unidades a gás.
Os controles da turbina a vapor do ciclo combinado podem ser bastante
diferentes das turbinas a vapor convencionais. Geralmente o objetivo do ciclo é obter a
maior eficiência possível, gerando a maior quantidade de MW através dos gases de
exaustão disponíveis. Desta forma, pode ser que não haja algum regulador de
velocidade para a unidade a vapor, uma vez que esta é sincronizada ao sistema.
Turbinas a Vapor
111
Particularmente, a unidade pode operar no controle da potência gerada. Neste
caso, a potência gerada tipicamente será controlada baseada na pressão do vapor
existente e o sistema de controle das válvulas atuará regulando o fluxo de vapor para a
turbina. As válvulas de controle são responsáveis pelo controle primário da turbina.
O controle de velocidade será então necessário na partida da máquina para que a
unidade possa ser sincronizada ao sistema ou para limitar sobrevelocidades na
ocorrência de rejeições de carga.
Conseqüentemente, o sinal recebido pelas válvulas de controle vem do regulador
de velocidade que dá o comando de abrir ou fechar a válvula, liberando, assim, maior ou
menor quantidade de vapor.
5.5. Configurações Típicas das Turbinas a Vapor
As turbinas térmicas com seus múltiplos estágios podem ser dos tipos
tandem-
compound
ou cross-compound. Na configuração tandem-compound, que é apresentada
na Figura 5.20, os estágios são conectados em série e acoplados a um único gerador,
tudo em um mesmo eixo.
Gerador
(3600 rpm)
LPLP
IP
HP
Reaquecedor
CROSSOVER
Figura 5.20 – Turbinas Tandem-Compound.
Já na configuração
cross-compound, Figura 5.21, a turbina apresenta dois eixos
separados, cada qual acoplado a um gerador e acionado por um ou mais estágios da
turbina. Embora existam dois eixos e dois geradores diferentes na configuração
cross-
compound
, a turbina térmica constitui um conjunto único com vários estágios, sendo
Turbinas a Vapor
112
submetida à ação de um conjunto, também único, de sistemas de controle. Esta
configuração apresenta maior capacidade e permite aumentar a eficiência, no entanto
seu custo é mais elevado.
CROSSOVER
LP LP
Gerador
(3600 rpm)
IP
HP
Reaquecedor
Gerador
(3600 rpm)
Figura 5.21 – Turbinas Cross-Compound.
De uma forma geral as turbinas do tipo
tandem-compound giram a 3600 rpm,
enquanto que as do tipo
cross-compound têm velocidade angular de 3600 rpm em seus
dois eixos, ou alternativamente, 3600 rpm em um eixo e 1800 rpm no outro eixo.
As turbinas térmicas a vapor podem ser classificadas, também, em função da
existência ou não de etapas de reaquecimento. Assim, é possível considerar os seguintes
tipos:
• Sem reaquecimento;
• Com reaquecimento simples;
• Com duplo reaquecimento.
As turbinas térmicas sem reaquecimento têm um único estágio e são aplicadas
em unidades geradoras de até 100 MW. Em instalações de maior porte, consideram-se
as turbinas térmicas com simples ou duplo reaquecimento, que possibilitam uma maior
eficiência. O desempenho do ciclo é influenciado por estas diferentes configurações e
também por parâmetros de operação.
Turbinas a Vapor
113
A turbina representada na Figura 5.22 tem 3 estágios: alta pressão (HP), pressão
intermediária (IP) e baixa pressão (LP). O vapor aquecido que sai da caldeira entra na
câmara de vapor, fluindo através das válvulas principais de parada (MSV) e das
válvulas de controle de vapor (GV), até o elemento de alta pressão (HP). Após uma
expansão parcial, o vapor é levado novamente à caldeira, para reaquecimento. Daí, o
vapor reaquecido é conduzido ao elemento de pressão intermediária (IP), passando em
seu curso pelas válvulas de parada do vapor reaquecido (RSV) e pelas válvulas de
interceptação (IV). Após expansão no elemento de pressão intermediária, o vapor é
direcionado até os elementos de baixa pressão (LP), via
crossover piping, havendo a
expansão final. Deste ponto, o vapor é levado aos condensadores, para completar o
ciclo. A contribuição individual de cada estágio, no conjugado desenvolvido no eixo, se
dá tipicamente na relação de 30% para o estágio HP, 40% para o IP e 30% para o LP.
As turbinas térmicas com duplo reaquecimento têm o seu estágio de alta pressão
dividido em duas partes, ou seja, um estágio de extra-alta pressão (VHP) e outro de alta
pressão (HP), com elemento reaquecedor disposto entre eles. Nesta configuração a
contribuição individual dos vários estágios, no conjugado resultante no eixo, é realizada
tipicamente na relação de 20% para o estágio VHP, 20% para o HP, 30% para o IP e
30% para o LP, sendo as válvulas de controle introduzidas antes dos estágios VHP, HP
e IP, respectivamente.
RV
HP IP LPLP
GV
Boiler
MSV
RSV
IV
Crossover
Gerador
Para o condensador
W
ref
W
Regulador de
Velocidade
Reaquecedor
Figura 5.22 – Turbina Térmica do Tipo Tandem-Compound com Reaquecimento Simples.
Turbinas a Vapor
114
5.6. Modelos das Turbinas a Vapor
Este item apresenta a modelagem matemática dos elementos componentes das
centrais térmicas a vapor que influem no comportamento dinâmico de sistemas elétricos
de potência. A modelagem de cada um destes elementos tem como princípio o efeito de
um recipiente de vapor sendo atravessado por um fluxo de vapor.
No desenvolvimento do modelo matemático da turbina a vapor o fluxo de vapor
proveniente das caldeiras de recuperação é considerado como variável de entrada. São
discriminados também os efeitos dinâmicos dos estágios de alta, média e baixa pressão
da turbina. E ainda, se houver regulador de velocidade, a representação do mesmo.
A modelagem matemática dos elementos das turbinas a vapor tem como base os
artigos IEEE [1973] e IEEE [1991].
O modelo mais utilizado para turbinas a vapor é o denominado
tandem-
compound
com reaquecimento simples, sendo este o modelo normalmente considerado
em operações de ciclo combinado.
Também será analisado o modelo
tandem-compound sem reaquecimento,
utilizado, por exemplo, na unidade termelétrica da TermoRio.
5.6.1. Modelos dos Elementos Componentes
A seguir são representados os elementos que constituem a turbina a vapor, tais
como a câmara de vapor, o reaquecedor, o
crossover piping, os possíveis fatores de
participação e os limitadores [Gomes, 2003].
• Câmara de vapor
O vapor produzido pela caldeira apresenta pressão e temperatura elevadas. Entre
as válvulas de controle e o primeiro estágio da turbina há um dispositivo de
Turbinas a Vapor
115
armazenamento de vapor, chamado
steam chest. Em pequenas perturbações onde é
necessária uma quantidade imediata de vapor, o recipiente tem a função de fornecer o
vapor e assim fazer com que a turbina possa se restabelecer rapidamente do distúrbio. A
presença deste elemento provoca um atraso no tempo de resposta que pode ser expresso
pelo diagrama de bloco representado na Figura 5.23.
A
(s)
s + 1
τ
CH
1 (s)
X
Figura 5.23 – Diagrama de Bloco da Câmara de Vapor.
Onde:
()
A
s
= Quantidade de vapor (pu);
()
X
s
= Sinal de potência mecânica do primeiro estágio (pu);
CH
τ
= Constante de tempo da câmara de vapor (steam chest) (s).
O diagrama de bloco da Figura 5.23 leva à seguinte equação de estado:
[]
() 1
() ()
CH
dX t
A
tXt
dt
τ
=⋅−
(5.1)
• Reaquecedor
Após o vapor ser expandido no primeiro estágio da turbina (estágio de alta
pressão), ele pode voltar à caldeira onde é reaquecido, aproveitando o calor que seria
perdido. Com a saída do vapor da turbina e seu retorno para a caldeira, o mesmo
percorre um longo caminho nas tubulações. Isto cria um atraso de tempo de resposta
considerável que pode ser expresso pelo diagrama de bloco da Figura 5.24.
Turbinas a Vapor
116
X
(s)
τ
s + 1
RH
1 (s)
Y
Figura 5.24 – Diagrama de Bloco do Reaquecedor.
Onde:
()
X
s
= Sinal de potência do estágio anterior (pu);
()
Ys
= Sinal de potência do estágio atual (pu);
R
H
τ
= Constante de tempo do reaquecedor (s).
O diagrama de blocos da Figura 5.24 conduz à seguinte equação de estado:
[]
() 1
() ()
RH
dY t
Xt Yt
dt
τ
=⋅ −
(5.2)
É importante salientar que em determinadas configurações o vapor pode ser
duplamente reaquecido. Com isso, a resposta torna-se ainda mais lenta. Esta condição
depende do número de estágios de pressão existentes na instalação.
• Crossover piping
Após o vapor ser expandido no estágio de alta ou média pressão, dependendo da
configuração, resta uma considerável parcela de energia que pode ser aproveitada no
estágio de baixa pressão. Quando o vapor sai do estágio de pressão superior, ele
percorre tubulações chamadas de
crossover piping até chegar ao estágio de baixa
pressão. Este caminho percorrido causa um pequeno tempo de atraso descrito pelo
diagrama da Figura 5.25.
Turbinas a Vapor
117
Z
s + 1
τ
CO
(s)
Y
1 (s)
Figura 5.25 – Diagrama de Bloco do Crossover Piping.
Onde:
()Ys
= Sinal de potência do penúltimo estágio (pu);
()
Z
s
= Sinal de potência do estágio de baixa pressão (pu);
CO
τ
= Constante de tempo do crossover piping (s).
No domínio do tempo obtém-se, com base no diagrama de bloco da Figura 5.25, a
seguinte equação de estado:
[]
() 1
() ()
CO
dZ t
Yt Zt
dt
τ
=⋅ −
(5.3)
• Fatores de participação
Dependendo de cada tipo de configuração, os estágios da turbina a vapor podem
apresentar diferentes fatores de participação na resposta de potência mecânica da turbina.
O sistema amplamente usado nos estudos de sistemas elétricos de potência é o sistema pu
que considera como base a potência nominal do gerador. Portanto os fatores de
participação
i
F
podem ser expressos em frações da potência mecânica em pu da base
adotada.
O diagrama de bloco do fator de participação, por estágio da turbina, é
representado pela Figura 5.26.
F
P
S
(s)
(
s)
P
Figura 5.26 – Diagrama de Bloco do Fator de Participação.
Turbinas a Vapor
118
Onde:
()
S
Ps
= Sinal de potência mecânica (pu);
()Ps
= Potência mecânica do estágio da turbina (pu);
F
= Fator de participação (pu).
A partir da Figura 5.26 pode-se escrever a seguinte função algébrica no domínio
do tempo:
() . ()
S
Pt FP t
=
(5.4)
• Limitadores
As turbinas possuem limitações físicas que devem ser especificadas frente às
possíveis perturbações, como grandes variações de carga, por exemplo. A limitação
superior é função de uma sobrecarga admissível, já a limitação inferior é considerada
nula, pois a turbina não pode absorver potência, mesmo que transitoriamente. A Figura
5.27 descreve o diagrama de bloco referente ao limitador.
min
(s)
máx
P
Limitador
P
mec
P
(s)
P
mecL
Figura 5.27 – Diagrama de Bloco do Limitador.
O limitador, anteriormente descrito, é uma função discreta e não-linear, portanto
não representável algebricamente através de uma única equação, mas sim por um
conjunto de inequações, que é ilustrado a seguir [Dutra, 2005]:
Turbinas a Vapor
119
min min
min max
max max
() ()
() () ()
() ()
L
L
L
mec mec
mec mec mec
mec mec
PsP P sP
P
PsP P sPs
PsP P sP
<⇒ =
≤≤⇒ =
>⇒ =
(5.5)
5.6.2. Modelo Tandem-Compound sem Reaquecimento
Este modelo é o mais simples utilizado em unidades a vapor (Figura 5.28),
sendo utilizado com unidades geradoras de até no máximo 100 MW. Nele é considerado
apenas o modelo da câmara de vapor com a presença da constante de tempo
CH
τ
conforme Figura 5.29. A constante de tempo associada à câmara de vapor
()
CH
τ
tem
grande influência na característica dinâmica deste tipo de turbina, que apresenta
respostas rápidas.
Gerador
HP
Para o condensador
Câmara
de Vapor
A(s)
Figura 5.28 – Diagrama Esquemático da Turbina sem Reaquecimento.
CH
(s)
A
τ
1
s + 1
(s)
P
m
Figura 5.29 – Diagrama de Bloco da Configuração Tandem-Compound sem Reaquecimento.
5.6.3. Modelo Tandem-Compound sem Reaquecimento com
Estágio de Baixa Pressão
Nesta configuração utiliza-se o vapor que sai do elemento de alta pressão
lançando-o no estágio de baixa pressão (Figura 5.30). Este modelo é representado,
Turbinas a Vapor
120
através de diagrama de blocos, pela Figura 5.31, onde são incluídos a câmara de vapor e
o
crossover piping.
HP LP
Para o condensador
Crossover piping
Gerador
LP
Câmara
de Vapor
A(s)
Figura 5.30 – Diagrama Esquemático da Turbina sem Reaquecimento e com Estágio de Baixa Pressão.
HP
F
A
1
(s)
s + 1
CH
τ
F
LP
P (s)
m
(s)
Z
1
s + 1
CO
τ
Figura 5.31 – Diagrama de Blocos da Configuração Tandem-Compound sem Reaquecimento.
As constantes de tempo da câmara de vapor
CH
τ
e do crossover piping
CO
τ
têm
importante papel na característica dinâmica deste tipo de turbina.
5.6.4. Modelo Tandem-Compound com Reaquecimento Simples
Os diagramas esquemático e de blocos, correspondentes, são apresentados nas
Figura 5.32 e Figura 5.33, respectivamente. A Figura 5.32 incorpora os blocos
referentes à câmara de vapor, reaquecedor e
crossover piping. Nela são encontrados
três estágios: de alta pressão (HP), de pressão intermediária (IP) e de baixa pressão
(LP). A Figura 5.33 representa o seu modelo matemático associado. A contribuição
Turbinas a Vapor
121
individual de cada estágio, no conjugado desenvolvido no eixo, foi apresentada no item
5.6.1.
A(s)
Para o condensador
Crossover piping
LP
Câmara
de Vapor
HP
Gerador
LPIP
Reaquecedor
Figura 5.32 – Diagrama Esquemático da Configuração Tandem-Compound com Reaquecimento Simples.
YA
(s)
CH
τ
s + 1
1
(s)
X
RH
τ
s + 1
1
s + 1
(s)
CO
τ
1
Z
(s)
F
HP IP
F
LP
F
P
m
(s)
Figura 5.33 – Diagrama de Blocos da Configuração Tandem-Compound com Reaquecimento Simples.
Neste modelo são consideradas as constantes de tempo da câmara de vapor
()
CH
τ
, do reaquecedor
()
R
H
τ
e do crossover piping
(
)
CO
τ
. Elas têm papel fundamental
no comportamento dinâmico da turbina, principalmente a constante de tempo do
reaquecedor, que costuma apresentar valores elevados, influindo de forma considerável
no tempo de resposta da turbina.
5.7. Fast Valving
Os estudos de estabilidade avaliam os distúrbios de comportamento
eletromecânicos dos sistemas elétricos de potência. Modelos usados nesses estudos
Turbinas a Vapor
122
tornam-se cada vez mais complexos devido ao tamanho e topologia dos sistemas atuais,
exigindo a criação de novos métodos para garantir a estabilidade, prevendo o
comportamento dinâmico.
Existem dois tipos de estudos de estabilidade: estabilidade de regime
permanente, que examina a estabilidade do sistema sob pequenas variações em relação
ao seu ponto de equilíbrio e a estabilidade de regime transitório, que examina a
estabilidade do sistema sob grandes variações causadas por faltas, mudanças repentinas
de cargas, perdas de unidades geradoras e chaveamento de linhas de transmissão.
O aumento da margem de estabilidade de sistemas de potência pode ser
melhorado através de planejamento e operação. Na prática os fatores técnico-financeiros
determinam quais medidas devem ser implementadas para se garantir a operação de
sistemas em um ponto viável, isto é, não tão perto de seu limite de estabilidade e nem
com uma reserva excessiva de geração. Portanto o risco de perda de estabilidade pode
ser reduzido com a inserção de elementos que melhorem o desempenho do sistema e
garantam uma melhora do comportamento dinâmico do mesmo.
A estabilidade transitória de sistemas elétricos de potência pode ser
consideravelmente melhorada com o uso da
Fast Valving (FV) em turbinas a vapor.
Esta técnica foi desenvolvida na extinta URSS no início do século XX e as primeiras
patentes datam de 1925 e 1928, sendo que os primeiros testes foram realizados em 1929
e 1930.
Nas décadas de 1960 e 1970 o controle da FV começou a ser mais difundido e
atualmente tem atraído mais e mais a atenção no cenário mundial devido aos sistemas
elétricos de potência estarem operando cada vez mais perto dos seus limites de
estabilidade e devido à dificuldade de se conseguir a expansão do sistema de
transmissão.
No Brasil isto também ocorre. Com a entrada de novas centrais térmicas no
sistema elétrico brasileiro, torna-se necessário utilizar modelos matemáticos mais
sofisticados para representá-las.
Turbinas a Vapor
123
Esta atuação ocorre devido a um rápido fechamento das válvulas de
interceptação (IV) ou rápido fechamento das válvulas de controle (GV) em conjunto
com as válvulas de interceptação (IV) das turbinas a vapor (válvulas pré-existentes nas
turbinas). O início desta atuação deve se dar no mais curto intervalo de tempo possível
após a detecção de um defeito e então sua reabertura imediata.
Sabe-se que um grande distúrbio, como uma falta, em um sistema elétrico de
potência produz uma queda brusca na potência elétrica do gerador, que será seguida
pela aceleração de seu rotor. Havendo uma redução da potência elétrica do gerador o
torque elétrico também se reduzirá, mas o torque mecânico produzido pela turbina tende
a se manter constante por algum tempo devido ao atraso causado pelo seu sistema de
controle.
Quando isto ocorre há um aumento no torque acelerante que pode causar uma
sobrevelocidade do eixo turbina-gerador e instabilizar o sistema.
Uma ação natural para compensar esta queda na potência elétrica seria reduzir
rapidamente a potência mecânica da turbina limitando assim o torque acelerante.
Mudanças rápidas de potência mecânica necessitam de uma resposta muito
rápida da turbina, da ordem de décimos de segundo. As respostas de turbinas a vapor
podem ser controladas para serem quase tão rápidas quanto se deseja e o dispositivo
utilizado para diminuir o tempo de resposta e potência mecânica é conhecido como
Fast
Valving
.
Existem dois tipos de
Fast Valving, a Momentary e a Sustained.
Quando a potência mecânica é restabelecida a um valor final que é igual ao valor
pré-falta, a FV é conhecida por
Momentary, sinal 1 da Figura 5.34, e quando o valor
final da potência mecânica é menor que o valor pré-falta, a FV é conhecida como
Sustained, sinal 2 da Figura 5.34.
Turbinas a Vapor
124
Figura 5.34 - Sinais da Fast Valving.
A FV atua em válvulas de controle já existentes. Considerando o modelo da
turbina usado, um rápido fechamento das válvulas de controle GVs não produzirão uma
grande redução da potência da turbina imediatamente, pois o fator de participação do
estágio de alta pressão FHP corresponde a somente 30% da potência total da turbina.
Como o reaquecedor possui uma grande dimensão física, uma grande quantidade de
vapor está armazenada em seu interior; mesmo com o fechamento das GVs a turbina
ainda estará gerando 70% de sua potência total devido ao fluxo da massa de vapor do
reaquecedor, que se expandirá nos estágios de pressão intermediária e de baixa pressão.
Portanto uma grande redução imediata de potência pode ser obtida somente com o
fechamento rápido das válvulas de interceptação IVs, que controlam o fluxo de vapor
para os estágios de pressão intermediária e de baixa pressão, correspondendo a 70% da
potência total da turbina.
A
Fast Valving pode ser acionada por vários tipos de monitoramento tais como a
velocidade, aceleração, potência elétrica, corrente do gerador, entre outros, dependendo
do projeto do controle.
A característica de atuação da válvula dá-se da seguinte forma: inicialmente as
IVs estão totalmente abertas permitindo a passagem total do fluxo de vapor. Após ter
sido detectada uma condição crítica por algum tipo de monitoramento, as IVs fecham-se
parcialmente ou totalmente em aproximadamente 0,1 segundo, permanecendo nesta
posição por um tempo preestabelecido pela dinâmica do sistema. Após este tempo
inicia-se o processo de reabertura que pode durar pouco mais de 10 segundos, devido
aos fatores de segurança do conjunto caldeira-turbina, podendo causar impactos
Turbinas a Vapor
125
térmicos. Logo o tempo total de atuação pode durar de 12 a 15 segundos dependendo
das dimensões físicas do conjunto.
O principal problema que leva à instabilidade é o atraso no tempo de reabertura
das válvulas que causa um aumento de pressão no reaquecedor, pois o fechamento das
IVs interrompe o fluxo de vapor para os próximos estágios de pressão inferior.
Quando uma sobrepressão de 10% é detectada no interior do reaquecedor as suas
válvulas de segurança liberam vapor contido em seu interior, prejudicando a dinâmica
da própria turbina (podendo causar superaquecimento dos tubos e explosão). O atraso
no tempo de reabertura também aumenta a magnitude de oscilação do rotor,
deteriorando a estabilidade do sistema.
Para a aplicação da FV ser estável, após a extinção da falta, a queda da potência
mecânica da turbina deve ser tal que a energia potencial armazenada no sistema seja
igual ou maior que a energia cinética adquirida pela máquina durante o período da falta.
Se a potência mecânica da turbina cair muito abaixo desse limite, a instabilidade de
oscilação definitivamente ocorrerá. Portanto o instante ótimo selecionado para a
reabertura da válvula depende da máquina em particular e do sistema para onde a FV foi
projetada.
Com relação à operação, desde que bem ajustado o controle, não existem
restrições elétricas, somente restrições mecânicas que devem ser observadas e avaliadas,
tais como características térmicas do ciclo a vapor da planta, limitações da caldeira e
possíveis sobrepressões.
A atuação da FV apresenta a vantagem de reduzir rapidamente a potência
mecânica da turbina não sendo necessária a retirada da unidade geradora de serviço,
evitando a inconveniência de ressincronizar o conjunto ao sistema, fato que não seria
possível sem sua atuação.
Caldeiras de Recuperação de Calor
126
CAPÍTULO 6
6. CALDEIRAS DE RECUPERAÇÃO (HRSG)
6.1. Introdução
A caldeira de recuperação de calor (
Heat Recovery Steam Generator - HRSG) é
o elemento responsável pelo acoplamento térmico entre os ciclos a gás e a vapor. Os
gases quentes de exaustão da turbina a gás são aproveitados pela caldeira para que haja
a geração de vapor necessário às turbinas a vapor.
Podem existir um, dois ou três níveis de pressão na caldeira de recuperação. O
vapor é gerado em vários estágios de pressão com a finalidade de otimizar e melhorar o
desempenho do processo na maioria das configurações em ciclo combinado. Ou seja, a
utilização de dois e três níveis de pressão reduz as irreversibilidades inerentes à troca de
calor entre os gases e o vapor, reduzindo a diferença de temperatura entre ambos os
fluidos.
Além disso, deve-se considerar que a central precise de vapor em vários níveis
de pressão, o que pode ser interessante em instalações de cogeração. Por outro lado
apresentam maior complexidade no projeto, construção e simulação da carga parcial se
comparadas às caldeiras com um único nível de pressão.
Este vapor gerado pelo HRSG é utilizado tanto para alimentar a turbina a vapor
na produção de energia elétrica, assim como para inúmeras aplicações de finalidades
industriais, cogeração, entre outras.
A Figura 6.1 mostra uma caldeira de recuperação com três níveis de pressão.
Caldeiras de Recuperação de Calor
127
Figura 6.1 – Caldeira de Recuperação com Três Níveis de Pressão.
No ciclo de dois níveis de pressão, a caldeira de recuperação consiste de balões
de alta e baixa pressão, já no ciclo de três níveis de pressão, há o acréscimo dos balões
de pressão intermediária e do reaquecimento.
A Figura 6.2 mostra um sistema da
Alstom Power operando em ciclo
combinado, composto por duas turbinas a gás, duas caldeiras de recuperação e uma
turbina a vapor. A caldeira de recuperação utiliza um tambor de alta pressão e um
tambor de baixa pressão.
Caldeiras de Recuperação de Calor
128
Figura 6.2 – Ciclo Combinado com Caldeira de Recuperação (Alstom Power).
A Tabela 6.1 descreve os componentes utilizados na configuração anterior.
Tabela 6.1 – Descrição dos Componentes do Ciclo Combinado.
Número Modelo
1 Compressor
2 Câmara de combustão
3 Turbina a gás
4 Chaminé de bypass de gás
5 Superaquecedor do estágio de alta pressão
6 Tambor do estágio de alta pressão
7 Evaporador do estágio de alta pressão
8 Economizador do estágio de alta pressão
9 Tambor do estágio de baixa pressão
10 Evaporador do estágio de baixa pressão
11 Caldeira de recuperação
12 Turbina a vapor
13 Gerador da turbina a vapor
14 Condensador
15 Bomba do condensador
16 Tanque do desaerador da água de alimentação
17 Bombas da água de alimentação
18 Bypass do vapor de alta pressão
Caldeiras de Recuperação de Calor
129
Número Modelo
19 Excesso de vapor que foi desviado
A caldeira de recuperação com três níveis de pressão e ciclo a vapor com
reaquecimento é uma outra configuração amplamente utilizada em arranjo de ciclo
combinado.
Existem alternativas de configuração para a caldeira de recuperação, através de
instalação de equipamentos suplementares, que têm como função elevar a temperatura
do vapor a ser direcionado para a turbina térmica. Há a possibilidade de queima
suplementar de combustíveis auxiliares, tais como, óleo, gás natural, hidrogênio, CO,
etc, o que aumenta a capacidade de produção de energia no ciclo a vapor, e
conseqüentemente de toda central a ciclo combinado, contudo, diminui-se a eficiência
do ciclo. Assim, as caldeiras de recuperação podem ser classificadas como:
• Caldeiras de recuperação sem queima suplementar;
• Caldeiras de recuperação com queima suplementar.
As caldeiras de recuperação com queima suplementar também podem dispor de
diversos estágios de pressão e temperatura.
O tipo mais usual de caldeira utilizada em centrais térmicas a ciclo combinado é
a caldeira de recuperação sem queima suplementar. Neste caso o calor proveniente dos
gases de exaustão da turbina a gás é transferido para o fluído de trabalho do ciclo a
vapor, que se encontra no interior de tubulações, através do princípio da convecção. As
tubulações utilizadas possuem alhetas para facilitar a troca de calor.
A Figura 6.3 mostra uma caldeira de recuperação sem queima adicional de
combustível.
Caldeiras de Recuperação de Calor
130
Figura 6.3 – Caldeira de Recuperação sem Queima Suplementar.
A temperatura máxima que pode ser obtida no vapor depende da temperatura
dos gases de exaustão, que é da ordem de 550º C. A quantidade de vapor produzida é
suficiente para acionar uma turbina capaz de gerar a metade da energia elétrica da
turbina a gás correspondente. Em conseqüência, um dos arranjos clássicos de uma
termelétrica de ciclo combinado são duas turbinas a gás e uma a vapor, todas de mesma
capacidade.
As caldeiras de recuperação também podem ser classificadas devido à
disposição de sua superfície de troca de calor. Segundo este princípio as caldeiras
podem ser horizontais ou verticais. As caldeiras com troca de calor horizontal permitem
a colocação de uma maior área de troca de calor sem reforço estrutural, maximizando a
recuperação de calor e a geração de vapor. Entretanto apresenta o problema de ocupar
uma maior área no plano horizontal. Já a caldeira de recuperação que tem disposição
vertical ocupa uma menor área, mas deve ter um reforço estrutural que aumenta o custo
do investimento.
A Figura 6.4 apresenta uma central térmica onde são utilizadas caldeiras
horizontais e a Figura 6.5 mostra uma caldeira do tipo vertical.
Caldeiras de Recuperação de Calor
131
Figura 6.4 – Central Térmica com Caldeira de Recuperação Horizontal.
Figura 6.5 – Caldeira de Recuperação Vertical.
A circulação da mistura de água e vapor na caldeira de recuperação pode ser de
dois modos distintos: circulação natural e circulação forçada. A circulação natural se
estabelece pela diferença de pressões geradas devido à desigualdade das densidades
existente entre as fases da água, sendo assim, este modo de operação não necessita de
bombas de circulação. A circulação forçada se estabelece pela diferença de pressões
gerada através de um acionamento mecânico (bomba). A vantagem da circulação
forçada é permitir que o vapor opere com parâmetros supercríticos.
Caldeiras de Recuperação de Calor
132
6.2. Componentes das Caldeiras de Recuperação
Apesar de apresentar uma estrutura diferente, a caldeira de recuperação
apresenta uma série de elementos que executam a mesma função da caldeira
convencional utilizada na central térmica a vapor. Alguns destes elementos são:
superaquecedor, economizador, reaquecedor, desaerador, bomba de circulação, etc.
O gás quente entra na caldeira de recuperação e troca calor com a seção de
tubulações chamada de superaquecedor. Nesta seção o vapor, já previamente aquecido,
ganha mais energia para ser expandido na turbina. Após passar pelo superaquecedor, o
gás ainda possui calor que pode ser aproveitado. Deste modo, o gás de exaustão passa
por dois conjuntos de tubulação, o primeiro chamado de evaporador e o segundo
chamado de economizador. Estas duas seções têm a função de aquecer a mistura água e
vapor para que esta chegue com uma temperatura alta ao tambor. Pode-se perceber que
a mistura água e vapor seguem uma direção contrária ao gás de exaustão oriundo da
turbina a gás.
Este componente é fundamental numa instalação de ciclo combinando, afetando
além do custo inicial de investimento, custos de operação e eficiência global. A Figura
6.6 apresenta os principais elementos da caldeira de recuperação.
Caldeiras de Recuperação de Calor
133
Para a bomba
de circulação
Saída de vapor
Ao balão
Ao balão
Entrada de gás
Saída de gás
Econom izador
Evaporador
Superaquecedor
Para a bomba
de circulação
Saída de vapor
Ao balão
Ao balão
Entrada de gás
Saída de gás
Econom izador
Evaporador
Superaquecedor
Figura 6.6 – Elementos da Caldeira de Recuperação.
O vapor gerado nas paredes de água é isolado no tambor onde segue através dos
superaquecedores, primários e secundários, para o primeiro estágio de pressão da
turbina. Este então, entra novamente na caldeira para o reaquecimento, onde o nível de
energia é aumentado. O vapor segue através dos outros estágios da turbina até o
condensador onde é bombeado para o reinício do processo, finalizando o ciclo.
Ao sair da turbina, o vapor é condensado, criando uma zona de baixa pressão na
exaustão da turbina. A água que foi condensada passa por uma bomba e é descarregada
no desaerador, onde há eliminação de gases inconvenientes através do aquecimento.
A seguir serão apresentados elementos existentes em uma HRSG para operação
em ciclo combinado.
Caldeiras de Recuperação de Calor
134
• Tambor
O tambor é um recipiente que contém a interface entre água e vapor na caldeira.
Este possui equipamentos para remover líquidos do vapor, protegendo a turbina de
prejuízos. Em grandes caldeiras a pressão do vapor no tambor é alta.
O tambor também serve de reservatório para o vapor. Isto porque a turbina
requer uma maior quantidade de vapor quando ocorre certo tipo de perturbação.
• Superaquecedor
São superfícies absorvedoras de calor que têm a finalidade de elevar a
temperatura do vapor acima do seu ponto de saturação, fornecendo-o ao primeiro
estágio da turbina.
O calor transferido para a superfície do superaquecedor pode ser através de
radiação de calor irradiada pela fornalha e, principalmente através de convecção na
passagem dos gases de combustão. O superaquecedor é formado por um conjunto de
tubos espaçados, os quais são selecionados com base na temperatura que suportam
durante a operação. A distância entre os tubos é relacionada com a temperatura do fluxo
de calor, sendo que quanto maior a temperatura, maior é o espaçamento dos tubos.
Um procedimento de controle do processo, com a redução da temperatura do
vapor, é realizado misturando-se água ao vapor. Isto é feito com a utilização de
atemperadores.
• Reaquecedor
Uma forma de se aumentar a temperatura do fluxo de vapor utilizado nos estágio
de alta pressão (ou extra alta pressão) é a utilização de uma superfície de transferência
de calor, chamada de reaquecedor.
Caldeiras de Recuperação de Calor
135
Assim como no superaquecedor, o calor transferido para a superfície do
reaquecedor pode ser através de radiação e, principalmente, de convecção.
• Economizador
Para minimizar a diferença entre a temperatura da água de alimentação e a
temperatura de saturação, a energia remanescente dos processos de transferência de
calor no superaquecedor e aquecedor é utilizada para aquecer a água de alimentação
antes da entrada no tambor. Com o emprego deste trocador de calor, há um aumento na
eficiência da caldeira.
Para a caldeira de recuperação com queima suplementar devem ser instalados
queimadores e câmara de combustão.
• Queimador
Para realizar a mistura de combustível e ar na câmara de combustão são
instalados queimadores no interior da mesma, de tal forma a proporcionar uma
combustão mais eficiente. Por isso, os queimadores devem ter alto grau de
suportabilidade térmica.
Geralmente são empregados combustíveis gasosos para a queima suplementar.
6.3. Válvulas de Bypass
Em determinados momentos torna-se necessária a separação do ciclo da turbina
a gás do ciclo da turbina a vapor. Para tanto, há uma câmara que comanda o
desacoplamento do circuito.
O sistema de desvio de vapor consiste de válvulas de controle e dutos que
permitem direcionar o vapor para o condensador, sem passar pela turbina. Já o sistema
de desvio de gás bloqueia de forma parcial ou total a passagem do gás pela caldeira de
Caldeiras de Recuperação de Calor
136
recuperação, fazendo com que o excedente seja lançado na atmosfera. Através do
sistema de desvio de gás, é possível isolar completamente a caldeira de recuperação da
fonte de calor, o que permite a operação independente das turbinas a gás (ciclo simples).
Como pode-se observar, estes dois sistemas de
bypass trazem grande
flexibilidade operativa à configuração em ciclo combinado.
6.3.1. Sistema de Desvio de Vapor
O sistema de bypass da turbina a vapor consiste numa tubulação com uma
válvula que permite desviar diretamente a vazão de vapor da caldeira de recuperação
para o condensador. Este sistema facilita a partida da usina, permitindo o aquecimento
gradual da turbina a vapor, bem como sua acomodação à carga de operação. Ou seja,
durante o aquecimento da caldeira de recuperação, o vapor gerado é enviado por meio
de um
bypass ao condensador.
Durante certo período, o
bypass de vapor da turbina é mantido aberto a fim de
garantir a taxa de aquecimento correta da turbina a vapor. Com o fechamento desse
sistema, a turbina é carregada até seu valor nominal ao mesmo tempo em que se
aumentam os parâmetros do vapor até os seus valores nominais.
Através do sistema de
bypass, é possível exercer controle sobre a pressão de
vapor da turbina e criar um caminho de fuga para o vapor no caso de falha na turbina ou
em qualquer outra situação que exija isolamento entre a caldeira de recuperação e a
turbina a vapor.
Durante, por exemplo, a ocorrência de sobrevelocidade na turbina e subseqüente
saída de operação, o aquecimento, em combinação com o
stress causado pela
sobrevelocidade, pode danificar a turbina de alta pressão. Para que este fato não ocorra,
a válvula de
bypass é providenciada para sangrar o vapor para o condensador.
Caldeiras de Recuperação de Calor
137
O sistema de desvio de vapor deve ser capaz de desviar até 100% do vapor
produzido para o elemento condensador. Nesta condição extrema, o desligamento da
turbina a vapor não requer a desativação da caldeira de recuperação, como seria de se
esperar em uma instalação térmica a vapor convencional.
O comando do sistema de desvio de vapor é exercido por um sistema de
válvulas de controle (acionadas por motor), sendo que o vapor antes de alcançar o
condensador passa através de um elemento desaquecedor, pois existe uma limitação
para a temperatura do vapor que entra no condensador.
A Figura 6.7 mostra o esquema das linhas de
bypass para o condensador. Este
tipo de
bypass geralmente tem capacidade de permitir a passagem nominal de vapor.
Com isso é possível operar a turbina a gás com a turbina a vapor desligada.
G
G
G
Vapor
principal
Válvulas bypass com
desuperaquecimento
Controle de temperatura
do vapor
Vapor
principal
Válvulas de isolamento da
caldeira de recuperação
Linha quente de
resfriamento
Vapor de baixa
pressão
Linha quente de reaquecimento
Linha fria de reaquecimento
Vapor de baixa pressão
MPAP BP
Figura 6.7 – Esquema das Linhas de Bypass para o Condensador.
Caldeiras de Recuperação de Calor
138
6.3.2. Sistema de Desvio de Gás
O sistema de
bypass do gás consiste num damper que desvia os gases de escape
da turbina a gás para a chaminé adicional, evitando sua passagem parcial ou total
através da caldeira de recuperação e permitindo que o gás de exaustão vá direto para a
atmosfera. Este sistema permite isolar a operação da turbina a gás do resto da planta.
Além disto, facilita o aquecimento da caldeira de recuperação e sua entrada em
operação a cargas parciais, uma vez que permite diminuir a vazão de gás que passa
através das superfícies de troca de calor.
O sistema de desvio de gás é controlado por meio de um motor elétrico ou
através de um dispositivo hidráulico. Estes componentes são capazes de promover
deslocamentos discretos no ângulo de abertura do elemento de desvio (damper),
partindo da posição de zero grau (caldeira de recuperação isolada) até a posição de 90
graus (caldeira de recuperação com fluxo total dos gases de exaustão). O elemento de
desvio é disposto de tal forma que, tanto por ação da gravidade quanto pela ação do
fluxo de gás de exaustão da turbina a gás, ocorra o isolamento da caldeira de
recuperação, no caso de falha no sistema hidráulico de controle. As posições
intermediárias do elemento de desvio (30, 45, 60 graus, etc) só são consideradas em
condições de contingência (limitações em elementos componentes do ciclo combinado)
ou na fase de aquecimento da caldeira de recuperação. Nesta última situação, o
elemento de desvio é mantido em cada uma das posições pré-estabelecidas por tempos
que são definidos pelo fabricante da caldeira. A caldeira de recuperação deve ser isolada
nas seguintes situações:
• Problemas na própria caldeira de recuperação como: baixo nível de água nos
tambores, alto nível de água nos tambores, falha nas bombas de circulação
de água;
• Falha na turbina a vapor e indisponibilidade do bypass de vapor;
• Falha no sistema associado ao condensador (circulação de água, torre de
resfriamento).
Caldeiras de Recuperação de Calor
139
A Figura 6.8 apresenta a câmara de
bypass também chamada de damper.
Figura 6.8 – Damper.
6.4. Características do Bypass das Turbinas
Os sistemas de bypass de turbinas podem oferecer relevantes vantagens em
diversas fases operacionais de uma usina termelétrica, entre as quais pode-se destacar:
• Melhor caracterização do regime de partida e carregamento da turbina;
• Possibilidade de operar a caldeira independentemente da turbina;
• Redução do problema de erosão na turbina por partículas sólidas;
• Contribuição para melhoria da estabilidade do sistema elétrico.
• Partida e Carregamento da Turbina
Para que uma unidade seja adequada para operar em regime cíclico, deve-se
primeiramente considerar os requisitos específicos que os seus equipamentos auxiliares
deverão satisfazer em termos de número de partidas e capacidade de resposta a
variações de carga.
Caldeiras de Recuperação de Calor
140
Enquanto a taxa de carregamento é geralmente controlada pela turbina, os
descasamentos entre as temperaturas do vapor e da turbina e as variações na
temperatura do vapor, são determinados principalmente pelas características da caldeira.
Se a caldeira não puder gerar a temperatura ideal para o vapor superaquecido e
reaquecido antes do rolamento da turbina, então o tempo de partida deverá ser
aumentado.
Um sistema de bypass de turbina permite que o operador aumente a taxa de
fogo, o fluxo de vapor e conseqüentemente a temperatura na saída da caldeira a níveis
mais elevados, determinando assim, condições mais favoráveis para o rápido
restabelecimento da unidade com a turbina quente.
O
bypass da turbina permite também que a taxa de combustão na caldeira seja
elevada à mínima condição de estabilidade antes de rolar a turbina. A turbina, portanto,
não precisa ficar exposta às indesejáveis variações na temperatura do vapor fornecido
pela caldeira.
• Operação Independente Caldeira - Turbina
Um sistema de
bypass de turbina permite que a caldeira seja operada
independentemente da turbina. Assim, o fluxo de vapor na saída da caldeira dependerá
somente da capacidade das válvulas de
bypass. Esta característica pode reduzir
consideravelmente o tempo de partida de uma unidade que fica sujeita a atrasos
consideráveis em partidas normais devido a problemas em outros equipamentos. O
sistema de
bypass permite a operação contínua da caldeira, eliminando os grandes
atrasos que normalmente ocorrem no reacendimento.
A operação independente da caldeira também permite a recomposição mais fácil
da unidade na ocorrência de distúrbios no sistema elétrico. Tais distúrbios são fontes
freqüentes de rejeição de carga.
Caldeiras de Recuperação de Calor
141
Uma unidade com um sistema de
bypass de turbina tem a capacidade de desviar
uma grande fração, senão toda, do vapor gerado durante uma rejeição de carga. Isto
tenderá a reduzir o impacto sobre a caldeira, de modo que a necessidade de bloquear o
combustível será consideravelmente menor.
• Erosão na Turbina por Partículas Sólidas
A experiência tem mostrado que a utilização de sistemas de
bypass reduz a
erosão por partículas sólidas nas turbinas. Isto se observa porque, no reacendimento da
caldeira, os produtos de esfoliação gerados nos tubos dos superaquecedores e
reaquecedores tendem a se desprender.
Em unidades equipadas com sistemas de
bypass, estas partículas são desviadas
da turbina e descarregadas diretamente no condensador durante a partida.
• Estabilidade Transitória do Sistema Elétrico
Para manter a estabilidade do sistema elétrico durante a ocorrência de falhas nas
linhas de transmissão, é desejável a rápida redução da potência. Isto pode ser
conseguido pelas diversas formas de fechar rapidamente as válvulas da turbina.
O sistema de
bypass pode reduzir o efeito transitório na caldeira causado pelo
rápido fechamento das válvulas de controle.
• Controle de Bypass
A definição de uma estratégia de controle para o sistema de
bypass de uma
unidade geradora depende de diversos fatores, entre os quais podem-se citar o tipo de
caldeira, o regime de trabalho previsto, a capacidade da unidade e sua influência na
estabilidade do sistema, a capacidade das estações e as características dos seus
componentes.
Caldeiras de Recuperação de Calor
142
Algumas estações de
bypass de alta pressão podem incorporar, num mesmo
módulo, as funções de bloqueio, controle e segurança. Já as estações de
bypass de baixa
pressão podem incorporar as válvulas de segurança e, se for o caso, as válvulas de
partida.
6.5. Modelo Matemático das Caldeiras de Recuperação
A resposta da potência mecânica da turbina a vapor segue as mudanças da
energia dos gases de exaustão da turbina a gás, sendo influenciada pelas respostas da
caldeira de recuperação.
6.5.1. Modelo Matemático de Primeira Ordem
Um modelo simplificado para as caldeiras de recuperação pode ser obtido
utilizando-se apenas uma constante de tempo englobando o atraso ocorrido. Este
modelo de primeira ordem é mostrado na Figura 6.9.
W
s + 1
Τ
CR
W
GE
(s)
1
S
(s)
Figura 6.9 – Diagrama de Bloco Simplificado da Caldeira de Recuperação.
Onde:
()
GE
Ws
= Fluxo de gás de exaustão da turbina a gás (pu);
()
S
Ws
= Fluxo de vapor produzido na caldeira de recuperação (pu);
CR
T
= Constante de tempo associada à caldeira de recuperação (s).
A partir da Figura 6.9 pode-se escrever a seguinte equação diferencial:
[]
()
1
() ()
S
GE S
CR
dW t
WtWt
dt T
=⋅ −
(6.1)
Caldeiras de Recuperação de Calor
143
6.5.2. Modelo Matemático de Segunda Ordem
Inspeções nos processos físicos descritos em [Bagnasco, 1998] revelam que a
caldeira de recuperação apresenta basicamente duas constantes de tempo: a primeira
correspondendo ao atraso causado pela transferência de calor no tubo de metal (
M
T
) e a
segunda associada ao atraso referente ao armazenamento do vapor (
B
T
).
A contribuição total de potência mecânica referente às condições com caldeiras
de recuperação com dois níveis de pressão de vapor pode ser aproximada, de forma
satisfatória, por um modelo matemático com duas constantes de tempo [Gomes, 2003].
A Figura 6.10 apresenta o diagrama de blocos relativo à caldeira de recuperação.
WW
(s)
M
Τ
s + 1
1
B
Τ
s + 1
1
(s)
SGE
Figura 6.10 – Diagrama de Blocos Representativo da Caldeira de Recuperação.
Onde:
()
GE
Ws
= Fluxo de gás de exaustão da turbina a gás (pu);
()
S
Ws
= Fluxo de vapor produzido na caldeira de recuperação (pu);
M
T
= Constante de tempo referente à transferência de calor (s);
B
T
= Constante de tempo referente ao acúmulo de vapor (s).
A partir do diagrama de blocos da Figura 6.10 tem-se a seguinte equação
diferencial:
()
2
2
() ()
1
() ()
ss
GE M B s
MB
dW t dW t
Wt T T Wt
TT dt
dt
⎡
⎤
=⋅ −+⋅−
⎢
⎥
⋅
⎣
⎦
(6.2)
Caldeiras de Recuperação de Calor
144
6.5.3. Modelo Matemático de Terceira Ordem
Um possível modelo de terceira ordem para as caldeiras de recuperação é
apresentado na Figura 6.11. Este modelo corresponde ao equipamento instalado na UTE
TermoRio.
S
W
11
s + 1
M
ΤΤ
B
s + 1
(s)
(
s)
W
GE
1
M
Τ
s + 1
12
Figura 6.11 – Diagrama de Blocos Representativo da Caldeira de Recuperação (TermoRio).
Onde:
()
GE
Ws
= Fluxo de gás de exaustão da turbina a gás (pu);
()
S
Ws
= Fluxo de vapor produzido na caldeira de recuperação (pu);
12
M
M
TeT
= Constantes de tempo referentes à transferência de calor (s);
B
T
= Constante de tempo referente ao acúmulo de vapor (s).
A equação diferencial referente ao modelo de terceira ordem descrito pela
Figura 6.11 é dada por:
()
()
()
12 12 12
12
3 2
3 2
() () ()
1
() ()
s ss
GE B M M M M M M B s
MM B
dW t dW t dW t
Wt TT T TT T T T Wt
TT T dt
dt dt
⎡
⎤
=⋅−⋅++⋅⋅−++⋅−
⎢
⎥
⋅⋅
⎢
⎥
⎣
⎦
(6.3)
6.5.4. Modelo de Caldeira com Queima Suplementar
Nos estudos de estabilidade de curto prazo a parcela de queima suplementar
pode ser representada apenas como um valor constante na entrada do modelo da
caldeira de recuperação [Dutra, 2005]. A Figura 6.12 mostra a inserção desta parcela.
Caldeiras de Recuperação de Calor
145
Q
(s)
S
(s)
GE
W
W
HRSG
S
(s)
Figura 6.12 – Representação da Parcela de Queima Suplementar na Caldeira de Recuperação.
Onde:
()
GE
Ws
= Fluxo de gás de exaustão da turbina a gás (pu);
()
S
Qs
= Parcela relativa à queima suplementar (pu);
()
S
Ws
= Fluxo de vapor produzido na caldeira de recuperação (pu).
Para a caldeira de recuperação, pode-se considerar um dos três modelos (1ª, 2ª
ou 3ª ordens) citados anteriormente.
Normalmente não se opera a caldeira nessas condições devido à redução na
eficiência do sistema. No entanto, a queima suplementar pode ser interessante, por
exemplo, no horário de ponta, sendo compensador o aumento de geração, mesmo com
rendimento inferior.
6.6. Influência das Caldeiras de Recuperação
Em conseqüência das altas constantes de tempo das caldeiras de recuperação, a
resposta apresentada pela turbina a vapor será lenta. E por haver o acoplamento entre os
ciclos a gás e a vapor, a turbina a vapor normalmente irá seguir a turbina a gás.
Fato importante é o de que a eficiência do ciclo combinado depende da
eficiência da caldeira de recuperação.
Caldeiras de Recuperação de Calor
146
A possível existência de queima suplementar, na caldeira de recuperação,
aumenta a produção de vapor, mas em contrapartida diminui a eficiência do ciclo
combinado, devido a maior necessidade de combustível.
Ciclo Combinado
147
CAPÍTULO 7
7. CICLO COMBINADO
7.1. Introdução
Uma usina termelétrica operando em ciclo combinado pode ser definida como
um conjunto de obras e equipamentos cuja finalidade é a geração de energia elétrica,
através de um processo que combina a operação de uma turbina a gás, movida pela
queima de gás natural ou óleo diesel, diretamente acoplada a um gerador. Devido à
elevada temperatura dos gases de escape da turbina a gás, os mesmos promovem a
transformação da água em vapor para o acionamento de uma turbina a vapor, nas
mesmas condições descritas no processo de operação de uma termelétrica convencional.
Os ciclos combinados a gás e a vapor começaram a ser questionados seriamente
desde os anos 1950 e 1960. Naquela época, os ciclos a vapor eram os mais utilizados
para a geração de potência, sendo que as pesquisas para o seu aperfeiçoamento eram
intensas. No entanto, na mesma época, os fundamentos termodinâmicos e as vantagens
dos ciclos combinados, em termos de eficiência, já eram conhecidos, porém, havia
barreiras tecnológicas que impediam seu desenvolvimento.
De acordo com a literatura técnica, no ano de 1971, foram viabilizadas as
primeiras instalações de ciclo combinado nos Estados Unidos, pela GE e, na Europa,
pela ABB. As primeiras instalações norte-americanas tinham uma capacidade de
geração entre 15 MW e 20 MW, sendo que uma das maiores foi a da planta química de
Dow, no Texas, com 63 MW, dos quais 43 MW eram gerados com a turbina a gás e o
restante com a turbina a vapor. Na Europa, a instalação “Koneuburg-A” foi a de maior
capacidade (75 MW) que operou naquele ano. A eficiência global desta última
instalação era de 32,6%.
Na antiga União Soviética, durante a década de 1970, apareceram as primeiras
centrais termelétricas de ciclo combinado. A partir dos anos 1970 e 1980, com o
Ciclo Combinado
148
desenvolvimento tecnológico, ocorreu a expansão do mercado de geração de
eletricidade com emprego dos ciclos combinados. Desde os anos 1990, faz-se extensiva
a instalação de centrais de ciclo combinado, que utilizam gás natural como combustível,
para a geração de eletricidade em centrais de grande porte.
A Figura 7.1 apresenta uma central térmica que opera em ciclo combinado. Na
sua forma mais simples, uma planta de ciclo combinado é composta por um compressor,
um combustor, uma turbina a gás, uma caldeira de recuperação de calor, uma turbina a
vapor e um gerador. O compressor comprime o ar e o envia para o combustor. O
combustor queima este ar com combustível e produz o gás de pressão e temperatura
elevadas, o qual aciona a turbina a gás. A caldeira de recuperação de calor coleta
energia do gás de exaustão e aciona a turbina a vapor. A saída de potência da planta é a
soma das saídas de potência da turbina a gás e da turbina a vapor.
Compressor
Câmara de combustão
Turbina a gás
Caldeira de
Recuperação
Chaminé
Turbina a vapor Gerador
Condensador
Bomba
Gerador
Ciclo a gás Ciclo a vapor
Compressor
Câmara de combustão
Turbina a gás
Caldeira de
Recuperação
Chaminé
Turbina a vapor Gerador
Condensador
Bomba
Gerador
Ciclo a gás Ciclo a vapor
Figura 7.1 – Esquema Simplificado do Ciclo Combinado.
Tipicamente, uma planta operando em ciclo combinado utiliza os gases de
exaustão em elevada temperatura. Estes gases provenientes da turbina a gás geralmente
seriam lançados no meio ambiente sem qualquer tipo de reaproveitamento. No entanto,
tais gases podem ser utilizados na produção de vapor em uma caldeira (onde também
existe a possibilidade de queima suplementar) de forma a ser utilizado por uma turbina a
vapor, que pode ser acoplada a um gerador elétrico. A utilização dos gases de exaustão
Ciclo Combinado
149
da turbina a gás, como gerador de vapor para a turbina térmica, torna o processo mais
eficiente.
A eficiência térmica das centrais termelétricas a vapor com parâmetros
supercríticos, reaquecimento intermediário e com um desenvolvido sistema de
regeneração, pode atingir até 45% no melhor dos casos. Este valor é maior do que a
eficiência de uma central termelétrica com um ciclo a gás simples, que tem uma
eficiência térmica entre 36 e 39%.
O ciclo combinado é um dos mais eficientes ciclos para sistemas de geração. Em
uma combinação típica, a turbina a gás produz cerca de 60% da potência sendo que a
turbina a vapor produz aproximadamente 40%. A eficiência do ciclo combinado pode
atingir até 60%, enquanto que a eficiência para a operação individual das turbinas a gás
e a vapor está entre 30 e 40%.
A Figura 7.2 ilustra uma planta operando em ciclo combinado.
Figura 7.2 – Ilustração de Uma Instalação Operando em Ciclo Combinado.
Antes de se implementar uma planta em ciclo combinado deve-se escolher o tipo
mais adequado de configuração a ser construída. Geralmente uma planta é configurada
Ciclo Combinado
150
com cada turbina a gás e a vapor acionando seu próprio gerador (eixos separados). Uma
vez que os geradores estão em eixos separados, esta configuração é chamada de
múltiplos eixos. Na configuração da planta em eixo único as turbinas a gás e a vapor
acionam um mesmo gerador, com os vários rotores acoplados em um mesmo eixo.
A determinação da configuração a ser implantada depende, dentre outros fatores,
do espaço físico disponível. Além disso, outro fator determinante é o da localização
geográfica que, por sua vez, está ligada a fatores tais como a proximidade a linhas de
transmissão, fontes de combustível e tipo de combustível disponível.
De forma geral, a configuração em eixo único ocupa um espaço mais estreito,
porém, mais longo que a de múltiplos eixos.
Com relação às turbinas a gás, a escolha entre os tipos aeroderivativa e
heavy-
duty
depende da potência do ciclo combinado. Em muitos casos, o tipo de combustível
pode determinar a escolha da turbina a ser empregada. Gás natural ou óleo diesel nº
2
satisfazem as turbinas a gás aeroderivativas, mas combustíveis pesados (óleo diesel)
requerem turbinas
heavy-duty.
7.2. Tipos de Ciclos Combinados
Em termos de ciclo térmico, existem três tipos de centrais de ciclos combinados
para a geração de eletricidade. Estes são:
• Central de ciclo combinado em série, exemplificada na Figura 7.3a;
• Central de ciclo combinado em paralelo, exemplificada na Figura 7.3b;
• Central de ciclo combinado em série-paralelo, exemplificada na Figura 7.3c.
Ciclo Combinado
151
Combustível
Ar
TG
TV
TG
TV
Ar
Combustível
Combustível
Ar
Combustível
TG
TV
a)
b)
c)
Figura 7.3 – Tipos de Centrais Termelétricas de Ciclo Combinado Gás – Vapor:
a) Série; b) Paralelo; c) Série-Paralelo.
Um exemplo de central de ciclo combinado em série é a que liga um ciclo com
uma turbina a gás, e um ciclo a vapor através de uma HRSG (Figura 7.3a). Neste caso,
os gases de exaustão da turbina a gás são utilizados para a geração de vapor em uma
HRSG com níveis de pressão. Uma característica particular desta configuração é que a
vazão volumétrica de vapor nos últimos estágios da turbina a vapor pode ser até 70%
maior em relação ao estágio de alta pressão. Isto tanto pelo fornecimento de vapor a
uma pressão intermediária, como pela ausência de extrações para a regeneração no
circuito de água de alimentação.
Uma central em paralelo é aquela em que o combustível é utilizado para gerar o
calor para os dois ciclos. Particularmente no caso da Figura 7.3b, o ar comprimido é
injetado numa caldeira que opera com fornalha a uma pressão na faixa entre 2 e 3 MPa.
Ciclo Combinado
152
Os gases obtidos no processo de combustão transferem calor diretamente às paredes de
água colocadas na fornalha antes de se expandirem na turbina a gás. A maior
dificuldade que se verifica nesta configuração é que se deve operar apenas com um
combustível de alta qualidade visando garantir um funcionamento estável e prolongado
da turbina a gás. Uma central termelétrica com esta configuração existe na região do
Cáucaso Norte, na Rússia. Os parâmetros do vapor desta central são 14 MPa/570 °C e
0,66 MPa/570 °C nos níveis de pressão alta e intermediária, respectivamente, gerando-
se 163 MW com uma eficiência líquida de 42%. Um detalhe desta instalação é que o
calor dos gases de exaustão da turbina a gás não é recuperado.
As centrais em série-paralelo são as que, sendo iguais às centrais em série,
empregam a queima de combustível adicional na caldeira de recuperação. Como pode
ser visto na Figura 7.3c, podem-se empregar, numa caldeira especialmente projetada
para este fim, os gases de exaustão no lugar do ar para a combustão de um combustível
de menor qualidade, como é o caso do carvão mineral. Uma central termelétrica com
esta configuração é a de Moldova, na Moldávia. Os parâmetros do vapor dessa central,
com reaquecimento na instalação de turbina a vapor, são 13 MPa/560°C/565°C,
gerando-se 215 MW, sendo apenas 35 MW com a turbina a gás, para uma eficiência
líquida de 43%. Outras centrais em ciclo combinado apresentam distribuição de
potências diferentes das do exemplo apresentado.
7.3. Classificação das Centrais de Ciclo Combinado
Segundo o Acoplamento das Máquinas
A classificação das centrais termelétricas (ou blocos geradores) de ciclo
combinado a gás e vapor, na sua forma mais geral, é feita segundo o acoplamento das
máquinas. De acordo com este princípio elas são:
• De eixo único ou mono-eixo, isto é, a turbina a gás e a turbina a vapor se
encontram acopladas ao mesmo eixo, havendo um único gerador elétrico
acionado pelas duas máquinas. Um exemplo desta configuração apresenta-se na
Figura 7.4;
Ciclo Combinado
153
• De múltiplos eixos, isto é, a turbina a gás e a turbina a vapor se encontram
acopladas a eixos diferentes, com um gerador elétrico para cada máquina. Um
exemplo desta configuração é mostrado na Figura 7.5.
CRC
BP
MP
AP
TG
AP
MP
BP
Gás de exaustão
Turbina a gás
Turbina a vapor
Óleo díesel
Gás natural
P
Bruta=336MW ?Bruto=56,7%
4,5 bar/229ºC
2,9 bar/317ºC
106 bar/536ºC
1,017 bar/14,4ºC
Ar
27 bar
536ºC
0,05 bar
16,3ºC
Clutch
Figura 7.4 – Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração Mono-Eixo (
Single-Shaft).
Turbina a gás
Gás natural
CRC
CRC 2/3
CRC 2/3
CRC 2/3
CRC 2/3
CRC 2/3
Ar
Figura 7.5 – Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração de Múltiplos Eixos e
HRSG de Dois Níveis de Pressão sem Reaquecimento.
No caso da Figura 7.4, o bloco gerador é composto por uma HRSG de três níveis
de pressão, sendo que o nível de média pressão é usado para o reaquecimento no ciclo a
vapor e o pré-aquecimento do combustível, no entanto, na baixa pressão gera-se uma
η
Ciclo Combinado
154
quantidade adicional de vapor que é injetado no cilindro de baixa pressão da turbina. Os
valores mostrados na figura, potência elétrica gerada e eficiência, correspondem aos de
um bloco gerador da central termelétrica de ciclo combinado de Tapada de Outeiro, em
Portugal, para os parâmetros termodinâmicos apresentados [Lora & Nascimento, 2004].
No caso da Figura 7.5 o bloco gerador é composto por uma HRSG de dois níveis
de pressão para uma instalação de turbinas a vapor sem reaquecimento. Esta
configuração é típica em antigos blocos geradores de ciclos combinados a gás e a vapor,
com arranjos de múltiplos eixos. Na atualidade, blocos geradores de grande porte, com
este arranjo, possuem HRSG de três níveis de pressão e ciclos a vapor com
reaquecimento. A Figura 7.6 mostra um exemplo deste esquema moderno.
CRC 2/3
CRC 2/3
Ar
Gás natural
Turbina a gás
CRC 2/3
CRC 2/3
CRC
Figura 7.6 – Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração de Múltiplos Eixos e HRSG de Três Níveis de Pressão com Reaquecimento.
A vantagem mais importante dessa configuração (Figura 7.6) é a facilidade de
operação oferecida durante o período de construção da central, uma vez que permite a
geração de eletricidade na instalação de turbina a gás enquanto se realiza a instalação da
HRSG e do resto do ciclo a vapor. Nesses casos, para a operação da turbina a gás em
ciclo simples é necessário o dispositivo para o
bypass dos gases em sua seção de
exaustão. Este dispositivo oferece vantagens adicionais como, por exemplo, o
aquecimento mais controlado da HRSG durante a partida e a geração mais eficiente de
Ciclo Combinado
155
vapor a cargas parciais. No entanto, como tem um custo de investimento alto, nem
sempre se justifica.
7.4. Configurações Típicas das Centrais de Ciclo
Combinado
Existem diversos tipos possíveis de configuração em ciclo combinado, alguns
deles são mencionados a seguir:
• Configurações com duas ou mais turbinas a gás e uma turbina térmica a
vapor, cada uma delas acionando o seu próprio gerador elétrico;
• Configurações com duas ou mais turbinas a gás e duas ou mais turbinas
térmicas a vapor, cada uma delas acionando o seu próprio gerador elétrico;
• Configurações com duas ou mais turbinas a gás e uma turbina térmica a
vapor com múltiplos estágios de pressão (em
tandem-compound ou cross-
compound
), sendo que cada uma das turbinas a gás aciona seu próprio
gerador e a turbina térmica de múltiplos estágios aciona um outro gerador;
• Configurações com uma turbina a gás acoplada ao mesmo eixo de uma
turbina térmica a vapor (configuração
single-shaft), ambas acionando um
mesmo gerador.
Obviamente, quanto maior a planta, maior o seu custo global. Porém, seu custo
inicial em termos de kW diminui na medida em que o tamanho da mesma aumenta e,
também, maior a sua eficiência.
Uma usina operando em ciclo combinado é uma combinação de arranjos em
eixo único ou múltiplos eixos. Estes arranjos podem ser categorizados da seguinte
forma [Dutra, 2005]:
G:H:V
Onde:
Ciclo Combinado
156
G = nº
de turbinas a gás;
H = nº
de caldeiras de recuperação;
V = nº
de turbinas a vapor.
A Figura 7.7 mostra o exemplo de um arranjo 1:1:1 que representa a
configuração de múltiplos eixos composta por uma caldeira de recuperação, uma turbina
a gás e uma turbina a vapor, com cada turbina acionando seu próprio gerador.
H.R.S.G.
COND.
TG
GER.
GER.
TV
Figura 7.7 – Arranjo 1:1:1 de Ciclo Combinado de Múltiplos Eixos.
A Figura 7.8 representa o arranjo 2:2:1 formado por duas turbinas a gás, duas
caldeiras de recuperação e uma turbina a vapor.
H.R.S.G.
TG
H.R.S.G.
COND.
TG
TV
GER.
GER.
GER.
Figura 7.8 – Arranjo 2:2:1 de Ciclo Combinado.
Já a Figura 7.9 representa o arranjo 3:3:1 formado por três turbinas a gás, três
caldeiras de recuperação e uma turbina a vapor.
TG
H.R.S.G.
H.R.S.G.
H.R.S.G.
TG
TG
COND.
TV
GER.
GER.
GER.
GER.
Figura 7.9 – Arranjo 3:3:1 de Ciclo Combinado.
Ciclo Combinado
157
A seguir é apresentada a Tabela 7.1 com dados relativos à potência e eficiência
do ciclo combinado para alguns tipos de arranjos.
Tabela 7.1 – Dados de Plantas Operando em Ciclo Combinado [Boyce, 2002].
Tipo da Planta
Arranjo
Potência total da
Planta [MW]
Potência da
TG [MW]
Potência da
TV [MW]
Eficiência da
Planta [%]
Múltiplos eixos
(1:1:1)
262 170 92 56,0
Múltiplos eixos
(2:2:1)
529 170 189 56,5
Múltiplos eixos
(3:3:1)
309 67,3 107 54,7
7.5. Controle do Ciclo Combinado
O sistema de controle de uma planta operando em ciclo combinado consiste no
controle da turbina a gás, da caldeira de recuperação e da turbina a vapor. Estes sistemas
de controle são completamente automatizados e asseguram a partida das turbinas a gás e
a vapor.
O controle da turbina a gás é complexo e tem um número de intertravamentos de
segurança de forma a garantir uma partida segura. A rotação e a temperatura são as
variáveis de controle a serem monitoradas. Se estas variáveis não atingirem
determinados valores pré-estabelecidos, durante um certo tempo após a partida, o
sistema de controle atuará e a turbina será desligada.
O tipo de controle predominante para o ciclo combinado é o de malha fechada.
Os controles mais importantes para o ciclo são:
• Controle principal, que controla as turbinas a gás e a vapor (regulador de
velocidade);
• Controle secundário, que controla parâmetros importantes do processo tais
como a temperatura de combustão da turbina a gás, a temperatura de entrada
da turbina a vapor, pressão, etc;
Ciclo Combinado
158
• Sistema auxiliar de controle, que mantém a pressão da injeção de
combustível, a pressão e a temperatura do óleo lubrificante, etc.
7.5.1. Malha de Controle Principal
A potência elétrica gerada por uma planta em ciclo combinado sem queima
suplementar é controlada pelo sistema de controle da turbina a gás (regulador de
velocidade). A turbina a vapor irá seguir a turbina a gás, dependendo da disponibilidade
de vapor gerado pela caldeira de recuperação.
A combinação dos controles de posição variável das pás na entrada de ar da
turbina a gás (
VIGV) e o controle da temperatura na entrada da turbina a gás (TIT –
Turbine Inlet Temperature) controlam a saída da turbina a gás. A combinação do fluxo
de combustível admitido no combustor e o
VIGV selecionado controlam a TIT. Até
aproximadamente 40% da carga, as turbinas podem operar com elevadas temperaturas
de exaustão, mas abaixo deste valor, a temperatura de entrada pode ser reduzida, mas a
vazão de ar não.
A turbina a vapor se ajusta automaticamente depois de uma mudança de carga da
turbina a gás. Este ajuste depende das constantes de tempo da caldeira de recuperação.
Em uma configuração do tipo 2:2:1, as turbinas a gás geram aproximadamente 2/3 da
potência total do sistema e, neste caso, é preferível não utilizar controle independente na
turbina a vapor, devido à perda de eficiência no sistema. Isto também se justifica pelo
fato de que as turbinas a gás modernas reagem de forma muito rápida frente a variações
de freqüência, e podem compensar o atraso na resposta da turbina a vapor quanto às
quedas de freqüência.
Se a queima suplementar é usada, facilita-se o controle independente da turbina
a vapor. A operação do ciclo a vapor seria similar à utilizada numa planta a vapor
convencional, onde a quantidade de vapor gerado pode ser mudada e adaptada à
demanda através da introdução de mais ou menos combustível na queima suplementar.
Ciclo Combinado
159
7.5.2. Malhas de Controle Secundário
Os diversos tipos de sistemas de controle são influenciados pelas diferenças
existentes entre a unidade a gás e a unidade a vapor convencional.
Como a partida das unidades a gás é rápida, comparada à unidade a vapor, a
existência de um sistema de
bypass permite que a partida da unidade a vapor seja
separada da parte associada à turbina a gás. Desse modo, a turbina a gás pode operar a
plena carga enquanto há o aquecimento e a partida da unidade a vapor.
As unidades em ciclo combinado podem ter dois componentes que normalmente
não são considerados nas térmicas convencionais, ou seja: um sistema de desvio de
vapor (
bypass de vapor) e um sistema de desvio de gás (bypass de gás). Estes dois
sistemas permitem grande flexibilidade operativa à configuração em ciclo combinado.
Há vários pontos semelhantes entre uma térmica em ciclo combinado e uma
térmica convencional em relação aos sistemas de controle. A operação das turbinas a
gás, caldeiras de recuperação, turbinas a vapor, geradores elétricos, bombas, válvulas e
motores é normalmente coordenada por um Sistema de Controle Distribuído.
Entre os sistemas de controle mais usados na configuração em ciclo combinado
se destacam:
1.
Sistema de controle distribuído;
2.
Controle do sistema de desvio de vapor;
3.
Controle do sistema de desvio de gás;
4.
Controle de temperatura de vapor;
5.
Controle de carga e limitações operativas.
• Sistema de Controle Distribuído (SCD)
Este é o principal sistema de controle e operação de uma central termelétrica em
ciclo combinado. Este sistema proporciona operação automática, controle e
Ciclo Combinado
160
monitoramento de todos os processos da instalação através de uma sala de controle
central em tempo real.
Controle das turbinas a gás, controle da turbina a vapor, controle das caldeiras de
recuperação, controle de despacho das unidades geradoras, monitoramento e controle
das temperaturas e pressões de vapor das caldeiras e escolha de combustível são funções
deste sistema, permitindo tanto a operação automática quanto uma operação interativa
com o operador. Aquisições de dados quanto ao tratamento de água e quanto às
emissões de gases podem ser consideradas num SCD.
Este sistema ainda permite o cálculo do despacho associado a cada unidade que
compõe o ciclo, sendo a potência obtida da unidade a vapor aproximadamente igual a
50% da potência total gerada pelas unidades a gás. Este procedimento é conhecido por
“controle conjunto de carga” ou “conjunto de carga em bloco”.
• Controle do Sistema de Desvio de Vapor
Conforme comentado anteriormente, o sistema de desvio de vapor permite que a
caldeira de recuperação produza vapor sem que a turbina a vapor esteja em operação
durante seu processo de aquecimento. Também é possível controlar a pressão de vapor
da turbina e criar um caminho de fuga para o vapor em caso de falha na turbina ou
quando houver a necessidade de isolação entre caldeira e turbina a vapor.
Este sistema deve ser capaz de desviar até 100% do vapor produzido para o
elemento condensador. Em condição extrema o desligamento da turbina a vapor não
promove a desativação da caldeira de recuperação.
O comando para o desvio do vapor é exercido por um sistema de válvulas de
controle (acionadas por motor), sendo que o vapor passará por um elemento
desaquecedor antes de chegar ao condensador, devido à limitação de temperatura
existente para o vapor que entra no elemento condensador.
Outra função do sistema de desvio de vapor é modular a pressão do vapor que
alimenta a turbina. Assim, a abertura das válvulas de desvio promove redução da
Ciclo Combinado
161
pressão e vice-versa. O grau de abertura, ou em outras palavras, a pressão de vapor, é
controlada pelo SCD ou pelo operador do sistema. Este esquema de controle é
empregado sempre que se requer uma pressão de vapor constante, especialmente
durante a partida da turbina, quando a pressão deve ser mantida em um nível
recomendado pelo fabricante. Após o processo de partida da turbina, a referência do
controlador da válvula de desvio é ajustada de um valor fixo para um valor variável,
ficando a válvula completamente fechada. Desta forma, a turbina a vapor fica submetida
a um modo de operação com pressão variável, com sua válvula de admissão de vapor
completamente aberta para possibilitar o aproveitamento de toda a energia produzida
pela caldeira de recuperação.
As turbinas a vapor utilizadas em instalações em ciclo combinado são projetadas
para a operação com pressão variável. Logo, estas turbinas podem operar com qualquer
pressão disponível, desde que acima de um valor mínimo pré-estabelecido.
• Controle do Sistema de Desvio de Gás
Algumas das principais características do sistema de desvio de gás foram
analisadas anteriormente.
O controle do sistema de desvio de gás é realizado através de um motor elétrico
ou por um dispositivo hidráulico, promovendo deslocamentos discretos no ângulo de
abertura do elemento de desvio (
damper), desde a posição zero grau (caldeira de
recuperação isolada) até a posição de 90 graus (caldeira de recuperação com fluxo de
gás de exaustão). O elemento de controle é disposto de tal forma que na ocorrência de
falha no sistema hidráulico de controle há o isolamento da caldeira de recuperação tanto
por ação da gravidade como pela ação do fluxo de gás de exaustão da turbina a gás.
Somente em condições de contingência, ou na fase de aquecimento da caldeira de
recuperação, posições intermediárias do elemento de desvio (30, 45, 60 graus, etc) são
consideradas.
O deslocamento angular do
damper é realizado através do acionamento do
sistema hidráulico comandado pelo Sistema de Controle Distribuído. A programação do
SCD deve ser feita para isolar a caldeira de recuperação nas seguintes situações:
Ciclo Combinado
162
1.
Problemas na própria caldeira de recuperação, como baixo ou alto níveis de
água nos tambores, falha nas bombas de circulação de água;
2.
Falha na turbina a vapor e indisponibilidade do bypass de vapor;
3.
Falha no sistema associado ao condensador (circulação de água, torre de
resfriamento).
• Controle de Temperatura do Vapor
A função do laço de controle da temperatura do vapor nas caldeiras
recuperativas de calor é limitar a temperatura do vapor. O objetivo deste sistema é
reduzir os picos ou aumentos de temperatura durante condições de operação
off-design,
como no caso de temperatura ambiente elevada, cargas parciais e picos de carga.
Devido à temperatura dos gases de exaustão da turbina a gás cair com a queda da
temperatura ambiente, e na operação com cargas parciais extremas, não é possível
manter um controle de temperatura do vapor numa faixa muito ampla. Isto ocorre
quando se opera com a caldeira recuperativa aproveitando apenas a quantidade de calor
dos gases de exaustão da turbina a gás.
Porém, em plantas onde há queima suplementar, o controle de temperatura do
vapor é feito como nas caldeiras convencionais, podendo esta alcançar elevados valores.
A manutenção da temperatura do vapor e dos tubos dos superaquecedores dentro dos
limites de segurança é importante para esse tipo de caldeira.
Caso a caldeira recuperativa utilize somente a exaustão da turbina a gás, o
controle da temperatura do vapor é exercido através do controle da água de alimentação
e da temperatura dos gases de exaustão da turbina a gás. Deste modo, há a necessidade
de um controle adicional na operação com cargas parciais extremas durante a partida.
• Controle de Carga e Limitações Operativas
Em uma configuração em ciclo combinado, o calor capturado pelas caldeiras de
recuperação é aproveitado para produzir vapor, e este convertido em potência no eixo de
Ciclo Combinado
163
uma turbina a vapor, ou resfriado em um condensador, caso o vapor seja desviado pelo
sistema de
bypass.
A caldeira de recuperação, a turbina, o condensador, os sistemas de
resfriamento, o sistema de água de alimentação são partes integrantes de um circuito
fechado de liberação de energia em cadeia. A entrada de calor neste ciclo fechado deve,
portanto, ser regulada para acomodar o elo mais fraco da cadeia. Na ocorrência de uma
limitação no sistema de água de alimentação por falha em uma de suas bombas, por
exemplo, a entrada de calor na caldeira de recuperação deverá ser reduzida para
compensar os efeitos da contingência no suprimento de água. Caso não haja essa
compensação, com 100% de calor e 50% de água, os tambores da caldeira irão secar
rapidamente. A redução de despacho das unidades a gás e/ou desvio de uma parcela dos
gases de exaustão para a chaminé de desvio devem ser promovidos pelo sistema de
controle como forma de contornar esta situação.
Duas situações distintas podem ocorrer nas instalações em ciclo combinado:
existência ou não de sistema de
bypass e chaminé de desvio. Na existência do sistema
de desvio de gás, é possível operar as turbinas a gás com plena carga, mesmo que
existam limitações operativas. Estas limitações estão na caldeira de recuperação, na
turbina a vapor, no condensador e nos sistemas de resfriamento do sistema de água de
alimentação, pelo fato da caldeira de recuperação poder ser parcial ou totalmente
isolada da turbina a gás, através do
bypass. Se tal sistema não existe, o sistema de
controle da instalação deve ser capaz de identificar a ocorrência de limitações operativas
na cadeia de componentes e realizar rapidamente, e de forma automática, reduções
parciais ou totais nos despachos de geração das unidades a gás, para compensar tais
limitações.
7.5.3. Sistemas de Controle Considerados nos Estudos de
Estabilidade Eletromecânica
Para estudos de estabilidade eletromecânica são consideradas basicamente a
malha de temperatura e a malha de velocidade na turbina a gás. Ou seja, as turbinas e os
reguladores de velocidade são elementos importantes na análise da estabilidade angular
Ciclo Combinado
164
de um sistema elétrico de potência, pois influem no conjugado mecânico (
K
C
) entregue
ao eixo do gerador, promovendo variações nas potências ativas geradas e nos
deslocamentos angulares dos rotores (
δ
).
7.6. Modelo Matemático para o Ciclo Combinado
As plantas que operam em ciclo combinado gás-vapor podem ser divididas, de
uma forma mais ampla, nas configurações com múltiplos eixos e com eixo único
(
single-shaft). Além disto, algumas instalações apresentam queima suplementar na
caldeira de recuperação. As plantas em ciclo combinado apresentam inúmeras
possibilidades e configurações, como por exemplo: turbina a gás do tipo
heavy-duty ou
aeroderivativa; combustível líquido ou gasoso; turbina a vapor com um, dois ou três
estágios de pressão; etc.
Nos capítulos anteriores foram apresentados modelos matemáticos específicos
para os diversos elementos que podem compor as instalações em ciclo combinado gás-
vapor. Através dos mesmos é possível desenvolver modelos completos para as mais
diversas configurações existentes.
7.6.1. Modelo Matemático para Configuração de Múltiplos Eixos
Na Figura 7.10 é mostrado o diagrama referente à configuração geral de
múltiplos eixos da operação em ciclo combinado.
Ciclo Combinado
165
HRSG n
HRSG 2
Gn TG n
G2
G1
TG 2
TG 1 HRSG 1
Σ
GTV
TV
Figura 7.10 – Diagrama da Configuração Geral de Múltiplos Eixos da Operação em Ciclo Combinado.
As configurações existentes consideram normalmente um determinado número
de unidades a gás (TG1, TG2, ... , TGn). Cada uma delas tem associada uma caldeira de
recuperação (HRSG1, HRSG2
,
etc) e aciona o seu próprio gerador (G1, G2, etc). O
vapor obtido de todas as caldeiras de recuperação, juntas, é enviado a uma única turbina
a vapor (TV), que pode ter um ou mais estágios de pressão. Esta turbina a vapor aciona
um outro gerador (G
TV
).
Na Figura 7.11 é mostrado o diagrama funcional que considera a operação em
ciclo combinado, com representação de duas unidades a gás alimentando duas caldeiras
de recuperação e uma unidade a vapor (configuração 2:2:1). Nela são destacados os
diversos controladores normalmente utilizados.
Ciclo Combinado
166
Seletor
de Valor
Mínimo
Seletor
de Valor
Mínimo
RV
(TG2)
RV
(TG1)
Sistema
Térmico
(TG2)
Controle de
Aceleração
(TG2)
Sistema
Mecânico
(TG2)
Malha de
Temperatura
(TG2)
Malha IGV
(TG2)
HRSG
(TG2)
Malha IGV
(TG1)
Malha de
Temperatura
(TG1)
HRSG
(TG1)
Sistema
Térmico
(TG1)
Controle de
Aceleração
(TG1)
Sistema
Mecânico
(TG1)
TV
Figura 7.11 – Diagrama Funcional da Operação em Ciclo Combinado (Configuração 2:2:1).
Ainda na figura anterior, tem-se como função do elemento denominado “Seletor
de Valor Mínimo” a concorrência entre as três grandes malhas de controle, ou seja, de
velocidade, de temperatura, e de aceleração.
Dado o tipo de configuração utilizado (G:H:V), pode-se determinar o modelo
matemático completo para o ciclo combinado.
Ciclo Combinado
167
Conforme citado anteriormente, o modelo depende da escolha dos elementos que
irão compor o ciclo, assim, tem-se o seguinte organograma apresentado pela Figura
7.12.
Ciclo Combinado
168
Ciclo
Combinado
(Múltiplos eixos)
Modelo
Matemático
1 Spool
Gasoso
Líquido
3 Spools
Avançada
2 Spools 2 Spools
Tradicional
aa
1 ordem 2 ordem
Turbina a Gás
Heavy-Duty
Aeroderivativa
S/ Queima
Suplementar
C/ Queima
Suplementar
C/ Reaq.
a
3 ordem
S/ Reaq.
C/ 2 Est.
S/ Reaq.
S/ Reg.
Turb. Segue
C/ Reg.
HRSG
Estágios de
Pressão
Controle de
Velocidade
Turbina a
Vapor
Figura 7.12 – Organograma da Operação em Ciclo Combinado para Múltiplos Eixos.
Ciclo Combinado
169
De acordo com a Figura 7.12 tem-se o seguinte detalhamento:
a)
Turbina a gás
As turbinas a gás podem ser do tipo
heavy-duty ou aeroderivativa, cada uma com
suas peculiaridades destacadas a seguir.
• Heavy-duty
O modelo matemático, descrito através de diagrama de blocos, para este tipo de
turbina é detalhado na Figura 4.45. Os cálculos do conjugado mecânico, temperatura de
exaustão e fluxo de gás de exaustão são realizados através das equações (4.18), (4.19) e
(4.21) respectivamente.
Em relação ao tipo de combustível, gasoso ou líquido, existem as seguintes
diferenças no modelo descrito pela Figura 4.45. Para combustível gasoso deve-se
considerar:
– Constante de realimentação do sistema de combustível nula:
0=
f
K
;
– Atrasos nulos no processo de combustão e no sistema de exaustão:
0=
CR
ε
e
0=
TD
ε
;
– Constante de tempo da descarga do compressor nula:
0
=
CD
τ
.
• Aeroderivativa
As turbinas aeroderivativas podem ser dos tipos tradicionais, representadas
esquematicamente na Figura 4.46, ou avançadas, de acordo com a Figura 4.50. O
modelo matemático destes dois tipos de turbina é apresentado por meio de diagrama de
blocos na Figura 4.47. No caso do conjugado mecânico e da temperatura de exaustão, as
equações (4.22) e (4.23) descrevem o comportamento das turbinas tradicionais e as
equações (4.26) e (4.27) correspondem às das turbinas avançadas. O número de
spools
pode variar em cada um dos tipos de turbina, o que implica em alterações na
modelagem do gerador de gás, como apresentado no item 4.7.
Ciclo Combinado
170
b)
Caldeira de recuperação
A representação da caldeira de recuperação pode ser feita utilizando modelos de
primeira ordem (Figura 6.9), segunda ordem (Figura 6.10) ou de terceira ordem (Figura
6.11) conforme descrito no item 6.5.
Ainda, pode-se ter a caldeira operando com ou sem queima suplementar (Figura
6.12).
c)
Turbina a vapor
A turbina a vapor utilizada em plantas operando em ciclo combinado
normalmente é a do tipo
tandem compound, podendo ter variações em função do
número de estágios de pressão, ou seja, 1, 2 ou 3 estágios, conforme mostrado no item
5.6.
Em relação ao tipo de regulação (controle de velocidade), é possível operar a
turbina com regulação independente ou no modo “turbina segue”, ou seja, a regulação
efetuada pela turbina a gás.
Na Figura 7.13 é mostrado o diagrama de blocos completo com os controladores
que representam a operação em ciclo combinado generalizado para ambos os tipos de
turbinas a gás (
heavy-duty e aeroderivativa), com a presença de duas unidades a gás e
duas caldeiras de recuperação alimentando uma unidade a vapor (configuração 2:2:1)
[Gomes, 2003].
Ciclo Combinado
171
Controle de
Temperatura
Κ
Ys + Z
Seletor
de Valor
Mínimo
Controle de
Aceleração
Regulador de
Velocidade
s
Ka
W(Xs + 1)
W W
S
Turbina
a gás
τ
s + 1
Limitador
K
Turbina a gás
α
0
s
Sa
min
Outra
turbina
a gás
Turbina
a vapor
s
P
HRSG
Sistema de
Combustível
FS
P
f
g
ω
2
Q
S
Fator de
participação da
turbina a gás
FTG
Controle de
Temperatura do IGV
Controle de
Temperatura do IGV
IGV
Ko
R
Τ
máx
CE
V
τ
s
T
s + 1
T
Termopar
Τ
P
τ
s + 1
3
1
Bias
K
Protetor contra
radiação
1
s + 1
s + 1
τ
2
Τ
S
1
τ
W
f
f
Τ
X
1
ω
Limitador
min
4
τ
s + 1
5
τ
s
IGV
1
τ
1/f 3
s + 1
IGV
IGV
máx
X
f
3
ω
L
-1
IGV
1,0
Figura 7.13 – Diagrama de Blocos Representativo do Ciclo Combinado (Configuração 2:2:1).
Ciclo Combinado
172
Para as outras configurações de múltiplos eixos o modelo seria análogo,
diferenciando-se pelo número de turbinas a gás e caldeiras de recuperação que
alimentariam a turbina a vapor.
Caso a turbina a gás seja do tipo
heavy-duty com combustível líquido, no bloco
“turbina a gás” da Figura 7.13 estarão incluídos os atrasos ocasionados pelo processo de
combustão (
CR
ε
) e pelo sistema de exaustão (
TD
ε
), além da descarga do compressor,
como mostrado na Figura 4.45. Se a turbina for do tipo aeroderivativa, o bloco citado
anteriormente será representado pelo gerador de gás, conforme apresentado no item 4.7.
No controle de aceleração, a entrada
a
S
pode ser substituída pela velocidade
angular do eixo do rotor (
ω
). Se for aeroderivativa, o sinal será o fluxo de gás (
g
E
).
7.7. Padronização das Configurações do Ciclo Combinado
Devido às diversas configurações existentes para unidades operando em ciclo
combinado, bem como dos tipos de turbinas a gás, caldeiras de recuperação e turbinas a
vapor, torna-se necessária uma padronização do ciclo de forma a facilitar a obtenção de
modelos matemáticos e dados adequados aos estudos de transitórios eletromecânicos.
7.7.1. Estabelecimento dos Parâmetros que Devem ser Definidos
pelos Agentes Geradores
Para elaboração dos estudos referentes ao ciclo combinado há a necessidade da
obtenção de dados junto às empresas. Para tanto, inúmeros parâmetros devem ser
definidos pelos Agentes Geradores. A seguir são destacados os principais parâmetros
necessários [Dutra, 2005].
É importante ressaltar que os modelos apresentados a seguir são modelos
simplificados, mas caso os dados existentes sejam referentes a modelos mais
detalhados, devem-se fornecer os respectivos modelos com os parâmetros
característicos.
Ciclo Combinado
173
Dados Necessários para os Modelos em Ciclo Combinado
1 – Dados das Turbinas a Gás
• Dados dos reguladores de velocidade (Figura 7.14)
W(Xs + 1)
Ys + Z
S
ω
(s)
ω
(s)
Figura 7.14 – Diagrama de Bloco do Regulador de Velocidade da Turbina a Gás.
,,,WXYZ
= Parâmetros e constantes de tempo do regulador de velocidade.
No caso de se utilizar o regulador de velocidade com queda, o parâmetro W é
definido pela seguinte expressão:
1
D
WK
R
=
=
Onde
R
é denominado estatismo permanente ou speed droop.
• Dados do controle de aceleração (Figura 7.15)
(s)
S
a
s
0
α
Ka
s
(s)
β
Figura 7.15 – Diagrama de Blocos do Controle de Aceleração.
a
K = Ganho do controle de aceleração;
0
α
= Valor de referência da taxa de variação da variável de entrada (pu).
Ciclo Combinado
174
• Dados dos controladores de temperatura (Figura 7.16)
Figura 7.16 – Diagrama de Bloco do Controle de Temperatura.
T
K
= ganho proporcional do controlador PI;
T
τ
= constante de tempo do controlador PI.
• Dados do protetor contra radiação (Figura 7.17)
s + 1
θ
S
θ
X
τ
2
s + 1
τ
1
(s)
(
s)
Figura 7.17 – Diagrama de Bloco do Protetor Contra Radiação.
1
τ
e
2
τ
= constantes de tempo do protetor contra radiação.
• Dados do termopar (Figura 7.18)
1
s + 1
S
θ
3
τ
θ
(s)
(
s)
P
Figura 7.18 – Diagrama de Bloco do Termopar.
3
τ
= constante de tempo do termopar.
• Dados dos VIGVs (Figura 7.19)
IGV
(s)
(
s)
IGV
τ
s + 1
IGV
1
K
5
τ
4
s
2
IGV IGV
3
τ
IGV
s + 1
(s)
1
(s)
Figura 7.19 – Diagramas de Bloco do Controle do VIGV.
Ciclo Combinado
175
IGV
K
= ganho do VIGV;
IGV
τ
= constante de tempo do VIGV;
4
τ
e
5
τ
= constantes de tempo do controlador PI do VIGV.
• Dados do sistema de combustível (Figura 7.20)
Kf
Sistema de
Combustível
s + 1
V
CE
Kc
Posicionador
da Válvula
bs + c
Kct
1a
f
τ
W
f
(s)
Figura 7.20 – Diagrama de Blocos do Sistema de Combustível e Posicionador da Válvula.
ct
K
= Constante que representa o consumo próprio da turbina (pu);
c
K
= Constante que representa a influência da demanda de combustível na
turbina (pu);
f
K
= Ganho dependente do tipo de combustível (pu);
cba ,,
= Valores associados à função de transferência do posicionador da
válvula de admissão de combustível;
f
τ
= Constante de tempo do sistema de combustível (s).
• Modelagem do gerador de gás (Figura 7.21 e Figura 7.22)
f
W
(s)
τ
s + 1
G1
1 (s)
E
g
W
f
(s)
s
τ
G2
1
(s)
g
E
2
s + 1
τ
G3
+
Figura 7.21 – Diagramas de Bloco do Gerador de Gás para Turbinas Aeroderivativas Tradicionais.
0,6
0,4
G4
τ
s + 1
(s)
g
E
W
f
(s)
+
0,4
f
W
(s)
s + 1
+
s
τ
G5
2
+
τ
G6
0,6
(
s
E
g
Figura 7.22 – Diagramas de Bloco do Gerador de Gás para Turbinas Aeroderivativas Avançadas.
Ciclo Combinado
176
1G
τ
,
2G
τ
,
3G
τ
= Constantes de tempo do gerador de gás para turbinas
aeroderivativas tradicionais;
4G
τ
,
5G
τ
,
6G
τ
= Constantes de tempo do gerador de gás para turbinas
aeroderivativas avançadas.
2 – Dados das Caldeiras de Recuperação
O modelo das caldeiras de recuperação apresentado abaixo como exemplo
(Figura 7.23) é relativo ao de 2ª
ordem, porém podem ser utilizados modelos de outras
ordens.
WW
(s)
M
Τ
s + 1
1
B
Τ
s + 1
1
(s)
SGE
Figura 7.23 – Diagrama de Blocos da Caldeira de Recuperação (2ª Ordem).
M
T
= constante de tempo de transferência de calor (s);
B
T
= constante de tempo de armazenamento de vapor (s).
3 – Dados das Turbinas a Vapor
• Dados dos reguladores de velocidade (Figura 7.24)
W(Xs + 1)
Ys + Z
S
ω
(s)
ω
(s)
Figura 7.24 – Diagrama de Bloco do Regulador de Velocidade da Turbina a Vapor.
,,,WXYZ
= Parâmetros e constantes de tempo do regulador de velocidade.
No caso de se utilizar o regulador de velocidade com queda, o parâmetro W é
definido pela seguinte expressão:
Ciclo Combinado
177
1
D
WK
R
=
=
Onde
R
é denominado estatismo permanente ou speed droop.
• Estágios de pressão (Figura 7.25)
A
(s)
s + 1
τ
CH
1 (s)
X
X
(s)
τ
s + 1
RH
1 (s)
Y
Z
s + 1
τ
CO
(s)
Y
1 (s)
Figura 7.25 – Diagramas de Bloco dos Estágios de Pressão da Turbina a Vapor.
CH
τ
= Constante de tempo da câmara de vapor (steam chest) (s);
R
H
τ
= Constante de tempo do reaquecedor (s);
CO
τ
= Constante de tempo do crossover piping (s).
• Fatores de participação (Figura 7.26)
Figura 7.26 – Fatores de Participação dos Estágios de Pressão.
H
P
F
= Fator de participação do estágio de alta pressão (pu);
IP
F
= Fator de participação do estágio de pressão intermediária (pu);
LP
F
= Fator de participação do estágio de baixa pressão (pu).
A Tabela 7.2 apresenta os dados típicos que servem como base para a definição
dos valores corretos.
Ciclo Combinado
178
Tabela 7.2 – Dados dos Modelos Dinâmicos.
Dados
Definição Representação
Sugeridos
Ganho do regulador de velocidade da
turbina a gás
D
K
(gás)
20
Constante de tempo do regulador de
velocidade da turbina a gás
g
as
Y
(s)
1,0
Ganho do controle de aceleração
a
K
100
Referência da taxa de variação do
controle de aceleração
0
α
(pu)
0,01
Temperatura de exaustão
exaustão
T
(ºC)
522
Temperatura ambiente
ambiente
T
(ºC)
15
Ganho do controle de temperatura
T
K
(pu)
3,3
Constante de tempo do controle de
temperatura
T
τ
(s)
250
1
τ
(s)
12
Constantes de tempo do protetor contra
radiação
2
τ
(s)
15
Constante de tempo do termopar
3
τ
(s)
2,5
Abertura máxima do VIGV
máx
VIGV
(º)
84
Abertura mínima do VIGV
mín
VIGV
(º)
57
Ganho do controlador do VIGV
I
GV
K
(pu)
0,2
I
GV
τ
(s)
3,0
4
τ
(s)
4,0
Constantes de tempo do controlador do
VIGV
5
τ
(s)
4,0
Bias do VIGV
B
ias
150
Influência da demanda de combustível
da turbina a gás
c
K
(pu)
0,77
Constante relativa ao consumo próprio
da turbina a gás
ct
K
(pu)
0,23
Fator associado ao tipo de combustível
f
K
(pu)
1 (líquido)
0 (gasoso)
Ciclo Combinado
179
Dados
Definição Representação
Sugeridos
Valores associados ao posicionador da
válvula de admissão de combustível
,,abc
─
Constante de tempo do sistema de
combustível
f
τ
(s)
0,4
1G
τ
(s)
0,8
2G
τ
(s)
2,0
Constantes de tempo para turbinas
aeroderivativas tradicionais
3G
τ
(s)
3,3
4G
τ
(s)
2,0
5G
τ
(s)
2,0
Constantes de tempo para turbinas
aeroderivativas avançadas
6G
τ
(s)
3,3
Constante de tempo de transferência de
calor da HRSG
M
T
(s)
5
Constante de tempo de armazenamento
de vapor da HRSG
B
T
(s) 20
Ganho do regulador de velocidade da
turbina a vapor
D
K
(vapor)
20
Constante de tempo do regulador de
velocidade da turbina a vapor
Y
(vapor)
(s)
1,0
Constante de tempo da câmara de vapor
CH
τ
(s)
0,25
Constante de tempo do reaquecedor
R
H
τ
(s)
7,50
Constante de tempo do crossover
piping
CO
τ
(s)
0,40
HP
F
(pu)
0,3
I
P
F
(pu)
0,4
Fatores de participação dos estágios de
pressão da turbina a vapor (alta,
intermediária e baixa)
LP
F
(pu)
0,3
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
180
CAPÍTULO 8
8. CICLO COMBINADO DO TIPO SINGLE-SHAFT
8.1. Introdução
Na configuração em eixo único a turbina a gás, a caldeira de recuperação e a
turbina a vapor estão no mesmo eixo e acionam um único gerador, constituindo esta a
principal diferença em relação à configuração de múltiplos eixos.
De forma geral, a configuração em eixo único ocupa um espaço mais estreito,
porém, mais longo que a de múltiplos eixos. A configuração
single-shaft proporciona
também grande flexibilidade em plantas térmicas sazonais, dependentes de demandas
periódicas de energia. Um acoplamento de engate automático (
clutch) pode ser colocado
entre o eixo da turbina a vapor e o do redutor unido ao gerador, para permitir
independência de operação com a turbina a gás. Assim, quando a planta necessitar de
menos energia, desarma-se a turbina a vapor, e o acoplamento automaticamente a
desengata do gerador.
A Figura 8.1 mostra o exemplo de um arranjo 1:1:1. A Figura 8.1a mostra a
configuração mono-eixo composta por uma turbina a gás, uma turbina a vapor e uma
caldeira de recuperação acionando um único gerador. Já a Figura 8.1b exemplifica a
configuração mono-eixo com a presença de
clutch.
GER.
H.R.S.G.
COND.
TG
TV
a)
H.R.S.G.
TG
GER.
CL
TV
COND.
b)
Figura 8.1 – Arranjo 1:1:1 de Ciclo Combinado:
a) Mono-Eixo; b) Mono-Eixo com
Clutch.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
181
A seguir é apresentada a Tabela 8.1 com dados relativos à potência e eficiência
do ciclo combinado para a configuração
single-shaft.
Tabela 8.1 – Dados de Planta Operando em Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
[Boyce, 2002].
Tipo da Planta
Arranjo
Potência total da
Planta [MW]
Potência da
TG [MW]
Potência da
TV [MW]
Eficiência da
Planta [%]
Eixo único
(1:1:1)
271 172 99 57,6
8.2. Clutch
Na configuração de mono-eixo o acoplamento das máquinas pode ser realizado
através do uso do
clutch. Este acoplamento mecânico está localizado entre o gerador
elétrico, ligado à turbina a gás, e a turbina a vapor (Figura 8.2).
CRC
BP
MP
AP
TG
AP
MP
BP
Gás de exaustão
Turbina a gás
Turbina a vapor
Óleo díesel
Gás natural
P
Bruta=336MW ?Bruto=56,7%
4,5 bar/229ºC
2,9 bar/317ºC
106 bar/536ºC
1,017 bar/14,4ºC
Ar
27 bar
536ºC
0,05 bar
16,3ºC
Clutch
Figura 8.2 - Esquema Simplificado de Um Bloco Gerador de Ciclo Combinado a Gás e Vapor com
Configuração Mono-Eixo (Presença do
Clutch).
O
clutch garante determinadas vantagens da configuração de eixo único com
relação às de múltiplos eixos. Estas vantagens são:
η
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
182
• Simplificação no controle e operação da central. Há um sistema água-vapor
mais simples, com menor quantidade de válvulas,
dampers, tubos de
distribuição, dispositivos desviadores de fluxo e partes separadas, sendo que
cada bloco possui uma unidade de controle independente;
• Alta disponibilidade e confiabilidade, em função da menor complexidade do
sistema e da simplicidade do sistema de partida e parada da central;
• Maior eficiência a cargas parciais, uma vez que alguns blocos geradores da
central podem ser desligados enquanto os demais operam a plena
capacidade;
• Melhor economicidade em caso de repotenciação em função da presença de
blocos geradores claramente definidos. Isto evita qualquer impacto negativo
na operação da central durante a instalação e comissionamento de novos
blocos.
O fundamento de operação do
clutch consiste no acionamento da turbina a vapor
ao gerador elétrico quando o número de revoluções desta máquina alcança o da turbina
a gás, ou tende a superar. Se o número de revoluções da turbina a gás for maior que o da
turbina a vapor, ocorre o desacoplamento [Lora & Nascimento, 2004].
Na Figura 8.3 apresentam-se as posições das diferentes partes do
clutch quando
as máquinas estão desacopladas, durante o acoplamento e acopladas, respectivamente.
Figura 8.3 – Acoplamento Clutch para Ciclos Combinados a Gás e Vapor com Arranjo de Mono-
Eixo e Seu Princípio de Operação.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
183
Onde:
A
= Retém;
B
= Dentes do clutch;
C
= Componente deslizante;
D
= Eixo acanalado;
E
= Eixo de comando;
F
= Eixo de resposta;
G
= Dente da catraca.
Na Figura 8.4 e na Figura 8.5 são apresentadas, respectivamente, as curvas de
partida e parada do
clutch em um exemplo hipotético. Nessas figuras são representadas
as variações percentuais ao longo do tempo da carga e da rotação da turbina a gás e da
turbina a vapor de um ciclo combinado.
Na Figura 8.4, antes da partida as máquinas se encontram girando na marcha em
vazio (giro lento). Inicialmente ocorre a partida da turbina a gás e desacoplamento das
máquinas, em função do aumento de sua velocidade em relação à turbina a vapor. Com
o desacoplamento, há um leve aumento de rotação de marcha em vazio da turbina a
vapor. De acordo com a representação, em quatro minutos a turbina a gás atinge sua
rotação nominal. Uma vez atingida a rotação nominal, a carga da turbina é elevada até
aproximadamente 40% da carga de operação, período em que é feito o aquecimento da
caldeira de recuperação e começa o fornecimento de vapor à turbina. O período de
aquecimento da turbina a vapor começa quando esta atinge 40% de sua rotação nominal.
Durante este período a carga da turbina a gás é mantida, enquanto a carga da turbina a
vapor é muito pequena. Somente após o aquecimento da turbina a vapor é que esta
máquina pode ser levada a sua rotação nominal, havendo, então, o acoplamento das
duas máquinas. E, finalmente, a partir deste instante pode começar o aumento de carga
das duas máquinas até que ambas atinjam a carga de operação.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
184
Figura 8.4 – Operação do Clutch Durante a Partida.
A Figura 8.5, por sua vez, representa o procedimento de parada. As duas
máquinas permanecem acopladas até que as cargas das turbinas a gás e a vapor,
respectivamente, alcancem 40% e 15%. Neste momento, acontece o desacoplamento e a
turbina a vapor tem sua carga e rotação rapidamente reduzidas. Durante o intervalo de
tempo em que a rotação da turbina a vapor cai, a turbina a gás permanece a 40% de sua
carga nominal. A carga da turbina a gás é reduzida até 15% de seu valor nominal, e é
então desligada, com rápida redução de sua rotação, que cai até a rotação em vazio.
Neste instante, o
clutch acopla novamente as duas máquinas, para mantê-las girando em
vazio até a próxima partida.
Figura 8.5 – Operação do Clutch Durante a Parada.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
185
8.3. Modelo Matemático do Clutch
Um modelo matemático para o
clutch pode ser obtido utilizando-se uma chave
lógica conforme mostrado na Figura 8.6.
Figura 8.6 – Diagrama de Bloco do Clutch.
Onde:
()
g
s
ω
= Variação na rotação da turbina a gás (pu);
()
v
s
ω
= Variação na rotação da turbina a vapor (pu);
()
s
Ps
= Sinal de potência mecânica da turbina a vapor (pu);
()
v
Ps
= Sinal de potência mecânica (Saída do Clutch) (pu).
A chave lógica, citada anteriormente, é uma função discreta e não-linear,
portanto não representável algebricamente através de uma única equação, mas sim por
um conjunto de inequações, que é ilustrado a seguir:
() () () ()
() () () 0
gv vs
gv v
ssPsPs
ssPs
ω
ω
ωω
≤⇒=
>⇒=
(8.1)
8.4. Modelo Matemático para Configuração Single-Shaft
A configuração
single-shaft é destacada no presente item, através de diagramas
esquemáticos e de representações matemáticas apropriadas. Ela apresenta inúmeras
possibilidades e configurações, como por exemplo: turbina a gás do tipo
heavy-duty ou
aeroderivativa; combustível líquido ou gasoso; turbina a vapor com um, dois ou três
estágios de pressão; etc. Todas estas particularidades também são consideradas a seguir.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
186
Na Figura 8.7 é mostrado o diagrama referente à configuração geral de eixo
único para a operação em ciclo combinado.
Figura 8.7 – Diagrama da Configuração de Eixo Único da Operação em Ciclo Combinado.
Para esta configuração tem-se o organograma mostrado na Figura 8.8.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
187
1 ordem
Heavy-Duty
Gasoso
2 Spools1 Spool
Tradicional
Líquido
2 Spools 3 Spools
Avançada
a
Aeroderivativa
Turbina a Gás
S/ Reaq.
3 ordem2 ordem
aa
S/ Reaq.
C/ 2 Est.
C/ Reaq.
Modelo
Matemático
HRSG
Ciclo
Combinado
(Eixo único)
Estágios de
Pressão
Turbina a
Vapor
Figura 8.8 – Organograma da Operação em Ciclo Combinado para Eixo Único.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
188
De acordo com a Figura 8.8 tem-se o seguinte detalhamento:
a)
Turbina a gás
As turbinas a gás podem ser do tipo
heavy-duty ou aeroderivativa, cada uma com
suas peculiaridades destacadas a seguir.
• Heavy-duty
O modelo matemático, descrito através de diagrama de blocos, para este tipo de
turbina foi detalhado na Figura 4.45. Os cálculos do conjugado mecânico, temperatura
de exaustão e fluxo de gás de exaustão são realizados através das equações (4.18),
(4.19) e (4.21) respectivamente.
Em relação ao tipo de combustível, gasoso ou líquido, existem as seguintes
diferenças no modelo descrito pela Figura 4.45. Para combustível gasoso deve-se
considerar:
– Constante de realimentação do sistema de combustível nula:
0=
f
K
;
– Atrasos nulos no processo de combustão e no sistema de exaustão:
0=
CR
ε
e
0=
TD
ε
;
– Constante de tempo da descarga do compressor nula:
0
=
CD
τ
.
• Aeroderivativa
As turbinas aeroderivativas podem ser dos tipos tradicionais, representadas
esquematicamente na Figura 4.46, ou avançadas, de acordo com a Figura 4.50. O
modelo matemático destes dois tipos de turbina é apresentado por meio de diagrama de
blocos na Figura 4.47. No caso do conjugado mecânico e da temperatura de exaustão, as
equações (4.22) e (4.23) descrevem o comportamento das turbinas tradicionais e as
equações (4.26) e (4.27) correspondem às das turbinas avançadas. O número de
spools
pode variar em cada um dos tipos de turbina, o que implica em alterações na
modelagem do gerador de gás, como apresentado no item 4.7.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
189
b)
Caldeira de recuperação
A representação da caldeira de recuperação pode ser feita utilizando modelos de
primeira ordem (Figura 6.9), segunda ordem (Figura 6.10) ou de terceira ordem (Figura
6.11) conforme descrito no item 6.5.
c)
Turbina a vapor
A turbina a vapor utilizada nessa configuração normalmente é a do tipo
tandem
compound
, podendo ter variações em função do número de estágios de pressão, ou seja,
1, 2 ou 3 estágios, conforme mostrado no item 5.6.
Na Figura 8.9 é mostrado o diagrama de blocos completo com os controladores
que representam a operação em ciclo combinado para a configuração em eixo único sem
a presença do
clutch. Uma configuração mais simples, que despreza as constantes de
tempo da turbina a vapor, foi apresentada por Kakimoto [2003].
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
190
Seletor
de Valor
Mínimo
ω
W(Xs + 1)
ω
Ys + Z
S
Regulador de
Velocidade
W
1
Controle de
Aceleração
0
α
1
m
P
s
T
Rotor
Ka
s
s
min
Limitador
Sa
V
CE
K
g
P
s
P
Turbina
a vapor
2
f
HRSG
ω
Sistema de
Combustível
f
K
τ
FS
s + 1
f
Turbina
a gás
ω
τ
4
Τ
Controle de
Temperatura do IGV
T
s
τ
Controle de
Temperatura
máx
Κ
T
s + 1
3
s + 1
τ
ω
Τ
R
Ko
Termopar
Τ
P
1
Bias
K
IGV
IGV
f
2
τ
s + 1
Protetor contra
radiação
τ
s + 1
1
S
Τ
X
min
X
ω
1
1/f3
-1
3
f
Controle de
Temperatura do IGV
s
τ
5
s + 1
Limitador
IGV
máx
1,0
s + 1
τ
IGV
1
L
IGV
Figura 8.9 – Diagrama de Blocos da Configuração em Eixo Único Quando da Operação em Ciclo Combinado sem a Presença do Clutch.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
191
Na Figura 8.10 é mostrado o diagrama de blocos completo com os controladores
que representam a operação em ciclo combinado para a configuração em eixo único
com a presença do
clutch.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
192
Figura 8.10 – Diagrama de Blocos da Configuração em Eixo Único Quando da Operação em Ciclo Combinado com a Presença do Clutch.
Ciclo Combinado do Tipo Single-Shaft
193
Caso a turbina a gás seja do tipo
heavy-duty com combustível líquido, no bloco
turbina a gás da Figura 8.9 e da Figura 8.10 estarão incluídos os atrasos ocasionados
pelo processo de combustão (
CR
ε
) e pelo sistema de exaustão (
TD
ε
), além da descarga
do compressor, como mostrado na Figura 4.45. Se a turbina for do tipo aeroderivativa, o
bloco citado anteriormente será representado pelo gerador de gás, conforme apresentado
no item 4.7.
Para a entrada do controle de aceleração, a grandeza
a
S
pode ser substituída
pela velocidade angular do eixo do rotor (
ω
). Se for aeroderivativa, o sinal será o
fluxo de gás (
g
E
).
Na função denominada “Seletor de Valor Mínimo” há a concorrência entre as
três grandes malhas de controle, ou seja, de velocidade, de temperatura, e de aceleração.
Também, na Figura 8.9 e na Figura 8.10, para os blocos referentes à caldeira de
recuperação e à turbina a vapor, podem ser utilizados os modelos matemáticos descritos
nas seções 6.5. e 5.6. , respectivamente.
Neste modelo a potência mecânica de saída depende da ação das turbinas a gás e
a vapor.
Simulações
194
CAPÍTULO 9
9. SIMULAÇÕES
9.1. Introdução
Com o objetivo de avaliar o comportamento dinâmico das turbinas a gás
heavy-
duty
e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft, representadas através
dos modelos desenvolvidos ao longo deste trabalho, são apresentados, neste item, os
resultados e as análises de algumas simulações. As análises consideram dois sistemas: o
primeiro, um sistema radial simples e o segundo um sistema com 49 barras,
denominado
Sistema Brazilian Birds – SBB, anexo. As simulações do sistema radial
foram realizadas através do
software Matlab e da toolbox Simulink e as do sistema
multimáquinas com os programas Anarede e Anatem desenvolvidos pelo CEPEL.
Para a configuração em eixo único considerou-se uma planta de configuração
1:1:1, sendo a participação da turbina a gás de 60% da potência gerada e 40% para a
turbina a vapor, no caso do sistema radial, e participação de 65% da turbina a gás e 35%
da turbina a vapor, no caso do sistema multimáquinas .
Nesta planta, foram utilizadas turbinas a gás dos tipos
heavy-duty e
aeroderivativas. Para a caldeira de recuperação utilizou-se modelo de segunda ordem
com as constantes
2
M
Ts= e 10
B
Ts= . Foi utilizada turbina a vapor de dois estágios de
pressão, para o caso do sistema radial, e de três estágios de pressão, para o caso do
sistema multimáquinas.
9.2. Sistema Radial Simples
As análises realizadas neste item utilizam as seguintes configurações:
Simulações
195
1) Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo
single-shaft sem a presença do clutch;
2)
Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo
single-shaft com a presença do clutch;
3)
Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo
single-shaft sem a presença do clutch, inseridas em um sistema radial
composto por uma máquina síncrona conectada a um barramento infinito
através de duas linhas de transmissão;
4)
Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo
single-shaft com a presença do clutch, inseridas em um sistema radial
composto por uma máquina síncrona conectada a um barramento infinito
através de duas linhas de transmissão;
A Figura 9.1 representa o digrama unifilar das configurações 1 e 2, nas quais a
máquina síncrona está atendendo diretamente uma carga.
Figura 9.1 – Diagrama Unifilar das Configurações 1 e 2.
Já a Figura 9.2 corresponde ao diagrama unifilar das configurações 3 e 4, onde a
máquina síncrona está ligada a um barramento infinito através de duas linhas de
transmissão.
Figura 9.2 – Diagrama Unifilar das Configurações 3 e 4.
Nas configurações 3 e 4, a máquina síncrona é representada pelo Modelo E’q, e
seus dados são apresentados na Tabela 9.1. Os dados do sistema radial são apresentados
na Tabela 9.2.
Simulações
196
Tabela 9.1 – Parâmetros da Máquina Síncrona.
Parâmetro Valor
Reatância síncrona de eixo direto - Xd 1,2 (pu)
Reatância síncrona de eixo em quadratura - Xq 1,2 (pu)
Reatância transitória de eixo direto – X’d 0,3 (pu)
Constante de tempo transitória de eixo direto – T’do 6,0 (s)
Constante de tempo de inércia do conjunto - H 5,0 (s)
Amortecimento mecânico - D 10,0 (pu)
Tabela 9.2 – Parâmetros do Sistema Radial.
Parâmetro Valor
Tensão do barramento infinito - V 1,0 (pu)
Tensão terminal do gerador - Vo 1,05 (pu)
Potência mecânica despachada pelo gerador - Pmo 0,94 (pu)
Reatância do transformador - Xt 0,1 (pu)
Reatância de cada linha de transmissão - Xlt 0,4 (pu)
Número de LTs em Paralelo 2
9.2.1. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo
combinado do tipo single-shaft sem a presença do clutch
No presente item são realizadas análises comparativas entre as configurações em
ciclo combinado do tipo
single-shaft com turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas,
sem a presença do
clutch, para a operação em regime permanente, e admitindo-se
perturbações como: elevação de carga de 2%, elevação de carga de 6% e redução de
carga de 6%.
• Regime Permanente
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, sem a presença do
clutch e sem variação de carga.
A Figura 9.3, a Figura 9.4, a Figura 9.5, a Figura 9.6, a Figura 9.7, a Figura 9.8 e
a Figura 9.9 apresentam, respectivamente, a potência mecânica total (pu), a potência
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
Simulações
197
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu) e
o seletor de valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu).
Figura 9.3 – Potência Mecânica Total.
Simulações
198
Figura 9.4 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Figura 9.5 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Simulações
199
Figura 9.6 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Figura 9.7 – Rotação.
Simulações
200
Figura 9.8 – Controle do VIGV.
Figura 9.9 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
201
Para a operação em regime permanente, sem variação de carga, observa-se que a
potência mecânica total, a potência mecânica da turbina a gás e a potência mecânica da
turbina a vapor permanecem constantes (Figura 9.3, Figura 9.4 e Figura 9.5). A
temperatura de exaustão da turbina a gás também permanece constante, como pode ser
visto na Figura 9.6. Observa-se na Figura 9.7 que não houve variação na rotação, e na
Figura 9.8 verifica-se que não houve atuação do
VIGV. Os sinais dos controles de
velocidade, temperatura e aceleração da turbina a gás
heavy-duty, admitidos como
entrada no bloco referente ao seletor de valor mínimo, também permanecem constantes
(Figura 9.9).
Ressalta-se que a diferença existente na modelagem matemática das turbinas a
gás
heavy-duty, aeroderivativas tradicionais e aeroderivativas avançadas, conforme
apresentado nos itens 4.6. e 4.7. , determina diferentes condições iniciais do ângulo de
abertura das pás dos
VIGVs para cada uma das referidas configurações, como pode ser
observado na Figura 9.8.
• Elevação de Carga de 2%
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, sem a presença do
clutch, e com uma variação de carga
de +2%.
A Figura 9.10, a Figura 9.11, a Figura 9.12, a Figura 9.13, a Figura 9.14, a
Figura 9.15 e a Figura 9.16 apresentam, respectivamente, a potência mecânica total
(pu), a potência mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor
(pu), a temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV
(pu) e o seletor de valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu).
Simulações
202
Figura 9.10 – Potência Mecânica Total.
Figura 9.11 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
203
Figura 9.12 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.13 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
204
Figura 9.14 – Rotação.
Figura 9.15 – Controle do VIGV.
Simulações
205
Figura 9.16 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Observa-se que a potência mecânica total e a potência mecânica da turbina a gás
sofrem rápida elevação (Figura 9.10 e Figura 9.11), devido ao acréscimo súbito de carga
no sistema e em seguida decrescem devido à ação do controle de temperatura. Em
função do acréscimo de potência na turbina a gás, a turbina a vapor também apresenta
uma elevação em sua potência mecânica, só que de forma mais lenta (Figura 9.12),
devido às elevadas constantes de tempo verificadas na caldeira de recuperação. Também
a temperatura de exaustão tem uma elevação inicial, devido ao incremento na relação
combustível/ar na câmara de combustão, no entanto, através das ações do controle de
temperatura e do
VIGV, a mesma retorna posteriormente a valores próximos dos
nominais (Figura 9.13). Observa-se também uma redução na rotação (Figura 9.14) que
ocorre devido ao aumento da carga, à atuação do
VIGV (Figura 9.15) e à ação do
regulador de velocidade com queda em regime permanente. Pode-se observar também
que o controle de velocidade é preponderante durante todo o tempo (Figura 9.16).
Simulações
206
• Elevação de Carga de 6%
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, sem a presença do
clutch, e com uma variação de carga
de +6%.
A Figura 9.17, a Figura 9.18, a Figura 9.19, a Figura 9.20, a Figura 9.21, a
Figura 9.22 e a Figura 9.23 apresentam, respectivamente, a potência mecânica total
(pu), a potência mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor
(pu), a temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV
(pu) e o seletor de valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu).
Figura 9.17 – Potência Mecânica Total.
Simulações
207
Figura 9.18 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Figura 9.19 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Simulações
208
Figura 9.20 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Figura 9.21 – Rotação.
Simulações
209
Figura 9.22 – Controle do VIGV.
Figura 9.23 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
210
Verifica-se que a potência mecânica total e a potência mecânica da turbina a gás
sofrem rápida elevação (Figura 9.17 e Figura 9.18), devido ao acréscimo súbito de carga
no sistema e em seguida decrescem devido à ação do controle de temperatura. Em
função do acréscimo de potência na turbina a gás, a turbina a vapor também apresenta
uma elevação em sua potência mecânica, só que de forma mais lenta (Figura 9.19),
devido às elevadas constantes de tempo verificadas na caldeira de recuperação e a
seguir também decresce pelo mesmo motivo. Também a temperatura de exaustão tem
uma elevação inicial, devido ao incremento na relação combustível/ar na câmara de
combustão, no entanto, através das ações do controle de temperatura e do
VIGV, a
mesma retorna posteriormente a valores próximos dos nominais, exceto para as
configurações aeroderivativas avançadas, que saem de operação (Figura 9.20). Observa-
se também uma redução na rotação (Figura 9.21) que ocorre devido ao aumento da
carga e à atuação do
VIGV (Figura 9.22) que atinge seu limite. Pode-se observar
também que o controle de velocidade é preponderante nos instantes iniciais pós-
distúrbio, no entanto o controle de temperatura logo assume a responsabilidade,
permanecendo assim durante a maior parte do tempo (Figura 9.23).
• Redução de Carga de 6%
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, sem a presença do
clutch, e com uma variação de carga
de -6%.
A Figura 9.24, a Figura 9.25, a Figura 9.26, a Figura 9.27, a Figura 9.28, a
Figura 9.29 e a Figura 9.30 apresentam, respectivamente, a potência mecânica total
(pu), a potência mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor
(pu), a temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV
(pu) e o seletor de valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu).
Simulações
211
Figura 9.24 – Potência Mecânica Total.
Figura 9.25 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
212
Figura 9.26 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.27 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
213
Figura 9.28 – Rotação.
Figura 9.29 – Controle do VIGV.
Simulações
214
Figura 9.30 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Observa-se que a potência mecânica total e a potência mecânica da turbina a gás
sofrem rápida redução (Figura 9.24 e Figura 9.25), devido à diminuição súbita de carga
no sistema e em seguida se elevam devido à ação do controle de temperatura. Em
função da redução de potência na turbina a gás, a turbina a vapor também apresenta uma
redução em sua potência mecânica, só que de forma mais lenta (Figura 9.26), devido às
elevadas constantes de tempo verificadas na caldeira de recuperação. Também a
temperatura de exaustão tem uma diminuição inicial, devido ao decremento na relação
combustível/ar na câmara de combustão, no entanto, através das ações do controle de
temperatura e do
VIGV, a mesma retorna posteriormente a valores próximos dos
nominais (Figura 9.27). Observa-se também uma elevação na rotação (Figura 9.28) que
ocorre devido à redução da carga, à atuação do
VIGV (Figura 9.29) e à ação do
regulador de velocidade com queda em regime permanente. Pode-se observar também
que o controle de velocidade é preponderante durante todo o tempo (Figura 9.30).
Simulações
215
9.2.2. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo
combinado do tipo single-shaft com a presença do clutch
Neste item são realizadas análises comparativas entre as configurações em ciclo
combinado do tipo
single-shaft com turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas, com a
presença do
clutch, para a operação em regime permanente, e também admitindo-se
perturbações como: elevação de carga de 6% e redução de carga de 6%.
• Regime Permanente
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, com a presença do
clutch e sem variação de carga.
A Figura 9.31, a Figura 9.32, a Figura 9.33, a Figura 9.34, a Figura 9.35, a
Figura 9.36 e a Figura 9.37 apresentam, respectivamente, a potência mecânica da
turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a temperatura de
exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), o seletor de
valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu) e as variações de rotação da turbina a gás
heavy-duty e da turbina a vapor (pu).
Simulações
216
Figura 9.31 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Figura 9.32 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Simulações
217
Figura 9.33 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Figura 9.34 – Rotação.
Simulações
218
Figura 9.35 – Controle do VIGV.
Figura 9.36 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
219
Figura 9.37 – Variação da Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e da Turbina a Vapor.
Como não houve variação de carga, observa-se que a potência mecânica da
turbina a gás e a potência mecânica da turbina a vapor permanecem constantes (Figura
9.31 e Figura 9.32). A temperatura de exaustão da turbina a gás também permanece
constante, como pode ser visto na Figura 9.33. Observa-se na Figura 9.34 que não
houve variação na rotação, e na Figura 9.35 verifica-se que não houve atuação do
VIGV.
Os sinais dos controles de velocidade, temperatura e aceleração da turbina a gás
heavy-
duty
, admitidos como entrada no bloco referente ao seletor de valor mínimo, também
permanecem constantes (Figura 9.36). Não são observadas variações de rotação na
turbina a gás
heavy-duty e na turbina a vapor (Figura 9.37).
• Elevação de Carga de 6%
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, com a presença do
clutch, e com uma variação de carga
de +6%.
Simulações
220
A Figura 9.38, a Figura 9.39, a Figura 9.40, a Figura 9.41, a Figura 9.42, a
Figura 9.43 e a Figura 9.44 apresentam, respectivamente, a potência mecânica da
turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a temperatura de
exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), o seletor de
valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu) e as variações de rotação nas turbinas a
gás
heavy-duty e a vapor (pu).
Figura 9.38 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
221
Figura 9.39 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.40 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
222
Figura 9.41 – Rotação.
Figura 9.42 – Controle do VIGV.
Simulações
223
Figura 9.43 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Figura 9.44 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e na Turbina a Vapor.
Simulações
224
A potência mecânica da turbina a gás sofre rápida elevação (Figura 9.38), devido
ao acréscimo súbito de carga no sistema e em seguida decresce devido à ação do
controle de temperatura. Observa-se na Figura 9.39 que turbina a vapor sai de operação,
visto que quando a rotação da turbina a gás é maior do que a da turbina a vapor (Figura
9.44), o
clutch promove o desacoplamento da turbina a vapor com relação ao gerador
elétrico. Verifica-se que a temperatura de exaustão tem uma elevação inicial, devido ao
incremento na relação combustível/ar na câmara de combustão, no entanto, através das
ações do controle de temperatura e do
VIGV, a mesma retorna posteriormente a valores
próximos dos nominais (Figura 9.40). Observa-se também uma redução na rotação
(Figura 9.41) que ocorre devido ao aumento da carga, à atuação do
VIGV (Figura 9.42)
e à ação do regulador de velocidade com queda em regime permanente. Pode-se
observar também que o controle de velocidade é preponderante durante todo o tempo
(Figura 9.43).
• Redução de Carga de 6%
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, com a presença do
clutch, e com uma variação de carga
de -6%.
A Figura 9.45, a Figura 9.46, a Figura 9.47, a Figura 9.48, a Figura 9.49, a
Figura 9.50 e a Figura 9.51 apresentam, respectivamente, a potência mecânica da
turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a temperatura de
exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), o seletor de
valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (pu) e as variações de rotação nas turbinas a
gás
heavy-duty e a vapor (pu).
Simulações
225
Figura 9.45 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Figura 9.46 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Simulações
226
Figura 9.47 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Figura 9.48 – Rotação.
Simulações
227
Figura 9.49 – Controle do VIGV.
Figura 9.50 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
228
Figura 9.51 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e na Turbina a Vapor.
A potência mecânica da turbina a gás sofre rápida redução (Figura 9.45), devido
à diminuição súbita de carga no sistema e em seguida se eleva devido à ação do controle
de temperatura. Observa-se na Figura 9.46 que a turbina a vapor sai de operação, visto
que quando a rotação da turbina a gás é maior do que a da turbina a vapor (Figura 9.51),
o
clutch promove o desacoplamento da turbina a vapor com relação ao gerador elétrico.
Verifica-se que a temperatura de exaustão tem uma diminuição inicial, devido ao
decremento na relação combustível/ar na câmara de combustão, no entanto, através das
ações do controle de temperatura e do
VIGV, a mesma retorna posteriormente a valores
próximos dos nominais (Figura 9.47). Observa-se também uma elevação na rotação
(Figura 9.48) que ocorre devido à redução da carga, à atuação do
VIGV (Figura 9.49) e à
ação do regulador de velocidade com queda em regime permanente. Pode-se observar
também que o controle de velocidade é preponderante durante todo o tempo (Figura
9.50).
Simulações
229
9.2.3. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo
combinado do tipo single-shaft sem a presença do clutch,
inseridas em um sistema radial máquina/barramento infinito
No presente item são realizadas análises comparativas entre as configurações em
ciclo combinado do tipo
single-shaft com turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas,
sem a presença do
clutch, inseridas em um sistema radial máquina x barramento
infinito, conforme diagrama apresentado na Figura 9.2. As análises consideram a
operação em regime permanente e a perda temporária, durante 0,1 [s], de uma das duas
linhas de transmissão que conectam a máquina síncrona ao barramento infinito.
• Regime permanente
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás
heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, sem a presença do
clutch, inseridas no sistema radial
máquina/barramento infinito, admitindo a operação em regime permanente.
A Figura 9.52, a Figura 9.53, a Figura 9.54, a Figura 9.55, a Figura 9.56, a
Figura 9.57, a Figura 9.58 e a Figura 9.59 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica total (pu), a potência mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da
turbina a vapor (pu), a temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o
controle do
VIGV (pu), a potência elétrica (pu) e o ângulo delta (graus).
Simulações
230
Figura 9.52 – Potência Mecânica Total.
Figura 9.53 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
231
Figura 9.54 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.55 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
232
Figura 9.56 – Rotação.
Figura 9.57 – Controle do VIGV.
Simulações
233
Figura 9.58 – Potência Elétrica.
Figura 9.59 – Ângulo Delta.
Simulações
234
Como não houve perturbação no sistema, observa-se que a potência mecânica
total, a potência mecânica da turbina a gás e a potência mecânica da turbina a vapor
permanecem constantes (Figura 9.52, Figura 9.53 e Figura 9.54). A temperatura de
exaustão da turbina a gás também permanece constante, como pode ser visto na Figura
9.55. Na Figura 9.56 observa-se que não houve variação na rotação, e na Figura 9.57
verifica-se que não houve atuação do
VIGV. A potência elétrica e o ângulo delta
também permanecem constantes, como pode ser verificado na Figura 9.58 e na Figura
9.59, respectivamente.
• Perda de uma LT
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, sem a presença do
clutch, inseridas no sistema radial
máquina/barramento infinito, e com a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.60, a Figura 9.61, a Figura 9.62, a Figura 9.63, a Figura 9.64, a
Figura 9.65, a Figura 9.66 e a Figura 9.67 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica total (pu), a potência mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da
turbina a vapor (pu), a temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o
controle do VIGV (pu), a potência elétrica (pu) e o ângulo delta (graus).
Simulações
235
Figura 9.60 – Potência Mecânica Total.
Figura 9.61 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
236
Figura 9.62 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.63 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
237
Figura 9.64 – Rotação.
Figura 9.65 – Controle do VIGV.
Simulações
238
Figura 9.66 – Potência Elétrica.
Figura 9.67 – Ângulo Delta.
Simulações
239
A potência mecânica total, a potência mecânica da turbina a gás e a potência
mecânica da turbina a vapor sofrem rápida redução (Figura 9.60, Figura 9.61 e Figura
9.62), devido à perda momentânea da linha de transmissão e em seguida se elevam
retornando a valores próximos dos nominais. Verifica-se que a temperatura de exaustão
tem uma diminuição inicial, devido ao decremento na relação combustível/ar na câmara
de combustão, no entanto, através das ações do controle de temperatura e do
VIGV
(Figura 9.65), a mesma retorna a um valor próximo do nominal (Figura 9.63). A
rotação, a potência elétrica, e o ângulo delta sofrem inicialmente uma variação,
atingindo posteriormente valores próximos dos nominais, como pode ser verificado na
Figura 9.64, na Figura 9.66 e na Figura 9.67, respectivamente.
Os resultados mostram que os comportamentos das diversas configurações são
bastante semelhantes. Observa-se, entre as configurações analisadas, que a turbina a gás
aeroderivativa com
spool simples e turbina livre apresenta as maiores oscilações e a
turbina a gás aeroderivativa com três
spools apresenta as menores oscilações. Vale
ressaltar que as turbinas aeroderivativas avançadas
apresentam respostas um pouco mais
rápidas do que aquelas observadas para as demais configurações.
9.2.4. Turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas em ciclo
combinado do tipo single-shaft com a presença do clutch,
inseridas em um sistema radial máquina/barramento infinito
No presente item são realizadas análises em um sistema radial máquina x
barramento infinito, conforme diagrama apresentado na Figura 9.2, para cada uma das
configurações em ciclo combinado do tipo
single-shaft com turbinas a gás heavy-duty e
aeroderivativas, com a presença do
clutch. Como perturbação, é admitida a perda
temporária, durante 0,1 [s], de uma das duas linhas de transmissão que conectam a
máquina síncrona ao barramento infinito.
Também neste item são feitas algumas análises comparativas entre as
configurações em ciclo combinado mencionadas.
Simulações
240
• Análise das configurações considerando a perda de uma LT
a) Turbina a Gás Heavy-Duty
Nesta análise é considerada a turbina a gás
heavy-duty, com a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento infinito, e com a perda
temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.68, a Figura 9.69, a Figura 9.70, a Figura 9.71, a Figura 9.72, a
Figura 9.73, a Figura 9.74 e a Figura 9.75 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações na rotação das turbinas a gás
e a vapor (pu).
Figura 9.68 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
241
Figura 9.69 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.70 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
242
Figura 9.71 – Rotação.
Figura 9.72 – Controle do VIGV.
Simulações
243
Figura 9.73 – Potência Elétrica.
Figura 9.74 – Ângulo Delta.
Simulações
244
Figura 9.75 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e na Turbina a Vapor.
A potência mecânica da turbina a gás sofre rápida redução (Figura 9.68), devido
à perda momentânea da linha de transmissão e em seguida se eleva retornando a um
valor próximo do nominal. Observa-se na Figura 9.69 que a turbina a vapor sai de
operação, pois a rotação da turbina a gás é maior do que a da turbina a vapor (Figura
9.75), havendo assim a atuação do
clutch. Verifica-se que a temperatura de exaustão
tem uma diminuição inicial, devido ao decremento na relação combustível/ar na câmara
de combustão, no entanto, através das ações do controle de temperatura e do
VIGV
(Figura 9.72), a mesma retorna a um valor próximo do nominal (Figura 9.70). A
rotação, a potência elétrica, e o ângulo delta sofrem inicialmente uma variação,
atingindo posteriormente valores próximos dos nominais, como pode ser verificado na
Figura 9.71, na Figura 9.73 e na Figura 9.74, respectivamente.
Simulações
245
b) Turbina a Gás Aeroderivativa – Spool Simples e Turbina Livre
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com
spool simples e
turbina livre, com a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento
infinito, e com a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.76, a Figura 9.77, a Figura 9.78, a Figura 9.79, a Figura 9.80, a
Figura 9.81, a Figura 9.82 e a Figura 9.83 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações de rotação nas turbinas a gás
e a vapor (pu).
Figura 9.76 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
246
Figura 9.77 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.78 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
247
Figura 9.79 – Rotação.
Figura 9.80 – Controle do VIGV.
Simulações
248
Figura 9.81 – Potência Elétrica.
Figura 9.82 – Ângulo Delta.
Simulações
249
Figura 9.83 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor.
Observa-se que o comportamento da turbina a gás aeroderivativa com
spool
simples e turbina livre é bastante semelhante ao observado para a turbina a gás heavy-
duty
, analisada no item a. Na Figura 9.78 e na Figura 9.80 verifica-se que a temperatura
de exaustão e o controle do
VIGV apresentam oscilações maiores do que as observadas
para a turbina a gás
heavy-duty.
c) Turbina a Gás Aeroderivativa – Dois Spools e Turbina Livre
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com dois
spools e
turbina livre, com a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento
infinito, e com a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.84, a Figura 9.85, a Figura 9.86, a Figura 9.87, a Figura 9.88, a
Figura 9.89, a Figura 9.90 e a Figura 9.91 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
Simulações
250
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações na rotação das turbinas a gás
e a vapor (pu).
Figura 9.84 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
251
Figura 9.85 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.86 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
252
Figura 9.87 – Rotação.
Figura 9.88 – Controle do VIGV.
Simulações
253
Figura 9.89 – Potência Elétrica.
Figura 9.90 – Ângulo Delta.
Simulações
254
Figura 9.91 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor.
A turbina a gás aeroderivativa com dois
spools e turbina livre apresenta
comportamento bastante semelhante ao das turbinas a gás
heavy-duty (item a) e
aeroderivativa com
spool simples e turbina livre (item b). Na Figura 9.84 verifica-se que
a potência mecânica da turbina a gás sofre redução menor do que a observada nas
referidas configurações. Observa-se na Figura 9.86 e na Figura 9.88 que a temperatura
de exaustão e o controle do
VIGV apresentam oscilações maiores do que as observadas
para a turbina a gás
heavy-duty.
d) Turbina a Gás Aeroderivativa – Dois Spools
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com dois
spools, com
a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento infinito, e com a
perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.92, a Figura 9.93, a Figura 9.94, a Figura 9.95, a Figura 9.96, a
Figura 9.97, a Figura 9.98 e a Figura 9.99 apresentam, respectivamente, a potência
Simulações
255
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações de rotação da turbina a gás e
da turbina a vapor (pu).
Figura 9.92 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
256
Figura 9.93 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.94 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
257
Figura 9.95 – Rotação.
Figura 9.96 – Controle do VIGV.
Simulações
258
Figura 9.97 – Potência Elétrica.
Figura 9.98 – Ângulo Delta.
Simulações
259
Figura 9.99 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor.
A turbina a gás aeroderivativa com dois
spools apresenta comportamento
semelhante ao das turbinas a gás
heavy-duty (item a) e aeroderivativas tradicionais
(itens b e c), entretanto apresenta respostas um pouco mais rápidas do que as observadas
para as referidas configurações. Observa-se na Figura 9.94 e na Figura 9.96 que a
temperatura de exaustão e o controle do
VIGV apresentam oscilações menores do que as
observadas para as turbinas a gás
heavy-duty e aeroderivativas tradicionais.
e) Turbina a Gás Aeroderivativa – Três Spools
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com três
spools, com a
presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento infinito, e com a
perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.100, a Figura 9.101, a Figura 9.102, a Figura 9.103, a Figura 9.104, a
Figura 9.105, a Figura 9.106 e a Figura 9.107 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
Simulações
260
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações de rotação das turbinas a gás
e a vapor (pu).
Figura 9.100 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
261
Figura 9.101 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.102 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
262
Figura 9.103 – Rotação.
Figura 9.104 – Controle do VIGV.
Simulações
263
Figura 9.105 – Potência Elétrica.
Figura 9.106 – Ângulo Delta.
Simulações
264
Figura 9.107 – Variação na Rotação da Turbina a Gás e da Turbina a Vapor.
A turbina a gás aeroderivativa com três
spools apresenta comportamento
semelhante ao observado para as demais turbinas, entretanto apresenta respostas um
pouco mais rápidas do que as verificadas para as turbinas a gás
heavy-duty e
aeroderivativas tradicionais. Observa-se entre as configurações analisadas que a turbina
a gás aeroderivativa com três
spools apresenta as menores oscilações.
• Análise comparativa entre as configurações
a) Regime Permanente
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás
heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, com a presença do
clutch, inseridas no sistema radial
máquina/barramento infinito, admitindo a operação em regime permanente.
A Figura 9.108, a Figura 9.109, a Figura 9.110, a Figura 9.111, a Figura 9.112, a
Figura 9.113, a Figura 9.114 e a Figura 9.115 apresentam, respectivamente, a potência
Simulações
265
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações na rotação das turbinas a gás
heavy-duty e a vapor (pu).
Figura 9.108 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
266
Figura 9.109 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.110 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
267
Figura 9.111 – Rotação.
Figura 9.112 – Controle do VIGV.
Simulações
268
Figura 9.113 – Potência Elétrica.
Figura 9.114 – Ângulo Delta.
Simulações
269
Figura 9.115 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e da Turbina a Vapor.
Como não houve perturbação no sistema, observa-se que a potência mecânica da
turbina a gás e a potência mecânica da turbina a vapor permanecem constantes (Figura
9.108 e Figura 9.109). A temperatura de exaustão da turbina a gás também permanece
constante, como pode ser visto na Figura 9.110. Na Figura 9.111 observa-se que não
houve variação na rotação, e na Figura 9.112 verifica-se que não houve atuação do
VIGV. A potência elétrica, o ângulo delta e as variações de rotação da turbina a gás
heavy-duty e da turbina a vapor também permanecem constantes, como pode ser
verificado na Figura 9.113, na Figura 9.114 e na Figura 9.115, respectivamente.
b) Perda de uma LT
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as quatro
configurações aeroderivativas, com a presença do
clutch, inseridas no sistema radial
máquina/barramento infinito, e com a perda temporária de uma linha de transmissão.
Simulações
270
A Figura 9.116, a Figura 9.117, a Figura 9.118, a Figura 9.119, a Figura 9.120, a
Figura 9.121, a Figura 9.122 e a Figura 9.123 apresentam, respectivamente, a potência
mecânica da turbina a gás (pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a
temperatura de exaustão da turbina a gás (ºC), a rotação (pu), o controle do
VIGV (pu), a
potência elétrica (pu), o ângulo delta (graus) e as variações na rotação das turbinas a gás
heavy-duty e a vapor (pu).
Figura 9.116 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
271
Figura 9.117 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.118 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
272
Figura 9.119 – Rotação.
Figura 9.120 – Controle do VIGV.
Simulações
273
Figura 9.121 – Potência Elétrica.
Figura 9.122 – Ângulo Delta.
Simulações
274
Figura 9.123 – Variação na Rotação da Turbina a Gás Heavy-Duty e da Turbina a Vapor.
Os resultados mostram que os comportamentos das diversas configurações são
bastante semelhantes. Verifica-se que a temperatura de exaustão e o controle do
VIGV
das turbinas a gás aeroderivativas tradicionais apresentam oscilações maiores do que as
observadas para as turbinas a gás
heavy-duty e aeroderivativas avançadas. Observa-se
entre as configurações analisadas que a turbina a gás aeroderivativa com três
spools
apresenta as menores oscilações
. Vale ressaltar que as turbinas aeroderivativas
avançadas
apresentam respostas um pouco mais rápidas do que aquelas observadas para
as demais configurações.
9.2.5. Análise comparativa entre as turbinas a gás heavy-duty e
aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft,
inseridas em um sistema radial máquina/barramento infinito,
com e sem a presença do clutch
Neste item são feitas análises comparativas para cada uma das configurações em
ciclo combinado do tipo
single-shaft com turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas,
Simulações
275
com e sem a presença do
clutch, inseridas em um sistema radial máquina x barramento
infinito, conforme diagrama apresentado na Figura 9.2. Como perturbação, é admitida a
perda temporária, durante 0,1 [s], de uma das duas linhas de transmissão que conectam
a máquina síncrona ao barramento infinito.
• Turbina a Gás Heavy-Duty
Nesta análise é considerada a turbina a gás
heavy-duty, com e sem a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento infinito, e com a perda
temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.124 e a Figura 9.125 apresentam, respectivamente, a potência elétrica
(pu) e o ângulo delta (graus).
Figura 9.124 – Potência Elétrica.
Simulações
276
Figura 9.125 – Ângulo Delta.
• Turbina a Gás Aeroderivativa – Spool Simples e Turbina Livre
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com
spool simples e
turbina livre, com e sem a presença do
clutch, inserida no sistema radial
máquina/barramento infinito, e com a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.126 e a Figura 9.127 apresentam, respectivamente, a potência elétrica
(pu) e o ângulo delta (graus).
Simulações
277
Figura 9.126 – Potência Elétrica.
Figura 9.127 – Ângulo Delta.
Simulações
278
• Turbina a Gás Aeroderivativa – Dois Spools e Turbina Livre
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com dois
spools e
turbina livre, com e sem a presença do
clutch, inserida no sistema radial
máquina/barramento infinito, e com a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.128 e a Figura 9.129 apresentam, respectivamente, a potência elétrica
(pu) e o ângulo delta (graus).
Figura 9.128 – Potência Elétrica.
Simulações
279
Figura 9.129 – Ângulo Delta.
• Turbina a Gás Aeroderivativa – Dois Spools
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com dois
spools, com
e sem a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento infinito, e
com a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.130 e a Figura 9.131 apresentam, respectivamente, a potência elétrica
(pu) e o ângulo delta (graus).
Simulações
280
Figura 9.130 – Potência Elétrica.
Figura 9.131 – Ângulo Delta.
Simulações
281
• Turbina a Gás Aeroderivativa – Três Spools
Nesta análise é considerada a turbina a gás aeroderivativa com três
spools, com e
sem a presença do
clutch, inserida no sistema radial máquina/barramento infinito, e com
a perda temporária de uma linha de transmissão.
A Figura 9.132 e a Figura 9.133 apresentam, respectivamente, a potência elétrica
(pu) e o ângulo delta (graus).
Figura 9.132 – Potência Elétrica.
Simulações
282
Figura 9.133 – Ângulo Delta.
Os resultados mostram que as configurações analisadas com a presença do
clutch apresentam respostas um pouco mais rápidas do que aquelas observadas para as
configurações sem a presença do
clutch. Observa-se que a atuação do clutch promove
uma redução da potência elétrica gerada, evidenciando sua atuação como um esquema
de alívio de geração.
9.3. Sistema com 49 barras – Sistema Brazilian Birds (SBB)
Para as simulações realizadas neste item utilizou-se o sistema teste
Brazilian
Birds
(SBB) cujos dados, parâmetros característicos e diagrama unifilar estão
apresentados no Anexo deste trabalho.
O sistema
Brazilian Birds é um sistema fictício composto de duas áreas,
denominadas áreas A e B, interligadas através de linhas de transmissão em 440 kV,
cujos dados e parâmetros são reais.
Simulações
283
A área A é composta das barras de Canário, Cardeal, Sanhaço, Curió, Tiziu,
Sabiá, Azulão, Pardal, Bicudo e Chopim. A área B é composta das barras de Tucano,
Gavião, Garça, Urubu, Arara, Pelicano e Coruja.
O ciclo combinado inserido no Sistema
Brazilian Birds está representado por
uma planta composta por uma turbina a gás e uma turbina térmica a vapor acionando
um único gerador elétrico, configuração (1.1.1). A mesma é implementada no
barramento de Sabiá.
Para este sistema são realizadas análises comparativas entre as configurações em
ciclo combinado do tipo
single-shaft com turbinas a gás heavy-duty e aeroderivativas,
sem a presença do
clutch, em regime permanente, e admitindo-se perturbações como:
elevação de potência de 40 MW e redução de potência de 40 MW, ambas na barra de
Sabiá do Sistema SBB.
• Regime Permanente
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as configurações
aeroderivativas (tradicional e avançada), no sistema SBB, sem perturbação.
A Figura 9.134, a Figura 9.135, a Figura 9.136, a Figura 9.137, a Figura 9.138, a
Figura 9.139, a Figura 9.140, a Figura 9.141 e a Figura 9.142 apresentam,
respectivamente, a potência mecânica total (pu), a potência mecânica da turbina a gás
(pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a temperatura de exaustão da turbina
a gás (ºC), o controle do VIGV (pu), o seletor de valor mínimo da turbina a gás heavy-
duty
(pu), a saída do seletor de valor mínimo da turbina a gás heavy-duty (pu), a
potência mecânica de Sabiá (MW) e a frequência de Sabiá (Hz).
■ Turbina a Gás
Heavy-Duty
■ Turbina a Gás Aeroderivativa Tradicional
■ Turbina a Gás Aeroderivativa Avançada
Simulações
284
Figura 9.134 – Potência Mecânica Total.
Figura 9.135 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
285
Figura 9.136 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.137 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
286
Figura 9.138 – Controle do VIGV.
Figura 9.139 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
287
Figura 9.140 – Saída do Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Figura 9.141 – Potência Mecânica de Sabiá.
Simulações
288
Figura 9.142 – Frequência de Sabiá.
Como não houve variação de potência no sistema, observa-se que a potência
mecânica total, a potência mecânica da turbina a gás e a potência mecânica da turbina a
vapor permanecem constantes (Figura 9.134, Figura 9.135 e Figura 9.136). A
temperatura de exaustão da turbina a gás também permanece constante, como pode ser
visto na Figura 9.137. Na Figura 9.138 verifica-se que não houve atuação do
VIGV. Os
sinais dos controles de velocidade, temperatura e aceleração da turbina a gás
heavy-
duty
, admitidos como entrada no bloco referente ao seletor de valor mínimo, também
permanecem constantes (Figura 9.139). Da mesma forma, não se verifica variação na
saída do seletor de valor mínimo da turbina a gás
heavy-duty (Figura 9.140), na potência
mecânica de Sabiá (Figura 9.141) e na frequência de Sabiá (Figura 9.142).
• Elevação de Potência de 40 MW
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as configurações
aeroderivativas (tradicional e avançada), no sistema SBB, com elevação de potência de
40 MW (correspondente a 3,3% da carga total do sistema).
A Figura 9.143, a Figura 9.144, a Figura 9.145, a Figura 9.146, a Figura 9.147, a
Figura 9.148, a Figura 9.149, a Figura 9.150 e a Figura 9.151 apresentam,
Simulações
289
respectivamente, a potência mecânica total (pu), a potência mecânica da turbina a gás
(pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a temperatura de exaustão da turbina
a gás (ºC), o controle do
VIGV (pu), o seletor de valor mínimo da turbina a gás heavy-
duty
(pu), a saída do seletor de valor mínimo da turbina a gás heavy-duty (pu), a
potência mecânica de Sabiá (MW) e a frequência de Sabiá (Hz).
■ Turbina a Gás
Heavy-Duty
■ Turbina a Gás Aeroderivativa Tradicional
■ Turbina a Gás Aeroderivativa Avançada
Figura 9.143 – Potência Mecânica Total.
Simulações
290
Figura 9.144 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Figura 9.145 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Simulações
291
Figura 9.146 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Figura 9.147 – Controle do VIGV.
Simulações
292
Figura 9.148 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Figura 9.149 – Saída do Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
293
Figura 9.150 – Potência Mecânica de Sabiá.
Figura 9.151 – Frequência de Sabiá.
A potência mecânica total e a potência mecânica da turbina a gás sofrem rápida
elevação (Figura 9.143 e Figura 9.144), devido ao aumento súbito de potência no
sistema e em seguida diminuem. Tal variação na potência gerada determina uma
elevação inicial na temperatura de exaustão da turbina a gás (Figura 9.146). A ação
rápida do
VIGV, abrindo as pás móveis do compressor (Figura 9.147), promove redução
na temperatura de exaustão, a qual alcança valores próximos dos nominais em regime
Simulações
294
permanente. Como a turbina a gás sofre elevação de potência, a turbina a vapor também
mostra este comportamento (Figura 9.145), só que de forma mais lenta, devido ao
tempo de resposta da HRSG. Pode-se observar, na Figura 9.145, que inicialmente há
uma leve redução na potência mecânica da turbina a vapor. Isto ocorre porque, além de
depender do fluxo de gás da turbina a gás, a potência mecânica da unidade a vapor é
também influenciada pela redução da rotação da turbina a gás. Na Figura 9.148, que
apresenta a atuação dos controles de velocidade, temperatura e aceleração da turbina a
gás
heavy-duty, observa-se que o controle de velocidade é preponderante durante a
maior parte do tempo, pois o seu sinal de resposta corresponde ao sinal de saída do
seletor de valor mínimo (Figura 9.149). A potência mecânica de Sabiá sofre rápida
elevação (Figura 9.150), e em seguida decresce. Já a freqüência de Sabiá apresenta uma
redução, mostrada na Figura 9.151.
• Redução de Potência de 40 MW
Nesta análise são consideradas as turbinas a gás heavy-duty e as configurações
aeroderivativas (tradicional e avançada), no sistema SBB, com redução de potência de
40 MW (correspondente a 3,3% da carga total do sistema).
A Figura 9.152, a Figura 9.153, a Figura 9.154, a Figura 9.155, a Figura 9.156, a
Figura 9.157, a Figura 9.158, a Figura 9.159 e a Figura 9.160 apresentam,
respectivamente, a potência mecânica total (pu), a potência mecânica da turbina a gás
(pu), a potência mecânica da turbina a vapor (pu), a temperatura de exaustão da turbina
a gás (ºC), o controle do
VIGV (pu), o seletor de valor mínimo da turbina a gás heavy-
duty
(pu), a saída do seletor de valor mínimo da turbina a gás heavy-duty (pu), a
potência mecânica de Sabiá (MW) e a frequência de Sabiá (Hz).
■ Turbina a Gás
Heavy-Duty
■ Turbina a Gás Aeroderivativa Tradicional
■ Turbina a Gás Aeroderivativa Avançada
Simulações
295
Figura 9.152 – Potência Mecânica Total.
Figura 9.153 – Potência Mecânica da Turbina a Gás.
Simulações
296
Figura 9.154 – Potência Mecânica da Turbina a Vapor.
Figura 9.155 – Temperatura de Exaustão da Turbina a Gás.
Simulações
297
Figura 9.156 – Controle do VIGV.
Figura 9.157 – Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Simulações
298
Figura 9.158 – Saída do Seletor de Valor Mínimo da Turbina a Gás Heavy-Duty.
Figura 9.159 – Potência Mecânica de Sabiá.
Simulações
299
Figura 9.160 – Frequência de Sabiá.
A potência mecânica total e a potência mecânica da turbina a gás sofrem rápida
diminuição (Figura 9.152 e Figura 9.153), devido à redução súbita de potência no
sistema e em seguida se elevam. Tal variação na potência gerada determina uma
redução inicial na temperatura de exaustão da turbina a gás (Figura 9.155). A ação
rápida do
VIGV, fechando as pás móveis do compressor (Figura 9.156), promove
elevação na temperatura de exaustão, a qual alcança valores próximos dos nominais em
regime permanente. Como a turbina a gás sofre redução de potência, a turbina a vapor
também mostra este comportamento (Figura 9.154), só que de forma mais lenta, devido
ao tempo de resposta da HRSG. Pode-se observar, na Figura 9.154, que inicialmente há
uma leve elevação na potência mecânica da turbina a vapor. Isto ocorre porque, além de
depender do fluxo de gás da turbina a gás, a potência mecânica da unidade a vapor é
também influenciada pela elevação da rotação da turbina a gás. Na Figura 9.157, que
apresenta a atuação dos controles de velocidade, temperatura e aceleração da turbina a
gás
heavy-duty, observa-se que o controle de velocidade é preponderante durante todo o
tempo, pois o seu sinal de resposta corresponde ao sinal de saída do seletor de valor
mínimo (Figura 9.158). A potência mecânica de Sabiá sofre rápida diminuição (Figura
9.159), e em seguida se eleva. Já a freqüência de Sabiá apresenta uma elevação,
mostrada na Figura 9.160.
Conclusão
300
CAPÍTULO 10
10. CONCLUSÃO
Este trabalho apresenta as principais configurações em ciclo combinado gás-
vapor do tipo
single-shaft, descrevendo de maneira geral os principais elementos
componentes que têm influência no comportamento dinâmico da planta. São
desenvolvidos modelos matemáticos baseados nos modelos propostos por Rowen
[1983], Rowen [1992], Hannett [1994], Bagnasco [1998] e Kakimoto [2003].
Dentre os componentes representados na turbina a gás destacam-se o consumo
próprio da turbina para manter o compressor, o sistema de combustível (que pode ser
para combustíveis líquido ou gasoso), o posicionador de válvula, o combustor e o
gerador de gás (no caso de turbinas aeroderivativas).
Com relação aos controles, os mais importantes são: o regulador de velocidade
(controle principal), o controle de temperatura e o controle de aceleração (os quais têm
ação limitadora, como forma de proteger a integridade da turbina a gás).
Nos modelos das turbinas a gás há outras funções importantes, tais como: o
seletor de valor mínimo (seleciona o menor sinal entre os três controles com o objetivo
de minimizar o consumo de combustível), o bloco limitador (atua como
backup do
controle de temperatura e também garante a combustão ativa) além das equações que
determinam a temperatura dos gases de exaustão, do conjugado mecânico e também da
quantidade dos gases de exaustão.
Outro controle nas turbinas a gás de fundamental importância para operação em
ciclo combinado diz respeito ao
VIGV que tem como função tentar manter constante a
relação ar/combustível na câmara de combustão, salvaguardando a eficiência da turbina
a gás nas mais diversas condições operativas.
Conclusão
301
As caldeiras de recuperação são normalmente representadas por duas constantes
de tempo, uma delas associadas à transferência de calor entre os gases de exaustão e o
vapor, e a outra ao acúmulo de vapor. Há também a possibilidade de se considerar uma
parcela relativa à existência de queima suplementar no modelo.
Na turbina a vapor os principais elementos representados são: câmara de vapor,
reaquecedor,
crossover piping, fatores de participação de cada estágio de pressão e
limitadores. Pode-se ainda representar a inserção de regulador de velocidade, mas
normalmente este controle não é considerado, pois têm influência pequena no
comportamento dinâmico devido às altas constantes de tempo das caldeiras de
recuperação. Por motivo de eficiência a turbina a vapor geralmente segue as mudanças
ocorridas na turbina a gás.
Com o agrupamento dos componentes representados e a correta modelagem
matemática destes, pode-se analisar o comportamento de uma planta operando em ciclo
combinando do tipo
single-shaft. Nessa análise, as grandezas mais importantes
avaliadas são: a potência mecânica das turbinas, a velocidade de eixo, a temperatura dos
gases de exaustão da turbina a gás, a posição do
VIGV, os três sinais de controle da
turbina a gás.
As simulações realizadas consideram um sistema radial simples e um sistema
com 49 barras, denominado
Sistema Brazilian Birds – SBB, cujo diagrama unifilar é
apresentado na Figura A. 2.
As simulações que consideram o sistema radial simples utilizam configurações
com turbinas a gás
heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-
shaft
sem e com a presença do clutch, nas quais a máquina síncrona está atendendo
diretamente uma carga, conforme diagrama unifilar apresentado na Figura 9.1, e
configurações com turbinas a gás
heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do
tipo
single-shaft sem e com a presença do clutch, inseridas em um sistema radial
composto por uma máquina síncrona conectada a um barramento infinito através de
duas linhas de transmissão, conforme diagrama apresentado na Figura 9.2.
Conclusão
302
Já as simulações que consideram o sistema multimáquinas utilizam
configurações com turbinas a gás
heavy-duty e aeroderivativas em ciclo combinado do
tipo
single-shaft sem a presença do clutch, implementadas no barramento de Sabiá do
Sistema SBB.
Os resultados obtidos para as simulações que consideram turbinas a gás
heavy-
duty
e aeroderivativas em ciclo combinado do tipo single-shaft sem a presença do
clutch,
mostram que quando ocorre um acréscimo súbito de carga no sistema, a potência
mecânica da turbina a gás sofre rápida elevação e em seguida decresce devido à ação do
controle de temperatura e a turbina a vapor também apresenta este comportamento, só
que de forma mais lenta devido às elevadas constantes de tempo verificadas na caldeira
de recuperação. Também verifica-se que a temperatura de exaustão tem uma elevação
inicial, devido ao incremento na relação combustível/ar na câmara de combustão, no
entanto, através das ações do controle de temperatura e do
VIGV, a mesma retorna
posteriormente a valores próximos dos nominais. Observa-se uma redução na rotação
que ocorre devido ao aumento da carga, à atuação do
VIGV e à ação do regulador de
velocidade com queda em regime permanente e verifica-se também que o controle de
velocidade é preponderante durante todo o tempo.
Quando há diminuição súbita de carga no sistema, observa-se que a potência
mecânica da turbina a gás sofre rápida redução e em seguida se eleva, o que ocasiona
uma redução na potência mecânica da turbina a vapor, só que de forma mais lenta em
face do tempo de resposta da caldeira de recuperação. Também a temperatura de
exaustão tem uma diminuição inicial, no entanto, retorna posteriormente a valores
próximos dos nominais. Observa-se também uma elevação na rotação e a atuação do
controle de velocidade que é preponderante durante todo o tempo.
Os resultados obtidos para as configurações com a presença do
clutch são
semelhantes aos obtidos para as configurações sem a presença do mesmo. Vale ressaltar
que neste caso, a turbina a vapor sai de operação, visto que quando a rotação da turbina
a gás é maior do que a da turbina a vapor, o
clutch promove o desacoplamento da
turbina a vapor com relação ao gerador elétrico.
Conclusão
303
Para as simulações que consideram turbinas a gás
heavy-duty e aeroderivativas
em ciclo combinado do tipo
single-shaft sem a presença do clutch, inseridas em um
sistema radial máquina x barramento infinito, verifica-se que quando ocorre a perda
temporária, durante 0,1 [s], de uma das duas linhas de transmissão que conectam a
máquina síncrona ao barramento infinito, a potência mecânica da turbina a gás e a
potência mecânica da turbina a vapor sofrem rápida redução e em seguida se elevam
retornando a valores próximos dos nominais. Verifica-se que a temperatura de exaustão
tem uma diminuição inicial, devido ao decremento na relação combustível/ar na câmara
de combustão, no entanto, através das ações do controle de temperatura e do
VIGV, a
mesma retorna a um valor próximo do nominal. A rotação, a potência elétrica, e o
ângulo delta sofrem inicialmente uma variação, atingindo posteriormente valores
próximos dos nominais. Os resultados obtidos para as configurações com a presença do
clutch são semelhantes aos obtidos para as configurações sem a presença do mesmo,
destacando-se que neste caso, a turbina a vapor sai de operação, visto que quando a
rotação da turbina a gás é maior do que a da turbina a vapor, há a atuação do
clutch.
Já nas simulações que consideram o sistema multimáquinas, observa-se que
quando ocorre aumento súbito de potência no sistema, a potência mecânica total e a
potência mecânica da turbina a gás sofrem rápida elevação e em seguida diminuem. Tal
variação na potência gerada determina uma elevação inicial na temperatura de exaustão
da turbina a gás. A ação rápida do
VIGV, abrindo as pás móveis do compressor,
promove redução na temperatura de exaustão, a qual alcança valores próximos dos
nominais em regime permanente. Como a turbina a gás sofre elevação de potência, a
turbina a vapor também mostra este comportamento, só que de forma mais lenta, devido
ao tempo de resposta da HRSG. Observa-se que o controle de velocidade é
preponderante durante a maior parte do tempo, pois o seu sinal de resposta corresponde
ao sinal de saída do seletor de valor mínimo.
Quando ocorre redução súbita de potência no sistema, a potência mecânica total
e a potência mecânica da turbina a gás sofrem rápida diminuição e em seguida se
elevam e a turbina a vapor também apresenta este comportamento, só que de forma
mais lenta. Verifica-se uma redução inicial na temperatura de exaustão da turbina a gás,
Conclusão
304
a qual alcança posteriormente valores próximos dos nominais e observa-se que o
controle de velocidade é preponderante durante todo o tempo.
Verifica-se que a resposta das turbinas a gás é muito mais rápida quando
comparada à das turbinas a vapor. A resposta das turbinas a vapor apresenta esta
característica de resposta lenta devido às altas constantes de tempo existentes nas
caldeiras de recuperação. Assim, para o tempo de análise considerado, as unidades a gás
apresentam maior influência no comportamento do sistema.
Outro ponto de destaque é o da representação do controlador
VIGV, que procura
manter constante a temperatura de exaustão da turbina a gás, temperatura esta de grande
influência na eficiência e na dinâmica do ciclo combinado.
Através das simulações, verifica-se que o controle de velocidade das turbinas a
gás é atuante para a maioria dos casos, durante todo o tempo. Pode-se notar que quando
o controle de velocidade atua, o controle do
VIGV tende a manter a temperatura
constante.
Os resultados mostram que os comportamentos das diversas configurações em
ciclo combinado do tipo
single-shaft são semelhantes. De uma forma geral, observa-se
entre as configurações analisadas, que as turbinas a gás aeroderivativas tradicionais
apresentam as maiores oscilações e as turbinas aeroderivativas avançadas apresentam as
menores. Vale ressaltar que as configurações com turbinas aeroderivativas avançadas
apresentam respostas um pouco mais rápidas do que aquelas observadas para as demais
configurações.
Observa-se também que quando a rotação da turbina a gás é maior do que a da
turbina a vapor, o
clutch promove o desacoplamento da turbina a vapor com relação ao
gerador elétrico, e portanto esta turbina sai de operação.
Vale destacar que as configurações analisadas com a presença do
clutch
apresentam respostas um pouco mais rápidas do que aquelas observadas para as
configurações sem a presença do
clutch. Observa-se que a atuação deste acoplamento
Conclusão
305
promove uma redução da potência elétrica gerada, evidenciando sua atuação como um
esquema de alívio de geração.
A representação de uma planta que opera em ciclo combinado do tipo
single-
shaft
de forma integrada (turbina a gás, caldeira de recuperação e turbina a vapor),
considerando as características de resposta de todos os componentes apresentados e
representados matematicamente neste trabalho, mostra-se de suma importância na
análise da estabilidade eletromecânica de sistemas de potência, uma vez que as
respostas dos componentes interferem no comportamento dinâmico da unidade
geradora. Caso haja omissão de algum dos referidos componentes no modelo
matemático utilizado nas simulações realizadas no presente trabalho, ocorrerão erros
nas respostas obtidas para as diversas configurações analisadas.
Os resultados obtidos, com as simulações dos diversos modelos matemáticos
considerados, são coerentes, mostrando que estes modelos são adequados para os
estudos em questão.
10.1. Trabalhos Futuros
Como trabalhos futuros propõem-se:
1) A incorporação dos modelos apresentados neste trabalho em sistemas
elétricos de potência reais para análise da influência dos mesmos no comportamento
dinâmico destes sistemas.
2) A implementação dos modelos apresentados neste trabalho através do
programa
Alternative Transient Program – ATP, de forma a verificar os esforços
torcionais no eixo.
Conclusão
306
10.2. Apresentação do Trabalho
Este trabalho foi apresentado no
XI SEPOPE - XI Symposium Of Specialists In
Electric Operational And Expansion Planning
, realizado de 16 a 20 de março de 2009
em Belém-PA.
Bibliografia
307
CAPÍTULO 11
11. BIBLIOGRAFIA
O desenvolvimento do presente trabalho baseou-se nas seguintes referências
bibliográficas.
Anderson, P.M., and A.A. Fouad, 1977. “Power System Control and Stability”. Asme,
Iowa: The Iowa State University Press.
Bagnasco, A., 1998. “Management and Dynamic Performances of Combined Cycle
Power Plants During Parallel and Islanding Operation.” IEEE Transactions on Energy
Conversion, Vol. 13, n
°2 (June), 194 - 201.
Boyce, M. P., 1982. “Gás Turbine Engineering Handbook.” Gulf Publishing Company.
Boyce, M. P., 2002. “Handbook for Cogeneration and Combined Cycle Power Plants.”
Asme Press, New York.
Carneiro, W.A., 2007. “Avaliação do Comportamento Dinâmico de Turbinas a Gás
Aeroderivativas na Operação em Ciclo Combinado.” Dissertação de Mestrado,
Universidade Federal de Itajubá.
De Mello, F. P., 1994. “Dynamic Models for Combined Cycle Plants in Power System
Studies.” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 09, No. 3 (August), 1698-1708.
Dutra, A.F.A., Silva, J.R.P., at all, 2005. “Simulações e Análise da Estabilidade
Transitória em Turbinas a Gás Aeroderivativas Operando em Ciclo Combinado”. XVIII
SNPTEE, Curitiba – Paraná, Brazil.
Bibliografia
308
Dutra, A.F.A., 2005. “Padronização de Modelos Matemáticos de Turbinas Térmicas em
Ciclo Combinado para Estudos de Transitórios Eletromecânicos.” Dissertação de
Mestrado, Universidade Federal de Itajubá.
Gomes, L.V., C. Ferreira, P. P. C. Mendes, 1999. “Desenvolvimentos de Modelos
Matemáticos Simplificados das Turbinas a Gás”. VIII CBE - Congresso Brasileiro de
Energia, Rio de Janeiro – RJ, Brazil.
Gomes
, L.V., C. Ferreira, P. P. C. Mendes, 2002. “Dynamic Models for Thermal
Turbine in Power System Studies”. VIII SEPOPE – Symposium of Specialist in Electric
Operational and Expansion in Planning, Brasília – DF, Brazil.
Gomes, L. V., 2003. “Modelagem Matemática de Centrais Térmicas em Ciclo
Combinado para Aplicação no Estudo de Estabilidade Eletromecânica de Sistemas
Elétricos de Potência.” Dissertação de Mestrado, Universidade Federal de Itajubá.
Hannett, L.N., and A. Khan, 1992. “Combustion Turbine Dynamic Model Validation
from Tests.” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 8, No.1 (February), 152-158.
Hannett, L.N., G. Lee and B. Fardanesh, 1995. “A Governor/Turbine Model for a
Twin-Shaft Combustion Turbine.” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 10, No.1
(February), 133-140.
Hannett, L.N., and J. W. Feltes, 2001. “Testing and Model Validation for Combined-
Cycle Power Plants.” IEEE Transactions on Power Systems, (September), 664-670.
IEEE Committee Report, 1973. “Dynamic Models for Steam and Hydro Turbines in
Power System Studies.” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PAS-92
(November./December.), 1904-1915.
IEEE Working Group, 1991. “Dynamic Models for Fossil Fueled Steam Units in Power
System Studies.” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 6, No. 2 (May), 753-761.
Bibliografia
309
Kakimoto, N., and K. Baba, 2003. “Perfomance of Gas Turbine-Based Plants During
Frequency Drops.” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 18, No.3 (August),
1110-1115.
Kundur, P., 1994. “Power System Stability and Control.” EPRI, McGraw-Hill.
Lora, E. E. S & Nascimento, M. A. R, 2004. “Geração Termelétrica: Planejamento,
Projeto e Operação.” Editora Interciência, Vol 1 e 2.
Mendes, P. P. C., 1993. “Dinâmica dos Sistemas Elétricos, apostila.” Universidade
Federal de Itajubá.
Mendes, P. P. C., 2000. “Estabilidade e Dinâmica de Sistemas Elétricos, apostila.”
Universidade Federal de Itajubá.
Mendes, P. P. C., C. Ferreira, 2003. “Sistema Brazilian Birds.” Universidade Federal de
Itajubá.
Passaro, M. C., C. Ferreira, P. P.C. Mendes, M. A. R. Nascimento, 2000. “Modelos de
Turbinas a Gás para Aplicação em Programas de Transitórios Eletromecânicos”. IV
Congresso Latino-americano de Geração e Transmissão de Energia Elétrica.
Passaro, M.C., C. Ferreira, P.P.C. Mendes e L. V. Gomes, 2003. "Turbinas a Gás
Aeroderivativas - Análise Dinâmica e Comparação com a Configuração Single Shaft."
Décimo Encuentro Regional Latino Americano de La CIGRÉ, Puerto Iguazú –
Argentina.
Passaro, M.C., 2002. “Modelagem de Turbinas a Gás e sua Aplicação em Programas de
Simulação de Transitórios Eletromecânicos.” Dissertação de Mestrado, Universidade
Federal de Itajubá.
Rowen, W.I., and R. L. Van Houssen, 1983. “Gas Turbine Airflow Control for
Optimum Heat Recovery” Asme, (January), Vol 105, 71-79.
Bibliografia
310
Rowen, W.I., 1983. “Simplified Mathematical Representations of Heavy-Duty Gas
Turbines.” Journal of Engineering for Power, Vol. 105 (October), 865-869.
Rowen, W.I., 1992. “Simplified Mathematical Representations of Single Shaft Gas
Turbines in Mechanical Drive Service.” Turbomachinery International, (July/August),
26-32.
Rowen, W.I., 1997. “IGTI Tutorial on Gas Turbine Simulation.” Asme Turbo Expo 98,
(November), 01-09.
Anexo
311
A. ANEXO
Dados do Sistema Radial
O sistema radial utilizado nas simulações presentes nos itens 9.2.3. , 9.2.4. e
9.2.5. é composto por uma máquina síncrona ligada a um barramento infinito através de
duas linhas de transmissão, conforme o diagrama apresentado na Figura A. 1.
Figura A. 1 – Sistema Radial.
Na Tabela A. 1 são apresentados os dados da máquina síncrona, representada
pelo Modelo E’q.
Tabela A. 1 – Parâmetros da Máquina Síncrona.
Parâmetro Valor
Reatância síncrona de eixo direto - Xd 1,2 (pu)
Reatância síncrona de eixo em quadratura - Xq 1,2 (pu)
Reatância transitória de eixo direto – X’d 0,3 (pu)
Constante de tempo transitória de eixo direto – T’do 6,0 (s)
Constante de tempo de inércia do conjunto - H 5,0 (s)
Amortecimento mecânico - D 10,0 (pu)
Na Tabela A. 2 são apresentados os dados do sistema radial.
Tabela A. 2 – Parâmetros do Sistema Radial.
Parâmetro Valor
Tensão do barramento infinito - V 1,0 (pu)
Tensão terminal do gerador - Vo 1,05 (pu)
Potência mecânica despachada pelo gerador - Pmo 0,94 (pu)
Reatância do transformador - Xt 0,1 (pu)
Reatância de cada linha de transmissão - Xlt 0,4 (pu)
Anexo
312
Parâmetro Valor
Número de LTs em Paralelo 2
Dados do Sistema Brazilian Birds
Para as simulações realizadas no item 9.3. utilizou-se o sistema teste
Brazilian
Birds
(SBB) com todos os dados e parâmetros característicos do mesmo apresentados a
seguir. O diagrama unifilar do SBB está apresentado na Figura A. 2.
O sistema
Brazilian Birds é um sistema fictício composto de duas áreas,
denominadas áreas A e B, interligadas através de linhas de transmissão em 440 kV,
cujos dados e parâmetros são reais.
A área A é composta das barras de Canário, Cardeal, Sanhaço, Curió, Tiziu,
Sabiá, Azulão, Pardal, Bicudo e Chopim. A área B é composta das barras de Tucano,
Gavião, Garça, Urubu, Arara, Pelicano e Coruja.
Na Tabela A. 3, na Tabela A. 4, na Tabela A. 5, na Tabela A. 6, na Tabela A. 7,
na Tabela A. 8, na Tabela A. 9, na Tabela A. 10 e na Tabela A. 11 seguem os
parâmetros do SBB para a montagem dos arquivos de dados de barra e de ligações para
programas de análises de redes em regime permanente. Já a Tabela A. 12 e a Tabela A.
13 referem-se a dados das máquinas síncronas utilizados em programas de análise de
redes em regime transitório.
Tabela A. 3 – Parâmetros de Seqüências Positiva e Zero das Linhas de Transmissão.
Base 100 MVA
Sequência positiva Sequência zero
Mútua de sequência
zero
Tensão
(kV)
R (%/km)
X
(%/km)
Q (Mvar/km) R (%/km)
X
(%/km)
Q (Mvar/km) R (%/km) X (%/km)
440 0,0013 0,0159 0,7737 0,0165 0,0439 - - -
230 0,0256 0,0967 0,1707 0,0883 0,3114 0,1196 0,0168 0,0265
138 0,1270 0,2640 0,0621 0,2710 0,9530 0,0366 0,1654 0,6080
69 0,5060 0,8700 0,0189 1,1460 4,1330 0,0086 - -
Anexo
313
Tabela A. 4 – Dados das Linhas de Transmissão.
Barramento Tensão Comprimento
Reator (Mvar) não
chaveável
Lado 1 Lado 2 (kV) (km) Lado 1 Lado 2
CANÁRIO CARDEAL 230 108 - -
CANÁRIO TIZIU 230 230 - -
CARDEAL TIZIU 230 225 - -
CARDEAL CURIÓ 230 180 - -
SABIÁ CURIÓ 230 50 - -
SABIÁ TIZIU 230 94 - -
CURIÓ SANHAÇO 69 6 - -
TIZIU PARDAL 138 40 - -
SABIÁ AZULÃO 138 19 - -
PARDAL AZULÃO 138 26 - -
SABIÁ BICUDO 440 60 - -
BICUDO CHOPIM 440 150 40 40
CURIÓ ARARA 440 450 80 80
CHOPIM PELICANO 440 240 - -
PELICANO CORUJA 230 41 - -
PELICANO URUBU 230 65 - -
URUBU GARÇA 230 44 - -
GAVIÃO GARÇA 230 90 - -
TUCANO GAVIÃO 230 85 - -
TUCANO ARARA 230 96 - -
ARARA PELICANO 230 101 - -
Tabela A. 5 – Parâmetros dos Transformadores de Dois Enrolamentos.
Tensão (kV) Tap
Barramento
Enrol. 1 Enrol. 2
X (%) base do
transformador
S (MVA)
por
unidade
Número
de
Unidades
Tipo Local Passo
CANÁRIO 18 230 11,70 110 5 fixo alta 4x +/-2,5%
SABIÁ 13.8 230 13,10 85 4 fixo alta 4x +/-2,5%
SABIÁ 230 138 13,76 150 1 LTC alta 5x +/-2,0%
CARDEAL 230 88 9,46 80 2 LTC alta 5x +/-2,0%
CURIÓ 230 138 14,00 140 1 LTC alta 5x +/-2,0%
CURIÓ 230 69 12,57 30 2 LTC alta 5x +/-2,0%
CURIÓ 230 69 12,85 30 1 LTC alta 5x +/-2,0%
PARDAL 138 69 9,40 120 2 LTC alta 5x +/-2,0%
AZULÃO 138 69 8,80 100 1 LTC alta 5x +/-2,0%
TIZIU 230 138 13,92 150 2 LTC alta 5x +/-2,0%
CHOPIM 440 138 13,27 100 1 LTC alta 5x +/-2,0%
TUCANO 13.8 230 12,00 110 5 fixo alta 4x +/-2,5%
Anexo
314
Tensão (kV) Tap
Barramento
Enrol. 1 Enrol. 2
X (%) base do
transformador
S (MVA)
por
unidade
Número
de
Unidades
Tipo Local Passo
GAVIÃO 13.8 230 12,40 180 4 fixo alta 4x +/-2,5%
ARARA 230 138 11,10 120 1 LTC alta 5x +/-2,0%
URUBU 230 138 12,92 100 1 LTC alta 5x +/-2,0%
Tabela A. 6 – Parâmetros dos Transformadores de Três Enrolamentos.
Tensão (kV) X (%) na base do transformador
Barramento
Primário Secundário Terciário P-S S-T T-P
CURIÓ 230 440 13,8 14,00 10,50 26,00
ARARA 230 440 13,8 14,00 10,50 26,00
SABIÁ 230 440 13,8 14,00 10,50 26,00
PELICANO 230 440 13,8 14,00 10,50 26,00
BICUDO 440 69 13,8 12,00 3,55 15,50
Tabela A. 7 – Dados dos Transformadores de Três Enrolamentos.
LTC Tap fixo
Barramento
S (MVA) por
unidade
Número de
Unidades
Local Passo Local Passo
CURIÓ 150 2 S 4x +/-1,25% P 218,5 / 241,5
ARARA 150 2 S 4x +/-1,25% P 218,5 / 241,5
SABIÁ 150 2 S 4x +/-1,25% P 218,5 / 241,5
PELICANO 150 2 S 4x +/-1,25% P 218,5 / 241,5
BICUDO 80 2 P 4x +/-1,25% não possui
Tabela A. 8 – Dados das Cargas.
Potências Tipo (%)
Barramento
Tensão Nominal
(kV)
Ativa (MW) Reativa (Mvar) P cte Z cte I cte
SABIÁ 138 40,0 10,0 100 0 0
CARDEAL 88 120,0 40,0 100 0 0
CURIÓ 138 110,0 40,0 100 0 0
SANHAÇO 69 70,0 20,0 100 0 0
TIZIU 138 160,0 60,0 100 0 0
PARDAL 69 40,0 10,0 100 0 0
AZULÃO 69 40,0 10,0 100 0 0
BICUDO 69 130,0 40,0 100 0 0
CHOPIM 138 90,0 20,0 100 0 0
ARARA 138 110,0 30,0 100 0 0
CORUJA 230 90,0 20,0 100 0 0
URUBU 138 80,0 20,0 100 0 0
GARÇA 230 120,0 50,0 100 0 0
Anexo
315
Potências Tipo (%)
Barramento
Tensão Nominal
(kV)
Ativa (MW) Reativa (Mvar) P cte Z cte I cte
Totais
1200 370
Tabela A. 9 – Dados da Compensação Shunt.
Barramento Tipo
Tensão
Nominal (kV)
Potência
(Mvar)
Número de
Unidades
Chaveável ?
PARDAL Capacitor 138 20 2 Sim
BICUDO Capacitor 13,8 5 2 Sim
BICUDO Reator 440 40 1 Sim
GARÇA Capacitor 230 10 5 Sim
Tabela A. 10 – Dados da Compensação Série.
Local Tipo
Tensão Nominal
(kV)
Valor
CURIÓ Capacitor 440 14,0% da LT CURIÓ-ARARA
ARARA Capacitor 440 14,0% da LT CURIÓ-ARARA
Tabela A. 11 – Dados das Máquinas Síncronas (Regime Permanente).
Limite/máq. de
reativos (Mvar)
Barramento
Tensão
Nominal (kV)
Potência/máq.
Nominal (MVA)
Máximo Mínimo
Nº de
Unidades
Tipo
CANÁRIO 18,0 100 35 -35 5 Hidráulica
SABIÁ 13,8 75 25 -25 4 Térmica
TUCANO 13,8 115 35 0 5 Hidráulica
GAVIÃO 13,8 158 45 -45 4 Hidráulica
Tabela A. 12 – Dados das Máquinas Síncronas (Regime Transitório).
Base de Potência da Máquina
Barramento
Xd (%) Xq (%) X'd (%) X'q (%) X''d (%) Xl (%) Ra (%) D (pu)
CANÁRIO 101,40 77,00 31,40 - 28,00 16,30 0,50 2,00
SABIÁ 105,00 98,00 18,50 36,00 13,00 7,00 0,31 2,00
TUCANO 106,00 61,00 31,50 - 25,00 14,70 0,24 2,00
GAVIÃO 92,00 51,00 30,00 - 22,00 13,00 0,20 2,00
Anexo
316
Tabela A. 13 – Dados das Máquinas Síncronas (Regime Transitório).
Barramento T´d0 (s) T´q0 (s) T´´d0 (s) T´´q0 (s)
H
(MJ/MVA)
CANÁRIO 6,55 - 0,04 0,07 3,12
SABIÁ 6,10 0,30 0,04 0,10 6,19
TUCANO 8,68 - 0,04 0,08 3,82
GAVIÃO 5,20 - 0,03 0,03 3,18
A Tabela A. 14 e a Tabela A. 15 referem-se aos dados de reguladores de tensão
e velocidade utilizados em programas de análise de transitórios eletromecânicos.
Tabela A. 14 – Dados dos Reguladores de Tensão.
K Ka Kg T Ta Ln1 Lx1 Ln2 Lx2
CANÁRIO 0,010 15,00 1,00 1,06 0,02 -6,73 6,73 -999 999
TUCANO 0,010 15,00 1,00 1,06 0,02 -6,73 6,73 -999 999
GAVIÃO 0,010 15,00 1,00 1,06 0,02 -6,73 6,73 -999 999
Máquina
Base de Potência da Máquina
MODELO MD09 (DRGT) DO PROGRAMA ANATEM
K Ke Kf T Te Tf Lm1 Lx1 Ln2 Lx2
SABIÁ 187 1,000 0,058 0,890 1,150 0,620 -1,700 1,700 0,000 3,550
Base de Potência da Máquina
MODELO MD21 (DRGT) DO PROGRAMA ANATEM
Máquina
Anexo
317
Tabela A. 15 – Dados dos Reguladores de Velocidade.
R T T1 T2 LN LX D
SABIÁ 0,050 0,200 0,000 0,300 0,000 1,200 1,000
Máquina
Base de Potência da Máquina
MODELO MD02 (DRGV) DO PROGRAMA ANATEM
Bp Bt Tv T1 T2 Tw Ln Lx Tx D
CANÁRIO 0,050 0,500 1,000 12,000 0,600 4,000 -999 999 1,200 1,000
TUCANO 0,050 0,500 1,000 12,000 0,600 4,000 -999 999 1,200 1,000
GAVIÃO 0,050 0,500 1,000 12,000 0,600 4,000 -999 999 1,200 1,000
Máquina
MODELO MD03 (DRGV) DO PROGRAMA ANATEM
Base de Potência da Máquina
Anexo
318
( 210 )
80 + j 20
( 230 )
120 + j 50
( 250 )
( 200 )
( 260 )
( 20 )
( 21 )
( 251 )
( 231 )
( 220 )
110 + j 30
90 + j 20
90 + j 20
( 190 )
( 221 )
( 223 )
( 191 )
( 120 )
( 150 )
( 130 )
( 10 )
110 + j 40
120 + j 40
70 + j 20
( 121 )
( 100 )
( 132 )
( 134 )
( 151 )
( 180 )
( 131 )
( 140 )
( 160 )
( 111 )
160 + j 60
40 + j 10
( 11 )
( 110 )
( 171 )
( 161 )
CURIÓ
SANHAÇO
CARDEAL
CANÁRIO
AZULÃO
TIZIU
SABIÁ
PARDAL
GAVIÃO
CHOPIM
ARARA
TUCANO
PELICANO
GARÇA
CORUJA
URUBU
130 + j 40
( 181 )
( 182 )
BICUDO
( 133 )
( 135 )
( 222 )
( 224 )
( 170 )
40 + j 10
40 + j 10
( 113 )
( 112 )
( 240 )
( 232 )
440 kV
13.8 kV
18 kV
88 kV
69 kV
440 kV
230 kV
69 kV
138 kV
69 kV
13.8 kV
138 kV
230 kV
13.8 kV
138 kV
13.8 kV
13.8 kV
69 kV
138 kV
13.8 kV
13.8 kV
13.8 kV
138 kV
Figura A. 2 – Diagrama Unifilar do Sistema Brazilian Birds.
Anexo
319
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