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.