O processamento de petróleo e seus derivados é analisado pela aplicação combinada e sistemática da Primeira e da Segunda Lei da Termodinâmica, análise exergética, permitindo a localização dos principais processos destruidores da capacidade de realização de trabalho ao longo da cadeia de processamento. Após a localização das irreversibilidades, diversas opções para melhoria dos processos são avaliadas. A exergia consumida nos processos é dividida em renovável e não renovável e posteriormente repartida, junto com as respectivas emissões de CO2, entre as diversas correntes de cada unidade de processamento. Para uma repartição racional dos fluxos exergéticos e de CO2, a análise exergoeconômica foi utilizada. Um sistema, que permite interações cíclicas entre a cadeia produtiva dos principais combustíveis utilizados no Brasil e a produção de eletricidade, foi elaborado a fim de permitir uma comparação entre os diversos combustíveis levando em consideração toda a cadeia produtiva. Esta comparação está fundamentada no consumo de exergia renovável e não renovável e nas emissões de CO2. Pode-se concluir que o coque de petróleo é o combustível que mais emite CO2, em seguida, encontram-se o carvão e a gasolina. O diesel hidrotratado vem após a gasolina, devido principalmente ao consumo de hidrogênio pelo hidrotratamento. Embora o diesel convencional emita mais SOx e NOx, este diesel exige menos exergia não renovável e emite menos CO2 que o diesel hidrotratado. O hidrogênio, se produzido da forma convencional (reforma a vapor de hidrocarbonetos leves), é o combustível mais intenso em exergia não renovável e com emissão de CO2 próxima ao valor da gasolina e maior que o valor obtido para o diesel convencional. O etanol se mostra uma boa alternativa ao uso dos derivados de petróleo, mesmo considerando configurações típicas para as usinas sucroalcooleiras. / The oil processing is analyzed by the combined and systematic application of the First and Second Laws of Thermodynamics, exergy analysis, allowing the location of the processes responsable for the main destructions of work capability along the processing chain. After the location of irreversibilities, several options for improving processes efficiency are evaluated. The exergy consumed in the processes is divided into renewable and non-renewable and then distributed, along with their CO2 emissions, among the various currents of each processing unit. For a rational distribution of the exergy and CO2 flows, exergoeconomy analysis takes place. A system that allows cyclical interactions between the productive chain of the main fuels used in Brazil and electricity production, is designed to allow the comparison among different fuels taking into account the entire production chain. This comparison is based on renewable and non-renewable exergy consumption and CO2 emissions. It can be concluded that the petroleum coke is the fuel that emits more CO2 followed by coal and gasoline. The hydrotreated diesel comes after gasoline, mainly due to the consumption of hydrogen for hydrotreating. Although conventional diesel emit more NOx and SOx, this diesel requires less non-renewable exergy and emits less CO2 than hydrotreated diesel. Hydrogen, if produced in the conventional way (steam reforming of light hydrocarbons) is the fuel most intense in nonrenewable exergy consumption and has CO2 emission near the value of gasoline and higher than the value obtained for conventional diesel. Ethanol is a good alternative to the use of petroleum derived fuels, even considering typical configurations for sugarcane mills.

Na atualidade, a geração de eletricidade e a produção de etanol de segunda geração a partir de materiais lignocelulósicos se apresentam como uma alternativa de desenvolvimento tecnológico no setor sucroenergético. Não obstante, a introdução de novos processos produtivos representa um verdadeiro desafio devido à complexidade e diversidade das rotas tecnológicas alternativas que podem ser avaliadas. Além disso, existem fatores econômicos e ambientais, que devem ser considerados durante o desenvolvimento e consolidação destas novas configurações. Nesse sentido, o presente trabalho tem como objetivo desenvolver uma metodologia para realizar a hierarquização exergética e exergo-ambiental de processos para obtenção de etanol e eletricidade a partir da cana-de-açúcar em distintas configurações de biorrefinarias. Para este fim, dados técnicos de operação foram adotados nas rotas tecnológicas envolvidas, bem como os aspectos ambientais da utilização destes sistemas. Os modelos propostos avaliaram as rotas Convencional (Caso 1), Bioquímica (Caso 2) e Termoquímica (Caso 3), utilizando programas de simulação e ferramentas matemáticas para simular estes processos. Ainda, a integração dos processos e diferentes usos para o bagaço excedente foram estudados, junto com diversos métodos de pré-tratamento visando à otimização e hierarquização destas rotas. O resultado final indicou configurações ótimas que permitiram a hierarquização em termos do índice exergético de renovabilidade dos processos de produção das rotas analisadas. Desse modo a rota convencional otimizada apresentou a máxima eficiência exergética dos processos e, por tanto, o menor custo exergético unitário médio das plataformas avaliadas. Ao passo que a rota bioquímica foi o sistema que promoveu um incremento de 28,58 % e 82,87 % na produção de etanol, quando comparado com o Caso 1 e o Caso 3, respectivamente. Além disso, a rota termoquímica apresentou a configuração com a maior taxa de geração de eletricidade excedente (214,98 kWh/TC). Em relação aos resultados do impacto ambiental das rotas tecnológicas, encontrou-se que a configuração mais sustentável foi a plataforma bioquímica, apresentando as menores taxas de emissões globais de CO2 (131,45 gCO2/MJ produtos). / Currently, electricity generation and second-generation bioethanol production from lignocellulosic materials represent technological alternatives in the sugar-energy sector. Nevertheless, the introduction of new production processes represents a real challenge due to the complexity and diversity of the technological routes that can be evaluated. In addition, there are economic and environmental factors that must be considered during the development and consolidation of these new configurations. Accordingly, this project aims to develop a methodology to perform the exergy and exergo-environmental analysis, evaluation and ranking of processes in order to obtain ethanol and electricity from sugarcane in different biorefinery configurations. Hence, operating technical data of each technological route were adopted as well as the environmental aspects of using these systems. The proposed models assessed the Conventional (Case 1), Biochemical (Case 2) and Thermochemical (Case 3) routes using simulation programs and mathematical tools to simulate the ethanol production and electricity generation. Furthermore, the process integration and different uses for the excess bagasse were studied with various pretreatment methods aiming the optimizing and ranking of routes. The results indicated optimal settings that allowed the ranking in terms of the environmental exergy indicator \"renewability\" of the production processes for analyzed routes. In this way, the optimized conventional route presented the maximum exergy efficiency of the processes, therefore the lowest exergetic cost average of the evaluated platforms. While the biochemical route was the system that promoted an increase of 28.58 % and 82.87% in the ethanol production, when compared to Case 1 and Case 3, respectively. In addition, the thermochemical route presented the configuration with the highest power generation rate exceeding (214.98 kWh/TC). Concerning, the environmental impact results, it was found that the most sustainable configuration was the biochemical platform, which presented the lowest overall CO2 emissions rates (131.45 gCO2/MJ products).

Este trabalho estuda a cadeia do Gás Natural Líquido (GNL) e propõe utilizações para a recuperação da energia do processo de regaseificação em ciclos de potência acoplados. Primeiramente, aborda a cadeia de abastecimento do GNL, identificando e quantificando os pontos consumidores de energia, destruidores de exergia e a reevaporação de massa ocorrida quando o metano esta na fase líquida. Posteriormente, avaliam-se as possibilidades do aproveitamento energético do processo de regaseificação, que ocorre no final dessa cadeia. Trata-se da busca por ciclos térmicos mais eficientes e aumentar o aproveitamento do trabalho reversível dos sistemas, abordando três alternativas de plantas de potência para operarem acopladas ao fornecimento de GNL, com benefício mútuo para ambos os processos: promoção da regaseificação do GNL sem energia auxiliar e aumento da eficiência da planta de potência. O ciclo selecionado para a integração entre as plantas foi o (CHP) Brayton-Rankine com três formas diferentes de acoplamento. Os resultados obtidos mostram que 14,81% da energia contida no combustível na entrada da planta de liquefação é perdida ou consumida nos processos que envolvem a cadeia. Quando essa cadeia é acoplada a um ciclo de potência, obteve-se uma recuperação da energia gasta no processo de regaseificação que reduz a perda de energia para 12,65%. Pelo lado da planta de potência, a eficiência energética de um ciclo combinado operando sem estar acoplado à regaseificação do GNL é de 49,68%, com destruição de exergia de 1078,0 kJ/kg. Dependendo do tipo de acoplamento proposto, o rendimento subiu para até 61,53%, com conseqüente redução de destruição de exergia. / This work studies the chain of Liquefied Natural Gas (LNG) and suggests its use for recovery energy in the process of regasification connected with cycles of power. First, it approaches the chain of supply chain of the LNG, identifies and quantifies the energy demand points, destruction of exergy and the reevaporation of mass occurred when the methane is liquid phase. After, the possibilities of the energy recovery of the regasification process are evaluated, that occurs in the end of this chain. The work searches for more efficient thermal cycles and the increase the recovery of the reversible work of the systems. Three alternatives are evaluated of power plants to operate connected to the LNG regasification, with mutual benefit for both the processes: promotion of the regasification of the LNG without energy auxiliary and increase the efficiency of the power plant. The cycle selected for the integration between the plants was (CHP) Brayton-Rankine with three different forms of coupling. The results show that 14.81% of the energy contained in the fuel in the entrance of the liquefaction plant are lost or consumed in the processes that involve the chain. When this chain is connected to a power cycle, the recovery of the energy spent in the regasification process reduces the loss of energy for 12,65%. For the side of the power plant, the energy efficiency of the combined cycle operating without connected to the regasification of the LNG is 49,68%, with destruction of exergy of 1078,0 kJ/kg. Depending on the type of considered coupling, the energy efficiency is 61,53%, with consequent reduction of destruction exergy.

Este trabalho estuda a cadeia do Gás Natural Líquido (GNL) e propõe utilizações para a recuperação da energia do processo de regaseificação em ciclos de potência acoplados. Primeiramente, aborda a cadeia de abastecimento do GNL, identificando e quantificando os pontos consumidores de energia, destruidores de exergia e a reevaporação de massa ocorrida quando o metano esta na fase líquida. Posteriormente, avaliam-se as possibilidades do aproveitamento energético do processo de regaseificação, que ocorre no final dessa cadeia. Trata-se da busca por ciclos térmicos mais eficientes e aumentar o aproveitamento do trabalho reversível dos sistemas, abordando três alternativas de plantas de potência para operarem acopladas ao fornecimento de GNL, com benefício mútuo para ambos os processos: promoção da regaseificação do GNL sem energia auxiliar e aumento da eficiência da planta de potência. O ciclo selecionado para a integração entre as plantas foi o (CHP) Brayton-Rankine com três formas diferentes de acoplamento. Os resultados obtidos mostram que 14,81% da energia contida no combustível na entrada da planta de liquefação é perdida ou consumida nos processos que envolvem a cadeia. Quando essa cadeia é acoplada a um ciclo de potência, obteve-se uma recuperação da energia gasta no processo de regaseificação que reduz a perda de energia para 12,65%. Pelo lado da planta de potência, a eficiência energética de um ciclo combinado operando sem estar acoplado à regaseificação do GNL é de 49,68%, com destruição de exergia de 1078,0 kJ/kg. Dependendo do tipo de acoplamento proposto, o rendimento subiu para até 61,53%, com conseqüente redução de destruição de exergia. / This work studies the chain of Liquefied Natural Gas (LNG) and suggests its use for recovery energy in the process of regasification connected with cycles of power. First, it approaches the chain of supply chain of the LNG, identifies and quantifies the energy demand points, destruction of exergy and the reevaporation of mass occurred when the methane is liquid phase. After, the possibilities of the energy recovery of the regasification process are evaluated, that occurs in the end of this chain. The work searches for more efficient thermal cycles and the increase the recovery of the reversible work of the systems. Three alternatives are evaluated of power plants to operate connected to the LNG regasification, with mutual benefit for both the processes: promotion of the regasification of the LNG without energy auxiliary and increase the efficiency of the power plant. The cycle selected for the integration between the plants was (CHP) Brayton-Rankine with three different forms of coupling. The results show that 14.81% of the energy contained in the fuel in the entrance of the liquefaction plant are lost or consumed in the processes that involve the chain. When this chain is connected to a power cycle, the recovery of the energy spent in the regasification process reduces the loss of energy for 12,65%. For the side of the power plant, the energy efficiency of the combined cycle operating without connected to the regasification of the LNG is 49,68%, with destruction of exergy of 1078,0 kJ/kg. Depending on the type of considered coupling, the energy efficiency is 61,53%, with consequent reduction of destruction exergy.

Este trabalho estuda a cadeia do Gás Natural Líquido (GNL) e propõe utilizações para a recuperação da energia do processo de regaseificação em ciclos de potência acoplados. Primeiramente, aborda a cadeia de abastecimento do GNL, identificando e quantificando os pontos consumidores de energia, destruidores de exergia e a reevaporação de massa ocorrida quando o metano esta na fase líquida. Posteriormente, avaliam-se as possibilidades do aproveitamento energético do processo de regaseificação, que ocorre no final dessa cadeia. Trata-se da busca por ciclos térmicos mais eficientes e aumentar o aproveitamento do trabalho reversível dos sistemas, abordando três alternativas de plantas de potência para operarem acopladas ao fornecimento de GNL, com benefício mútuo para ambos os processos: promoção da regaseificação do GNL sem energia auxiliar e aumento da eficiência da planta de potência. O ciclo selecionado para a integração entre as plantas foi o (CHP) Brayton-Rankine com três formas diferentes de acoplamento. Os resultados obtidos mostram que 14,81% da energia contida no combustível na entrada da planta de liquefação é perdida ou consumida nos processos que envolvem a cadeia. Quando essa cadeia é acoplada a um ciclo de potência, obteve-se uma recuperação da energia gasta no processo de regaseificação que reduz a perda de energia para 12,65%. Pelo lado da planta de potência, a eficiência energética de um ciclo combinado operando sem estar acoplado à regaseificação do GNL é de 49,68%, com destruição de exergia de 1078,0 kJ/kg. Dependendo do tipo de acoplamento proposto, o rendimento subiu para até 61,53%, com conseqüente redução de destruição de exergia. / This work studies the chain of Liquefied Natural Gas (LNG) and suggests its use for recovery energy in the process of regasification connected with cycles of power. First, it approaches the chain of supply chain of the LNG, identifies and quantifies the energy demand points, destruction of exergy and the reevaporation of mass occurred when the methane is liquid phase. After, the possibilities of the energy recovery of the regasification process are evaluated, that occurs in the end of this chain. The work searches for more efficient thermal cycles and the increase the recovery of the reversible work of the systems. Three alternatives are evaluated of power plants to operate connected to the LNG regasification, with mutual benefit for both the processes: promotion of the regasification of the LNG without energy auxiliary and increase the efficiency of the power plant. The cycle selected for the integration between the plants was (CHP) Brayton-Rankine with three different forms of coupling. The results show that 14.81% of the energy contained in the fuel in the entrance of the liquefaction plant are lost or consumed in the processes that involve the chain. When this chain is connected to a power cycle, the recovery of the energy spent in the regasification process reduces the loss of energy for 12,65%. For the side of the power plant, the energy efficiency of the combined cycle operating without connected to the regasification of the LNG is 49,68%, with destruction of exergy of 1078,0 kJ/kg. Depending on the type of considered coupling, the energy efficiency is 61,53%, with consequent reduction of destruction exergy.

Na atualidade, a geração de eletricidade e a produção de etanol de segunda geração a partir de materiais lignocelulósicos se apresentam como uma alternativa de desenvolvimento tecnológico no setor sucroenergético. Não obstante, a introdução de novos processos produtivos representa um verdadeiro desafio devido à complexidade e diversidade das rotas tecnológicas alternativas que podem ser avaliadas. Além disso, existem fatores econômicos e ambientais, que devem ser considerados durante o desenvolvimento e consolidação destas novas configurações. Nesse sentido, o presente trabalho tem como objetivo desenvolver uma metodologia para realizar a hierarquização exergética e exergo-ambiental de processos para obtenção de etanol e eletricidade a partir da cana-de-açúcar em distintas configurações de biorrefinarias. Para este fim, dados técnicos de operação foram adotados nas rotas tecnológicas envolvidas, bem como os aspectos ambientais da utilização destes sistemas. Os modelos propostos avaliaram as rotas Convencional (Caso 1), Bioquímica (Caso 2) e Termoquímica (Caso 3), utilizando programas de simulação e ferramentas matemáticas para simular estes processos. Ainda, a integração dos processos e diferentes usos para o bagaço excedente foram estudados, junto com diversos métodos de pré-tratamento visando à otimização e hierarquização destas rotas. O resultado final indicou configurações ótimas que permitiram a hierarquização em termos do índice exergético de renovabilidade dos processos de produção das rotas analisadas. Desse modo a rota convencional otimizada apresentou a máxima eficiência exergética dos processos e, por tanto, o menor custo exergético unitário médio das plataformas avaliadas. Ao passo que a rota bioquímica foi o sistema que promoveu um incremento de 28,58 % e 82,87 % na produção de etanol, quando comparado com o Caso 1 e o Caso 3, respectivamente. Além disso, a rota termoquímica apresentou a configuração com a maior taxa de geração de eletricidade excedente (214,98 kWh/TC). Em relação aos resultados do impacto ambiental das rotas tecnológicas, encontrou-se que a configuração mais sustentável foi a plataforma bioquímica, apresentando as menores taxas de emissões globais de CO2 (131,45 gCO2/MJ produtos). / Currently, electricity generation and second-generation bioethanol production from lignocellulosic materials represent technological alternatives in the sugar-energy sector. Nevertheless, the introduction of new production processes represents a real challenge due to the complexity and diversity of the technological routes that can be evaluated. In addition, there are economic and environmental factors that must be considered during the development and consolidation of these new configurations. Accordingly, this project aims to develop a methodology to perform the exergy and exergo-environmental analysis, evaluation and ranking of processes in order to obtain ethanol and electricity from sugarcane in different biorefinery configurations. Hence, operating technical data of each technological route were adopted as well as the environmental aspects of using these systems. The proposed models assessed the Conventional (Case 1), Biochemical (Case 2) and Thermochemical (Case 3) routes using simulation programs and mathematical tools to simulate the ethanol production and electricity generation. Furthermore, the process integration and different uses for the excess bagasse were studied with various pretreatment methods aiming the optimizing and ranking of routes. The results indicated optimal settings that allowed the ranking in terms of the environmental exergy indicator \"renewability\" of the production processes for analyzed routes. In this way, the optimized conventional route presented the maximum exergy efficiency of the processes, therefore the lowest exergetic cost average of the evaluated platforms. While the biochemical route was the system that promoted an increase of 28.58 % and 82.87% in the ethanol production, when compared to Case 1 and Case 3, respectively. In addition, the thermochemical route presented the configuration with the highest power generation rate exceeding (214.98 kWh/TC). Concerning, the environmental impact results, it was found that the most sustainable configuration was the biochemical platform, which presented the lowest overall CO2 emissions rates (131.45 gCO2/MJ products).

O processamento de petróleo e seus derivados é analisado pela aplicação combinada e sistemática da Primeira e da Segunda Lei da Termodinâmica, análise exergética, permitindo a localização dos principais processos destruidores da capacidade de realização de trabalho ao longo da cadeia de processamento. Após a localização das irreversibilidades, diversas opções para melhoria dos processos são avaliadas. A exergia consumida nos processos é dividida em renovável e não renovável e posteriormente repartida, junto com as respectivas emissões de CO2, entre as diversas correntes de cada unidade de processamento. Para uma repartição racional dos fluxos exergéticos e de CO2, a análise exergoeconômica foi utilizada. Um sistema, que permite interações cíclicas entre a cadeia produtiva dos principais combustíveis utilizados no Brasil e a produção de eletricidade, foi elaborado a fim de permitir uma comparação entre os diversos combustíveis levando em consideração toda a cadeia produtiva. Esta comparação está fundamentada no consumo de exergia renovável e não renovável e nas emissões de CO2. Pode-se concluir que o coque de petróleo é o combustível que mais emite CO2, em seguida, encontram-se o carvão e a gasolina. O diesel hidrotratado vem após a gasolina, devido principalmente ao consumo de hidrogênio pelo hidrotratamento. Embora o diesel convencional emita mais SOx e NOx, este diesel exige menos exergia não renovável e emite menos CO2 que o diesel hidrotratado. O hidrogênio, se produzido da forma convencional (reforma a vapor de hidrocarbonetos leves), é o combustível mais intenso em exergia não renovável e com emissão de CO2 próxima ao valor da gasolina e maior que o valor obtido para o diesel convencional. O etanol se mostra uma boa alternativa ao uso dos derivados de petróleo, mesmo considerando configurações típicas para as usinas sucroalcooleiras. / The oil processing is analyzed by the combined and systematic application of the First and Second Laws of Thermodynamics, exergy analysis, allowing the location of the processes responsable for the main destructions of work capability along the processing chain. After the location of irreversibilities, several options for improving processes efficiency are evaluated. The exergy consumed in the processes is divided into renewable and non-renewable and then distributed, along with their CO2 emissions, among the various currents of each processing unit. For a rational distribution of the exergy and CO2 flows, exergoeconomy analysis takes place. A system that allows cyclical interactions between the productive chain of the main fuels used in Brazil and electricity production, is designed to allow the comparison among different fuels taking into account the entire production chain. This comparison is based on renewable and non-renewable exergy consumption and CO2 emissions. It can be concluded that the petroleum coke is the fuel that emits more CO2 followed by coal and gasoline. The hydrotreated diesel comes after gasoline, mainly due to the consumption of hydrogen for hydrotreating. Although conventional diesel emit more NOx and SOx, this diesel requires less non-renewable exergy and emits less CO2 than hydrotreated diesel. Hydrogen, if produced in the conventional way (steam reforming of light hydrocarbons) is the fuel most intense in nonrenewable exergy consumption and has CO2 emission near the value of gasoline and higher than the value obtained for conventional diesel. Ethanol is a good alternative to the use of petroleum derived fuels, even considering typical configurations for sugarcane mills.

Vinasse, a wastewater rich in organic matter, nutrient and water, is commonly used for fertigation of sugarcane plantation. However, this practice is questionable in the environmental sphere because of problems, such as contamination of groundwater and greenhouse gases emission. Researchers have sought for alternatives that use vinasse in a more sustainable way, e.g., biorefineries that recover resources. In general, the pathways considered are the concentration technologies to reclaim water and nutrient, and the anaerobic digestion (AD) to produce biogas. This thesis reports on a study of five designs of vinasse biorefineries that incorporate anaerobic bioreactors followed by a concentration technology (evaporation (EV), reverse osmosis (RO) or forward osmosis (FO)). Different forms of regeneration of the draw solution (DS) namely evaporation, reverse osmosis and membrane distillation (MD) were also analyzed. The alternatives were compared through an exergy analysis, a method that evaluates efficiency in the conversion of resources by systems. The results showed Alternative 2 (anaerobic digestion + reverse osmosis) was the most efficient (64%), since the treatment of 491.76 m3 vinasse h-1 (exergy content of 60513.8 kW) to recover 80% of water reduced 76% of external water requirement and generated 12% more electricity (2601 kW exergy) for the industry. / O desenvolvimento de biorrefinarias voltadas à recuperação de recursos é uma tendência crescente que visa promover sistemas alternativos para obtenção de energia e materiais de forma mais sustentável. Dentro deste conceito está o aproveitamento da vinhaça das indústrias de cana-de-açúcar de modo a recuperar água, nutrientes e energia como produtos de interesse. Para isso, é necessário avaliar as possíveis configurações tecnológicas voltadas a este objetivo. No presente trabalho, foram estudados cinco designs de biorrefinaria de vinhaça incorporando uma rota de produção de metano, formada pelo processo de digestão anaeróbia, e uma forma de concentração do efluente. Os métodos para obtenção de água foram evaporação, osmose reversa e osmose direta. Neste último, foram analisadas diferentes formas de regeneração da solução de separação: evaporação, osmose reversa e destilação por membranas. A comparação das alternativas de biorrefinaria foi feita pelo método da análise de exergia, que atua na avaliação da eficiência de conversão dos recursos em sistemas. Esta ferramenta possui como medida base o trabalho útil que pode ser obtido a partir das correntes envolvidas no processo. Desta forma, observou-se que tecnologias que empregam calor como energia de entrada tendem a ser menos eficientes do que as que empregam eletricidade. Neste caso, as alternativas com processo de osmose reversa apresentaram maiores eficiências exergéticas, por exemplo, ao se recuperar 70% de água, sua eficiência seria de 64%. Portanto, sugere-se que a digestão anaeróbia da vinhaça seguida da concentração por osmose reversa seria a configuração mais interessante para concepção de uma biorrefinaria de vinhaça.

O hidrogênio molecular (H2) é um gás muito útil nas indústrias químicas e petroquímicas por conta de sua facilidade de reação com outros elementos químicos. Nas refinarias é o principal insumo no processo de remoção do enxofre de diversos combustíveis como a gasolina e óleo diesel, tendo sua demanda aumentada por conta de novas legislações ambientalmente mais restritivas. O hidrogênio é normalmente encontrado na natureza associado a outros elementos químicos, como a água ou os hidrocarbonetos, sendo necessária a aplicação de processos específicos para sua obtenção. Considerada a rota mais econômica para a produção de hidrogênio, o processo de reforma a vapor do gás natural é avaliado pela aplicação da metodologia de análise exergética e termoeconômica, a fim de determinar a eficiência exergética do processo e o custo de produção do hidrogênio. Este custo de produção é muito sensível ao custo do gás natural, fato que pode prejudicar a competitividade desta rota de produção e, consequentemente, abrir a possibilidade de investir na produção de hidrogênio através de tecnologias alternativas. A unidade de geração de hidrogênio estudada está presente em uma das refinarias da Petrobras e sua produção destina-se à remoção do enxofre presente no óleo diesel. Uma planta síntese do processo foi elaborada e as eficiências exergéticas dos componentes foram determinadas. Em seguida, foi realizada uma análise econômica para determinar o custo de construção, operação e manutenção da planta. Com base nos resultados obtidos, aplicou-se a metodologia de análise termoeconômica para determinar o custo de produção de hidrogênio. Dois tipos de custo foram determinados, o custo atual (ou atualizado) de produção, que indica o custo corrente (2010) do produto, e o custo nivelado, que leva em consideração a produção total prevista ao longo vida útil da planta. Para um custo de gás natural igual a 9,11 US$/GJ, o custo de produção do hidrogênio em base exergética foi igual a 17,36 US$/GJ (2.093,13 US$/t) para o valor atual e 25,35 US$/GJ (3.056,97 US$/t) para o valor nivelado. Por fim, estes valores são comparados com outros custos de produção de hidrogênio presentes na literatura. / Pure hydrogen (H2) is an useful gas in chemical and petrochemical industries because it reacts easily with several other elements. On refineries, hydrogen is used to sequestrate sulphur from diesel and gasoline. Emission restrictions regard to fossil fuels are rising the world hydrogen demands. In spite of its abundance, hydrogen is normally found associated with other chemical species like water or hidrocarbons like methane or butane. Some especific processes are required to obtain pure hydrogen. Considered the most economic production route, the natural gas reforming process is analyzed by exergetic and thermoeconomic methods in order to determine the efficiencies and the hydrogen production cost. The hydrogen production cost is very sensitive to the cost of natural gas, which has suffered constant increases due to rising demand. This fact opens the possibility of using technologies that were previously considered economically unviable. The hydrogen unit studied was constructed in one of the Petrobras refineries, and the hydrogen produced is for the removal of sulfur in diesel oil. Based on project documents exergetic efficiencies of each component were determined. After that, an economic analysis was conducted in order to determine the construction, operation and maintenance costs of the whole plant. Two types of cost were determined, the actual cost production, which indicates the current cost product (2010), and the levelized cost, which takes into account the total production over life of the plant. Considering a natural gas cost equal to 9.11 US$/GJ, it was obtained an actual hydrogen production cost of 17.36 US$/GJ (2,093.13 US$/t) and a levelized cost of 25.35 US$/GJ (3,056.97 $/t). These values were compared with some hydrogen production costs presents on scientific papers and related references.

The primary aim of this thesis is to propose a method to develop the process synthesis and optimization of the production of syngas and ammonia, as well as other byproducts such as marketable CO2, in synthetic nitrogen fertilizers (SNF) complexes. The baseline analysis relies on a typical 1000 t/day ammonia production plant composed of syngas production, purification (CO2 capture) and compression systems, along with an industrial ammonia synthesis unit. Initially, exergy and exergoeconomy analyses are used to identify the most important sources of energy consumption and irreversibility associated to the operation units of the integrated plant. From these results, a variety of alternatives for the improvement of the performance at the plantwide and component level are thoroughly examined along the different chapters. Due to the large amount of possible configurations and interrelations, the optimization process may become a formidable engineering task to be solved by using merely trial and error approaches. Accordingly, a systematic approach, based on the combination of heuristics, thermodynamic principles and mathematical programming is used to identify, evaluate, and determine the best configurations in terms of exergy consumption, degree of energy integration, process irreversibility, atmospheric CO2 emissions and operating costs. In this way, the process synthesis and optimization include not only the modification of the main process parameters but also the arrangement of the chemical plant components, suitably integrated to the waste heat recovery and cogeneration systems. Several aspects concerning: (i) the choice of the syngas purification system, (ii) the nature of the energy resources consumed, (iii) the exploitation of the thermodynamic potential at higher temperatures, (iv) the increase of the pre-combustion carbon capture by introducing chemically recuperated concepts, (v) the gradual variation of operating conditions by applying Le Châtelier and Counteraction principles, as well as (vi) the environmental benefits of using alternative energy sources to decarbonize the SNF sector are analyzed in the light of the reduced room of improvement found in modern conventional ammonia production facilities. The results show significant potentials for decreasing the exergy intensity and environmental impact of those facilities. This allows issuing relevant recommendations for revamping the existing plants or embracing new approaches that attempt to minimize the economic costs, the process inefficiencies and mitigate the environmental impact produced. An efficiency increase of about 8-10% can be achieved by using more efficient combined cycle cogeneration systems with an affordable marginal investment cost. Alternative configurations with enhanced pre-combustion carbon capture, using either a CRGT system or upgraded biomass residues, may help cutting down the overall CO2 emissions in the syngas production in 20-28% or even promoting the decarbonization of the SNF sector at net rates of atmospheric CO2 depletion close to -2.3 tCO2/tNH3, respectively. The reduction of the process irreversibility has been also reduced by 10-13% in an industrial ammonia synthesis unit through the application of dual pressure systems and the introduction of a purge gas treatment process. / Sem resumo