Captura de CO₂ em Termelétricas

A seção detalha as três principais tecnologias para captura de CO2: pós-combustão, pré-combustão e oxicombustão. O estudo concentra-se na pós-combustão, considerada mais adequada para a realidade brasileira. A pós-combustão remove o CO2 do gás de combustão após a queima do combustível. A tecnologia de pós-combustão foi desenvolvida por volta dos anos 1930 para a remoção de CO2 do gás natural. A quantidade de CO2 capturada varia de acordo com o tipo de combustível e a tecnologia utilizada, sendo cerca de 3% do volume total para ciclo combinado a gás natural e por volta de 15% para tecnologia de carvão pulverizado convencional. As principais barreiras para a aplicação dessas tecnologias são a diminuição da eficiência da planta e o aumento no custo da eletricidade, podendo haver uma penalidade energética entre 14% e 30% e um aumento no custo de eletricidade entre 27% e 142%, dependendo da tecnologia escolhida. A inserção de sistemas de tratamento juntamente com a captura pós-combustão acarreta efeitos técnico-econômicos negativos, com quedas de eficiência entre 10% e 30%, devido ao ciclo de vapor e ao sistema de solvente escolhido, que necessita de calor para regeneração e energia para o acionamento de bombas e compressores do CO2. O custo da eletricidade também sofre um impacto significativo, com incrementos que podem atingir cerca de 150%.

Antes da captura de CO2, o gás de combustão precisa passar por um pré-tratamento para remover impurezas que podem danificar o sistema de captura ou reduzir sua eficiência. Os principais tratamentos são: remoção de material particulado (MP), utilizando equipamentos como ciclones, precipitadores eletrostáticos e filtros; remoção de gases ácidos (HCl, SO2, H2S e HF), utilizando lavadores de gases úmidos e secos; e remoção de NOx, utilizando redução catalítica e não-catalítica seletiva (injeção de amônia ou ureia). A remoção de NOx é crucial, pois o dióxido de nitrogênio (NO2) reage com a monoetanolamina (MEA), reduzindo a capacidade de absorção do solvente. Para reduzir a concentração de NOx, recomenda-se a utilização de um Redutor Catalítico Seletivo (SCR). A remoção de material particulado (MP) é essencial, pois as cinzas podem causar espuma nas colunas de absorção e regeneração, entupimentos nos equipamentos e corrosão. A concentração máxima tolerada de MP nos purificadores de amina é de 5 mg/Nm3 (base O2 = 6% e base seca). Outro tratamento importante é o arrefecimento dos gases de combustão para a temperatura ideal de operação do processo de absorção de CO2 (40-60 ºC), utilizando água para resfriamento adicional, além do resfriamento parcial que ocorre no lavador de gases úmido (FGD).

O processo de absorção de CO2 utiliza solventes alcalinos, como monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) e carbonato de potássio (K2CO3). O gás de combustão rico em CO2 é lavado com esses solventes, e as reações de equilíbrio entre CO2, amina e água resultam na absorção do CO2. O gás efluente, após lavagem com água para remover resíduos do solvente, é liberado para a atmosfera. O solvente rico em CO2 é então bombeado para o topo do stripper (reator de regeneração), onde o CO2 é liberado em temperaturas entre 100 ºC e 140 ºC e pressão próxima à atmosférica. O solvente regenerado é então resfriado e retorna ao processo de absorção. Esse processo possui eficiência de 80% a 95% na captura de dióxido de carbono, porém requer grande quantidade de calor para regenerar o solvente e eletricidade para operar bombas, compressores e ventiladores na corrente de gás efluente. O transporte do CO2 capturado, de acordo com Hammond e Spargo (2014), torna-se economicamente viável para distâncias superiores a 1000 quilômetros ou para exportação/importação.

Após a captura e transporte, o CO2 pode ser armazenado em sítios naturais, como aquíferos salinos profundos, jazidas de carvão inutilizáveis para mineração, oceanos, ou utilizado em processos industriais (mineralização). Campos de petróleo e gás natural esgotados são opções mais interessantes devido à maturidade tecnológica. A utilização do CO2 capturado apresenta potencial econômico, podendo gerar receita adicional para compensar parcialmente os custos da captura. O texto cita um exemplo de preço de mercado para o CO2 entre 20 e 30 USD/t. O consumo de água é influenciado pelo sistema de arrefecimento da UTE, com o sistema de ciclo fechado sendo mais eficiente. A adição de sistemas de tratamento como SCR e FGD aumenta o consumo de água, sendo que um exemplo apresentado mostra que em uma termelétrica de 600 MW o FGD utiliza entre 80 a 100 toneladas de água por hora. A evaporação da água no sistema é consequência da instalação do FGD e do sistema de captura de CO2, com um acréscimo de 13,1%, sendo 12,06% devido ao dessulfurizador e 1,34% devido ao sistema de captura de CO2.

O estudo de caso se concentra no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, localizado em Capivari de Baixo, Santa Catarina. Sob concessão da Tractebel-Engie Suez, o complexo possui uma capacidade instalada de 857 MWe e utiliza carvão mineral proveniente de Criciúma e região. O carvão utilizado é classificado como alto-volátil, de baixo grau de carbonificação e alto teor de cinzas, com poder calorífico entre 3000 kcal/kg e 6000 kcal/kg (CGEE, 2008). A Unidade 7 (UTLC), com 363 MWe de potência instalada, é o foco do estudo, sendo considerada a planta base para as simulações. A UTLC iniciou suas operações em fevereiro de 1997 e opera em regime subcrítico durante 8000 horas anuais, com um fator de capacidade entre 80% e 90%. Para a simulação, foi utilizado um fator de capacidade de 90%. A UTLC utiliza o carvão CE 4500, com poder calorífico superior (PCS) em torno de 4.500 kcal/kg em base seca (8.904,584 BTU/lb), com valor de R$ 244,20 por tonelada em setembro de 2015. O combustível auxiliar é o diesel, com poder calorífico de 9.400 kcal/kg (16.908,68 BTU/kg) e valor de R$ 2,45/litro em setembro de 2015. A caldeira trabalha com uma capacidade de 1.038 toneladas de vapor/hora e eficiência de 92%, com uma taxa de aquecimento de 2.200 kcal/kWh. O sistema de limpeza de gases da UTLC inclui apenas o precipitador eletrostático (ESP), que captura cerca de 80% das cinzas leves (as cinzas pesadas são removidas do fundo da fornalha). Tanto as cinzas leves quanto as pesadas são comercializadas para a indústria de cimento (R$ 15,19/t e R$ 13,26/t, respectivamente).

O estudo utilizou o software Integrated Enviromental Control Model with Carbon Sequestration (IECM-CS) para simular a implantação da tecnologia de captura de CO2 na pós-combustão da UTLC, utilizando monoetanolamina (MEA). Duas simulações foram realizadas: S1 (planta base sem captura de CO2) e S2 (planta base com a tecnologia de captura de CO2). A simulação S1 serviu como base de comparação para avaliar o impacto da tecnologia de captura. Os resultados foram analisados qualitativamente e quantitativamente, considerando o custo de implantação, redução das emissões de CO2, SO2, NOx e MP. Todos os valores monetários foram convertidos para dólares americanos (USD) com base na taxa de câmbio de R$ 3,991 por dólar em 24 de setembro de 2015. Na simulação S1, a potência elétrica líquida calculada foi de 340,3 MW, considerando o consumo do precipitador eletrostático (1,465 MW) e de outros equipamentos (16,13 MW). Na simulação S2, a potência líquida foi de 271 MW, devido ao consumo adicional de energia pelos sistemas de ESP, SCR, FGD, e principalmente pelo sistema de captura de CO2 (11,56% da capacidade instalada). O consumo de energia elétrica da torre de resfriamento aumentou de 5,12 MW para 11,4 MW em S2, o sistema FGD consumiu 15,16 MW, e o SCR 2,164 MW. Essas perdas impactam diretamente no preço de venda do megawatt-hora.

A análise dos resultados das simulações S1 e S2 permitiu avaliar o impacto da tecnologia de captura de CO2 nos aspectos econômicos e ambientais. Houve um aumento de 88,31% nos custos de operação e manutenção (O&M), chegando a 220,7 milhões de dólares americanos anuais. A comparação das concentrações de emissões (CO2, SO2, NOx, MP) das simulações com os dados reais da planta e com os limites da Resolução nº 54/2006 do SEMA-PR (utilizada por falta de legislação específica em Santa Catarina) revelou a eficácia do sistema simulado em reduzir as emissões de poluentes. Observou-se uma redução de 99,99% em SO2, 88,78% em NOx e 89,96% em CO2 na simulação S2. A análise também considerou o aumento no consumo de água e vapor devido ao sistema de captura, o surgimento de emissão de amônia (devido à oxidação da MEA) em S2, e o aumento na retirada de água em 10,43%, resultando em um aumento na evaporação total de 13,1% (12,06% devido ao FGD e 1,34% ao sistema de captura de CO2).

Apesar do alto custo de implantação do sistema de captura de CO2, a análise considerou o potencial de receita com a venda de coprodutos como CO2 (20-30 USD/t), SO2 e cinzas (leves e pesadas recuperadas no ESP). Estimativas mostram um potencial de receita anual de 55,62 milhões de dólares americanos com a venda de CO2 (a 25 USD/t), 24,37 milhões de dólares com a venda de SO2, e 2,28 milhões de dólares com a venda das cinzas. Essas receitas podem contribuir para minimizar o custo adicional anual do sistema de captura, que passa de 220,70 milhões para 138,43 milhões de dólares americanos (abatimento de 37,27%). Embora os resultados das simulações sejam sensíveis aos parâmetros assumidos e possam não representar totalmente a realidade da UTLC, o estudo indica que o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda pode ser um candidato potencial para a implementação de CCUS no sul de Santa Catarina, considerando sua capacidade instalada de 857 MW e a geração de 1249,39 GWh de energia bruta em 2014.

A metodologia do estudo baseou-se na utilização do software Integrated Enviromental Control Model with Carbon Sequestration (IECM-CS) para simular a implantação da tecnologia de captura de CO2 na pós-combustão de carvão mineral na Unidade 7 do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (UTLC). O IECM-CS foi empregado para modelar a planta e simular a adição do sistema de captura de CO2 utilizando monoetanolamina (MEA) como solvente. Foram realizadas duas simulações principais: S1, representando a planta base sem a tecnologia de captura, e S2, simulando a planta com a tecnologia de captura integrada. Essas simulações permitiram comparar os desempenhos da planta com e sem a tecnologia de captura de CO2. Após as simulações, os resultados foram analisados por meio de comparações qualitativas e quantitativas para avaliar o custo de implantação e a eficácia na redução das emissões de CO2, SO2, NOx e material particulado (MP). Todos os valores monetários foram convertidos para dólares americanos (USD) utilizando a taxa de câmbio de R$ 3,991 por dólar em 24 de setembro de 2015, garantindo a uniformidade na análise econômica.

A simulação S1, representando a UTLC sem o sistema de captura de CO2, serviu como referência para a comparação com a simulação S2. A potência elétrica líquida calculada para S1 foi de 340,3 MW, considerando que 1,465 MW eram utilizados pelo precipitador eletrostático (ESP) e 16,13 MW eram consumidos por outros sistemas operacionais da UTLC. Essa simulação forneceu dados de linha de base para parâmetros como consumo de combustível, geração de energia, emissões de poluentes e custos operacionais. Os dados da simulação S1 foram comparados com dados reais de emissão da planta, permitindo avaliar a precisão do software IECM-CS na representação do comportamento da UTLC. Esta comparação permitiu validar o modelo e garantir a confiabilidade dos resultados da simulação S2, que incluiu a tecnologia de captura de CO2.

A simulação S2 incluiu a tecnologia de captura de CO2 por pós-combustão utilizando MEA. Os resultados indicaram uma redução significativa nas emissões de gases poluentes, com decréscimos acentuados de SO2 (99,99%), NOx (88,78%), e CO2 (89,96%). No entanto, a simulação S2 apresentou uma redução na potência líquida gerada, atingindo 271 MW, uma diminuição de aproximadamente 20% em relação à simulação S1. Essa redução foi atribuída ao consumo de energia adicional para o funcionamento dos sistemas de tratamento de gases (SCR, FGD) e, principalmente, pelo sistema de captura de CO2, que consumiu cerca de 11,56% da capacidade instalada da UTLC. O aumento no consumo de energia foi observado também no sistema de resfriamento (de 5,12 MW para 11,4 MW). O custo de operação e manutenção (O&M) aumentou significativamente em S2, resultando em um acréscimo de 88,31% em relação a S1, atingindo 220,7 milhões de dólares americanos anuais. O aumento no consumo de vapor de água também foi significativo, devido à necessidade de vapor para a regeneração da amina e os trocadores de calor do sistema de captura, além da formação de amônia no gás de combustão.

A análise econômica centraliza-se no impacto da implantação da tecnologia de captura de CO2 no custo da energia elétrica. A simulação mostrou um aumento substancial de 136,32% no custo da energia elétrica produzida pela planta com a tecnologia de captura (S2) em comparação com a planta base sem a tecnologia (S1). Esse aumento significativo é um fator crucial a ser considerado na avaliação da viabilidade econômica do projeto de captura de CO2. A análise de custos considera tanto custos fixos (manutenção, mão-de-obra) quanto custos variáveis (água, vapor, eletricidade, combustíveis), dependendo do fator de capacidade da planta (90% neste caso), de acordo com o modelo IECM-CS e com Rao et al. (2004). O aumento nos custos de operação e manutenção (O&M) foi de 88,31%, alcançando 220,7 milhões de dólares americanos anuais na simulação com a tecnologia de captura.

Apesar do aumento significativo no custo da energia, a análise considera o potencial de receita gerada pela venda de coprodutos resultantes do processo de captura e tratamento de gases. O dióxido de carbono (CO2) capturado possui valor de mercado, estimado entre 20 a 30 USD/t por Peri (2015). Considerando as horas anuais de operação da planta e um preço médio de 25 USD/t, a venda do CO2 geraria uma receita estimada em 55,62 milhões de dólares americanos ao ano. A venda do dióxido de enxofre (SO2) também geraria receita, estimada em 24,37 milhões de dólares americanos ao ano. Adicionalmente, as cinzas leves e pesadas recuperadas no precipitador eletrostático (ESP) podem ser vendidas para a indústria de cimento (3,80 USD/t para cinzas leves e 3,32 USD/t para cinzas pesadas, segundo Martins, 2015), gerando uma receita estimada de 2,28 milhões de dólares americanos por ano. A soma dessas receitas potenciais pode contribuir para compensar parte dos custos adicionais associados à implantação da tecnologia de captura de CO2.

A análise ambiental abrange a comparação das emissões de poluentes com os padrões de emissão da Resolução nº 54/2006 do SEMA-PR (Secretaria do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Paraná), utilizada como referência por falta de legislação específica em Santa Catarina para termelétricas a carvão. As concentrações de emissões calculadas para as simulações S1 e S2 foram comparadas com as concentrações medidas na planta real e com os limites estabelecidos na resolução do SEMA-PR para NOx e SOx (400 mg/Nm3 e 1300 mg/Nm3, respectivamente, para concentração de O2 de 7%). Para a comparação, foi necessário converter os dados das simulações e da planta real (com concentrações de O2 diferentes) para a base de 7% de O2. A simulação S2 mostrou uma redução significativa nas emissões de SO2 e NOx, demonstrando a eficácia do sistema de captura e tratamento de gases na redução da pegada ambiental da termelétrica. Apesar da redução nas emissões, a simulação S2 apresentou emissão de amônia devido à oxidação da MEA, um aspecto que precisa ser considerado na avaliação ambiental completa.

A principal conclusão em relação ao impacto econômico é o aumento significativo no custo da energia elétrica. A simulação indicou um acréscimo de 136,32% no custo da energia elétrica com a implementação do sistema de captura de CO2. Esse aumento, apesar de considerável, precisa ser ponderado em relação ao potencial de receita com a venda de coprodutos como CO2, SO2 e cinzas, que podem minimizar parcialmente esse custo adicional. A análise dos custos de operação e manutenção (O&M) mostrou um aumento de 88,31%, alcançando 220,7 milhões de dólares americanos anuais na simulação com a tecnologia de captura. A análise considerou custos fixos (manutenção, mão-de-obra) e custos variáveis (água, vapor, eletricidade, combustíveis), dependendo do fator de capacidade da planta (90%). A viabilidade econômica do projeto requer uma análise detalhada que leve em conta todos esses fatores e o potencial de receita com a venda de coprodutos.

Em termos de impacto ambiental, a tecnologia de captura de CO2 demonstrou alta eficácia na redução de emissões de poluentes. As simulações mostraram reduções significativas nas emissões de SO2 (99,99%), NOx (88,78%), e CO2 (89,96%). Entretanto, a análise também destacou o aumento no consumo de água e vapor, e a emissão de amônia como consequência da oxidação da MEA. A comparação com os padrões de emissão da Resolução nº 54/2006 do SEMA-PR, apesar de realizada com base em uma legislação de outro estado (por falta de legislação específica em Santa Catarina), fornece uma referência para avaliar a conformidade ambiental do sistema com a tecnologia de captura. A necessidade de sistemas adicionais de tratamento de gases para atender aos padrões de emissão também é apontada, mostrando que a implementação da tecnologia de captura de CO2 não elimina completamente a necessidade de outras medidas de controle ambiental.

Apesar do aumento nos custos e da necessidade de ajustes, o estudo conclui que o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda é um potencial candidato à implementação de tecnologias CCUS no sul de Santa Catarina. A alta capacidade instalada (857 MW) e a grande geração de energia (1249,39 GWh em 2014) sugerem um grande potencial para a redução de emissões. No entanto, é crucial que a decisão de implementar a tecnologia de captura de CO2 seja baseada em uma análise completa de custo-benefício, considerando os custos adicionais, o potencial de receita com coprodutos, e os impactos operacionais e ambientais. Os resultados apresentados, obtidos por meio de simulações, são sensíveis aos parâmetros assumidos e podem não representar completamente a realidade da planta, mas fornecem subsídios importantes para a tomada de decisão em relação à viabilidade e à implantação de projetos CCUS em larga escala. A tecnologia CCUS, apesar de promissora na mitigação de emissões, apresenta desafios importantes que precisam ser cuidadosamente considerados.