O presente trabalho versa sobre a modelagem de uma chama turbulenta difusiva usando a técnica de simulação de grandes estruturas turbulentas (LES), juntamente com o modelo termo-químico de folha de chama (flame sheet model) e o conceito de fração de mistura como escalar conservativo. Este trabalho também é pioneiro de utilização de LES com reação química no Brasil, podendo colaborar para o desenvolvimento desta técnica na área de combustão. O trabalho consiste na construção e validação das rotinas computacionais de um código CFD, baseado em LES e com flexibilidade para uma futura utilização de cinética química detalhada de combustão (EDC/ISAT), para casos complexos onde modelos mais simples, como a fração de mistura, são falhos. O programa será validado em uma chama de difusão turbulenta não-confinada de metano (CH4), para a qual existem dados experimentais na literatura [61,62] e utilizados pela comunidade acadêmica em excelência (Stanford, TU-Darmstadt, Imperial College, Cornell University etc). As características da implementação numérica do código permitirão sua expansão futura para outras aplicações em: queima de combustíveis líquidos, combustão em câmaras fechadas e fornalhas com a inclusão de modelo de radiação. / The present work is about modeling a diffusive turbulent flame using the Large-Eddy Simulation approach (LES) and the Flame Sheet model as the chemical model with the mixture fraction concept as the conservative scalar. This work is pioneer in the sense of using LES and reactive flow in Brazil, making possible the development for LES techniques in the combustion area. The work is intended to construct and validate a CFD code based on LES and with future flexibility for a more detailed combustion chemical model (EDC/ISAT) for complex flows, where simple models are failed, like the mixture fraction. The program will be validated for a turbulent diffusion methane (CH4) flame not confined, which there are some experimental data on the specialized literature [61,62], and commonly used by the academic community (Stanford, TU-Darmstadt, Imperial College, Cornell University etc). The features of the numerical code implementation will make possible future expansion of its use in other applications: liquid fuel burning, combustion chambers and ovens with the radiation model inclusion.

Este estudo analisa a indústria de gás natural de modo a contribuir para o melhor entendimento acerca das políticas tarifárias da atividade de transporte de gás natural conduzidas pelo governo sob a ótica de um programa de expansão da malha de gasodutos e de fortalecimento da indústria de gás natural no país. A adoção de mecanismos que possibilitem a separação e abertura das parcelas que compõem o preço de venda do gás natural visa a proporcionar uma maior modicidade tarifária, reduzindo os subsídios cruzados entre os Estados (regiões produtoras frente a distantes centros consumidores) e ampliando a eficiência econômica na utilização da malha de gasodutos do sistema de transporte. A partir do auxílio das teorias e modelos tarifários empregados nas indústrias de infraestrutura de rede, a pesquisa analisa a evolução da regulação tarifária associada à Parcela de Produto (Parcela Variável) e à Parcela de Transporte (Parcela Fixa) na formação do preço de venda do gás natural de origem nacional entre a Petrobras e as concessionárias estaduais de distribuição de gás canalizado. A análise dos resultados permite observar que a introdução de mudanças na sistemática de formação do preço de venda do gás natural provoca um retrocesso em relação à transparência na estrutura tarifária e na comercialização do gás natural. A atual política tarifária e os descontos (aproximadamente 32%) praticados pela Petrobras nos preços de venda para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste provocam alterações significativas não apenas na competitividade do gás natural frente aos demais combustíveis, mas também dentro do próprio mercado de gás natural. Os consumidores de gás natural nacional não detêm a informação acerca do quanto pagam no custo de serviço de transporte, diferente dos consumidores de gás natural de origem boliviana que se deparam com regras contratuais claras de reajustes dos componentes de cada parcela. Assim, averigua-se que essas mudanças penalizam principalmente os estados com maior produção de gás natural (Rio de Janeiro, Espírito Santo, Bahia e Sergipe), uma vez que o Fator Distância não se encontra claramente definido na nova fórmula de preços do gás nacional. Ainda, conclui-se que o marco regulatório da indústria de gás natural define de maneira clara a formação da tarifa de transporte para os novos gasodutos, enquanto a ANP ainda estuda maneiras de incluir na regulamentação a transparência tarifária na malha de gasodutos existentes. / This study analyzes the natural gas industry in order to contribute to a better understanding of the pricing policies of the activity of the natural gas transmission conducted by the government from the perspective of a program to expand the pipeline network and strengthen the natural gas industry in the country. The adoption of mechanisms that allow the separation and opening of the parcels that make up the selling price of natural gas is intended to provide greater low tariffs, reducing cross-subsidies between states (producing regions across the distant consuming centers) and increasing economic efficiency the use of the gas pipeline of the transportation system. From the aid of tariff models and theories employed in the network infrastructure industries, the research analyzes the evolution of tariff regulation associated with the portion of product (Variable Parcel) and Parcel Transportation (Fixed Parcel) in the formation of the selling price of domestic natural gas rise between Petrobras and the state distribution utilities of gas. The analysis allows us to observe that the introduction of systematic changes in the training of the sales price of natural gas causes a regression in relation to transparency in pricing structure and marketing of natural gas. The current pricing policy and (approximately 32 %) discounts offered by Petrobras in selling prices to distributors in the Northeast and Southeast regions cause significant changes not only the competitiveness of natural gas compared to other fuels , but also within the gas market itself natural. Consumers of domestic natural gas does not hold the information about how much they pay the cost of shipping service, different consumers of natural gas from Bolivian origin faced with clear rules of contractual adjustments of the components of each plot. Thus, it ascertains that these changes mainly penalize states with higher natural gas production (Rio de Janeiro, Espírito Santo, Bahia and Sergipe), since the distance factor is not clearly defined in the new pricing formula of the national gas. Still, it is concluded that the regulatory framework of the natural gas industry defines clearly the formation of the transport charge for new pipelines, while the ANP is also considering ways to include the tariff transparency in the regulatory network of existing pipelines.

A programação bem-sucedida das trocas das brocas de perfuração tem estado mais ligada à experiência do que a um método formal que permita a tomada de decisões acertadas. Retirar uma broca do poço depois do momento correto implica em risco de acidentes, baixo rendimento e custo operacional crescente. Retirar antes do momento correto implica perda de rendimento potencial, inclusive porque a vida útil remanescente normalmente é insuficiente para justificar nova manobra de descida. Nesta dissertação, são discutidos critérios de definição do momento exato de retirada da broca do poço e, adicionalmente, é sugerida uma metodologia de redução de custos de perfuração, realizada através de um padrão de análise de custos métricos de perfuração e desempenhos operacionais de poços anteriormente perfurados na mesma região ou campo. Esta análise visa definir as brocas a serem utilizadas nos poços vindouros tendo como critério a minimização do custo métrico de perfuração, bem como antecipar o custo mais provável do poço a ser perfurado. O uso de recordes como metas contém riscos, uma vez que resultados pontuais muito favoráveis dependem de uma conjunção de fatores, como litologia favorável, fluido de perfuração adequado e disponibilidade de energia mecânica e hidráulica que podem não se repetir em outros poços, mas precisam ser detectados e analisados adequadamente. O ideal é a execucão da perfuração até à profundidade final com o menor custo operacional possível, rápido início da produção, evitando acidentes pessoais ou danos ao meio-ambiente, e sem gerar problemas para o futuro dos poços do campo, como colisão de trajetórias ou indução de desgastes nos revestimentos (DYER, 1984). Em tempos de descoberta dos campos conhecidos como Pré-Sal, a realização dos poços em menor prazo e ao menor custo poderá antecipar à sociedade brasileira recursos relevantes para o seu desenvolvimento. / The success of a Bit Program of a well has been more related to personal experience than to a formal method that leads to the best decisions. Pulling a bit out the hole after the correct moment implies in risks of accidents, in working with low performances or in higher operational costs. Pulling the bit before the correct moment implies in loss of potential performance, once the remaining life of the bit usually is insufficient to justify the cost of a trip to rerun it. In this thesis we discuss criteria of how to define the correct moment to pull a bit out of the hole, optimizing costs, avoiding accidents and concluding the well in the shortest time. Additionally it is suggested a method to reduce drilling costs using of a pattern to analyze costs and performances of wells previously drilled in the same area or field. This analysis intends to define the bits to be used in the next wells, having as main criteria the selection of the bits that lead to the lowest cost per meter. Usage of field records as targets contains risks, once these results are many times a lucky conjunction of factors as favorable lithology, adequate drilling fluid properties, availability of mechanical and hydraulic energy at the bit, among others, which might not be repeated at the same time in other wells, even though these records are important and must be adequately detected and analyzed. The ideal is to drill fast, without structural or operational problems to the final depth at the lowest cost, putting well to produce as soon as possible, without personal or environmental accidents, collision to other existing wells, or inducing casing wear (DYER, 1984). In the present time, when the discoveries of the fields known as Pre-Salt are being made, the anticipation of drilling and producing these wells at minimum cost might anticipate to the society important resources for its development.

O suprimento de energia elétrica a municípios localizados no interior da Região Amazônica é de consecução tecnicamente complexa, de alto custo e potencialmente gerador de impactos ambientais. Tais municípios não têm grande demanda por energia elétrica, entretanto, o direito ao acesso à mesma deve ser considerado e atendido. O objetivo deste estudo é avaliar a situação atual de suprimento de energia elétrica em municípios do interior da Região Amazônica, considerando suas especificidades e necessidades, bem como apresentar uma análise sobre a utilização do gás natural na geração da energia elétrica em subsituição aos combustíveis atualmente utilizados em cada caso. Para este estudo foram selecionados sete municípios da Região Amazônica: Anamã, Anori, Caapiranga, Coari, Codajás, Iranduba e Manacapuru, que poderão ser atendidos pelo gasoduto Urucu-Manaus. / The electric energy supply to cities located in the countryside of Amazon Region is technically complex, has high cost and is potentially a cause of environmental impact. Such cities don\'t have a big demand on electric energy; however, the right of access to electric energy must be considered and attended. The objective of this study is to evaluate the present situation of the electric energy supply in cities located in the countryside of Amazon Region, considering its needs and specific characteristics, as well as to present an analysis about the uses of natural gas in electric energy generation in substitution to the fuels used in each case. For this study were selected seven cities in Amazon Region: Anamã, Anori, Caapiranga, Coari, Codajás, Iranduba, and Manacapuru, which can be attended by the Urucu-Manaus Gas Pipeline.

O modelo brasileiro de geração de energia elétrica possui características muito peculiares em relação aos demais países do mundo. Seu vasto parque hidrelétrico possibilitou ao país utilizar indiscriminadamente a eletricidade em diversas formas de uso final. Porém, com a transição do modelo hídrico para um modelo misto de geração, surge um novo paradigma de eficiência energética. A eletricidade consumida em usos finais térmicos pode agora ser substituída por diferentes fontes energéticas de origem química, como o gás natural e a biomassa. Nesse novo cenário, a energia primária pode ser convertida tanto em energia elétrica, quanto em energia útil, na forma de calor. O objetivo desta pesquisa foi identificar a distorção presente no atual modelo energético nacional e avaliar o potencial de economia de energia primária possível de ser obtido pela substituição de eletricidade por fontes de origem química, em usos finais térmicos. A hipótese formulada é de que o uso racional da energia, segundo sua qualidade exergética e finalidade de uso, pode reduzir significativamente o consumo de energia primária. Para comprovar essa hipótese, foram realizadas estimativas de substituição de eletricidade por gás natural, nos usos finais térmicos de todos os setores de consumo. Além disso, foi realizada uma análise comparativa entre diversos países do mundo, quanto ao uso do calor em suas matrizes energéticas, a fim de estimar o percentual de eletricidade que poderia ser substituído no Brasil e a quantidade de energia química equivalente que seria demandada. Também foram estimados os possíveis ganhos ambientais decorrentes de tal substituição. Os resultados obtidos mostram a relevância do tema e o impacto que uma política de uso racional da energia poderia alcançar. / The electrical generation model of Brazil has a peculiar characteristic regarding other countries. Its large hydropower capacity allowed the indiscriminate use of the electricity for several kinds of end uses. However, with the transition of the hydroelectric generation model for a mixed generation model, a new paradigm of energy efficiency appears. The electricity consumed in the thermal end uses can be now substituted by other energy sources like natural gas and biomass. In that new scenario, the primary energy can be converted in electricity as well as useful energy. The objective was to identify the existent distortion in the current Brazilian model and to evaluate the economy potential of primary energy that could be obtained substituting the electricity by chemical energy in thermal end uses. The formulated hypothesis is that the rational use of energy, according to its exergy quality and purpose of use, can reduce significantly the primary energy consumption. The substitution of electricity by natural gas was simulated for all the thermal end uses of the energy mix. Besides, a comparative analysis taking into account other countries was carried out about the use of heat in the energy mixes, in order to estimate the electricity percent that could be substituted in Brazil and the equivalent amount of chemical energy that would be demanded. The possible environmental gains promoted by that substitution was also estimated. The results show the relevance of the theme and the impact that a policy of energy efficiency could attain.

Thesis advisor: Christopher Baum / Thesis advisor: Fabio Ghironi / Do events in the natural gas market cause repercussions in the crude oil market? In light of the enormous impact that price movements in the two largest U.S. energy markets have on the economy, it is important to understand not just the individual markets but also how they relate to one another. On this front, the literature presents a puzzle: while economic theory suggests that the oil and gas markets are interlinked through a bi-directional causal relationship, empirical research has concluded that the oil market affects the gas market but not vice versa. The first chapter of this dissertation improves on the previous studies in two ways: by using high-frequency, intraday oil and gas futures prices and by analyzing the effect of specific news announcements from the weekly oil and gas inventory reports. The results dispel the notion of one-way causality and provide support for the theory. The reaction of the futures volatility and returns is asymmetric, although this asymmetry does not follow the "good news" vs. "bad news" pattern from stock and bond markets; the response depends on whether the shock is driven by oil or gas inventory gluts or shortages. The two-way causality holds not only for the nearby futures contract but also for contracts of longer maturities. These findings underscore the importance of analyzing financial markets in a multi-market context. The second chapter of this dissertation asks whether volatility and trading volume evolve in a unidirectional or bidirectional, contemporaneous or lagged relationship in the crude oil and natural gas futures markets. This question is important because it affects trading and government regulation but previous studies have come to conflicting conclusions. Their main shortcoming is the low frequency of data used in the analysis. This chapter improves on the previous studies in three ways: by using high-frequency, intraday oil and gas futures prices and volume, by including trading not only during the day but also during the night, and by analyzing not only the nearby futures contract but also contracts with longer maturities. For the nearby contract, Granger-causality tests show that past values of volume help explain volatility which agrees with the Sequential Information Arrival Hypothesis. Past values of volatility have explanatory power for volume only when absolute return is used as the volatility measure; when the conditional variance from GARCH models is used as the volatility measure, the causality in this direction disappears. These results change when low-frequency daily data is applied. It is also shown that the volatility-volume relationship differs for contracts with longer maturities. These findings are relevant for regulations, such as trader position limits recently adopted by the U.S. Commodity Futures Trade Commission. The third chapter of this dissertation investigates whether the production structure of firms affects international optimal portfolios, risk-sharing, and response of terms of trade (TOT) to shocks. The answer to this question would enhance our understanding of the home equity bias, yet it has not been addressed in the theoretical literature. This chapter studies the question in a two-country dynamic stochastic general equilibrium model with endogenous portfolio allocation. It shows that the optimal portfolio includes more home equity as the production structure changes from exporter-only, i.e., firms operating in their home countries and serving foreign markets by exports, to multi-national-company-extreme (MNC), i.e., firms hiring labor in both countries and producing locally in both countries. This shift occurs because changing the firms' production structure eliminates exposure to technology differences and allows the home household to accomplish the same diversification with less foreign equity. The production structure also has implications for the effect of technology shocks on the TOT. Under the exporter-only setup, a shock to technology causes a standard TOT deterioration, whereas under the MNC-extreme setup, a shock to technology leads to a TOT improvement. By producing testable predictions, this chapter underscores the need to take firms' production structure into account when analyzing international optimal portfolios, risk sharing, and response of the TOT to technology shocks. This is especially important since empirical research has generated conflicting results. / Thesis (PhD) — Boston College, 2012. / Submitted to: Boston College. Graduate School of Arts and Sciences. / Discipline: Economics.

Nos últimos 15 anos houve um grande aumento na presença de turbinas a gás no parque gerador de eletricidade brasileiro. O Brasil tem predominantemente climas tropicais e subtropicais com temperaturas oscilando entre 20 e 35C na maior parte do ano. A máxima potência que pode ser gerada por uma turbina a gás aumenta com a redução da temperatura do ar de entrada na turbina. Decorre daí o interesse na aplicação de sistemas de resfriamento do ar de entrada de turbinas. Dentre os sistemas de resfriamento, os de aplicação mais simples são o de resfriamento por meio evaporativo rígido e o de resfriamento por ciclo de compressão com acionamento elétrico. Não há na literatura um estudo sistemático da aplicação de sistemas de resfriamento de ar de entrada de turbinas a gás para operação no Brasil. Este trabalho estuda a aplicação dos dois tipos mais simples de sistemas de resfriamento de ar de entrada em turbinas operando ou a serem instaladas no território brasileiro. Um modelo para simulação da resposta de turbinas a gás às variações nas condições climáticas do ar de entrada (temperatura, umidade e pressão atmosférica) é desenvolvido. O modelo necessita como parâmetros somente de dados publicados em catálogo pelo fabricante da turbina. A simulação é feita para 27 localidades brasileiras comparando a operação de um mesmo tipo de turbina sem resfriamento e com os dois tipos de resfriamento. O dados climáticos usados são dos tipos anos metereológicos típicos e anos teste de referência. O modelo de turbina desenvolvido simula de maneira satisfatória as curvas de uma turbina comercial do tipo heavy duty. Um aumento de energia anual gerada de até 4,2% foi observado para o sistema de resfriamento por meio evaporativo rígido. O aumento de energia no resfriamento evaporativo depende da depressão de bulbo úmido média do local de instalação da turbina. Para o resfriamento por ciclo de compressão com acionamento elétrico o aumento observado foi de até 11,2%. O aumento de energia para este tipo de sistema depende da temperatura de bulbo seco média do local. / In the last 15 years an ever increasing presence of gas turbines was felt in electrical power generation in Brazil. Tropical and subtropical climates dominate most of the country, with temperatures ranging from 20 to 35C during most of the year. The maximum power that can be generated by a gas turbine increases at lower inlet air temperatures. Consequently, there is great interest in applying inlet air cooling systems in gas turbines. Among the inlet air cooling systems, the evaporative cooling by rigid wet media and the compression thermal cycle with electrical power chiller systems are the ones with most straightforward implementation. There is no systematic study of the application of gas turbine inlet air cooling systems for turbines operating in Brazil. This thesis studies the application of the two methods of gas turbine inlet air cooling mentioned above in turbines operating or to be installed in Brazil. A model to simulate the response of gas turbines to changes in the inlet air (temperature, humidity and pressure) is developed. The model uses turbine catalogue data as parameters. The simulation is performed for 27 Brazilian locations, comparing the operation of a model of turbine operating with and without cooling systems, for both types of cooling systems. Typical meteorological year and test reference year data are used in the study. The turbine model developed reproduces the turbines data curves with satisfactory accuracy. An annual increase in energy generation of up to 4,2% was observed for evaporative cooling. The energy gain for evaporative cooling depends on the annual mean wet bulb depression of the local. The compression thermal cycle increases the annual energy generation by up to 11,2%. The energy increase in this type of system depends on the mean dry bulb temperature of the local.

Este trabalho é uma análise crítica de estudo de caso do Plano de Expansão da Malha de Transporte Dutoviária (PEMAT 2022), desenvolvido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a fim de identificar as premissas e etapas da metodologia, assim como os seus resultados. É escopo, deste estudo, apresentar críticas ao PEMAT 2022, apoiadas em revisão bibliográfica e em comparações com estudos provenientes de outras fontes de informações. Inicialmente, parte-se de uma revisão dos marcos legislativos do planejamento setorial, desde da Lei do Petróleo até a Lei do gás, que contém as diretrizes para a elaboração do PEMAT. Em termos de comparações, foram confrontadas as projeções realizadas pela EPE e adotadas no PEMAT 2022 com as projeções do Plano Decenal de Energia (PDE), também realizado pela EPE, com as de estudos internacionais; do International Energy Outlook 2013 do Departamento da Informação de Energia dos Estados Unidos (U. S. Energy Information Administration EIA) e do World Energy Outlook 2013 da Agência Internacional de Energia (International Energy Agency IEA). A avaliação dos resultados do PEMAT 2022 trouxe a constatação da manutenção do quadro de incipiência no que concerne à infraestrutura de gasodutos no Brasil. A partir desse cenário, propõem-se alterações necessárias para que o PEMAT, em suas futuras versões, apresente resultados mais expressivos para a expansão da malha, constituindo-se, assim, em um instrumento de um planejamento mais amplo, pautado em diferentes modais de transporte, que direcione incentivos para os agentes da cadeia produtiva do gás natural no Brasil. / This paper is a critical analysis of the case study: Expansion Plan pipeline Transportation Loop (PEMAT 2022), developed by the Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE - Energy Research Company) in order to identify the assumptions and steps of the methodology, as well as their results . It is scope of this study, criticize the PEMAT 2022, supported by literature review and comparisons with studies from other sources of information. Initially, there is a review of legislative frameworks of sectoral planning, from the Petroleum Law to the gas law, which contains the guidelines for the preparation of PEMAT. In terms of comparisons, the projections made by EPE and adopted in PEMAT 2022 were confronted with the projections of the Ten Year Energy Plan (Plano Decenal de Energia - PDE), also conducted by the EPE and the international studies, the International Energy Outlook 2013 of the US Energy Information Administration (EIA) and also the World Energy Outlook 2013 of the International Energy Agency (IEA). The evaluation of the results of PEMAT 2022 shows the maintaining of the incipient framework regarding the infrastructure of pipelines in Brazil. From this scenario, it proposes changes necessary for the PEMAT in future versions, present more significant results for the expansion of the grid, becoming thus an instrument of a broader planning, based on different modes of transport, direct incentives for the agents of the productive chain of natural gas in Brazil.

O Gás Natural Liquefeito (GNL) tem, aos poucos, se tornado uma importante opção para a diversificação da matriz energética brasileira. Os navios metaneiros são os responsáveis pelo transporte do GNL desde as plantas de liquefação até as de regaseificação. Dada a importância, bem como a periculosidade, das operações de transporte e de carga e descarga de navios metaneiros, torna-se necessário não só um bom plano de manutenção como também um sistema de detecção de falhas que podem ocorrer durante estes processos. Este trabalho apresenta um método de diagnose de falhas para a operação de carga e descarga de navios transportadores de GNL através da utilização de Redes Bayesianas em conjunto com técnicas de análise de confiabilidade, como a Análise de Modos e Efeitos de Falhas (FMEA) e a Análise de Árvores de Falhas (FTA). O método proposto indica, através da leitura de sensores presentes no sistema de carga e descarga, quais os componentes que mais provavelmente estão em falha. O método fornece uma abordagem bem estruturada para a construção das Redes Bayesianas utilizadas na diagnose de falhas do sistema. / Liquefied Natural Gas (LNG) has gradually become an important option for the diversification of the Brazilian energy matrix. LNG carriers are responsible for LNG transportation from the liquefaction plant to the regaseification plant. Given the importance, as well as the risk, of transportation and loading/unloading operations of LNG carriers, not only a good maintenance plan is needed, but also a failure detection system that localizes the origin of a failure that may occur during these processes. This research presents a fault diagnosis method for the loading and unloading operations of LNG carriers through the use of Bayesian networks together with reliability analysis techniques, such as Failure Modes and Effects Analysis (FMEA ) and Fault Tree Analysis (FTA). The proposed method indicates, by reading sensors present in the loading and unloading system, which components are most likely faulty. The method provides a well-structured approach for the development of Bayesian networks used in the diagnosis of system failures.

A proposta do método de análise da composição do custo da eletricidade gerada é baseada nos processos de utilização de energia e destruição da exergia contida no combustível através dos diversos processos termodinâmicos que compõe uma usina termelétrica de ciclo combinado. O método utiliza a termoeconomia para valorar e alocar o custo da degradação da exergia ao longo dos processos, considerando os custos referentes aos insumos e equipamentos utilizados. Embora o conceito possa ser aplicado a qualquer tipo de usina termelétrica em ciclo combinado ou cogeração, é desenvolvida neste trabalho a modelagem matemática para o caso de configurações com três níveis de pressão na caldeira de recuperação e condensação total do vapor produzido. É possível estudar qualquer configuração da forma n x 1 (n conjuntos de turbinas a gás e caldeiras de recuperação, com uma turbina a vapor e condensador) com a modelagem apresentada, desde que todos os conjuntos operem de forma idêntica e em regime permanente. A modelagem apresentada neste trabalho foi concebida a partir de um modelo complexo de usina, sobre o qual podem ser feitas variações para adaptá-lo a uma determinada configuração que se deseja estudar. As variação e adaptações incluem, por exemplo, uso de reaquecimento, queima suplementar e operação em cargas parciais, além de análises de sensibilidade quanto a parâmetros geométricos dos equipamentos. São apresentados e estudados do ponto de vista da termoeconomia, os resultados obtidos para uma termelétrica 2x1 em ciclo combinado operando com gás natural. / The proposal of the method for analyzing the composition of the electricity cost is based on the energy conversion processes and destruction of the exergy contained in the fuel through the several thermodynamic processes that comprise a combined cycle power plant. The method uses thermoeconomics to evaluate and allocate the cost of exergy degradation throughout the processes, considering the costs related to the used inputs and equipment. Although the concept may be applied to any combined cycle power plant or cogeneration one, this work develops only the mathematical modeling for three-pressure heat recovery steam generator configurations and total condensation of the produced steam. It is possible to study any n x 1 plant configuration (n trains of gas turbine and heat recovery steam generators associated to one steam turbine generator and condenser) with the presented model, since every train operates identically and in steady state. The presented model was conceived from a complex configuration of power plant, over which variations may be applied in order to adapt it to a defined configuration under study. The variations and adaptations include, for instance, use of reheat, supplementary firing and partial load operation, besides sensibility analysis of geometrical equipment parameters. The results obtained for a 2x1-combined cycle power plant using natural gas are presented and analyzed from the thermoeconomic point of view.