Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil Eléctrico / Importar gas natural licuado (GNL) a través de contratos Take-or-Pay (ToP) para la generación de electricidad en sistemas hidrotérmicos es una tarea compleja ya que la demanda de gas es altamente incierta dada la variabilidad de las condiciones hídricas. Esto es agravado por la dificultad de transar ex-post los excedentes/déficits de GNL en un mercado secundario (p. ej. cuando el GNL importado no basta para satisfacer la demanda en condiciones hídricas húmedas), el cual es, muchas veces, muy reducido. En este contexto, la presente tesis propone un modelo de optimización estocástica de minimización de costos y aversión al riesgo que permite determinar portafolios óptimos de contratos de suministro de GNL para el sistema eléctrico nacional (desde la perspectiva del planificador social). Este portafolio incluye contratos con varios grados de flexibilidad e interacciones con el mercado spot. A través de varios casos de estudio basados en el principal Sistema eléctrico Chileno (SIC) se conluyó lo siguiente: (i) es óptimo, desde una perspectiva neutral al riesgo, importar GNL para una condición hídrica promedio . Esto implica que el GNL contratado (a través de contratos ToP) no será suficiente en condiciones hídricas secas donde se necesitarán centrales más costosas (p. ej. unidades diésel) para suplir la demanda eléctrica, mientras que en condiciones húmedas las centrales a gas desplazarán generación menos costosa (p. ej. unidades a carbón). (ii) es óptimo, desde una perspectiva de aversión al riesgo, importar GNL para una condición hídrica seca . Esto implica que el planificador social aumentará las importaciones de GNL para proteger al sistema de sobrecostos operacionales en condiciones secas. Esta decisión sistémica es fundamentalmente diferente a la tomada por compañías de generación en un ambiente de mercado, quienes se protegen del riesgo disminuyendo las importaciones de GNL. (iii) contratos ToP con cláusulas flexibles pueden soportar un aumento en los volúmenes importados de GNL acompañado de una reducción de costos operacionales del sistema. (iv) los requerimientos óptimos de GNL para el SIC son cercanos a 6 TWh por año, lo cual es casi el doble de los 3.47 TWh que se importan actualmente. Este monto (6 TWh) puede aumentarse si (i) el planificador social fuera averso al riesgo, protegiendo a los consumidores de sobrecostos producidos por sequías, y/o (ii) se modelaran contratos más flexibles. (v) aumentar los volúmenes importados de GNL a 6 TWh por año (desde los 3.47 TWh actuales) disminuirá los costos esperados del sistema en un 4.1% y reducirá los pagos de la demanda en un 32.1%. Esta reducción desproporcionada en los pagos de la demanda es debido a que parte del excedente del productor es transferido al consumidor gracias a una disminución de los costos marginales del sistema. (vi) es posible diseñar un mecanismo de pago (i.e. price uplifts) donde la demanda cubra parcialmente los costos fijos de los generadores (cuando los precios spot no cubran los costos de GNL) de manera de compartir eficientemente entre el riesgo generadores y demanda. Esto sería beneficioso para ambos ya que estarían en una mejor posición económica que la actual. A pesar que los casos de estudio están enfocados en el mercado chileno, creemos que esto es de interés para otros sistemas hidrotérmicos de América Latina y África, que enfrentan (o lo harán en el futuro cercano) problemas similares asociados al suministro de GNL. Por lo tanto esta investigación puede ser crítica para entender los costos y beneficios de las decisiones relacionadas con la importación de GNL y, de esta manera, sostener un desarrollo y una operación de sistemas eléctricos más eficiente y segura. Este trabajo es, a su vez, oportuno y puede servir para aprovechar los bajos precios en el mercado internacional del GNL que se observan actualmente. / Importing liquefied natural gas (LNG) through take-or-pay (ToP) contracts for electricity generation is significantly challenging in hydrothermal systems since gas demand from the electricity sector is highly uncertain due to the historical volatile behavior associated with hydro conditions. This is compounded by the difficulties to undertake ex-post trading of surpluses/shortfalls of LNG in a secondary market (e.g. when LNG imported does not suffice during dryer hydro conditions), which is –in many cases– significantly limited. In this context, this thesis proposes a cost-minimization, risk-averse stochastic optimization model that allows us to find optimum portfolios of LNG supply contracts for the national power system (from the social planner’s perspective). This portfolio includes contracts with various degrees of flexibility and interactions with the spot market. Through several case studies based on the Chilean power system, we found that: (i) it is optimal, from a risk-neutral, cost-minimization perspective, to import natural gas for an “average” hydro condition. This implies that contracted natural gas (through ToP contracts) will not suffice under dryer conditions where more costly plants (e.g. diesel units) will be needed to supply electricity demand and that gas plants will displace less costly plants (e.g. coal units) during wetter hydro conditions. (ii) it is optimal, from a risk-averse, cost-minimization perspective, to import natural gas for a “dryer” hydro condition. This implies that a social planner will increase LNG imports in order to hedge the system against operational cost spikes during dry conditions. This system-wide decision is fundamentally different to that taken in a market environment where generation companies (e.g. gas plant owners) tend to hedge risk exposure by under-importing LNG. (iii) flexible clauses in ToP contracts can support increased LNG import volumes and a reduction in system operating costs. (iv) optimal LNG system requirements for the Chilean main electricity system are circa 6 TWh per year which is almost twice the amount of 3.47 TWh that is currently being imported. This amount (6 TWh per year) can be increased if (i) the social planner were risk averse to protect consumers against higher costs driven by droughts, and/or (ii) more flexible contracts are modelled. (v) increasing the import volumes to 6 TWh per year (from current 3.47 TWh) will decrease expected system costs by 4.1% and reduce demand payments by 32.1%. This disproportional reduction in demand payments is observed since part of producer’s surplus is transferred to the consumer’s surplus as system marginal costs decrease. (vi) it is possible to design a payment mechanism (i.e. price uplifts) where demand can partially cover gas generators’ fixed costs (when spot prices cannot cover LNG costs) so as to efficiently share risks between gas generators and demand, and this will be beneficial for both since they will be in a better economical position compared to current situation. Although the case studies in this thesis are focused on the Chilean market, we believe that this is of interest to further hydrothermal systems in Latin America and Africa, which face (or will face in the near future) similar problems associated with LNG supply. Hence this research can be critical to understand the costs and benefits of various decisions associated with LNG imports and thus support a more efficient and risk-free operation and development of future electricity systems. This framework is also timely and can serve to take advantage of the present lower prices in the international LNG market.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2014. / Made available in DSpace on 2014-08-06T18:00:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 327117.pdf: 126252562 bytes, checksum: 728cbf1e05b72ed59574099bc3a0b90f (MD5) Previous issue date: 2014 / Este trabalho abrange o estudo de um forno industrial de produção de silicato de sódio, com o objetivo de fornecer subsídios para o aumento da eficiência energética e melhoria do seu desempenho. O trabalho incluiu o levantamento de dados in situ e também a modelagem numérica do processo. As medições envolveram vários parâmetros, sendo empregadas para o desenvolvimento e validação de um modelo numérico, capaz de analisar a influência dos diversos parâmetros na operação do forno. O modelo é baseado no método dos Volumes Finitos e resolve os fenômenos da turbulência, combustão e radiação, através dos modelos RANS, EDM e DTRM, respectivamente. O modelo envolve o forno por completo: cavidade com a queima de gás natural, banho de fusão da matéria-prima e paredes do forno. A liberação de CO2 pelo banho também foi considerada, tendo influência nas trocas radiativas internas. Os resultados experimentais indicaram grande potencial de economia de energia principalmente nos gases da chaminé representando 60 a 70% da energia de entrada do forno. Nos resultados numéricos a não consideração da liberação de CO2 na modelagem numérica se mostrou com diferença significativa no tratamento das trocas térmicas quando comparada com dados experimentais chegando a diferenças de mais de 18%. Essa diferença desce para menos de 10% quando modelada a liberação de CO2 pelo banho no modelo. Duas alterações na montagem do forno foram analisadas para um melhor desempenho do mesmo, inclinação do queimador e posição da chaminé demonstrando que uma pequena inclinação pode ser favorável ao processo.<br> / Abstract : This work covers the study of an industrial kiln for production of sodium silicate with the aim to provide subsidies to improve energy efficiency and performance. The study included data collection in sit and numerical modeling of the process. Measurements involved various parameters and were used for the development and validation of a numerical model, capable to analyze the influence of differents parameters on furnace operation. The model is based on the Finite Volume Method and solves the phenomena of turbulence, combustion and radiation through the RANS, EDM and DTRM models respectively. The model covers the complete kiln: fluid flow inside kiln cavity, the bath with melting product inside the kiln and the kiln walls. The release of CO2 by the bath was also taken into account, due to its influence on internal radiative heat exchanges. Collected experimental data indicated great potential for energy savings, mainly in the chimney gases representing 60-70% of the kiln energy input. The neglect of the CO2 liberation by the molten bath in the numerical model resulted in a significant difference between numerical and experimenatl results on the thermal exchanges reaching over 18%. This difference was reduced to less than 10% when the CO2 liberation was included in the same model. Two variations in the kiln's assembling were analyzed to obtain a better themal performance, the inlcination of the burner and the position of the chimney inlet. A small inclination of the burner was considered to be favorable to the process.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção, Florianópolis, 2014. / Made available in DSpace on 2015-04-29T21:06:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 332932.pdf: 2841965 bytes, checksum: 343d90111d58f85224a4d6cadcad2053 (MD5) Previous issue date: 2014 / Embora haja consenso internacional sobre a necessidade de controle sobre a poluição e redução dos gases de efeito estufa, as políticas energéticas divergem entre países e consequentemente seus resultados. A adoção de novas trajetórias tecnológicas para geração de energia são reflexo disso. Diversos países têm buscado o aumento de geração a partir de fontes renováveis, enquanto no Brasil a matriz energética tem sido guiada para plantas a gás natural. Assim, esse estudo visa avaliar os impactos que tecnologias diferentes podem acarretar em níveis de poluição e na variação de preços da energia elétrica no Brasil. Nesse intuito, foram comparadas previsões de emissões de gases de efeito estufa através da análise de regressão de dados históricos da geração de energia elétrica no Brasil, e possíveis variações de preço e comportamento de mercado através de modelagem matemática utilizando inequações variacionais. Essas abordagens consideraram cenários prevendo o aumento da utilização de termelétricas e, alternativamente, caso esse aumento de oferta fosse proveniente de fontes renováveis como solar fotovoltaica, eólica ou biomassa. Os resultados demonstram que a trajetória atual deve tornar a matriz energética brasileira mais poluidora, tornando o gás natural a maior fonte de energia para geração de eletricidade a partir de 2022, elevando também os preços da eletricidade na distribuição. Propõe-se que o incremento da inclusão de fontes renováveis podem alterar essa trajetória, reduzindo essas emissões do setor e também os preços da energia, além de serem sistemas mais eficientes.<br> / Abstract : Although there is international consensus on the need for control over pollution and reduction of greenhouse gases, energy policies differ among countries and consequently their results. The adoption of new technological path dependences for power generation is a reflection of that. Several countries have sought to increase generation from renewable sources, while Brazil's energy matrix has been guided towards natural gas. Thus, this study aims to assess the impacts different technologies may result in pollution levels and price variation of electricity in Brazil. To that end, projected emissions of greenhouse gases and changes in price were compared if increased use of thermal is continued and, alternatively, if this increase in supply becomes from renewable sources such as solar photovoltaic, wind or biomass. The results demonstrate that the current trajectory shall increase pollution from Brazilian energy matrix, making natural gas a major source of energy for electricity generation from 2022. Thus it is proposed that the increased inclusion of renewables can reduce these emissions and also the prices of energy, in addition to being more efficient systems.

[pt] Análise numérica do processo dinâmico do escoamento de gás natural em estações de entrega, considerando o comportamento transiente dos principais equipamentos existentes, tais como válvula de três vias, válvulas redutoras de pressão e aquecedores de gás. Desenvolvimento da lógica de controle dinâmica (controle PID - proporcional-integral-derivativo) de todos os equipamentos relevantes. Para determinação das propriedades termodinâmicas do gás natural empregou-se as equações de estado Peng-Robinson e Soave-Redlich-Kwong. O estudo apresenta um maior enfoque na análise do comportamento de aquecedores de gás indireto a banho d’água e na regulagem dinâmica da temperatura de entrega através de um controlador PID que comanda a válvula de três vias. Investigou-se o desempenho de uma estação de entrega de gás natural existente baseada nas condições operacionais estabelecidas no projeto. Simulou-se o escoamento correspondente a operação em uma estação de entrega real e realizou-se comparação direta com dados de instrumentação enviados ao supervisório de controle e aquisição de dados (SCADA). A metodologia desenvolvida reproduziu de forma adequada a operação em condições normais da estação de entrega de São Carlos-SP e eventos anormais como cenários de apagamento dos aquecedores que foram registrados no banco de dados do supervisório. Finalmente analisaram-se procedimentos a serem aplicados nas estações de entrega existentes para redução do consumo do gás combustível utilizado no processo de pré-aquecimento. / [en] Numerical simulation of the dynamic process of natural gas flow through citygate stations, considering the transient behavior of the main existing equipments, such as three-way-valves, pressure reduction valves and gas heaters. Development of the dynamic control logic (PID controller) of all relevant equipments. To determine the natural gas thermodynamic properties, the equations of state of Peng-Robinson and Soave-Redlich-Kwong were employed. The study concentrates in the analysis of indirect fired water bath heater and in the delivery temperature regulation using a PID controller that commands the three-way-valve. It was investigated the performance of an existing natural gas citygate station based on established design operational conditions. The flow field corresponding to an operational natural gas city gate station was determined and direct comparison with instrumentation data sent to supervisory control and data acquistion (SCADA) was performed. The methodology developed reproduced in a satisfactory way the normal operational condition of the São Carlos-SP natural gas citygate station and abnormal events such as the heater shut-down scenarios registered on SCADA database. Finally, procedures to be applied in existing delivery stations for the reduction of gas fuel consumption in the pre-heating process were analyzed.

Publicación a texto completo no autorizada por el autor / El documento digital no refiere asesor / Aborda el dimensionamiento de la red de tuberías interna y de la tubería montante de gas natural para el edificio multifamiliar Mar de Plata ubicado en av. Universitaria 349-361 del distrito de San Miguel en la ciudad de Lima. Para ello se han utilizado los fundamentos de la mecánica de fluidos y aplicado las normas técnicas peruanas (NTP) relacionados con el gas natural. El edificio consta de 20 pisos y 77 departamentos a los que hay que dotarlos de gas natural a través de una tubería montante de cobre y ramales de distribución con tuberías con tuberías multicapa polietileno-aluminio-polietileno (PEALPE). Para el diseño se ha determinado la demanda de gas natural del edificio, la ubicación de los centros de medición y artefactos de cada departamento. Con estos parámetros se ha definido el diámetro óptimo a utilizar para la red interna de gas natural. La distribución del gas natural al edificio se realiza por medio de dos etapas: la primera etapa comprende la línea montante, la cual inicia en el regulador de primera etapa y culmina en los centros de mediciones de cada departamento; la segunda etapa, que es la línea individual interna, comprende desde el centro medición hasta los equipos a abastecer de gas natural en los departamentos. / Trabajo de suficiencia profesional

Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. / Made available in DSpace on 2012-10-18T15:04:28Z (GMT). No. of bitstreams: 0Bitstream added on 2016-01-09T02:45:14Z : No. of bitstreams: 1 139271.pdf: 28916725 bytes, checksum: a69eed2fb83e34a5b2743bc35f7af5a5 (MD5)

Made available in DSpace on 2015-09-17T15:26:55Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2015-07-31. Added 1 bitstream(s) on 2015-09-17T15:45:01Z : No. of bitstreams: 1 000848220.pdf: 1100880 bytes, checksum: 193b2c7b460d93bf5020429fd16d34d7 (MD5) / Resíduos plásticos constituem um grave problema ambiental, pois sua degradação é muito difícil devido à baixa reatividade química. Como esses materiais são obtidos a partir de petróleo e gás natural, recursos não renováveis, a reciclagem é de grande interesse já que etapas iniciais da fabricação de matéria-prima virgem podem ser eliminadas, o que resulta em diminuição do uso desses recursos, redução do consumo de energia e, consequentemente na redução de emissões de poluentes associadas ao processo de obtenção da matéria-prima virgem. Esse trabalho avaliou dois processos de reciclagem de poliestireno expandido (EPS) com o objetivo de comprovar os benefícios de suas aplicações, no que se refere ao consumo de energia e emissões de gases do efeito estufa (GEE), utilizando técnicas de avaliação do ciclo de vida (ACV). O primeiro processo, denominado reciclagem por injeção de vapor, consiste na inserção de 30 a 40% de resíduos de EPS junto com a matéria-prima virgem na produção convencional de blocos de EPS. O segundo processo, denominado reciclagem termomecânica consiste na reciclagem mecânica através de moagem, aglomeração, homogeneização e moldagem para obtenção de poliestireno reciclado. Primeiramente, efetuou-se análise do consumo de energia primária dos processos de produção e reciclagem de EPS e então, o consumo acumulado de energia (CED) de todo o ciclo de vida do EPS foi avaliado. Em fase posterior, realizou-se análise de emissões de GEE dos processos de produção, reciclagem e de todo o ciclo de vida do EPS, para quantificar os níveis de emissões, considerando o potencial de aquecimento global para o horizonte temporal de 100 anos. Fez-se ambas análises, aplicando metodologia de ACV através da utilização de dados de relatórios técnicos de empresas, da literatura científica e do banco de dados Ecoinvent ... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Plastic wastes are a serious environmental problem because degradation is difficult due to a low chemical reactivity. As these materials are obtained from oil and gas, a non-renewable resource, recycling is of major interest since early stages of virgin raw material manufacture can be eliminated, resulting in a decrease in energy expenditure and consequent reduction of pollutant emissions associated with the process of obtaining the virgin raw material. This study evaluated two processes of EPS recycling in order to prove the benefits of its application, as regards the reduction of energy consumption and greenhouse gases (GHG) emissions, using life cycle assessment techniques (LCA). The first process, called recycling by steam injection, consists of inserting from 30 to 40% of EPS residues together with virgin raw material in the conventional EPS production process to produce EPS blocks. The second process, called thermomecanical recycling consists of mechanical recycling through grinding, agglomeration, mixing and molding to obtain recycled polystyrene. Firstly an analysis of energy consumption of EPS production and recycling processes was performed and then the cumulative energy demand (CED) throughout EPS entire life cycle was evaluated. Subsequently is carried out GHG emissions analysis from EPS production, recycling processes and EPS entire life cycle to quantify the levels of emissions considering the global warming potential for the time horizon of 100 years. Both analyzes were made by applying LCA methodology through the use of technical reports, scientific literature and Ecoinvent database. The results showed that the EPS recycling processes studied promote the reduction of energy consumption and GHG emissions in the manufacture and EPS life cycle when compared to disposal of this material in landfills, also resulting in decreased use of natural resources (oil and gas)

El presente informe analiza globalmente el estado actual de los edificios de oficina de Santiago para aportar en materia de eficiencia energética en el desarrollo de futuras políticas públicas, plantear soluciones a los problemas que afectan a este tipo de construcciones y ser una pauta para su diseño. Para efectos de este trabajo se eligió una zona térmica y un tipo de edificios en particular; sin embargo, se desarrolló una metodología que puede ser usada en otros tipos de edificios o de otras zonas geográficas del país. En una primera parte del informe se repasan los distintos tipos de energías existentes y sus diferencias, se definen las condiciones de confort dentro de una oficina, cómo se abordan éstas en los distintos aspectos y cuáles son las variables que la definen. Luego, mediante indicadores se estudian los consumos energéticos y de agua potable en una muestra de edificios de oficina. Después se analiza la distribución de los consumos y se examina la incidencia de los gastos de estos suministros en los costos totales de la oficina. Por último se calculan las emisiones de CO2 emitidas al medio ambiente por el funcionamiento de éstas. Los principales índices son los siguientes: —Consumo anual de electricidad: 95,4 kWh/m2 —Consumo anual de gas natural: 34,6 kWh/m2 —Consumo anual de agua potable: 1,43 m3 /m2 Finalmente se concluye que las emisiones de CO2 son más de 50 kg/m2 de oficina y que estas emisiones ocurren tanto dentro de la oficina como en los centros de conversión de energía. Además los costos anuales en energía y agua potable son del orden de 10150 $/m2, lo que corresponde al 9% aproximado del arriendo de las oficinas.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:23:39Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2006-05-30Bitstream added on 2014-06-13T18:48:30Z : No. of bitstreams: 1 takaki_at_me_ilha.pdf: 1453305 bytes, checksum: 0ba83e01600d7f0ddfb6ab048c8af3be (MD5) / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / Neste trabalho é analisada a possibilidade de utilização do gás natural como combustível em indústrias frigoríficas em substituição aos combustíveis tradicionalmente utilizados, como a lenha e o óleo. Os estudos são feitos com base numa planta de um frigorífico bovino bastante representativo do setor, que utiliza equipamentos e combustíveis tradicionais para a produção de vapor para processos e compra energia elétrica de uma concessionária. São consideradas algumas opções para a ampliação da capacidade de produção, incluindo a implantação de plantas de cogeração e trigeração a gás natural que são capazes de produzir simultaneamente eletricidade, vapor para os processos e refrigeração para as câmaras frigoríficas. Para fins de avaliação do desempenho são feitas análises energéticas e exergéticas para cada uma das configurações propostas. Por fim, é realizada uma análise termoeconômica, através da Teoria do Custo Exergético, que possibilita determinar os custos exergéticos e monetários e depois avaliar os reflexos dos custos de investimento de capital e do combustível na composição dos custos dos produtos (energia elétrica, vapor e refrigeração). / In this work, the possibility of the use of natural gas as fuel in slaughterhouses, substituting the traditional fuels used (firewood and oil), is analyzed. The studies are based on a plant of a quite representative bovine slaughterhouse, which uses equipment and fuels traditional for production of steam for processes and buys electricity of a dealership. Some options for the enlargement of the production capacity are considered, including the implantation of natural gas cogeneration and trigeneration plants, which are capable to produce, simultaneously, electricity, steam for the processes and cooling for the refrigerating chambers. For effect of performance evaluation, energetic and exergetic analyses for each one of the proposed configurations are performed. Finally, a thermoeconomic analysis is accomplished, by means of the Theory of Exergetic Cost, which makes possible to determine the exergetic and monetary costs and to evaluate the reflexes of the costs of capital investment and of the fuel in the composition of the costs of the products (electric power, steam and cooling).

Orientador: José Vicente Hallak d'Angelo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Química / Made available in DSpace on 2018-08-25T15:12:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Andrade_ThallesAllan_M.pdf: 2702197 bytes, checksum: 32c6cee79361c26e4489867146b0682e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Por se tratar de um combustível fóssil menos emissor de gás carbônico ao meio ambiente do que outros combustíveis, a demanda mundial de gás natural para sua utilização como fonte energética tem aumentado nos últimos anos. No entanto, quando a quantidade requerida de importação do gás natural é alta e é grande a distância entre os países fornecedores e compradores, o transporte do gás por meio de gasodutos torna-se inviável, acarretando na necessidade de produção de gás natural liquefeito. Ao se liquefazer a uma temperatura próxima a -160 °C, o volume do gás natural é reduzido em até 600 vezes, permitindo ser transportado a grandes distâncias por meio de embarcações especiais. Na liquefação do gás natural estão envolvidos ciclos de refrigeração que podem ser utilizados por diferentes rotas. Os principais tipos de ciclo de refrigeração são o ciclo de compressão de vapor e o ciclo de absorção. Nesse trabalho, foram simulados no programa Aspen HYSYS, versão 7.3, os ciclos cascata e APCI para a produção de GNL, que utilizam ciclos de refrigeração por compressão de vapor. O coeficiente de desempenho global do ciclo APCI alcançado com as simulações foi maior que o do ciclo cascata: 1,690 contra 0,839. Em seguida, um dos subciclos de compressão de vapor envolvidos no ciclo APCI foi substituído por um subciclo de absorção de efeito simples, utilizando-se diferentes combinações de pares refrigerante/absorvente (NH3/H2O, NH3/DMF, R22/DMF e R134a/DMF). O ciclo com o par NH3/DMF foi aquele com os melhores resultados para o coeficiente de desempenho. Finalmente, foram realizadas duas etapas de otimização dos ciclos propostos: uma delas através da maximização do COP dos ciclos de refrigeração e outra baseada na minimização dos custos dos processos, referentes aos custos dos principais equipamentos envolvidos. A maximização conseguiu atingir COP igual a 2,062 para o ciclo cascata e 2,505 para o ciclo APCI. Dentre os pares avaliados no ciclo APCI modificado, o par NH3/DMF manteve-se com o melhor COP do subciclo de absorção. Na minimização dos custos, obteve-se o custo dos equipamentos de US$ 4,1 milhões para o ciclo cascata e US$ 14,3 milhões para o ciclo APCI original. Em relação aos pares do ciclo APCI modificado, o par NH3/H2O apresentou os menores custos, tanto antes quanto depois da otimização, alcançando US$ 9,8 milhões / Abstract: Because it is a fossil fuel that emits less carbon dioxide to the environment than other fuels, worldwide demand for natural gas for use as energy source has increased in recent years. However, when the required amount of imports of natural gas is high and there is a great distance between suppliers and buyers of the gas, the gas transportation through pipelines it is not feasible, resulting in the need to produce liquefied natural gas (LNG). When the gas reaches a temperature close to -160 ° C, its volume is reduced by up to 600 times, allowing the liquefied natural gas to be transported over long distances through special ships. Liquefaction of natural gas involves refrigeration cycles that may be used by different routes. The main types of refrigeration cycle are the cycle vapor compression cycle and absorption cycle. In this study, it was simulated, on Aspen HYSYS, version 7.3, the cascade and the APCI cycles, to roduce LNG using vapor compression refrigeration cycles. The overall COP for the APCI cycle achieved after the simulations was greater than that the cascade cycle coefficient of performance: 1.690 against 0.839. Then, a vapor compression subcycle involved in the APCI cycle has been replaced by a single-effect absorption cycle, using different combinations of refrigerant/absorbent pairs (NH3/H2O, NH3/DMF, R22/DMF and R134a/DMF). The modified APCI cycle using the pair NH3/DMF was the one with the best results for the coefficient of performance. Finally, two stages of the proposed optimization cycles were performed: one through the maximization of the COP of the refrigeration cycles and one based on the minimization of process costs, regarding the costs of major equipment involved. Maximization has achieved COP equal to 2.062 for the cascade cycle and 2.505 for the APCI cycle. Among the pairs evaluated in the modified APCI cycle, the pair NH3/DMF remained with better COP of the absorption subcycle. In minimizing of costs, it was obtained the equipment cost of $ 4.1 million for cascade cycle and $ 14.3 million for the original APCI cycle. Regarding the modified APCI cycle, the pair NH3/H2O had showed the lowest cost, both before and after optimization, reaching $ 9.8 million / Mestrado / Engenharia Química / Mestre em Engenharia Química