Modelagem termodinâmica e otimização da integração energética de uma planta termelétrica de ciclo combinado com sistema de gaseificação

Abstract

O gás natural é um combustível relevante no contexto energético global e nacional, porém levanta questões de abastecimento e impacto climático. A biomassa surge como alternativa por meio de processos termoquímicos como a gaseificação. A integração de sistemas baseados em gaseificação com as atuais plantas de geração de eletricidade a gás natural pode aumentar a eficiência dos sistemas, além de garantir segurança energética e sustentabilidade. O presente trabalho propõe a modelagem termodinâmica e otimização de uma usina termelétrica em operação que opera em ciclo combinado com uma planta de gaseificação de biomassa via coqueima. A modelagem termodinâmica foi submetida a análises paramétricas e de sensibilidade por meio do método SS-ANOVA. Além disso, foram utilizadas diferentes estratégias de otimização numérica considerando funções mono-objetivas e multi-objetivas através da Fronteira de Pareto. Os softwares utilizados foram o IPSE GO e o ESTECO modeFRONTIER. As maiores gerações de potência foram obtidas para os valores de razão de equivalência da gaseificação (0,3), razão de pressão (18) e vazão mássica de vapor (30 kg/s) nos seus valores máximos dentro das faixas de busca. Além das vazões de combustível, os parâmetros mais influentes para a geração total de energia são a vazão mássica de vapor, a razão de pressão da turbina a gás, além da pressão na saída e a temperatura na entrada da turbina a vapor. As restrições aplicadas durante a otimização resultaram em um aumento da razão estequiométrica na câmara de combustão e em pressões mais elevadas na saída da turbina a vapor, que causam uma redução na geração de energia das turbinas. Com a maximização da geração de eletricidade das turbinas com restrições, obteve-se uma geração total líquida 23,5% maior em relação ao caso base. A otimização multiobjetivo indicou pressões entrada da caldeira de recuperação entre 50 a 56 bar e temperaturas de entrada da turbina a vapor entre 520°C a 550°C. Quando associada a otimização, a substituição parcial do gás natural por gás de síntese melhorou o potencial de recuperação de calor e reduziu os índices de emissão de dióxido de carbono (CO2), atingindo 0,58 kg/kWh e 0,57 kg/kWh para razões de mistura de gás de 0,34 e 0,32, respectivamente. De forma geral, a vazão mássica de biomassa foi praticamente desprezível nos pontos ótimos obtidos, significando que a utilização da biomassa não é considerada vantajosa do ponto de vista termodinâmico. Porém, a sua utilização pode ser vantajosa levando em consideração aspectos econômicos e ambientais e outras pesquisas devem ser conduzidas a fim de atestar a viabilidade técnica da integração proposta.

Natural gas is a relevant fuel in the global and national energy context, but it raises concerns regarding supply and climate impact. Biomass emerges as an alternative through thermochemical processes such as gasification. The integration of gasification-based systems with existing natural gas power plants can enhance efficiency while ensuring energy security and sustainability. This study proposes the thermodynamic modeling and optimization of an operational combined cycle power plant integrated with a biomass gasification unit via co-firing. The thermodynamic model was subjected to parametric and sensitivity analyses using the SS-ANOVA method. Additionally, different numerical optimization strategies were applied, considering both single-objective and multi-objective functions through the Pareto Frontier. The software used included IPSE GO and ESTECO modeFRONTIER. The highest power generation values were obtained for the maximum equivalence ratio in gasification (0.3), pressure ratio (18), and steam mass flow rate (30 kg/s) within the search ranges. Besides fuel flow rates, the most influential parameters in total energy generation were the steam mass flow rate, the gas turbine pressure ratio, as well as the exhaust pressure and inlet temperature of the steam turbine. The constraints applied during the optimization resulted in an increased stoichiometric ratio in the combustion chamber and higher exhaust pressures in the steam turbine, which led to a reduction in turbine power generation. By maximizing electricity generation under constraints, a net power output 23.5% higher than the baseline case was achieved. Multi-objective optimization indicated optimal values for the inlet of the heat recovery steam generator between 50 and 56 bar and for the steam turbine inlet temperature between 520°C and 550°C. When combined with optimization, the partial replacement of natural gas with syngas improved heat recovery potential and reduced carbon dioxide (CO₂) emission levels, reaching 0.58 kg/kWh and 0.57 kg/kWh for gas mixture ratios of 0.34 and 0.32, respectively. Overall, biomass mass flow was negligible at the optimal points, indicating that its use is not thermodynamically advantageous. However, considering economic and environmental aspects, further research is needed to assess the technical feasibility of the proposed integration.