Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais ... · Silas de Oliveira Coelho Avaliação...

UNIVERSIDADE FEDERAL DE JUIZ DE FORA CURSO DE ENGENHARIA SANITÁRIA E AMBIENTAL

Avaliação das Emissões Atmosféricas das

Principais Termelétricas Brasileiras a Gás

Natural – Ano Base 2013

Silas de Oliveira Coelho

Juiz de Fora

2014





Trabalho Final de Curso apresentado ao Colegiado do

Curso de Engenharia Sanitária e Ambiental da

Universidade Federal de Juiz de Fora, como requisito

parcial à obtenção do título de Engenheiro Sanitarista e

Ambiental

Área de concentração: Engenharia Sanitária e Ambiental.

Linha de pesquisa: Geração de energia e Emissões

atmosféricas.

Orientador (a): Aline Sarmento Procópio.

Juiz de Fora

Faculdade de Engenharia da UFJF

2014

“Avaliação das Emissões Atmosféricas das Principais Termelétricas Brasileiras a Gás

Natural – Ano Base 2013”

SILAS DE OLIVEIRA COELHO

Trabalho Final de Curso submetido à banca examinadora constituída de acordo com o artigo

9° da Resolução CCESA 4, de 9 de abril de 2012, estabelecida pelo Colegiado do Curso de

Engenharia Sanitária e Ambiental, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro

Sanitarista e Ambiental.

Aprovado em 07 de fevereiro de 2014.

Por:

.

Profa. Dra. Aline Sarmento Procópio - Orientadora

.

Prof. Dr. Otavio Eurico de Aquino Branco

.

Prof. Dr. Danilo Pereira Pinto

i

AGRADECIMENTOS

Agradeço a minha família por ser meu suporte, me dando apoio nos momentos difíceis e

fazendo com que eu sempre seguisse em frente na busca dos meu objetivos e sonhos.

A todos os professores que participaram da minha formação, os quais compartilharam não

somente seus conhecimentos, mas também valores éticos que carregarei pela resto da minha

vida.

À minha orientadora Aline, que além de ter um vasto conhecimento, é um exemplo de

profissional, sendo para mim uma honra ser seu orientado. Sem o seu cuidado e dedicação a

realização desse trabalho não seria possível!

Aos meus amigos de turma, futuros colegas engenheiros, que juntos compartilhamos

momentos de alegria e dificuldade, os quais guardarei com muito carinho, sejam pelas risadas

dadas ou pelo alívio de cada desafio superado com muito esforço e companheirismo.

A Faculdade de Engenharia, em especial ao departamento de Engenharia Sanitária e

Ambiental da UFJF, que me proporcionaram o privilegio de estudar nessa instituição e

realizar o sonho de ser um engenheiro.

Em fim, agradeço a todos que contribuíram de alguma forma na minha caminhada até aqui e

possibilitaram a realização desse trabalho. Obrigado!

.

ii

RESUMO

A energia elétrica é fundamental para a sociedade atual, sendo imprescindível no

desenvolvimento das forças produtivas de um país e para a qualidade de vida da população.

Entretanto, a geração de energia elétrica, por qualquer fonte, de alguma forma produz

impactos no meio ambiente, sendo de fundamental importância a incorporação de aspectos

ambientais no planejamento de desenvolvimento do setor elétrico, levando-se em

consideração as mais diversas formas de geração e seus impactos durante todo o ciclo de vida

da atividade, englobando a construção, a operação e o descomissionamento das instalações.

Dentro desse contexto está incluída a geração através de usinas termelétricas, que são

importante fonte de impactos ambientas, especialmente associado a emissão de poluentes

atmosféricos. Portanto o objetivo principal desse trabalho foi de quantificar as emissões

atmosféricas de CO2, CH4, N2O, NOx, CO, SOx e material particulado de 28 usinas

termoelétricas a gás natural durante o ano base de 2013, utilizando a metodologias de

estimativa proposta no documento “AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors”

da U.S. Environmental Protection Agency – USEPA. Através dessa metodologia encontrou-se

valores significativos de emissões de CO2, NOx e CO para termoelétrica a gás natural, com

valores de emissões vinculados ao aumento ou diminuição da geração, sendo que no ano de

2013, em função de situações hidrológicas desfavoráveis, foi observado um maior

acionamento das termoelétricas.

iii

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................................... IV

LISTA DE TABELAS .................................................................................................................................... V

1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................................... 1

2 OBJETIVOS .......................................................................................................................................... 3

2.1 OBJETIVO GERAL ................................................................................................................................. 3 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS....................................................................................................................... 3

3 REVISÃO DA LITERATURA ............................................................................................................. 4

3.1 A CRISE ENERGÉTICA DE 2001 E ALGUMAS DE SUAS CONSEQUÊNCIAS .................................................... 4 3.2 PARQUE TERMOELÉTRICO BRASILEIRO ATUAL ....................................................................................13 3.3 PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2021 E PERSPECTIVAS DE GERAÇÃO ................................17 3.4 PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO TERMOELÉTRICA A GÁS NATURAL .........................................19

3.4.1 Termoelétricas de ciclo simples.................................................................................................20 3.4.2 Termoelétricas de ciclo combinado ...........................................................................................21

3.5 PRINCIPAIS POLUENTES ATMOSFÉRICOS ..............................................................................................22 3.5.1 Emissões de Óxidos de Nitrogênio – NOx ..................................................................................23 3.5.2 Emissões de Monóxido de Carbono – CO ................................................................................25 3.5.3 Emissões de Material Particulado – MP ................................................................................25 3.5.4 Emissões de Óxidos de Enxofre - SOx .......................................................................................26 3.5.5 Emissões de Gases de Efeito Estufa - GEE .............................................................................26

4 METODOLOGIA ................................................................................................................................28

4.1 AS USINAS TERMOELÉTRICAS AVALIADAS ..........................................................................................28 4.2 METODOLOGIA DE ESTIMATIVA DAS EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DA U.S. ENVIROMENTAL PROTECTION

AGENCY – EPA ...........................................................................................................................................29 4.3 CENÁRIOS DE ESTIMATIVA DE EMISSÕES ATÉ 2021 ...............................................................................35

5 RESULTADOS E DISCUSSÕES .........................................................................................................36

5.1 GERAÇÃO DAS TERMOELÉTRICA A GÁS NATURAL ESTUDADAS EM 2013 ...............................................36 5.2 EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DURANTE O ANO DE 2013 ............................................................................36

5.2.1 Emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE ............................................................................37 5.2.2 Emissões de Óxidos de Nitrogênio – NOx ..................................................................................41 5.2.3 Emissões de Monóxido de Carbono – CO ................................................................................42 5.2.4 Emissões de Material Particulado – MP e Óxidos de Enxofre - SOx .......................................43

5.3 EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES ATÉ 2021 ...................................................................................................45 5.4 ESTUDO DE CASO E COMPARAÇÃO DE RESULTADOS – UEG ARAUCÁRIA ..............................................46

6 CONCLUSÕES ....................................................................................................................................49

REFERÊNCIAS ............................................................................................................................................51

ANEXOS........................................................................................................................................................56

ANEXO I .......................................................................................................................................................57

APÊNDICES .................................................................................................................................................63

APÊNDICE A .............................................................................................................................................64 APÊNDICE B .............................................................................................................................................89 APÊNDICE C ........................................................................................................................................... 102

iv

LISTA DE FIGURAS

Figura 3.1: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração 1974 -2000................................4

Figura 3.2: Participação na matriz de geração de energia elétrica 1974 -2000................................5

Figura 3.3: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2000/2001......................................9

Figura 3.4: Evolução da Demanda de Energia no Sistema Interligado Nacional em 2001/2002....10

Figura 3.5: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração 2001-2012...............................12

Figura 3.6: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração 2001 -2012..............................13

Figura 3.7: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2012/2013....................................16

Figura 3.8: Participação das Diversas Fontes na Geração de Energia Elétrica em 2012...............16

Figura 3.9: Comparação da Geração Termoelétrica no Brasil em 2012 e 2013............................17

Figura 3.10: Previsão de Geração de Energia Termoelétrica por Fonte até 2021.........................18

Figura 3.11: Fluxograma de uma Turbina a Gás de Ciclo Combinado..........................................22

Figura 4.1: Relação entre custo e confiabilidade das diversas metodologias de estimativa de

emissões........................................................................................................................................31

Figura 5.1: Geração de energia elétrica das usinas estudadas em 2013.......................................36

Figura 5.2: Evolução das Emissões de CO2 das Termoelétricas a Gás Natural em 2013...............37

Figura 5.3: Evolução das Emissões de CH4 das Termoelétricas a Gás Natural em.......................38

Figura 5.4: Evolução das Emissões de N2O das Termoelétricas a Gás Natural em 2013..............39

Figura 5.5: Evolução das emissões de NOx das termoelétricas a gás natural em 2013..................42

Figura 5.6: Evolução das emissões de CO das termoelétricas a gás natural em 2013...................43

Figura 5.7: Evolução das emissões de MP das termoelétricas a gás natural em 2013...................44

Figura 5.8: Evolução das emissões de SOx das termoelétricas a gás natural em 2013..................44

v

LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1: Instituições constituintes do Setor Elétrico...............................................................7

Tabela 3.2: Usinas a gás natural do PPT em operação ou construção em maio de 2003...........8

Tabela 3.3: Matriz de geração de Energia Elétrica – Dezembro de 2013................................13

Tabela 3.4: Matriz de geração de Energia por Fonte e Tipo de Combustível Utilizado..........14

Tabela 3.5: Distribuição das Usinas Termoelétricas a Gás natural por Regiões no Brasil......15

Tabela 3.6: Previsão da evolução da capacidade instalada hidrotérmica por tipo de fonte até

2021.......................................................................................................................................18

Tabela 4.1: Usinas Termoelétricas a Gás Natural Contempladas na estimativas de Emissões

Atmosféricas....................................................................................................................................28

Tabela 4.2: Fatores de Emissões de NOx e CO em t de poluente por TJ de combustível..............33

Tabela 4.3: Fatores de Emissões de CO2, N2O, CH4, SOx e MP em t de poluente por TJ de

combustível consumido....................................................................................................................33

Tabela 4.4: Eficiência Térmica em Função do Combustível Utilizado e do Ciclo Térmico Empregado............................................................................................................................. ............34

Tabela 4.5: Resumo do calculo da energia gerada anualmente para cada tecnologia de geração em

cada um dos cenários........................................................................................................................35

Tabela 5.1: Evolução das emissões de GEE’s no Brasil por setor – 1990 a 2010..........................40

Tabela 5.2: Gases de efeito estufa e seus respectivos GWPs..........................................................40

Tabela 5.3: Emissão de GEE’s em CO2eq..........................................................................41

Tabela 5.4: Resumos das estimativas de emissão até 2021 para ambos os cenários.....................46

Tabela 5.5: Fatores de Emissões de CO em t de poluente por TJ de combustível consumido.......49

Tabela I.1: Relações entre Unidades........................................................................................58

Tabela I.2: Coeficientes de Equivalência Calórica...................................................................59

vi

Tabela I.3: Fatores de Conversão para Massa..........................................................................60

Tabela I.4: Fatores de Conversão para Volume........................................................................61

Tabela I.5: Fatores de Conversão para Energia......................................................................62

Tabela A.1: Energia Gerada MWmed – JAN 2013/1................................................................65

Tabela A.2: Energia Gerada MWmed – JAN 2013/2................................................................66

Tabela A.3: Energia Gerada MWmed – FEV 2013/1................................................................67

Tabela A.4: Energia Gerada MWmed – FEV 2013/2................................................................68

Tabela A.5: Energia Gerada MWmed – MAR 2013/1..............................................................69

Tabela A.6: Energia Gerada MWmed – MAR 2013/2..............................................................70

Tabela A.7: Energia Gerada MWmed – ABR 2013/1...............................................................71

Tabela A.8: Energia Gerada MWmed – ABR 2013/2...............................................................72

Tabela A.9: Energia Gerada MWmed – MAI 2013/1................................................................73

Tabela A.10: Energia Gerada MWmed – MAI 2013/2..............................................................74

Tabela A.11: Energia Gerada MWmed – JUN 2013/1..............................................................75

Tabela A.12: Energia Gerada MWmed – JUN 2013/2..............................................................76

Tabela A.13: Energia Gerada MWmed – JUL 2013/1..............................................................77

vii

Tabela A.14: Energia Gerada MWmed – JUL 2013/2..............................................................78

Tabela A.15: Energia Gerada MWmed – AGO 2013/1.............................................................79

Tabela A.16: Energia Gerada MWmed – AGO 2013/2.............................................................80

Tabela A.17: Energia Gerada MWmed – SET 2013/1..............................................................81

Tabela A.18: Energia Gerada MWmed – SET 2013/2..............................................................82

Tabela A.19: Energia Gerada MWmed – OUT 2013/1.............................................................83

Tabela A.20: Energia Gerada MWmed – OUT 2013/2.............................................................84

Tabela A.21: Energia Gerada MWmed – NOV 2013/1.............................................................85

Tabela A.22: Energia Gerada MWmed – NOV 2013/2.............................................................86

Tabela A.23: Energia Gerada MWmed – DEZ 2013/1..............................................................87

Tabela A.24: Energia Gerada MWmed – DEZ 2013/2..............................................................88

Tabela B.1: Emissões atmosfércas por usina (t) – JAN 2013.....................................................90

Tabela B.2: Emissões atmosfércas por usina (t) – FEV 2013.....................................................91

Tabela B.3: Emissões atmosfércas por usina (t) – MAR 2013...................................................92

Tabela B.4: Emissões atmosfércas por usina (t) – ABR 2013....................................................93

Tabela B.5: Emissões atmosfércas por usina (t) – MAI 2013.....................................................94

viii

Tabela B.6: Emissões atmosfércas por usina (t) – JUN 2013.....................................................95

Tabela B.7: Emissões atmosfércas por usina (t) – JUL 2013.....................................................96

Tabela B.8: Emissões atmosfércas por usina (t) – AGO 2013....................................................97

Tabela B.9: Emissões atmosfércas por usina (t) – SET 2013.....................................................98

Tabela B.10: Emissões atmosfércas por usina (t) – OUT 2013..................................................99

Tabela B.11: Emissões atmosfércas por usina (t) – NOV 2013................................................100

Tabela B.12: Emissões atmosfércas por usina (t) – DEZ 2013.................................................101

Tabela C.1: Resumo das emissões Atmosférica em 2013 (t)...........................................103

1

1 INTRODUÇÃO

A energia elétrica é fundamental para a sociedade atual. No atual modelo de organização social

humana ela desempenha um papel imprescindível no desenvolvimento das forças produtivas,

sendo indispensável para a vida humana e para o desenvolvimento socioeconômico de um país.

Atualmente no Brasil, de acordo com o ATLAS de Energia Elétrica da Agência Nacional de

Energia Elétrica - ANEEL (2008), a energia elétrica é o segmento da infraestrutura mais

universalizado. Sendo que, em 2008, aproximadamente 95% da população brasileira tinha acesso

à rede elétrica, representando cerca de 85% dos mais de 61,5 milhões de unidades consumidores

espalhados em 99% dos municípios brasileiros.

Mesmo sendo um serviço com percentual de atendimento relativamente alto, o nível desse

atendimento varia de acordo com as características regionais do Brasil. As regiões mais

desenvolvidas do país em termos econômicos e sociais, o Sudeste e o Sul, são as que também

apresentam maiores densidades populacionais, sendo que a universalização seria mais facilmente

atingida através de pequenas intervenções na expansão da rede. Em contra partida, regiões como

a Norte e Nordeste, têm o seu processo de universalização comprometido, visto que possui

densidades populacionais menores e uma concentração de população com baixo poder aquisitivo

(ANEEL, 2008).

Apesar dessas disparidades regionais, o numero de ligações e o consumo vem crescendo,

alavancado por programas sociais e pelo desenvolvimento econômico do país, sendo que de 2006

para 2007 foram realizadas mais de 1,8 milhões de ligações residenciais (ANEEL, 2008). Essa

tendência de aumento no número de ligações e no aumento do consumo permanece, sendo que,

de acordo com o Balanço Energético Nacional – BEN de 2013 (EPE, 2013), o consumo final em

2012 foi de 498,4 TWh, sofrendo um acréscimo de 3,8% em comparação com 2011. De 2011

para 2012, o consumo do setor residencial apresentou crescimento de 2,1%, sendo que o setor

industrial registrou uma ligeira alta de 0,3%, o setor energético cresceu 12,7% e os demais

setores – público, agropecuário, comercial e transportes – juntos apresentaram variação positiva

de 6,9% (EPE, 2013).

2

No horizonte até 2021, as projeções do Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 indicam que

haverá incremento de 52% no consumo per capta no Brasil, sendo que haveria um acréscimo de

4,9% ao ano no consumo total de energia elétrica (EPE, 2012). Para suprir essa demanda no

fornecimento energético e evitar possíveis crises energéticas, com prejuízos para o

desenvolvimento do país, será necessária a construção de novos empreendimentos e operação

eficiente dos que já se encontram em funcionamento. Esse aumento, entretanto, de alguma forma

produz impactos no meio ambiente, sendo que, o equacionamento dessas questões passa

necessariamente pela implementação de políticas e programas de estimulo a geração da energia

mais limpa, de forma mais eficiente e com qualidade ambiental.

Diante desse cenário, é de fundamental importância a incorporação de aspectos ambientais no

planejamento de desenvolvimento do setor, levando-se em consideração as mais diversas formas

de geração e seus impactos durante todo o ciclo de vida da atividade, englobando a construção, a

operação e o descomissionamento das instalações. A realização de estudos e pesquisas sobre os

impactos ambientais de empreendimentos existentes no setor elétrico, podem fornecer importante

subsídio no planejamento do setor e na escolha de qual tipologia de geração será priorizada ou

implementada, compatibilizando, assim, a expansão do setor com os princípios do

desenvolvimento sustentável.

Conforme discutido acima, as centrais termelétricas são importante tipologia de geração de

energia elétrica e hoje possuem uma participação significativa na matriz brasileira. Na operação

dessas termelétricas são emitidos vários poluentes gasosos e materiais particulados, efluentes

líquidos, efluentes sólidos, rejeitos térmicos, ruídos e efeitos estéticos, os quais podem variar em

função de diversos fatores, que vão desde o tipo de combustível utilizado, a idade dos

equipamentos até a tecnologia empregada (XAVIER, 2004).

Aliado a isso, o aumento da importância de questões relacionada com as emissões atmosféricas

e, particularmente, com aspectos ligados às emissões de gases de efeito estufa – GEE, indicam à

necessidade da realização de estimativas das atuais emissões atmosféricas de termoelétricas

brasileiras e da elaboração de cenários para projeções futuras.

3

2 OBJETIVOS

2.1 Objetivo geral

O objetivo principal desse trabalho é quantificar as emissões atmosféricas de CO2, CH4, N2O,

NOx, CO, SOx e material particulado de 28 usinas termoelétricas a gás natural durante o ano base

de 2013, procurando proporcionar uma ordem de grandeza de emissões de cada poluente para

essa tipologia.

2.2 Objetivos específicos

Os objetivos específicos são:

Quantificar e avaliar a evolução da geração de energia elétrica por essas usinas em 2013.

Realização de um estudo de caso utilizando resultados da UEG Araucária, afim de validar

a metodologia utilizada.

Comparar os resultados obtidos com outros inventários nacionais desenvolvidos por

entidades oficiais.

Realizar uma estimativa futura de emissões para parque termelétrico até 2021 através da

elaboração de um panorama , objetivando verificar tendências das emissões em relação a

2013.

4

3 REVISÃO DA LITERATURA

3.1 A crise energética de 2001 e algumas de suas consequências

Diferentemente de grande parte do mundo, historicamente, a geração de energia elétrica no

Brasil é predominantemente hidráulica, em virtude do grande potencial hidráulico presente no

país (XAVIER, 2004). A partir da década de 60, a energia hidráulica ganhou impulso através da

construção de grandes aproveitamentos hidrelétricos, com fortes investimentos estatais

(XAVIER, 2004). Além disso, as crises do petróleo de 1973 e 1979 corroboraram para que o

Brasil adotasse a opção estratégica de dar prioridade à geração hidrelétrica, mesmo ela

necessitando de alto investimento na fase de implantação (XAVIER, 2004).

Conforme mostra a Figura 3.1, nas década de 70, 80 e 90 houve significativa expansão da

geração de energia hidroelétrica, com evolução da capacidade instalada de 13,72 GW para 24,24

GW de 1974 até 1979 (acréscimo de 76,68 %), de 27,65 GW para 44,80 GW na década de 80

(acréscimo de 62,03%) e de 45,56 GW para 59,00 GW (acréscimo de 29,5 %) (EPE, 2013).

Figura 3.1: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração 1974 -2000.

Fonte: Adaptado de BEN, 2013.

De acordo com as Figuras 3.1 e 3.2, nesse período houve marcante predominância da geração

hidroelétrica em relação as demais fontes, sendo que nos finais da década de 70, 80 e 90 ela

13,72

24,24

44,80

59,00

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

Cap

acid

ade

Inst

alad

a (G

Wh

)

Ano

Evolução da Capacidade Instalada por tipo de Geração 1974-2000

HIDRO

TERMO

EÓLICA

NUCLEAR

5

representava, respectivamente, 80,2 %, 87,0 % e 87,4 % da capacidade instalada no país (EPE,

2013).

Figura 3.2: Participação na matriz de geração de energia elétrica 1974 -2000.


Somente a partir do final da década de 90 que a participação da energia hidráulica na matriz

brasileira vêm decrescendo (EPE, 2013), já que outras formas de geração, especialmente a

termoelétrica, ganharam importância estratégica diante do cenário de crise e racionamento de

energia elétrica em 2001.

A crise de 2001 e a subsequente expansão termoelétrica teve relação intrínseca com a reforma do

setor elétrico que ocorreu na década de 90. Até essa reforma, no Brasil, os investimentos e

controle desse setor eram dominados pelo Estado, que detinha o controle desde a geração,

passando pela transmissão e até a distribuição (LEME, 2010).

Seguindo tendência do processo de liberalização dos países ocidentais na década de 90, essa

reforma propunha que o Estado tivesse maior participação na porção política e de

regulamentação do setor, transferindo as funções de investimento e operação dos

empreendimentos para a inciativa privada (XAVIER, 2004). Esse novo modelo tornaria o

80,2% 87,0% 87,4%

19,8% 13,0% 12,6%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

Par

tici

paç

ão (%

)

Ano

Participação na Matriz de Geração de Energia Elétrica 1974-2000

HIDRO

TERMO

EÓLICA

NUCLEAR

6

setor mais horizontal, com geradores independentes, distribuidores independentes e

transmissão mista (LEME, 2005).

Já a partir de 1993 inicia-se o processo de reforma com a promulgação da Lei Federal 8.631

de 1993 (BRASIL,1993), que eliminou o sistema anterior de tarifas elétricas uniformes para

todo o Brasil e estabeleceu mecanismos para que as tarifas fossem condizentes com os custos

de cada concessionária.

Nos anos seguintes outras mudanças importantes ocorreram, como a promulgação das Leis

9.427 de Dezembro de 1996 (BRASIL, 1996), que criou o órgão regulamentador do setor, a

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e 9.648 de 27 de Maio de 1998

(BRASIL,1998), que criou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE e o Operador

Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

Além disso, foi criado pela Lei nº 9.478, de 6 de Agosto de 1997 (BRASIL, 1997), o

Conselho Nacional de Política Energética – CNPE e em 1999, duas portarias do Ministério

de Minas Energia – MME, Portaria nº 150 de 10 de Maio de 1999 (MME, 1999a) e Portaria

nº 485 de 16 de Dezembro de 1999 (MME, 1999b), criaram o Comitê Coordenador do

Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE.

Sendo assim, no final da década de 90 e início dos anos 2000, o setor elétrico possuía a sua

organização conforme a Tabela 3.1.

Essas mudanças refletiram de forma imediata nos Estados, promovendo uma onda de

privatizações das companhias estatais de energia elétrica (XAVIER, 2004). Entretanto, essas

privatizações no setor elétrico ocorreram com o objetivo de equilibrar o balanço de

pagamentos dos governos e não para solucionar a crise iminente, já anunciada por diversos

especialistas (LEME, 2010). Mesmo ocorrendo essas privatizações no setor e consequente

abertura ao mercado, os investimentos para o aumento da capacidade instalada ocorreram em

uma velocidade inferior a necessária (XAVIER, 2004).

7

Tabela 3.1: Instituições constituintes do Setor Elétrico.

Agentes Reguladores e Fiscalizadores1

ANEEL – Agência Nacional de

Energia Elétrica

Tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição

e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e

diretrizes do Governo Federal.

ANP – Agência Nacional do Petróleo

Autarquia integrante da Administração Pública Federal tem como

finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, em

conformidade com os interesses do País.

Agentes de Planejamento1 CNPE – Conselho Nacional de

Política Energética

Determina a Política Energética Nacional, através da formulação de políticas

e diretrizes destinadas a promover o aproveitamento racional dos recursos, assegurar o suprimento de insumos e rever periodicamente as matrizes

energéticas aplicadas às diversas regiões do País.

CCPE – Comitê Coordenador do

Planejamento da Expansão dos

Sistemas Elétricos

Entidade responsável pelo planejamento da expansão do sistema elétrico.

Substitui o GCPS.

Agentes de Operação e Comercialização1 ONS - Operador Nacional do

Sistema Elétrico Entidade privada responsável pela coordenação e controle da operação das

instalações de geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas

interligados brasileiros, assegurando a qualidade e a economicidade do

suprimento de energia elétrica e o livre acesso à rede básica (através da

contratação e administração dos serviços de transmissão).

MAE – Mercado Atacadista de

Energia Elétrica

Ambiente onde se processa a compra e venda de energia, através de

contratos bilaterais e de contratos de curto prazo. Entre os participantes

do MAE estão os titulares de concessão ou autorização, que possuam

central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, e

titulares de concessão ou autorização para exercício de atividades de

comercialização, com mercado igual ou superior a 300 GWh/ano.

(1) Quadro institucional em vigor no final de 2002. Fonte: (XAVIER, 2004)

O Plano Decenal 1999/2008, realizado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A – ELETROBRÁS,

indicava que haveria um déficit de energia elétrica até 2006, se fossem mantidas as taxas

históricas de crescimento da demanda sempre superiores ao PIB, o incremento da população e

reduções de investimentos públicos na implantação de novas fontes geradoras

(ELETROBRÁS,1999 apud XAVIER, 2004).

As projeções feitas nesse plano previam a necessidade de investimentos anuais da ordem de R$ 8

bilhões de 1999 a 2008 para fazer frente a uma taxa de crescimento do consumo de cerca de 5,0%

8

ao ano, num cenário de crescimento econômico de cerca de 2,0% ao ano (ELETROBRÁS apud

XAVIER 1999).

Para tentar fazer frente a eminente crise e resolver o provável problema de escassez de energia

elétrica, foi criado o Programa Prioritário de Termeletricidade - PPT pelo Decreto Federal 3.371

de 24 de fevereiro de 2000 (BRASIL, 2000). O PPT tinha como objetivo criar incentivos ao setor

privado para construir usinas termoelétricas a gás natural, com suprimentos de gás a preços

subsidiados pela PETROBRÁS e com financiamento especial do Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (XAVIER, 2004). Muitas Usinas

Termoelétricas a Gás Natural foram implantadas em função desse programa, conforme mostrado

na Tabela 3.2.

Tabela 3.2: Usinas a gás natural do PPT em operação ou construção em maio de 2003.

USINA EMPRESA COMBUSTÍVEL UF ESTÁGIO POTÊNCIA

(MW)

W. Arjona GERASUL Gás Natural MS Operação 120

W. Arjona (Ampl.) GERASUL Gás Natural MS Operação 63

Canoas PETROBRAS Gás Natural RS Operação 160

Eletrobolt SOC. FLUM. LTDA Gás Natural RJ Operação 350

Juiz de Fora JUIZ DE FORA S/A Gás Natural MG Operação 103

Macaé Merchant EL PASO Gás Natural RJ Operação 870

Termobahia TERMOBAHIA LTDA Gás Natural BA Construção 190

Termoceará TERMOCEARÁ LTDA Gás Natural CE Operação 220

Fafen PETROBRAS Gás Natural BA Operação 54

Ibirité IBIRITERMO S/A Gás Natural MG Operação 240

Termopernanbuco TERMOPER. S/A Gás Natural PE Construção 500

Araucária U.G.E. ARAUC. LTDA Gás Natural PR Operação 480

Nova Piratininga PETROBRÁS Gás Natural SP Construção 400

Norte Fluminense N. FLUMINENSE S/A Gás Natural RJ Construção 778

Três Lagoas PETROBRÁS Gás Natural MG Construção 240

Camaçari CHESF Gás Natural BA Operação 350

Termorio TERMORIO S/A Gás Natural RJ Construção 1036

Fortaleza CGT FORT. S/A Gás Natural CE Construção 307

Corumbá TERMOCOR. LTDA Gás Natural MS Construção 90

Total 6551

Fonte: Adaptado de CCPE, 2002 apud Medeiros, 2003.

9

Mesmo com o PPT, os investimento continuaram insuficientes e para o agravamento da situação,

o período de 2000 e 2001 foi marcado por escassez de chuvas e baixa nos reservatório das

hidrelétricas (Figura 3.3), sendo que no final de 2001 os reservatórios nos subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste se encontravam, respectivamente, com 20,61% e 7,84% da

capacidade de armazenamento máxima (ONS, 2013a).

Figura 3.3: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2000/2001.

Fonte: Adaptado de ONS, 2013a.

Mediante tal cenário, o governo foi forçado a estabelecer diversas medidas afim de buscar

alternativas para solucionar o problema. Em março de 2001, iniciou o programa de racionamento

(XAVIER, 2004), criando também, em 22 de maio de 2001, a Comissão de Análise do Sistema

Hidrotérmico de Energia Elétrica e, através da Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de Agosto de

2001 (BRASIL, 2001), instituiu-se a Câmara de Gestão da Crise de Energia (CGCE).

De março de 2001 a fevereiro 2002, período de racionamento, diversos mecanismos de redução

de consumo foram implementados, gerando reduções significativas na demanda tanto industrial,

quanto residencial (XAVIER, 2004). Nesse período, a demanda por energia elétrica foi reduzida

em relação aos anos anteriores na média de 7.000 MWh/mês, representando uma redução de 15%

20,61

7,84 0

10

20

30

40

50

60

70

80

Per

cen

tual

da

Cap

acid

ade

Máx

mia

(%

)

Mês

Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2000/2001

EnergiaArmazenada -SE/CO

EnergiaArmazenada -Nordeste

10

da demanda mensal média de 2001 (ONS, 2013b). Essa redução em função do racionamento fica

clara na Figura 3.4 a seguir.

Figura 3.4: Evolução da Demanda de Energia no Sistema Interligado Nacional em 2001 e 2002.

Fonte: Adaptado de ONS, 2013b.

A partir da redução do consumo observada em função do racionamento, era necessário verificar

as causas da crise e propor soluções que corrigissem os erros do sistema, sendo essas as

atribuições da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica e da Câmara de

Gestão da Crise de Energia.

A Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica tinha como objetivo avaliar,

no prazo de sessenta dias, a política de produção energética e identificar as causas estruturais e

conjunturais do desequilíbrio entre a demanda e a oferta de energia. Essa comissão identificou

diversas causas para esse desequilíbrio, sendo que algumas delas foram (BRASIL, 2001, pags. 5,

6, 7, 9 , 11 e 14):

A hidrologia desfavorável precipitou uma crise que só poderia ocorrer, com a severidade

que ocorreu, devido à interveniência de outros fatores. A hidrologia adversa, por si só,

não teria sido suficiente para causar a crise.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

Dem

and

a d

e E

ne

rgia

no

SIN

(G

Wh

)

mês

Evolução da Demanda de Energia no Sistema Interligado Nacional em 2001 e 2002

Demanda (MWh)Periodo do Racionamento

11

O aumento do consumo de energia correspondeu aos valores previstos e não teve

qualquer influência na crise de suprimento.

Houve desequilíbrio entre oferta e demanda na partida da implementação do novo

modelo para o Setor.

A energia não aportada ao sistema devido à combinação do atraso de geração

programada e à não implementação de novas usinas previstas para o período teria

evitado o racionamento em 2001.

A não implementação de obras responde por quase dois terços da energia não aportada,

sendo o fator predominante para a ocorrência da crise de suprimento.

Houve falhas no processo de transição do modelo anterior – que identificou a

necessidade de novos investimentos nos estudos de planejamento de expansão – para o

novo modelo setorial. No novo ambiente, as Distribuidoras não tiveram razões para

promover a expansão porque os Contratos Iniciais cobriram 100% do consumo previsto,

sem que existisse respaldo físico adequado. Por sua vez, as Geradoras, embora expostas

a perdas financeiras, tampouco investiram.

A regulação não se caracterizou por regras estáveis, claras e concisas de forma a criar

um ambiente de credibilidade que tivesse propiciado o investimento contemplando, ao

mesmo tempo, o interesse do consumidor.

O fator principal para o insucesso das iniciativas governamentais para amenizar a crise,

em particular o PPT, foi a ineficácia da gestão intragovernamental. Houve falhas de

percepção da real gravidade do problema e de coordenação, comunicação e controle.

Conforme indicado pela Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica, o

novo modelo do setor elétrico possuía falhas e limitações, implicando na necessidade de sua

reavaliação e na redução no ritmo das privatizações (XAVIER, 2004). Com isso, o CGCE, no

inicio de 2002, publicou um pacote com 18 propostas de mudanças profundas em todas as áreas

do setor: geração, transmissão, distribuição e comercialização da energia elétrica (XAVIER,

2004). No âmbito dessas propostas, a continuidade do PPT fazia parte do novo modelo, com

estímulos a geração termoelétrica, em especial a geração a partir do gás natural (XAVIER, 2004).

12

Esses fatos contribuíram significativamente para uma maior diversificação da matriz de energia

elétrica brasileira. A partir da crise de 2001, conforme pode ser observado na Figura 3.5, houve

um incremento da capacidade instalada das usinas termoelétricas, que passou de 10,83 GWh em

2001 para 32,78 GWh em 2012, ou seja, mais do que triplicando nesse período (EPE, 2013).

Figura 3.5: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração 2001-2012.


Essa evolução pós 2001 fez com que a geração termoelétrica ganhasse mais importância na

matriz de geração de energia elétrica no Brasil, tendo a sua participação percentual, em termos de

capacidade instalada, aumentada de 14,8 % em 2001 para 27,6% em 2012 (EPE, 2013). Em

contra partida a participação da energia hidroelétrica, historicamente predominante, sofreu

redução, o que pode ser observado na Figura 3.6 a seguir.

62,41

84,29

10,83

32,78

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

Cap

acid

ade

Inst

alad

a (G

Wh

)

Ano

Evolução da Capacidade Instalada por tipo de Geração 2001-2012

HIDRO

TERMO

EÓLICA

NUCLEAR

13

Figura 3.6: Evolução capacidade Instalada por Tipo de Geração 2001 -2012.


3.2 Parque Termoelétrico Brasileiro Atual

Conforme apresentado anteriormente, a geração termoelétrica apresenta significativa participação

na matriz de geração de energia elétrica brasileira, representando, em dezembro de 2013, 28,71 %

da capacidade instalada no Brasil, conforme apresentado na Tabela 3.3 (ANEEL, 2013a).

Tabela 3.3: Matriz de geração de Energia Elétrica – Dezembro de 2013.

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência Outorgada

(kW) Potência Fiscalizada

(kW) %

(1)

CGH 433 264.289 265.495 0,21

EOL 108 2.229.565 2.201.769 1,75

PCH 464 4.643.316 4.604.296 3,65

UFV 45 8.923 4.923 0

UHE 194 86.713.255 80.860.124 64,1

UTE 1.779 38.104.688 36.222.158 28,71

UTN 2 1.990.000 1.990.000 1,58

Total 3.025 133.954.036 126.148.765 100

Nota : (1) Os valores de porcentagem são referentes a Potência Fiscalizada. Fonte: ANEEL, 2013

a.

85,2%

70,9%

14,8%

27,6%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%P

arti

cip

ação

(%)

Ano

Participação na Matriz de Geração de Energia Elétrica 2000-2012

HIDRO

TERMO

EÓLICA

NUCLEAR

14

Dentre todas as usinas termoelétricas, as geradoras a gás natural representam a maior parte, com

capacidade instalada de aproximadamente 12,17 GW, o que corresponde a 33,6 % de toda a

capacidade instalada termoelétrica e 9,06 % do total no Brasil (Tabela 3.4) (ANEEL, 2013b).

Tabela 3.4: Matriz de geração de Energia Elétrica por Fonte e Tipo de Combustível Utilizado –

Dezembro de 2013.

Empreendimentos em Operação

Tipo

Capacidade Instalada

%

Total

% N.° de Usinas

(kW) N.° de Usinas

(kW)

Hidro 1.091 85.729.916 63,8 1.091 85.729.916 63,8

Gás Natural 113 12.170.186 9,06

152 13.853.849 10,3 Processo 39 1.683.663 1,25

Petróleo Óleo Diesel 1.102 3.511.281 2,61

1.136 7.564.864 5,63 Óleo Residual

34 4.053.583 3,02

Biomassa

Bagaço de Cana

378 9.338.666 6,95

475 11.407.712 8,49

Licor Negro 16 1.530.182 1,14

Madeira 50 422.837 0,31

Biogás 22 79.594 0,06

Casca de Arroz

9 36.433 0,03

Nuclear 2 1.990.000 1,48 2 1.990.000 1,48

Carvão Mineral

Carvão Mineral

13 3.389.465 2,52 13 3.389.465 2,52

Eólica 108 2.201.769 1,64 108 2.201.769 1,64

Importação

Paraguai 5.650.000 5,46

8.170.000 6,08 Argentina 2.250.000 2,17

Venezuela 200.000 0,19

Uruguai 70.000 0,07

Total 3.022 134.316.844 100 3.022 134.316.844 100

Fonte: ANEEL, 2013 b

.

Essas usinas a gás natural se localizam predominantemente na região sudeste, que atualmente

possui 62 das 113 térmicas a gás natural, as quais correspondem a 49% de toda a capacidade

instalada dessa tipologia no Brasil (ANEEL, 2013c). A divisão das termoelétricas a gás Natural

por regiões no Brasil é apresentada na Tabela 3.5 a seguir.

15

Tabela 3.5: Distribuição das Usinas Termoelétricas a Gás natural por Regiões no Brasil.

Região Número de Usinas Capacidade Total

(kW) % Total

Sudeste 62 5.951.964 49%

Sul 8 1.307.408 11%

Nordeste 32 3.265.083 27%

Norte 6 519.607 4%

Centro Oeste 5 1.126.124 9%

Total 113 12.170.186 100%

Fonte: ANEEL, 2013c.

Como o sistema brasileiro é predominantemente hidroelétrico, as usinas térmicas funcionam

como energia de reserva, podendo inclusive ficar grandes períodos sem gerar energia (EPE,

2012). As variações da geração dessas térmicas se dão em função de diversos fatores, que vão

desde situações climáticas adversas, custo maior da energia elétrica e ainda aumento da demanda

de energia, seja ele em períodos diários pontuais ou em sazonalidades maiores.

No período de 2012 e 2013 ocorreu uma situação hidrológica desfavorável para os reservatório

das hidroelétricas brasileiras, sendo que em novembro de 2012 os reservatórios do sudeste e do

nordeste se encontravam, respectivamente, com 28,86 % e 32,17 % da capacidade máxima e, em

2013, o nível dos reservatórios permaneceu baixo conforme pode ser observado na Figura 3.7

(ONS, 2013a).

Essa situação já teve reflexos na geração termoelétrica de 2012, que teve um aumento de 5%, em

detrimento de uma diminuição de 4,9% na geração hidroelétrica (EPE, 2013). Conforme pode ser

observado na figura 3.8, dentre as tipologias termoelétricas, o maior aumento ocorreu na geração

a gás natural, que passou de 4,4 % de toda a geração em 2011 para 7,9% em 2012, representando

um incremento de 3,5% (EPE, 2013).

Em 2013 a geração termoelétrica foi ainda maior que 2012, totalizando 93.103,55 GW,

aproximadamente 57 % maior que em 2012, sendo que a geração de 2013 foi menor apenas nos

meses de novembro e dezembro, conforme pode ser observado na figura 3.9 (ONS, 2013c).

16

Figura 3.7: Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2012/2013.

Fonte: Adaptado de ONS, 2013a.

Figura 3.8: Participação das Diversas Fontes na Geração de Energia Elétrica em 2012.

Fonte: BEN, 2013.

28,86

41,62 32,17

22,19

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90P

erc

en

tual

da

Cap

acid

ade

Máx

mia

(%

)

Mês

Situação dos Reservatório no SE/CO e Nordeste 2012/2013

Energia Armazenada -SE/CO

Energia Armazenada -Nordeste

17

Figura 3.9: Comparação da Geração Termoelétrica no Brasil em 2012 e 2013.

Fonte: ONS, 2013c.

3.3 Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 e Perspectivas de Geração

Em termos de perspectivas futuras, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2021, elaborado

pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE (EPE, 2012), prevê, que até 2021, a expansão da

capacidade instalada do sistema hidrotérmico brasileiro será de 65.910 MW, partindo de

aproximadamente 116 GW em dezembro de 2011 para cerca de 182 GW no final de 2021,

representando um acréscimo de 57% na oferta de eletricidade disponível no Sistema Interligado

Nacional – SIN durante esse período. A previsão de expansão de energia elétrica por tipo de

fonte pode ser observada na Tabela 3.6 a seguir.

No que diz respeito ao gás natural, existe a previsão de que a expansão até 2021 será de 2.893

MW na sua capacidade instalada, representando um acréscimo de 28,34% no período retratado

(EPE,2012).

Nesse mesmo período do plano, a expectativa de geração de energia termelétrica a partir dos

despachos realizados por solicitação do ONS , incluindo a geração das usinas nucleares, pode ser

observada no Figura 3.10 (EPE, 2012).

18

Tabela 3.6: Previsão da evolução da capacidade instalada hidrotérmica por tipo de fonte até 2021

(GWh).

Fonte: EPE, 2012.

Figura 3.10: Previsão de Geração de Energia Termoelétrica por Fonte até 2021.

Fonte: EPE, 2012.

Nessas previsões da EPE, de todas as tipologias de geração termoelétrica, as usinas a óleo diesel

e combustível são as que apresentam menor fator de utilização, gerando, respectivamente, apenas

1% e 3% da sua capacidade instalada. Para as demais termoelétricas, as previsões foram de 28%

para as usinas a gás natural, de 40% para as usinas a carvão mineral, de 82% para as usinas a gás

de processo e de 87% para as centrais nucleares (EPE,2012).

FONTE 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

HIDRO 77.329 78.959 81.517 83.184 87.576 92.352 97.337 101.223 103.476 106.499 111.723

IMPORTAÇÃO 6.275 6.200 6.120 6.032 5.935 5.829 5.712 5.583 5.441 5.285 5.114

PCH 4.560 5.009 5.221 5.247 5.388 5.448 5.578 5.858 6.168 6.688 7.098

BIOMASSA 7.750 8.908 9.164 9.504 9.554 9.604 9.704 10.454 11.404 12.304 13.454

EÓLICA 1.403 1.981 5.208 7.151 8.100 9.383 9.883 11.033 12.683 14.113 15.563

URÂNIO 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 3.412 3.412 3.412 3.412 3.412 3.412

GÁS NATURAL 10.209 10.350 11.362 12.055 12.055 12.055 12.402 12.402 12.402 12.402 13.102

CARVÃO 1.765 2.845 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205

ÓLEO

COMBUSTÍVEL3.316 3.482 4.739 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002

ÓLEO DIESEL 1.197 1.395 1.395 1.395 1.395 1.395 1.048 1.048 1.048 1.048 1.048

GÁS DE

PROCESSO687 687 687 687 687 687 687 687 687 687 687

Total¹ 116.498 121.823 130.625 138.469 143.904 151.372 156.970 162.907 167.928 173.645 182.408

19

3.4 Principais Tecnologias de Geração Termoelétrica a Gás Natural

A transformação de diversas fontes de energia, desde a energia química contida nos combustíveis

até o potencial hidráulico de cursos d’água, em energia elétrica, só é atingida através de

processos elaborados e de equipamentos desenvolvidos pela humanidade (NETO, 2001).

Especificamente, a energia produzida nas Usinas Termoelétricas depende de vários fatores e

características dos ciclos térmicos empregados nos seus processos. Em termos práticos essas

usinas utilizam ciclos termodinâmicos que buscam uma aproximação com o Ciclo

Carnot (ciclo teórico que representa o limite máximo de operação de qualquer máquina

térmica, se não ocorresse perdas de energias nas suas transformações). Os ciclos teóricos

utilizados na concepção dos equipamento de transformação de energia das termoelétricas são

os Ciclos Otto, Diesel e Joule ou Brayton para sistemas de combustão interna e o Ciclo

Rankine para combustão externa (XAVIER, 2004).

Esses ciclos são constituídos pelas transformações termodinâmicas básicas cujas variáveis

são a pressão, volume específico, temperatura absoluta, energia interna específica,

entalpia e entropia específica. As variáveis ou propriedades termodinâmicas do fluido de

trabalho se modificam constantemente, em cada estado e em cada ponto, na medida em que

elas evoluem na máquina. (XAVIER, 2004 apud SANTOS, 2000).

Particularmente, a transformação da energia das ligações químicas do combustível em energia

térmica, mecânica e finalmente em elétrica é um processo complexo e de extrema importância.

Nas termoelétricas a gás natural, essas transformações são realizados por diferentes equipamento,

que se baseiam em dois dos diversos ciclos termodinâmicos: Ciclo Brayton e o Ciclo Rankine

(NETO, 2001).

No Brasil, utiliza-se predominantemente três tipos de tecnologia para a geração de energia

elétrica em termoelétricas a gás natural: Usinas de Ciclo Simples, que utilizam combustão interna

para geração de energia elétrica (Ciclo Brayton); Usinas de Ciclo combinado, que, além da

combustão interna, aproveitam a energia dos gases efluentes para geração em sistemas térmicos a

20

vapor (Ciclo Rankine); e a Cogeração, caracterizada como a geração combinada de energia

eletromecânica e calor (EPE, 2007).

É importante destacar que cada uma dessa tecnologias possui desempenhos energéticos

diferentes, sendo que dentro da mesma tecnologia de geração há variações de eficiência do

processo. A qualidade das máquinas térmicas empregadas é fundamental nessa variação,

podendo ser avaliada pelo conhecimento do seu consumo específico e rendimento térmico, os

quais dão indicações das reais condições operacionais e de manutenção no processo de geração

de energia nas termoelétricas (XAVIER, 2004). Apesar das vantagens e desvantagens dos dois

ciclos (simples e combinado), no Brasil ambas as tecnologias são amplamente utilizadas,

possuindo funções distintas na geração termoelétrica. Enquanto as de ciclo combinado são

amplamente utilizadas em geração contínua e com menor custo, as de ciclo simples são utilizadas

nos horários de pico, para suprir as variações de demanda no sistema.

3.4.1 Termoelétricas de ciclo simples

As turbinas a gás são maquinas motrizes de combustão interna para geração de energia elétrica

(NETO, 2001). Essa geração utiliza os princípios termodinâmicos do Ciclo Brayton e consiste na

mistura do ar atmosférico comprimido com o combustível na câmara de combustão, resultando

em gases com alta temperatura, que são utilizados tanto na fase de compressão do ar, quanto na

movimentação da turbina, que por sua vez possui seu eixo acoplado a um gerador. Os gases

efluentes desse processo sofrem expansão e, no caso de sistemas de ciclo aberto (onde o ar não

retorna ao início do ciclo), são lançado diretamente na atmosfera (EPE, 2007).

As turbinas de combustão classificam-se em dois tipos principais: aeroderivativas e

industriais (heavy duty). As turbinas aeroderivativas são aplicações industriais das turbinas

aeronáuticas e apresentam maior desenvolvimento tecnológico do que as turbinas industrias

(NETO, 2001). Ambas possuem caminhos de desenvolvimento tecnológico distintos, entretanto

a competitividade entre elas trouxe vários benefícios para o setor (NETO, 2001). De forma geral,

as turbinas aeroderivativas são mais eficientes e as heavy duty possuem menores custos e maior

durabilidade, sendo que a escolha de uma ou outra depende das características de cada

21

empreendimento, como o custo e qualidade do combustível e ainda o nível de utilização da usina

(NETO, 2001).

Em se tratando do emprego dessas tecnologias em usinas a gás de ciclo simples, o estágio de

desenvolvimento tecnológico está avançado, sendo que esses equipamentos apresentam alta

confiabilidade e eficiência, que pode atingir 38,7% em modelos mais recentes (EPE, 2007). Além

do domínio tecnológico, as centrais térmicas de ciclo simples apresentam uma série de vantagens,

como o baixo custo de investimento, o curto prazo de entrega dos equipamentos, o curto período

de construção, a segurança na operação e principalmente a flexibilidade operacional

(TOLMASQUIM, 2005). Entretanto, esses empreendimentos apresentam desvantagens, como o

número reduzido de fabricantes de turbinas, a sua baixa eficiência em relação a outras

tecnologias, como as de ciclo combinado, e o alto custo do combustível (TOLMASQUIM, 2005).

3.4.2 Termoelétricas de ciclo combinado

A tecnologia de ciclo combinado possui desenvolvimento relativamente recente

(TOLMASQUIM, 2005). Nessa forma de geração, o princípio do funcionamento é a utilização

conjunta dos ciclos Brayton e Rankine, e consiste na combinação de turbinas a gás e a vapor, de

modo que a energia térmica contida nos efluentes atmosféricos da turbina a gás seja aproveitada

para a geração de vapor em caldeiras. Esses vapores são posteriormente utilizados para a geração

de energia elétrica em turbinas a vapor (EPE, 2007).

Conforme apresentado anteriormente a eficiência das mais modernas turbinas a gás em ciclo

simples pode chegar a 38,7%; em contrapartida, as unidades de ciclo combinado podem

apresentar eficiências superiores a 50 %, chegando até a 60 % em programas de desenvolvimento

tecnológico avançado de unidades desse tipo (EPE, 2007). A elevada eficiência das térmicas de

ciclo combinado faz com que esta tecnologia seja bastante atrativa, pois quando o combustível é

o principal componente do custo total, a eficiência se torna aspecto fundamental na opção de qual

ciclo utilizar (EPE, 2007).

Diversas configurações podem ser utilizadas na construção de usinas de ciclos combinado

(TOLMASQUIM, 2005) . A figura 3.5 ilustra um exemplo de configuração no qual o ar é

22

comprimido e injetado na câmara de combustão, onde é misturado com o combustível. Após isso

ocorre a combustão, que provoca expansão dos gases, girando a turbina, que por sua vez tem seu

eixo acoplado a um gerador, o qual produzirá energia elétrica. Os efluentes atmosféricos, ainda

em alta temperatura (550ºC), não são lançados na atmosfera e são direcionados para uma caldeira

de recuperação, que produzirá vapor para mover uma turbina, gerando cerca de metade da

energia elétrica produzida pela turbina a gás. O vapor resultante da turbina é condensado e

reconduzido à caldeira de recuperação concluindo assim o ciclo Rankine (EPE,2007).

Figura 3.11: Fluxograma de uma Turbina a Gás de Ciclo Combinado.

Fonte: http://www.pantanalenergia.com.br/

3.5 Principais Poluentes Atmosféricos

Para turbinas a gás, os principais poluentes emitidos são os óxidos de nitrogênio (NOx) e o

monóxido de carbono (CO) e , em menores proporções, os compostos orgânicos voláteis (COVs)

e o material particulado (fortemente vinculado a queima de combustíveis líquidos) (EPA, 2000).

Cada um desses poluentes possuem rotas distintas de formação e são provenientes de aspectos

diferentes dos processos de uma termoelétrica. A formação de óxidos de nitrogênio, por exemplo,

é fortemente vinculada às elevadas temperaturas na câmara de combustão, enquanto o monóxido

de carbono, os COVs, e o material particulado são o resultado de uma combustão incompleta.

23

Ainda existem outros compostos que podem ser formados em função do combustível, como as

emissões de compostos de enxofre, principalmente o dióxido de enxofre (SO2), que está

diretamente relacionado com o teor de enxofre do combustível (EPA, 2000).

Além desses poluentes, são produzidos durante a queima do gás natural em turbinas gases de

efeito estufa (GEE), como dióxido de carbono (CO2), óxido nitroso (N2O) e metano (CH4). O

CO2 representa a maior quantidade de emissão dentre os GEE, visto que quase a totalidade do

carbono do combustível é convertida em CO2 durante o processo de queima (EPA, 2000).

3.5.1 Emissões de Óxidos de Nitrogênio – NOx

O óxido nítrico (NO) e o dióxido de nitrogênio (NO2) são os óxidos mais abundantes

nas áreas urbanas, sendo designados genericamente como NOx. Estes compostos são

extremamente reativos e na presença de oxigênio (O2), ozônio e hidrocarbonetos, o NO se

transforma em NO2. Por sua vez, NO2 na presença de luz do sol, reage com hidrocarbonetos e

oxigênio formando ozônio (O3), sendo um dos principais precursores deste poluente

fotoquímico na troposfera.

A formação de óxidos de nitrogênio ocorre por três mecanismos fundamentalmente diferentes: a

formação do NOx térmico; a formação do chamado NOx rápido; e a formação do NOx pela

conversão química do nitrogênio presente no combustível (XAVIER, 2004).

O primeiro e principal mecanismo de formação em turbinas a gás é o NOx térmico. Esse tipo

surge a partir da dissociação térmica e subsequente reação de nitrogênio (N2) e oxigênio (O2) das

moléculas do ar de combustão. Esse fenômeno ocorre na zona de maior temperatura da chama,

próxima dos queimadores das turbinas (EPA, 2000).

O segundo mecanismo, chamado de NOx rápido , é formado a partir de reações iniciais de

moléculas de nitrogênio do ar e os radicais de hidrocarbonetos do gás natural . Essa forma de

produção de NOx é geralmente insignificante quando comparado com a quantidade de NOx

térmico formado (EPA, 2000).

24

O terceiro mecanismo, NOx proveniente do combustível, decorre da reação de compostos de

nitrogênio ligado ao combustível com o oxigênio atmosférico durante a queima. Esse mecanismo

possui pouca significância no NOx gerado, já que o gás natural tem poucas concentrações de

nitrogênio combustível quimicamente ligado, embora uma pequena parcela de nitrogênio

molecular esteja presente (EPA, 2000).

Portanto essencialmente a grande maioria do NOx formado a partir da combustão do gás natural

é NOx térmico. Essa formação ocorre em maiores quantidades quando há uma condição de

mistura pobre, com excesso de oxigênio disponível para reação, sendo assim o controle da

estequiometria é fundamental para alcançar reduções de NOx térmico (EPA, 2000). Além do

controle estequiométrico, o NOx térmico pode ser reduzido através do controle da temperatura de

combustão. Nesse caso, pode ser injetado água ou vapor, que funcionariam como dissipadores de

calor, reduzindo a temperatura na zona de combustão e, consequentemente, a formação do NOx

térmico (EPA, 2000).

As condições ambientais também afetam as emissões de NOx e a produção de energia em

turbinas a gás. Essas condições ambientais externas (temperatura e umidade) podem influenciar

em variações de emissões de 30 % ou mais (EPA, 2000). A presença de gotículas de vapor age

para absorver o calor na zona de chama devido à conversão do teor de água em vapor . Como há

consumo de calor sensível na mudança de fase da água em vapor , a temperatura na zona da

chama diminui, resultando numa diminuição da formação de NOx térmico. Para uma dada taxa de

queima de combustível, temperaturas ambientes inferiores diminuem o pico de temperatura na

chama, reduzindo o NOx térmico significativamente (EPA, 2000). É importante ressaltar que, de

forma de geral, as turbinas a gás natural possuem dispositivos (trocadores de calor por exemplo)

que controlam esse fatores ambientais, fazendo com que o funcionamento dela ocorra dentro dos

parâmetros projetados, sendo assim a interferência nesses fatores estaria associada a situações

ambientais extremas (temperaturas muito acima da normal por exemplo), que ocasionalmente

produziriam variações.

25

Da mesma forma, as cargas de operação de turbinas a gás afetam as emissões de NOx . As

emissões mais elevadas são esperadas para cargas operacionais elevados, devido ao maior pico de

temperatura na zona de chama , resultando em maior NOx térmico (EPA, 2000).

3.5.2 Emissões de Monóxido de Carbono – CO

As emissões de CO estão associadas a processo de combustão incompleta. Esse poluente é

formado quando existe baixo tempo de residência do combustível na câmara de combustão,

temperatura de combustão reduzida ou uma mistura insuficiente de oxigênio e combustível para

oxidação completa do carbono (EPA, 2000).

É importante ressaltar também que as emissões de monóxido de carbono são dependentes da

operação das turbinas a gás. Por exemplo, uma turbina a gás operando a plena carga possuirá uma

maior eficiência de combustão, o que resultará em redução na formação de CO. Em

contrapartida, a operação de turbinas a gás com potências inferiores à sua capacidade máxima,

proporcionarão redução de eficiência e maior índice de combustão incompleta, aumentando

assim a formação desse poluente (EPA, 2000).

No caso das termoelétricas a formação de CO também está diretamente associada ao tipo de

equipamento empregado na usina, ao nível tecnológico dos processos, à idade da instalação,

manutenção e qualidade operacional (XAVIER, 2004). As emissões desse poluente podem ser

incrementadas significativamente se as instalações forem operadas deficientemente ou sem uma

boa manutenção. Além disso, a idade e o tamanho da usina podem se outros fatores que

interferem na maior ou menor emissão de CO. Nas instalações menores e mais velhas, a

combustão é menos controlada e, consequentemente, as emissões são provavelmente mais altas

do que em plantas maiores e mais novas (XAVIER, 2004).

3.5.3 Emissões de Material Particulado – MP

Nas termelétrica, o material particulado é produzido no processo de combustão e são resultantes

da parcela inorgânica presente no combustível. Dentre as tipologias de geração termoelétrica, as

usinas a carvão e com biomassa se destacam na produção do MP (XAVIER, 2004). Em

26

contrapartida, em função do baixo teor de material inorgânico no gás natural, as térmicas a gás

natural possuem emissão relativamente pequena de material particulado (EPA, 2000).

3.5.4 Emissões de Óxidos de Enxofre - SOx

Os combustíveis fósseis contêm enxofre, com teores distintos, na forma de sulfetos inorgânicos

ou como compostos orgânicos (RAHMAN et al., 2000 apud XAVIER, 2004). Nas usinas

termelétricas, as emissões de óxidos de enxofre são geradas durante a combustão devido à

oxidação do enxofre presente no combustível, sendo que nos sistemas de combustão

convencionais a forma predominantemente é SO2 (XAVIER, 2004). Especificamente nas usinas

que utilizam turbina a gás, as emissões de SO2 são pequenas devido aos baixos teores de enxofre

no gás. Entretanto, odorantes contendo enxofre são adicionados ao gás natural para detecção de

vazamentos, provocando a emissão de pequenas quantidades de SO2 (XAVIER, 2004).

As emissões antropogênicas de SO2 no mundo todo são da ordem de 70 a 80 milhões de

toneladas por ano (Mt/ano), contra 18 a 70 Mt/ano de emissões naturais (IPCC, 2006). Vale

ressaltar que mais que 80% do SO2 antropogênico é proveniente da combustão de combustível,

com três quartos destes provenientes do carvão mineral (IPCC,1996). Estima-se que cerca de

10Mt/ano deixam de ser lançados na atmosfera devido à utilização de tecnologia de

dessulfurização dos gases de exaustão, após combustão do carvão (IPCC, 2006).

3.5.5 Emissões de Gases de Efeito Estufa - GEE

O dióxido de carbono (CO2) é o GEE mais produzido pelas atividades antropogênicas, possuindo

também a maior representatividade das emissões em termoelétricas a gás natural. A quantidade

de CO2 emitida na queima de combustível fóssil ou biomassa nas fontes estacionárias são

dependentes, principalmente, do tipo e da quantidade de combustível consumido, da

concentração do carbono no combustível e da fração de combustível que é efetivamente oxidado

(XAVIER, 2004).

No processo de combustão, quase a totalidade dos compostos de carbono presentes no

combustível é oxidada instantaneamente em CO2 no processo de combustão. Essa conversão

27

é relativamente independente da configuração de queima. Entretanto, pequena parte do

carbono é emitida como monóxido de carbono (CO), como metano (CH4), ou como

compostos voláteis diferentes do metano (NMCOVs), que são subprodutos da combustão

incompleta (XAVIER, 2004).

Outro importante GEE é o metano, sendo que depois do vapor d’água e do CO2, é o gás indutor

do efeito estufa de maior importância. É o principal constituinte do gás natural e, como tal, é uma

importante matéria-prima na produção de outros compostos orgânicos, bem como insumo

principal na geração termoelétrica a gás natural (XAVIER, 2004). Em função disso, as emissões

de CH4 nas turbinas a gás natural tem sua origem principal no gás natural não queimado na

câmara de combustão (EPA, 2000).

Na queima de combustíveis fósseis o N2O é produzido diretamente e seus

mecanismos de formação são governados por uma série de diferentes reações de

redução catalítica. A taxa de formação de N2O depende, entre outros fatores, da

temperatura de combustão e a quantidade de N2O formada é pequena em

comparação com os óxidos de nitrogênio – NOx (IPCC, 2006). Para todos os tipos de

combustíveis, inclusive o gás natural, as emissões de N2O são desprezíveis quando as

temperaturas de combustão estão acima de 8000 C e quando o excesso de ar é mantido

mínimo (menos que 1%), para todos os tipos de combustível (EPA, 2000).

28

4 METODOLOGIA

4.1 As Usinas Termoelétricas Avaliadas

Conforme mencionado anteriormente a geração termoelétrica foi maior nos anos de 2012 e 2013,

sendo que a participação da geração a gás natural sofreu significativo incremento em 2012. Por

essa razão o estudo em questão procurou realizar a estimativa das emissões atmosféricas de

termoelétricas a gás natural. Para o presente estudo foram contempladas 28 usinas a gás natural,

sendo que o combustível utilizado, a potência instalada e a tecnologia de geração de cada uma

delas estão representados na tabela 4.1.

Tabela 4.1: Usinas Termoelétricas a Gás Natural Contempladas na estimativas de Emissões Atmosféricas.

Usinas Código BDT Potência Instalada (kW) Tecnologia¹

B.L.SOBRINHO RJUTEB 385.900 C. Combinado

CAMPOS RJUSCP 30.000 C. Simples

CELSO FURTADO BAUTA 185.891 C. Simples

FER.GASPARIAN SPNPI 386.080 C. Simples

GOV.L.BRIZOLA RJUTTR 1.058.300 C. Combinado

JUIZ DE FORA MGUTJF 87.048 C. Simples

L.C.PRESTES MSTLA 385.819 C. Simples

MARIO LAGO RJUTME 922.615 C. Simples

NORTE FLUMINENSE RJUTNF 868.925 C. Combinado

ROMULO ALMEIDA BAUTFA 138.020 C. Simples

TERMOCEARÁ CEUSCJ 220.000 C. Combinado

SANTA CRUZ RJUSSC 1.000.000 C. Combinado

SEPE TIARAJU RSUTCA 248.573 C. Combinado

TERMOCABO PEGCSP 97.027 C. Simples

U. W.ARJONA MSUTWA 206.350 C. Simples

U.ARAUCARIA PRARC 484.150 C. Combinado

U.URUGUAIANA RSUTUR 639.900 C. Combinado

U.CAMACARI BAUTC 360.000 C. Simples

U. PERNAMBUCO PEUTPE 532.756 C. Combinado

U. FORTALEZA CEUTFO 346.630 C. Combinado

JE.SO.PEREIRA RNUJSP 322.967,15 C. Combinado

U. AURELIANO

CHAVES MGUTIB 226.000 C. Simples

U. CUIABA MTUSCU 529.200 C. Combinado

29

Tabela 4.1: Usinas Termoelétricas a Gás Natural Contempladas na estimativas de Emissões Atmosféricas

(Continuação).

EUZEBIO ROCHA SPCUB 249.900 C. Combinado

TERMONORTE II ROTN2 426.530 C. Combinado

LINHARES ESUTLI 204.000 C. Simples

MARANHÃO IV MAUTM4 337.600 C. Simples

MARANHÃO V MAUTM5 337.600 C. Simples

1 : Dados de tecnologia obtidos de Plano de Expansão de Energia 2030 (ANEEL, 2007).

Fonte: ANEEL, 2013.

Essas 28 usinas representam apenas 24,78 % do total de unidades desse tipo (113 usinas),

entretanto em termos de capacidade instalada somam juntas 11,23 GW (ANELL, 2013c),

compondo 92,17 % de toda a capacidade instalada das térmicas a gás natural no Brasil.

Dentre as usinas estudadas, 50 % são termoelétricas de Ciclo Simples e 50% são Termoelétricas

de Ciclo Combinado. No entanto, as termoelétricas de Ciclo combinado apresentam maior parte

da capacidade instalada, com 7,31 GW, o que representa 65,20 % do total, sendo que as de ciclo

simples apresentam os demais 34,8 %.

4.2 Metodologia de Estimativa das emissões atmosféricas da U.S. Enviromental Protection Agency – EPA

As metodologias de cálculo de fatores de emissão e inventários têm sido ferramentas

fundamentais para a gestão da qualidade do ar. As estimativas realizadas através desses modelos

são importantes ferramentas para o desenvolvimento de estratégias de controle de emissões,

determinando até a necessidade de medidas de controle ainda durante o processo de

licenciamento. Essas metodologias também possibilitam verificar os efeitos das emissões de

determinadas fontes, subsidiando a adoção de medidas mitigadoras. Além disso, elas servem para

as mais variadas finalidades, podendo ser utilizadas por órgãos de controle, de pesquisa e até pela

indústria, se tornando base para indicadores de qualidade ambiental (EPA, 2000).

Essas metodologias procuram quantificar as emissões de poluentes atmosféricos a partir de

dados de operação de empreendimentos e fatores de emissão específicos para cada poluente em

30

cada tipologia industrial, associados sempre a aspectos tecnológicos do processo e de

mecanismos de controle de poluentes.

O fator de emissão é um valor representativo que tenta relacionar a quantidade de um poluente

liberado para a atmosfera com uma atividade produtora desse poluente em determinado processo.

Esses fatores são geralmente expressos como a massa do poluente dividida por uma unidade de

massa, volume ou energia da atividade emissora do poluente (por exemplo, quilogramas de

partículas emitidas por tonelada de carvão queimado). Tais fatores facilitam a estimativa das

emissões provenientes de várias fontes de poluição do ar e, na maioria casos, estes fatores são

simplesmente a média de todos os dados disponíveis de determinada fonte, considerando dados

de longo prazo para todas as instalações na categoria (EPA, 2000).

De forma geral, dados obtidos em testes de emissões específicos da fonte ou de sistemas de

monitoramento continuo de emissões, são melhores e mais precisos na estimativa das emissões

atmosféricas, visto que esses dados fornecem a melhor representação das emissões da fonte

testada (Figura 4.1). Entretanto, os dados de teste das fontes individuais nem sempre estão

disponíveis, possuem maiores custos e podem não refletir a variabilidade das emissões reais ao

longo do tempo. Sendo assim, a utilização de fatores de emissões, apesar de suas limitações, é

muitas vezes o melhor ou único método disponível para estimar lançamentos de poluentes

atmosféricos (EPA,2000).

Para as termoelétricas estudadas foram realizadas as estimativas para os principais poluentes

atmosféricos e gases de efeito estufa emitidos nessa tipologia, que são: CO2 , CH4, N2O, NOx,

CO, SOx e material particulado.

31

Figura 4.1: Relação entre custo e confiabilidade das diversas metodologias de estimativa de emissões

Fonte: XAVIER, 2004.

Para a estimativa das emissões foi utilizada a metodologia descrita na 5ª Edição da “AP-42 -

Compilation of Air Pollutant Emission Factors” da U.S. Environmental Protection Agency –

USEPA (EPA, 2000). Essa metodologia possui a seguinte equação para este fim:

(

) Equação 1

Onde:

Eij = Emissões de determinado poluente (j) para determinada usina (i) [t];

Ai = Combustível consumido em determinada usina (i) [TJ];

EFj = Fator de emissão de determinado poluente (j) [t/TJ];

ERj = Eficiência de redução do sistema de controle de determinado poluente (j) [%].

32

Neste trabalho não foram obtidos dados de combustível, mas sim os dados finais de geração de

energia elétrica, sendo portanto necessário transformar a energia gerada em energia de

combustível consumida. Isso pode ser feito através da equação 2, se a eficiência térmica do

processo for conhecida.

Equação 2

Onde:

Ai = Combustível consumido em determinada usina (i) [TJ];

EGi = Energia gerada em determinada usina (i) [MWh];

ei = Eficiência térmica de determinada usinas (i) [%];

f = Constante de conversão de MWh para TJ [TJ/MWh].

Portanto, substituindo-se a Equação 2 na Equação 1 obtemos a equação 3 abaixo:

(

) Equação 3

Onde:

Eij = Emissões de determinado poluente (j) para determinada usina (i) [t];

EGi = Energia gerada em determinada usina (i) [MWh];

ei = Eficiência térmica de cada usina em função do tipo de geração (i) [%];

f = Constante de conversão de MWh para TJ [TJ/MWh].

EFj = Fator de Emissão de Determinado Poluente (j) [t/TJ];

ERj = Eficiência de Redução do Sistema de Controle de Determinado Poluente (j) [%].

Em se tratando dos fatores de emissão, foram utilizados fatores apresentados na AP-42 da

USEPA (EPA, 2000). A opção pelos fatores da EPA aconteceu devido a escassez de fatores de

emissões regionais calculados com a base de dados brasileira, sendo que os poucos fatores

disponíveis não possibilitariam avaliar todos os poluentes apresentados neste trabalho. Nos casos

dos poluentes CO2 , CH4, N2O, SOx e material particulado foram utilizados os fatores de emissão

considerando a ausência de sistemas de controle, visto que para esse poluentes não há

33

mecanismos de controle ou a suas emissões são reduzidas em termoelétrica a gás natural. Os

fatores de emissões utilizados

Em virtude da escassez de dados sobre os mecanismos de controle das usinas estudadas e de

posse da informações de que as turbinas a gás empregadas no Brasil possuem algum tipo de

controle de emissões de NOx (GT CONAMA, 2013), para a quantificação das emissões de NOx e

o CO, foram realizadas duas estimativas utilizando os fatores de emissão que consideram

medidas de controle apresentados na metodologia da USEPA. Portanto os fatores de emissão

utilizados estão para esse poluentes estão resumidos nas tabela 4.2 e 4.3 abaixo:

Tabela 4.2: Fatores de Emissões de NOx e CO em t de poluente por TJ de combustível consumido

Poluentes NOx CO

Tecnologias de Controle Injeção

de água

Dry Low

NOx

Injeção

de água

Dry Low

NOx

Fatores de Emissão por Controle Utilizados (t/TJ) 0,0559 0,0426 0,0129 0,0065

Fonte: Adaptado EPA, 2000.

Tabela 4.3: Fatores de Emissões de CO2, N2O, CH4, SOx e MP em t de poluente por TJ de combustível

consumido

Poluentes CO2 N2O CH4 SOx MP

Tecnologias de

Controle

Sem

Controle

Sem

Controle

Sem

Controle

Sem

Controle

Sem

Controle

Fatores de Emissão

por Controle (t/TJ) 47,3365 0,0015 0,0028 0,0013 0,0037

Fatores de Emissão

Utilizados(t/TJ) 47,3365 0,0013 0,0037 0,0015 0,0028


Para as estimativas das emissões usando a Equação 3, além dos fatores de emissões foram

necessários:

Dados de geração para quantificação das emissões, obtidos do boletim diário de

despacho térmico do ONS durante todo o ano de 2013 (ONS, 2013d) (Apêndice A);

34

Constantes de conversão de unidades, obtidas do Anexo VIII do Balanço Energético

Nacional de 2013 (BEN, 2013), apresentadas no Anexo A;

Eficiências térmicas médias das termoelétrica brasileiras, obtidas em Xavier (2004),

apresentadas da tabela 4.4 a seguir.

Tabela 4.4: Eficiência Térmica em Função do Combustível Utilizado e do Ciclo Térmico Empregado

Fonte: (XAVIER, 2004)

35

4.3 Panorama de estimativa de emissões até 2021

Conforme apresentado anteriormente o ano de 2013 foi um ano com forte geração termoelétrica,

em especial a geração a gás natural. As térmicas a gás natural tiveram um fator de utilização de

58 % da sua capacidade instalada total.

Para os estabelecimento de panoramas de emissões atmosféricas de termoelétricas a gás natural

até 2021, foi utilizada a mesma metodologia apresentada anteriormente, sendo que

adicionalmente foram considerados aspectos como a previsão de evolução da capacidade

instalada apresentada na tabela 3.6, fatores de utilização previstos no plano de decenal de

expansão de energia 2021 e verificados em 2013 e o percentual da capacidade instalada em

usinas de ciclo combinado (65,2%) ou simples (34,8%) encontrados para as usinas estudadas

nesse trabalho.

Dessa forma serão realizado dois panoramas de emissões atmosféricas até 2021, sendo um

calculado utilizando o fator de utilização de 28 % previsto no PDEE 2021 e outro utilizando o

fator de 58% observado em 2013. Esses valores foram escolhidos para tentar representar as

emissões nas condições previstas pelos órgão de planejamento do setor elétrico e também estimar

emissões caso situações mais extremas ocorram (2013). A tabela 4.5 abaixo mostra o resumo da

estimativa em ambos os cenários.

Tabela 4.5: Resumo do calculo da energia gerada anualmente para cada tecnologia de geração em cada

um dos cenários.

Panorama Capacidade

Instalada em cada ano (MWh)

Nº de Horas

por Ano

Fator de Utilização

(%)

Energia Gerada Prevista

(MW)

Energia Gerada Por tipo de ciclo (MW)

1

Capacidade Instalda Gás

Natural PDEE 2021 (CI)

8670 28 CI *8670 *

28%

SIMPLES CI * 8670 * 0,28 *

0,348

COMBINADO CI * 8670* 0,28

*0,652

2

Capacidade Instalda Gás

Natural PDEE 2021 (CI)

8670 58 CI *8670*

58%

SIMPLES CI * 8670 * 0,58 *

0,348

COMBINADO CI * 8670* 0,58 *

0,652

36

5 RESULTADOS E DISCUSSÕES

5.1 Geração das Termoelétrica a Gás Natural estudadas em 2013

As usinas a gás natural estudadas representam parte significativa dessa geração, já que em 2013 a

geração delas foi de 56.875,53 GWh, representando 61,09 % de toda a geração termoelétrica

daquele ano.

Conforme pode ser observado na Figura 5.1 abaixo, a geração foi alta durante o ano inteiro,

sendo que houve uma pequena redução nos últimos meses. Essa pequena redução certamente

refletirá nas emissões atmosféricas, sendo que os maiores valores estarão nos primeiro meses de

2013.

Figura 5.1: Geração de energia elétrica das usinas estudadas em 2013.

5.2 Emissões Atmosféricas durante o ano de 2013

Nessa seção do trabalho serão apresentados os resultados das estimativas das emissões das

termoelétricas a gás natural estudadas. Concomitantemente, serão realizadas comparações dessa

emissões com emissões apresentadas em inventários nacionais. Para isso serão utilizados os

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.0005.697,9

5.286,4 5.331,2

4.599,4

5.610,4

4.807,7 4.520,7

4.745,1

4.177,1 3.961,3

4.120,1 4.018,2

Ge

raçã

o d

e E

ne

rgia

Elé

tric

a (G

Wh

)

Mês

Geração de Energia Elétrica Termoelétricas a Gás Natural - 2013

37

dados de emissões disponíveis no documento “Estimativas anuais de emissões de gases de efeito

estufa no Brasil”, elaborado pelo Ministério de Ciência e Tecnologia – MCT em 2013.

Além disso, todos os resultados, tanto de geração como de emissões de cada usina se encontram

disponibilizados nos apêndices desse trabalho, bem como uma tabela resumo das emissões

atmosféricas discutidas a seguir.

5.2.1 Emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE

Os Gases de Efeito Estufa – GEE representam a maior parte das emissões atmosféricas das

termoelétricas estudadas. Isso ocorre em função da grande quantidade de CO2 produzido como

resultado final da combustão nas turbinas.

Em 2013, as emissões atmosféricas de CO2 das usinas a gás natural estudadas foi de 21.328.983 t

CO2. Conforme pode ser observado na Figura 5.2, nos últimos meses do ano houve uma redução

das emissões, reflexo da menor demanda pela energia das termoelétrica, sendo que o menor valor

se deu em outubro com total de 1.491.308 t CO2.

Figura 5.2: Evolução das Emissões de CO2 das Termoelétricas a Gás Natural em 2013

0,00

500.000,00

1.000.000,00

1.500.000,00

2.000.000,00

2.500.000,00

Emis

sõe

s (t

)

Mês

Emissões CO2 Usinas Termoelétricas a Gás Natural - 2013

38

O segundo gás de efeito estufa mais significativo em termos de emissões em termoelétrica a gás

natural é o metano – CH4. Em 2013 foram emitidas pelas termoelétricas a gás natural 1.667,54 t

CH4, valor muito inferior as emissões de CO2. Essa diferença já era esperada, visto que as

emissões de CH4 em termoelétricas a gás natural basicamente são oriundas do combustível não

queimado durante o processo, o que potencialmente produziriam valores pequenos. A evolução

das emissões de CH4 é apresentada na Figura 5.3 a seguir.

Figura 5.3: Evolução das Emissões de CH4 das Termoelétricas a Gás Natural em 2013

O N2O foi o GEE que apresentou as menores emissões nesse setor, totalizando 581 t N2O em

2013, o que condiz com as indicações da literatura de que as emissões desse poluente são

insignificantes. As emissões desse poluente foram relativamente baixas durante o ano todo, tendo

o maior valor , de 57,50 t N2O, ocorrido em maio (Figura 5.4).

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

Emis

sões

(t)

Mês

Emissões CH4 Usinas Termoelétricas a Gás Natural - 2013

39

Figura 5.4: Evolução das Emissões de N2O das Termoelétricas a Gás Natural em 2013

A tabela 5.1 apresenta as emissões brasileiras de gases de efeito estufa por setor, em CO2eq

(dióxido de carbono equivalente), para o período de 1990 a 2010 (MCTI, 2013). O setor de

energia corresponde aos GEE emitidos por combustão de combustíveis fósseis e às emissões

fugitivas da indústria de combustíveis fósseis e totalizou, em 2010, a emissão de 399,3 Mt de

CO2eq. Vale ressaltar que tanto a combustão de fontes estacionárias (produção de energia e uso

nos processos de combustão industrial) quanto a de fontes móveis (setor de transporte), inserem-

se nesse setor.

Em termos da participação de cada setor no ano de 2010, a energia vem em segundo lugar, com

32% da participação total. A maior participação é do setor da agropecuária, com 35%; em

terceiro lugar, o uso do solo e florestas, com 22%; na sequência, os processos industriais, com

7%; e, finalmente, o tratamento de resíduos sólidos e esgoto, com 4%.

Para fins de comparação com os valores apresentados acima, as emissões dos gases de efeito

estufa encontradas nesse trabalho foram convertidas a CO2eq através da mesma métrica utilizada

pelo MCTI (2013), usando o Potencial de Aquecimento Global (Global Warming Potential –

GWP) como fator de ponderação (tabela 5.2), para se chegar à unidade comum de carbono

equivalente.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

Emis

sõe

s (t

)

Mês

Emissões N2O Usinas Termoelétricas a Gás Natural - 2013

40

Tabela 5.1: Evolução das emissões de GEE’s no Brasil por setor – 1990 a 2010

Fonte: MCTI, 2013.

Tabela 5.2: Gases de efeito estufa e seus respectivos GWPs.

Fonte: Adaptado de MCTI (2013).

Dentro do setor de energia estão as centrais elétricas de serviço público, onde estão inseridas as

termelétricas avaliadas nesse estudo. A tabela 5.3 apresenta as emissões de cada gás de efeito

estufa estimadas nesse trabalho (convertidas para a unidade comum) e as emissões do setor de

energia e de seu subsetor de centrais elétricas de serviço público (gás natural, carvão mineral e

óleo combustível) em 2010 (MCTI, 2013), assim como uma estimativa dessas emissões para

2013. Dessa forma, tem-se um indicativo de que as principais termoelétricas a gás natural no

Brasil contribuíram para aproximadamente 90% do total das emissões de GGEs pelas centrais

elétricas de serviço público, no ano de 2013.

41

Tabela 5.3: Emissão de GEE’s em CO2eq.

Setores

Gases [Mt de CO2eq]

CO2 CH4 N2O Total

Termoelétricas a gás natural – ano

base 2013 21,329 0,035 0,180 21,544

Centrais elétricas de serviço público – estimado para

2013a

23,5 0,030 0 23,530

Energia – estimado para

2013a 431,7 13,6 5,1 450,5

Centrais elétricas de serviço público – ano base 2010b

20,8 0,026 0 20,826

Energia – ano base 2010b

382,7 12,1 4,5 399,3

a – Fonte: Adaptado de MCTI (2013), assumindo a taxa de crescimento do setor de energia para o período de 2005-

2010 (21,4%), com base em um aumento anual linear na emissão até 2013, o que correspondeu a 12,8% de aumento em relação aos valores de 2010.

b – Fonte: MCTI (2013).

5.2.2 Emissões de Óxidos de Nitrogênio – NOx

Dos demais poluentes avaliados, o NOx apresentou as emissões mais significativas. Como a

emissão desse poluente é bastante dependente da tecnologia de controle utilizada em cada

termoelétrica, informação cujo acesso não é de fácil obtenção, trabalhou-se com dois possíveis

cenários. No primeiro, assumiu-se que todas as termoelétricas estudadas possuem sistemas de

injeção de água para controle de NOx. No segundo, admitiu-se que todas as térmicas possuem

sistema Dry Low NOx - DLN. A escolha desses cenários teve como fundamento o fato de não

existir turbinas a gás natural sem controle de emissões de NOx, sendo que essas duas tecnologias

são amplamente utilizadas (GT CONAMA, 2013). Para o cenário com 100% das usinas

utilizando injeção de água, mais pessimista visto que o controle é menos eficaz, as emissões para

42

esse poluente 25.207 t NOx, e para o cenário com 100% empregando DLN 19.196 t NOx.

Conforme pode-se perceber, a variação das emissões foi de 31%, de uma tecnologia para outra,

mostrando como a tecnologia de controle de DLN é bem mais eficiente. A evolução das emissões

de NOx e variação entre as duas tecnologias de controle podem ser observadas na Figuras 5.5.

Figura 5.5: Evolução das emissões de NOx das termoelétricas a gás natural em 2013.

Apesar da falta de disponibilidade acerca das tecnologias de controle de NOx empregadas nas

usinas estudas, os resultados obtidos mostraram que as emissões de NOx das termoelétricas a gás

natural são representativas em relação aos demais poluentes analisados. Esses resultados são

compatíveis com o esperado, já que em processos de combustão a altas temperaturas esse

poluente é substancialmente formado, constituindo um dos principais objetos de controle de

emissões em termoelétricas a gás natural.

5.2.3 Emissões de Monóxido de Carbono – CO

As emissões de CO, depois do CO2 e NOx, foram as que apresentaram os maiores valores.

Apesar disso, os valores encontrados das emissões foram baixos, se comparados com as emissões

de CO2 e NOx. As emissões de CO também são dependentes do tipo de controle utilizado na

combustão, visto que ela poderá ser mais completa, gerando menos CO, ou menos completa,

gerando mais CO. Os mesmos cenários assumidos para as emissões de NOx foram utilizados para

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

Emis

sõe

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)

Mês

Emissões NOx Usinas Termoelétrica a Gás Natural - 2013

Emissões NOxTermoelétricas a GásNatural - 2013 (Injeção deÁgua)

Emissões NOxTermoelétricas a GásNatural - 2013 (DRY LOW)

43

as emissões de CO. No cenário de injeção de água as emissões totalizaram 5.817 t CO, e para o

cenário DLN, 2.908,5 t CO. Diferentemente do NOx, a variação entre ambos os cenários de

estimativa para o CO foi bem mais significativa, sendo as emissões do Dry Low mais uma vez

menor que as de injeção, porém agora com uma diferença percentual de 50%. Tanto a evolução,

quanto essa variação são apresentados na Figuras 5.6.

Figura 5.6: Evolução das emissões de CO das termoelétricas a gás natural em 2013.

Os resultados de CO foram os que apresentaram maiores variações em relação à tecnologia de

controle empregada. Uma justificativa para essa grande variação dos resultados de CO entre as

tecnologias de controle, seria a imprecisão dos fatores de emissão utilizados, que de acordo com a

própria EPA apresentaram valores inesperado (EPA, 2000). Entretanto para a realização de uma

estimativa e na ausência de outra fontes mais precisas, esses resultados servem como um

indicativo das ordem de grandeza das emissões desse poluente para termoelétricas a gás natural.

5.2.4 Emissões de Material Particulado – MP e Óxidos de Enxofre - SOx

As emissões de material particulado (MP) e óxidos de enxofre (SOx), juntamente com as

emissões de N2O, apresentaram os menores valores de emissões. Em termos de material

particulado foram emitidas 1279,74 t durante todo ano de 2013, e para o SOx as emissões

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

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Emis

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(t)

Mês

Emissões CO Usinas Termoelétrica a Gás Natural - 2013

Emissões COTermoelétricas a GásNatural - 2013 (Injeção deÁgua)

Emissões COTermoelétricas a GásNatural - 2013 (DRY LOW)

44

totalizaram de 659,26 t. A evolução das emissões em 2013 desses poluente estão apresentadas

nas Figuras 5.7 e 5.8.

Figura 5.7: Evolução das emissões de MP das termoelétricas a gás natural em 2013.

Figura 5.8: Evolução das emissões de SOx das termoelétricas a gás natural em 2013.

Esse valores baixos encontrados tanto para SOx quanto para MP são justificáveis e se encontram

dentro do esperado. No caso do SOx pode ser justificado pelo fato de que o teor de enxofre no

gás natural é praticamente ausente e consequentemente a sua queima não gera compostos de

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

Emis

sõe

s (t

)

Mês

Emissões de MP Usinas Termoelétricas a Gás Natural - 2013

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

Emis

sões

(t)

Mês

Emissões SOx Usinas Termoelétricas a Gás Natural - 2013

45

enxofre. Semelhante em se tratando do MP, a pouca presença parcela inorgânica influencia na

pouca geração desse poluente.

Infelizmente o inventário elaborado pelo MCTI (2013), não apresenta as estimativas de emissões

para NOx, CO, SOx e material particulado, inviabilizando uma estimativa semelhante à realizada

com o CO2, CH4 e N2O sobre suas participações no setor de centrais elétricas de serviço público.

5.3 Evolução das Emissões até 2021

Essa seção tem por objetivo estimar as emissões anuais das termoelétricas a gás natural para os

poluentes estudados até o ano de 2021. Para isso foi utilizado a metodologia descrita no 4.3 deste

trabalho. É importante ressaltar que esse tópico não tem por objetivo de estimar precisamente as

emissões nesse período, mas sim mostrar uma tendência das emissões nesse anos e compará-las

com os resultados obtido em 2013.

As estimativas demonstram que para o cenário mais otimista, panorama 1, as emissões de todos

os poluentes estudados seriam inferiores às quantificadas em 2013, sendo que em 2021 elas

apresentariam os maiores valores, mas ainda sim seriam 45 % menores do que 2013. Já para o

cenário mais pessimista, panorama 2, as emissões de todos os poluentes seriam ligeiramente

superiores durante todo período, se comparado com 2013. Essas emissões também atingiriam o

seu pico em 2021, com um aumento de 14 % em relação a 2013. As estimativas realizadas são

apresentadas na Tabela 5.4.

Os resultados mostram que as perspectivas de emissões das termoelétricas a gás natural é

relativamente positiva. Se as previsões realizadas pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE se

concretizarem, as emissões serão significativa inferiores as de 2013. Mesmo se o cenário

negativo de emissões em 2013 se repetir nos anos seguintes, essas emissões sofrerão ligeiro

aumento em função, principalmente, da baixa previsão de entrada novos empreendimentos a gás

natural em operação durante esse período. De acordo com a EPE (2012), a geração a gás natural

terá sua capacidade instalada incrementada em apenas 2.893 MWh, sendo que 65.910 MWh é o

aumento total previsto para todo o sistema até 2021.

46

Tabela 5.4: Resumos das estimativas de emissão até 2021 para ambos os cenários.

5.4 Estudo de Caso e Comparação de Resultados – UEG Araucária

Essa seção tem por objetivo comparar resultados obtidos a partir da metodologia empregada

nesse trabalho, com resultados obtidos em outro trabalho. Para isso foi utilizado as estimativas

de emissões calculadas por Rodrigues (2011) para a UEG Araucária no ano base de 2009. Essas

estimativas serão comparadas com as emissões calculadas, para o mesmo ano base (2009),

através da metodologia apresentada no subitem 4.2, porém utilizando os dados de geração de

energia elétrica apresentados no trabalho de Rodrigues (2011). Para essa usina, Rodrigues (2011)

realizou a estimativa de emissões atmosféricas de CO2, NOx e CO com dados obtidos diretamente

Cenário 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020

21.328.984 10.842.196 10.842.196 10.842.196 11.154.286 11.154.286 11.154.286 11.154.286 11.783.862

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

25.207 12.814 12.814 12.814 13.182 13.182 13.182 13.182 13.926

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

19.196 9.758 9.758 9.758 10.039 10.039 10.039 10.039 10.605

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

5.817 2.957 2.957 2.957 3.042 3.042 3.042 3.042 3.214

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

2.908 1.478 1.478 1.478 1.521 1.521 1.521 1.521 1.607

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

1.668 848 848 848 872 872 872 872 921

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

582 296 296 296 304 304 304 304 321

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

659 335 335 335 345 345 345 345 364

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

1.280 651 651 651 669 669 669 669 707

- -49% -49% -49% -48% -48% -48% -48% -45%

21.328.984 22.458.835 22.458.835 22.458.835 23.105.307 23.105.307 23.105.307 23.105.307 24.409.428

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

25.207 26.542 26.542 26.542 27.306 27.306 27.306 27.306 28.848

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

19.196 20.213 20.213 20.213 20.795 20.795 20.795 20.795 21.968

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

5.817 6.125 6.125 6.125 6.301 6.301 6.301 6.301 6.657

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

2.908 3.063 3.063 3.063 3.151 3.151 3.151 3.151 3.329

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

1.668 1.756 1.756 1.756 1.806 1.806 1.806 1.806 1.908

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

582 613 613 613 630 630 630 630 666

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

659 694 694 694 714 714 714 714 754

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%

1.280 1.348 1.348 1.348 1.386 1.386 1.386 1.386 1.465

- 5% 5% 5% 8% 8% 8% 8% 14%Diferença % em relação 2013

1

2

N2O (t)

Diferença % em relação 2013

SOx (t)


MP (t)


CO (t) - Dry Low NOx


CH4 (t)


NOx (t) - Injeção de Água


NOx (t) - Dry Low NOx


CO (t) - Injeção de Água


CO2 (t)


N2O (t)


SOx (t)


MP (t)


CO (t) - Dry Low NOx


CH4 (t)


NOx (t) - Injeção de Água


NOx (t) - Dry Low NOx


CO (t) - Injeção de Água

CO2 (t)

Geração / Emissões


47

da usina, sendo, portanto, resultados que apresentam maiores índices de precisão e

confiabilidade.

A Usina Elétrica a Gás de Araucária está localizada no município de Araucária no Estado do

Paraná. Essa termoelétrica dispõe de duas turbinas a gás, duas caldeiras de recuperação de calor e

uma turbina a vapor, operando em ciclo combinado, com potência total de aproximadamente 480

MWh (RODRIGUES, 2011). Essa unidade trabalha com combustores do tipo DLN (Dry Low

NOx), de baixa emissão de NOx. É importante ressaltar que, em virtude da tecnologia de controle

empregada, para as estimativas de emissões de NOx e CO em 2009, somente foram utilizados os

fatores de emissões (Tabela 4.2) para sistema de controle do tipo “Dry Low”.

Para a estimativa de CO2, o estudo de 2011 utilizou as diretrizes do Painel Intergovernamental de

Mudanças de Climáticas -2006 (IPCC, 2006), sendo que foram utilizados o nível mais detalhado

de informações, com obtenção de dados da geração, consumo e qualidade do combustível

diretamente da usina . No caso das estimativas de NOx e CO, foram utilizados dados dos Sistema

de Monitoramento Continuo de Emissões (CEMS) da usina, que registra dados das emissões

desses poluentes a cada 15 s (RODRIGUES, 2011).

Em 2009, essa usina operou somente nos meses de janeiro a julho, permanecendo inativa no

restante do ano, gerando 1.010.297 MW (RODRIGUES, 2011). De acordo com Rodrigues, em

2009, a UEG araucária emitiu 399.352,84 t CO2, sendo que os meses de maio e junho foram os

que concentraram as maiores emissões. Dividindo-se o valor das emissões pela geração em 2009,

esse estudo chegou a uma de taxa de emissão de 0,395 t CO2/MWh (RODRIGUES, 2011).

Comparativamente, através da metodologia expressa no subitem 4.2, as emissões dessa usina

corresponderiam a 318.826,11 t CO2, resultando em uma taxa de emissão de 0,316 t CO2/MWh,

valor 20% menor que o encontrado por Rodrigues (2011).

Essa variação pode ser explicada principalmente pela diferença de metodologias utilizadas e pela

quantidade de informações disponíveis. Enquanto o estudo de 2009 utilizou recomendações do

IPCC (2006) e possuía uma disponibilidade de dados com alto nível de detalhamento, a

estimativa realizada neste trabalho utilizou fatores de emissão estabelecidos pela EPA (2000) e

48

dados de geração de energia elétrica (ONS, 2013). Mesmo com essa diferença, os resultados

obtidos neste estudo não ficam comprometidos, já que ele objetiva estimar as emissões e tem

ciência das imprecisões do modelo adotado.

No caso do NOx, em 2009, a usina emitiu 278,16 t NOx, apresentando uma taxa de emissão de

NOx de 0,275 kg NOx/MWh (RODRIGUES, 2011). Nas estimativas realizadas neste trabalho as

emissões, em 2009, totalizaram 286,94 t NOx, o que corresponde a taxa de de 0,284 kg

NOx/MWh, valor bastante próximo ao encontrado por Rodrigues (2011), variando apenas 3,28%.

Essa pequena diferença demonstra a precisão das estimativas de NOx realizadas com a

metodologia desenvolvida nesse trabalho, já que os dados utilizados por Rodrigues (2011) foram

obtidos da melhor opção para inventários de emissões, Sistemas de Monitoramento Contínuo

Emissões - CEMS.

Para as estimativas de CO as comparações se apresentaram mais divergentes. O estudo realizado

em 2011 encontrou o total de emissões de 58,65 t CO, enquanto as deste trabalho totalizaram

43,48 t CO. Em termos de taxa de emissão em 2009, Rodrigues (2011) obteve 0,058 kg

CO/MWh, valor 23,64% acima da taxa de 0,044 kg CO/MWh obtida com a metodologia deste

trabalho. Essa diferença pode ser explicada por duas justificativas relacionadas aos fatores de

emissão da EPA.

Segundo a AP-42 da EPA (2000), todos os fatores de emissão são calculados para faixa de

operação de 80 % ou mais da capacidade máxima. De acordo com Rodrigues (2011), os meses de

maio e junho foram marcado por fortes variações de operação, com a potência de cada unidade

geradora variando de 100 MW a 160 MW nesse período. Essas variações prejudicam a eficiência

da combustão, fazendo com que as emissões de CO sejam superiores nesses meses, aumentando a

taxa média de emissão desse poluente no trabalho de 2011.

Outro fator está associado a imprecisão dos fatores de emissão da EPA. Isso pode ser observado

se comparamos os 3 fatores de emissão apresentados no documento, que estão descriminados na

Tabela 5.5. Conforme pode ser observado, as emissões de CO sem os sistemas de controle de

NOx (Injeção de água e DLN) são superiores às demais. De acordo com a própria EPA (2000), os

49

valores dos fatores de emissão com injeção de água e DLN serem inferiores ao valor do fator sem

controle não é esperado. Isso não seria esperado pois essas tecnologias provocam um aumento de

combustão incompleta, seja ela pela diminuição na temperatura de combustão (Injeção de água e

DLN) ou pela mistura menor de ar e combustível (DLN), sendo que em ambos os casos seria

esperado um aumento de CO. Para essas variações não há justificativa pela EPA (2000), sendo

que na AP-42 apenas é mencionado a utilização de uma base de dados distinta daquela utilizada

para a determinação dos fatores do NOx. Logo, as diferenças apresentadas nas taxas de emissão

encontradas nesse trabalho e no trabalho de 2011 poderiam ser explicadas, tanto pelo fator de

variação operacional, quanto pela imprecisão dos fatores de emissão.

Tabela 5.5: Fatores de Emissões de CO em t de poluente por TJ de combustível consumido.

Poluentes CO

Tecnologias de Controle

Sem Controle

Injeção de água

Dry Low NOx

Fatores de Emissão por Controle (t/TJ)

0,0353 0,0129 0,0065


Nesse estudo de caso observou-se que, apesar das imprecisões das estimativas realizadas nesse

trabalho, os resultados não foram significativamente diferentes dos obtidos no estudo de

RODRGUES (2011), sendo que as variações observadas (-20% para CO2, + 3,28% para NOx e

-23% para CO) não comprometem significativamente os resultados obtidos através da

metodologia apresentada no subitem 4.2.

6 CONCLUSÕES

O estudo realizado mostrou que, apesar das limitações, as estimativas utilizando fatores de

emissões podem ser importante ferramenta em diagnósticos de situações relacionada à emissão

de poluentes atmosféricos. Os resultados das comparações com outros estudos indicam que a

metodologia utilizada, apesar das imprecisões identificadas e da limitação de dados, apresenta

valores próximos da realidade, podendo ser utilizada sem que os resultados sejam

comprometidos.

50

A partir das quantificações realizadas nesse estudo percebeu-se que, para termoelétricas a gás

natural, os principais poluentes emitidos são os GEE’s, com forte predominância do CO2, o NOx,

produto da combustão a altas temperaturas, e o CO, resultado de combustões incompletas. Essas

emissões de GEE’s das termoelétricas seriam preocupantes em função de aspectos relacionados a

mudanças climáticas, tópico amplamente discutido em todos os setores da sociedade. Já os

resultados obtidos para os outros dois poluentes (NOx e CO) são considerados alarmantes por

questão de saúde pública, já que as emissões desse poluentes em grande quantidade pelas

termoelétricas, associada a emissões de outras fontes, pode potencialmente provocar a

deterioração da qualidade do ar em grandes centros urbanos, intensificando problemas

respiratórios e comprometendo a saúde da população.

Ficou evidente também que esses resultados de emissões estão associados ao fato da geração de

energia a partir de termoelétricas ter sido significativamente superior em 2013 se comparado com

anos anteriores. Esse fato esta relacionado a diversos aspectos, dentre eles as condições

hidrológicas desfavoráveis daquele ano, que contribuíram para que 2013 fosse um ano de forte

acionamento das termoelétricas. Entretanto, de acordo com os dados da EPE essa forte geração

termoelétrica não será uma tendência na próxima década, sendo que, conforme apresentado nesse

trabalho, as emissões nos próximo anos tendem a ser menores do que 2013 ou, em casos de

cenários mais críticos, com pequenas variações positivas.

Portanto, nesse trabalho conclui-se que as emissões de termoelétricas a gás natural estão

diretamente associadas ao seu fator de utilização, sendo que anos de forte geração, como o de

2013, são situações atípicas, os quais produzem maiores impactos em termos de poluição

atmosférica. Sendo assim a constante elaboração de inventários de emissões atmosféricas é de

fundamental importância para diagnosticar essas alterações e possibilitar medidas de mitigação

desses impactos.

51

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Energético) - Programa de Pós Graduação em Engenharia – COPPE, Universidade Federal do

Rio de Janeiro – UFRJ , Rio de Janeiro, 2004.

56

ANEXOS

57

ANEXO I

FATORES DE CONVERSÃO – BEN 2013

58

Tabela I.1: Relações entre Unidades

Fonte: BEN, 2013.

59

Tabela I.2: Coeficientes de Equivalência Calórica

Fonte: BEN, 2013.

60

Tabela I.3: Fatores de Conversão para Massa

Fonte: BEN, 2013.

61

Tabela I.4: Fatores de Conversão para Volume

Fonte: BEN, 2013.

62

Tabela I.5: Fatores de Conversão para Energia

Fonte: BEN, 2013.

63

APÊNDICES

64

APÊNDICE A

GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA OBTIDA DO BOLETIM DIÁRIO – DESPACHO

TÉRMICO DO ONS PARA AS TERMOELÉTRICAS ESTUDADAS

65

Tabela A.1: Energia Gerada MWmed – JAN 2013/1

B.L.SOBRINHO C. Combinado 343,63 314,50 346,18 331,19 321,63 334,78 341,64 345,92 348,01 341,11 339,40 338,06 321,94 334,59 331,46 328,20

CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,91 1,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CELSO FURTADO C. Simples 158,96 160,88 161,11 161,05 159,87 158,08 158,02 158,76 163,89 166,46 166,18 166,27 166,97 166,90 166,93 166,00

FER.GASPARIAN C. Simples 543,23 546,20 544,61 544,95 542,59 542,32 538,87 536,04 547,01 545,35 509,09 498,46 512,60 521,34 494,47 432,24

GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 565,54 928,95 978,12 992,36 985,61 819,66 828,49 853,75 980,34 994,27 1.009,26 1.006,75 992,44 994,66 993,17 991,52

JUIZ DE FORA C. Simples 71,39 74,23 76,52 77,00 77,97 79,01 77,00 76,18 69,54 80,18 82,04 81,62 81,38 81,80 81,83 80,87

L.C.PRESTES C. Simples 363,46 363,69 360,87 360,54 359,85 358,95 358,42 236,89 249,44 248,11 257,61 344,58 367,49 365,97 365,60 350,01

MARIO LAGO C. Simples 485,00 785,12 733,08 800,53 798,08 825,89 830,92 823,61 817,71 831,72 837,89 832,48 424,02 828,85 830,36 834,09

NORTE FLUMINENSE C. Combinado 796,04 794,48 793,73 798,96 799,23 798,72 773,28 792,71 794,02 793,83 805,76 802,79 646,47 795,98 797,37 794,57

ROMULO ALMEIDA C. Simples 100,48 102,06 97,58 101,51 96,36 96,56 100,86 101,56 87,63 69,43 97,36 101,32 81,96 73,13 73,82 72,38

TERMOCEARÁ C. Combinado 209,32 201,38 199,88 201,02 198,99 152,36 185,09 193,14 196,61 209,39 209,00 209,42 209,78 208,19 207,76 190,28

SANTA CRUZ C. Combinado 328,70 331,22 335,65 337,25 334,59 330,79 331,49 318,64 331,70 335,07 341,22 339,85 339,20 338,88 337,22 335,16

SEPE TIARAJU C. Combinado 156,56 160,45 160,40 160,42 160,39 160,36 160,44 160,42 160,37 160,38 160,50 160,49 160,44 160,40 160,44 160,39

TERMOCABO C. Simples 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96

U. W.ARJONA C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

U.ARAUCARIA C. Combinado 469,85 301,26 234,04 231,90 227,74 342,07 465,72 465,73 464,77 475,70 475,65 474,86 474,21 469,20 470,93 472,00

U.URUGUAIANA C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

U.CAMACARI C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,26 189,13 203,71 257,40 244,11 255,57 256,16 214,33 194,03 194,50 204,23

U. PERNAMBUCO C. Combinado 510,68 513,05 512,52 498,00 498,00 498,00 509,27 498,00 509,94 509,48 510,23 508,01 506,54 508,20 507,45 511,00

U. FORTALEZA C. Combinado 317,36 317,49 319,90 318,79 318,76 318,14 316,95 317,10 317,16 317,38 317,45 316,72 316,03 317,83 317,20 308,06

JE.SO.PEREIRA C. Combinado 303,14 303,27 303,11 304,07 304,27 303,79 303,71 303,08 302,66 281,80 296,19 302,78 301,46 280,07 297,12 300,25

U. AURELIANO CHAVES C. Simples 217,40 216,38 216,39 216,55 218,50 217,73 216,84 216,63 216,75 216,57 218,31 218,96 218,29 218,54 217,35 216,41

U. CUIABA C. Combinado 487,74 487,48 487,56 488,39 489,00 435,04 485,59 486,76 422,44 351,57 458,62 382,65 316,75 350,22 346,59 396,81

EUZEBIO ROCHA C. Combinado 198,11 204,95 206,83 206,24 201,64 199,66 197,29 194,05 202,47 204,82 205,51 207,98 206,75 205,57 203,44 202,84

TERMONORTE II C. Combinado 123,64 126,32 120,65 120,64 120,68 120,77 146,08 134,65 122,24 123,47 123,85 122,70 122,74 122,58 122,57 122,69

LINHARES C. Simples 196,34 196,33 192,99 169,24 196,19 196,04 192,61 191,14 189,69 196,20 195,76 196,00 194,32 192,09 193,22 191,89

MARANHÃO IV C. Simples - - - - - - - - - - - - - - - -

MARANHÃO V C. Simples - - - - - - - - - - - - - - - -

ENERGIA GERADA (MWmed) - JAN 2013

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 2Usinas

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 3

Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 16

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 13

66

Tabela A.2: Energia Gerada MWmed – JAN 2013/2

B.L.SOBRINHO C. Combinado 336,74 332,99 304,69 315,92 345,29 344,16 343,98 340,71 332,94 332,94 332,94 347,11 344,89 350,79 346,09 249.946,08

CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 66,00

CELSO FURTADO C. Simples 165,89 165,76 166,47 165,67 165,53 167,29 168,10 166,52 163,70 163,14 163,14 166,48 166,89 166,99 166,43 122.263,92

FER.GASPARIAN C. Simples 394,72 394,21 361,04 419,90 480,61 483,72 502,78 472,69 465,59 504,45 504,45 559,85 560,31 560,83 560,19 374.993,04

GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 986,06 992,04 991,47 959,59 1.007,82 1.007,67 1.003,64 995,35 970,57 1.006,55 1.006,55 1.011,97 1.013,13 1.007,00 998,01 716.935,44

JUIZ DE FORA C. Simples 79,79 79,11 79,09 80,91 81,33 81,19 82,28 81,13 80,27 67,40 67,40 82,04 81,87 81,12 80,97 58.427,04

L.C.PRESTES C. Simples 339,73 318,73 359,06 347,09 364,46 365,66 362,17 358,97 360,54 359,24 359,24 360,22 359,99 358,92 365,63 255.627,12

MARIO LAGO C. Simples 827,73 832,02 827,20 810,31 815,46 844,08 845,58 837,65 810,54 788,45 788,45 850,36 829,05 849,21 816,47 592.605,84

NORTE FLUMINENSE C. Combinado 791,64 796,13 794,93 798,65 803,23 806,60 808,49 747,50 662,51 801,79 801,79 773,62 805,17 805,27 797,18 584.938,56

ROMULO ALMEIDA C. Simples 73,16 62,62 72,59 85,96 97,62 100,35 82,49 72,00 71,42 84,72 84,72 84,59 89,08 96,20 77,16 64.528,32

TERMOCEARÁ C. Combinado 207,35 206,46 205,34 206,62 205,20 205,30 205,45 205,00 205,60 179,28 179,28 160,46 158,24 159,65 183,36 145.300,80

SANTA CRUZ C. Combinado 334,19 334,22 333,97 336,15 338,42 340,88 338,84 335,74 329,29 339,06 339,06 340,23 340,36 338,94 334,74 249.617,28

SEPE TIARAJU C. Combinado 160,42 160,37 160,43 160,41 160,42 160,40 160,39 160,22 160,42 160,44 160,44 127,78 160,33 160,42 160,43 118.468,08

TERMOCABO C. Simples 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 36.426,24

U. W.ARJONA C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 112,41 118,32 148,03 148,03 146,05 149,91 148,29 148,34 26.865,12

U.ARAUCARIA C. Combinado 469,98 469,80 471,41 474,52 474,76 475,31 473,58 467,87 463,60 454,39 454,39 473,57 473,88 472,76 469,44 325.317,36


U.CAMACARI C. Simples 254,64 253,97 222,35 170,75 130,38 131,68 132,58 131,27 142,57 208,34 208,34 248,86 255,12 254,59 253,94 125.107,44

U. PERNAMBUCO C. Combinado 506,25 506,20 504,48 503,71 503,86 507,19 505,63 504,96 506,00 505,69 505,69 348,44 249,03 291,65 234,82 355.007,28

U. FORTALEZA C. Combinado 317,11 317,01 319,17 319,66 317,42 317,04 316,60 315,80 316,33 316,66 316,66 316,32 316,39 316,04 315,66 235.828,56

JE.SO.PEREIRA C. Combinado 301,41 300,19 299,18 299,06 299,86 300,62 301,05 301,32 302,07 302,53 302,53 302,92 302,83 300,73 300,82 223.389,36

U. AURELIANO CHAVES C. Simples 216,98 215,45 214,99 215,81 217,66 219,21 218,47 217,32 215,08 214,01 214,01 216,20 216,22 215,29 215,89 161.284,56

U. CUIABA C. Combinado 425,42 455,59 240,61 236,41 218,79 240,64 240,49 208,49 238,99 302,77 302,77 487,49 485,90 485,38 486,24 286.300,56

EUZEBIO ROCHA C. Combinado 201,68 202,78 203,21 204,44 205,30 205,21 205,31 203,54 197,92 204,82 204,82 205,29 205,52 204,34 202,10 151.306,32

TERMONORTE II C. Combinado 122,67 122,28 127,96 124,86 167,81 122,10 120,70 123,47 123,83 121,80 121,80 122,67 122,56 122,64 122,79 93.269,04

LINHARES C. Simples 192,36 195,05 195,77 196,10 195,76 196,29 195,99 194,60 194,37 196,27 196,27 194,39 195,08 191,79 192,82 144.071,04

MARANHÃO IV C. Simples - - - - - - - - - - - - - - - 0,00

MARANHÃO V C. Simples - - - - - - - - - - - - - - - 0,00

Tecnologia de

Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - JAN 2013

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 19Usinas

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 28

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 31

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 17

67

Tabela A.3: Energia Gerada MWmed – FEV 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 984,59 977,35 984,25 1.005,82 1.010,81 998,65 1.003,45 968,35 570,97 571,06 569,23 566,60 707,19 925,57 939,75 977,23






















MARANHÃO IV C. Simples 329,68 330,70


ENERGIA GERADA (MWmed) - FEV 2013

Usinas Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

68

Tabela A.4: Energia Gerada MWmed – FEV 2013/2

B.L.SOBRINHO C. Combinado 330,86 300,68 292,31 289,71 291,78 293,38 282,99 303,22 299,50 298,52 300,04 301,34 210.346,08

CAMPOS C. Simples 0,00 2,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 48,96

CELSO FURTADO C. Simples 166,28 166,51 166,34 163,55 166,81 167,24 167,31 167,39 167,34 167,05 165,90 165,92 111.854,16

FER.GASPARIAN C. Simples 429,41 453,32 468,63 466,88 466,29 469,79 399,57 375,21 371,91 373,66 375,80 367,30 317.868,72

GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 979,54 976,80 985,27 984,70 981,26 982,04 984,21 985,65 977,91 984,93 997,89 1.004,14 614.045,04

JUIZ DE FORA C. Simples 81,09 79,84 79,87 79,73 79,00 79,22 79,78 79,89 79,63 80,11 80,79 81,99 53.217,36

L.C.PRESTES C. Simples 343,43 231,73 185,56 183,08 184,86 202,88 247,74 197,55 247,82 245,35 246,87 250,98 205.548,00

MARIO LAGO C. Simples 784,54 771,75 786,83 779,66 794,60 789,54 818,27 834,45 818,23 823,99 828,21 836,48 534.434,88

NORTE FLUMINENSE C. Combinado 790,68 790,36 775,28 785,37 693,56 762,77 796,76 535,15 526,91 524,56 527,64 531,30 498.069,36

ROMULO ALMEIDA C. Simples 95,23 89,55 94,72 94,52 94,22 93,95 94,72 94,79 79,80 79,68 78,34 0,85 53.959,68

TERMOCEARÁ C. Combinado 184,41 184,39 176,36 184,10 184,19 183,95 184,22 183,10 183,37 182,42 181,46 181,48 117.895,44

SANTA CRUZ C. Combinado 328,30 330,06 329,43 330,63 324,09 320,91 332,11 331,04 330,91 331,71 335,46 337,23 210.198,96

SEPE TIARAJU C. Combinado 160,18 160,40 160,39 160,46 160,38 160,40 160,45 160,32 160,40 160,44 160,38 128,87 105.670,32

TERMOCABO C. Simples 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 32.901,12

U. W.ARJONA C. Simples 144,45 148,66 149,79 148,92 148,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 75.278,40

U.ARAUCARIA C. Combinado 462,37 443,31 447,01 379,11 425,36 471,91 474,54 469,73 466,30 471,43 472,81 473,68 307.331,52

U.URUGUAIANA C. Combinado 161,94 156,91 156,10 160,20 162,73 151,57 106,40 137,36 233,93 237,55 242,25 247,03 100.747,44

U.CAMACARI C. Simples 248,05 257,60 250,04 276,03 317,23 316,15 322,97 326,29 327,88 326,08 322,91 323,46 169.230,00

U. PERNAMBUCO C. Combinado 499,43 500,36 500,27 501,44 499,44 499,46 497,67 497,19 496,31 495,94 168,46 76,60 313.020,72

U. FORTALEZA C. Combinado 318,20 316,65 317,11 314,52 313,45 313,88 314,21 315,59 313,11 313,41 312,90 314,79 211.525,68

JE.SO.PEREIRA C. Combinado 298,32 298,69 298,61 299,12 299,61 300,23 226,03 299,06 299,63 299,50 299,34 298,68 199.136,88

U. AURELIANO CHAVES C. Simples 216,81 216,88 217,62 218,36 218,34 217,84 218,03 217,98 217,61 216,17 215,97 216,35 143.537,76

U. CUIABA C. Combinado 434,14 484,70 462,11 426,25 473,53 391,61 344,20 289,18 348,28 406,52 296,26 433,83 257.652,72

EUZEBIO ROCHA C. Combinado 205,40 204,67 207,18 203,67 203,46 204,70 202,74 203,13 201,76 203,55 205,48 206,53 123.749,28

TERMONORTE II C. Combinado 120,55 120,70 120,68 120,57 120,60 122,42 123,50 131,77 124,86 121,59 120,50 117,83 81.323,04

LINHARES C. Simples 195,55 194,36 195,35 192,06 196,18 195,42 195,74 195,62 191,82 193,72 187,67 187,14 130.498,32

MARANHÃO IV C. Simples 331,55 329,83 328,46 324,91 262,80 320,76 295,68 321,89 325,36 323,01 323,33 322,59 107.293,20

MARANHÃO V C. Simples - - - - - - - - - - - - 0,00


Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - FEV 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

69

Tabela A.5: Energia Gerada MWmed – MAR 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 1.010,47 1.006,06 992,06 981,90 824,99 817,62 830,49 826,56 823,41 820,78 826,20 824,91 821,44 840,19 838,84 834,07






















MARANHÃO IV C. Simples 320,55 309,52 320,10 321,06 323,02 320,95 322,48 314,37 320,00 320,00 316,89 295,65 324,64 321,37 321,29 326,86


ENERGIA GERADA (MWmed) - MAR 2013


Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

70

Tabela A.6: Energia Gerada MWmed – MAR 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 831,73 845,33 847,16 645,47 768,42 838,43 838,32 694,61 832,39 832,38 845,53 840,68 845,33 791,29 750,67 623.225,52












U.URUGUAIANA C. Combinado 249,93 247,59 247,13 167,88 217,00 213,90 237,66 238,51 238,42 239,14 237,87 220,04 0,00 0,00 0,00 149.923,20










MARANHÃO IV C. Simples 206,32 261,90 332,03 328,44 327,25 326,01 322,40 324,49 329,56 319,80 318,76 317,56 247,36 189,88 268,32 228.451,92



Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - MAR 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 31

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 27

71

Tabela A.7: Energia Gerada MWmed – ABR 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 803,04 832,53 866,75 890,82 834,15 878,08 735,30 767,86 768,94 774,29 769,74 758,66 536,25 679,90 935,71 987,64
























ENERGIA GERADA (MWmed) - ABR 2013


Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

72

Tabela A.8: Energia Gerada MWmed – ABR 2013/2

B.L.SOBRINHO C. Combinado 233,09 240,75 243,41 230,25 0,00 216,83 207,40 226,96 305,97 307,87 315,47 344,11 318,61 305,01 165.418,32

CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CELSO FURTADO C. Simples 150,00 150,03 150,01 150,02 150,02 150,03 150,01 150,02 150,01 150,03 150,01 150,00 150,01 150,01 89.448,48

FER.GASPARIAN C. Simples 420,49 421,23 421,76 526,92 438,94 516,21 559,55 559,74 559,72 559,54 559,81 559,66 559,36 557,20 368.675,28

GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 1.002,58 1.008,70 996,23 619,83 619,83 888,09 990,75 991,95 997,53 994,36 991,47 991,52 985,13 904,38 619.248,24

JUIZ DE FORA C. Simples 56,40 55,03 55,71 54,00 0,00 27,53 28,17 29,02 40,81 40,56 52,71 77,18 82,16 82,11 37.486,80

L.C.PRESTES C. Simples 320,45 278,98 283,15 365,71 187,51 185,83 185,94 184,65 184,36 183,21 182,82 183,43 182,99 183,10 206.055,36

MARIO LAGO C. Simples 563,20 620,39 623,46 540,54 0,00 517,17 520,10 547,48 768,99 806,14 758,34 201,22 642,45 838,60 369.584,88

NORTE FLUMINENSE C. Combinado 830,38 830,69 800,40 756,74 751,29 744,10 748,62 755,60 754,90 754,82 758,34 755,71 757,34 758,82 568.373,28

ROMULO ALMEIDA C. Simples 52,74 54,60 55,87 28,34 28,58 45,76 58,52 65,36 76,42 75,21 42,53 53,10 54,24 73,91 36.619,68

TERMOCEARÁ C. Combinado 109,30 93,54 91,42 0,00 0,00 95,42 89,74 94,34 54,61 98,87 131,31 145,79 143,88 144,46 66.574,80

SANTA CRUZ C. Combinado 339,55 341,86 340,05 287,71 183,89 342,97 343,83 315,86 342,32 342,33 341,66 341,85 338,42 336,01 228.247,20

SEPE TIARAJU C. Combinado 137,04 137,02 134,15 0,00 0,00 109,44 137,14 137,17 135,71 160,42 159,68 0,00 116,03 160,32 76.903,92

TERMOCABO C. Simples 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 48,96 35.251,20

U. W.ARJONA C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

U.ARAUCARIA C. Combinado 239,06 238,75 237,80 237,74 238,29 239,17 238,77 238,61 237,43 238,21 400,40 475,33 430,47 470,18 187.692,00

U.URUGUAIANA C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

U.CAMACARI C. Simples 254,82 261,46 260,31 264,25 200,61 259,60 262,14 204,08 200,12 202,46 264,16 264,72 263,02 261,96 203.199,12

U. PERNAMBUCO C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 58.671,84

U. FORTALEZA C. Combinado 316,57 317,74 317,68 319,46 318,29 317,93 319,27 321,07 288,62 318,95 318,32 320,30 258,39 321,16 225.920,88

JE.SO.PEREIRA C. Combinado 155,20 155,28 154,61 155,95 155,54 154,79 154,86 155,14 155,10 156,70 154,79 155,20 154,57 154,50 112.148,16

U. AURELIANO CHAVES C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 22,56 222,62 226,42 226,20 226,59 225,51 225,55 225,53 224,61 105.246,72

U. CUIABA C. Combinado 431,43 439,90 441,74 16,71 0,00 337,76 440,75 441,70 491,78 490,06 443,00 183,23 396,22 490,13 241.859,52

EUZEBIO ROCHA C. Combinado 210,61 210,83 212,03 211,71 211,57 212,36 211,40 210,67 209,69 210,63 210,46 210,20 209,67 206,18 150.325,92

TERMONORTE II C. Combinado 121,57 121,88 123,53 137,13 125,70 121,35 121,87 127,32 123,17 122,76 122,73 122,62 122,67 122,80 89.849,28

LINHARES C. Simples 194,72 195,86 195,80 194,78 190,21 191,24 195,57 195,94 194,75 193,18 194,41 195,38 192,23 193,16 139.284,00

MARANHÃO IV C. Simples 331,91 332,22 331,98 329,31 319,34 305,56 316,92 319,49 319,44 319,48 320,19 320,19 320,19 222,57 217.295,28

MARANHÃO V C. Simples - - - - - - - - - - - - - - 0,00


Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - ABR 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

73

Tabela A.9: Energia Gerada MWmed – MAI 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 984,77 984,77 986,32 985,35 981,96 1.004,19 993,21 1.004,24 980,20 987,81 991,56 1.003,30 993,25 977,49 973,83 959,22
























ENERGIA GERADA (MWmed) - MAI 2013

Verificado

DIA 9Usinas

Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

74

Tabela A.10: Energia Gerada MWmed – MAI 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 981,49 988,16 960,13 999,49 994,22 1.011,66 1.019,19 1.013,78 1.006,37 1.007,62 1.006,49 997,06 992,89 992,51 1.012,37 738.597,60

























Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - MAI 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 31

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

75

Tabela A.11: Energia Gerada MWmed – JUN 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 964,34 942,79 984,98 985,90 979,38 967,13 971,84 969,51 817,86 962,81 991,10 997,68 994,79 991,44 1.002,05 840,85
























ENERGIA GERADA (MWmed) - JUN 2013


Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

Verificado

DIA 9

76

Tabela A.12: Energia Gerada MWmed – JUN 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 899,14 997,89 1.004,52 998,92 985,94 978,14 836,85 815,59 922,86 996,99 981,57 987,00 938,89 959,77 688.044,48























MARANHÃO V C. Simples - - - - - - - - - - - - - - 0,00


Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - JUN 2013

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

Total mensal

(MW)

77

Tabela A.13: Energia Gerada MWmed – JUL 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


























MARANHÃO V C. Simples 0,00 320,00 309,75 325,85 206,48 327,27 326,86 326,90 327,42 327,19 228,19 327,56 327,41 327,50 327,56 168,10

ENERGIA GERADA (MWmed) - JUL 2013

Verificado

DIA 9Usinas

Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

78

Tabela A.14: Energia Gerada MWmed – JUL 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 948,93 933,62 832,30 777,23 535,74 882,73 1.022,27 1.041,42 960,78 959,87 952,26 924,89 943,47 949,61 944,87 647.898,72























MARANHÃO V C. Simples 298,20 326,97 326,80 327,45 326,76 327,19 327,13 327,14 327,32 327,24 327,07 327,18 326,83 326,16 326,36 225.116,16

Usinas

Tecnologi

a de

Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - JUL 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 31

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

79

Tabela A.15: Energia Gerada MWmed – AGO 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 946,32 865,31 989,36 997,57 1.026,28 1.013,91 956,33 985,94 975,59 898,06 685,10 873,75 925,52 948,47 976,60 968,39
























ENERGIA GERADA (MWmed) - AGO 2013

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16Usinas

Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

80

Tabela A.16: Energia Gerada MWmed – AGO 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 1.022,54 1.028,37 1.022,05 1.018,12 1.016,00 1.001,61 992,22 938,19 605,55 793,86 818,07 962,07 962,19 929,87 1.010,97 699.700,32

























Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - AGO 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 31

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 21

81

Tabela A.17: Energia Gerada MWmed – SET 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 1.000,06 981,59 977,59 1.003,69 1.010,08 1.011,43 1.009,61 1.011,43 1.003,24 1.000,39 996,70 999,78 994,26 988,95 982,48 975,94
























ENERGIA GERADA (MWmed) - SET 2013

Verificado

DIA 16

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15Usinas

Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

82

Tabela A.18: Energia Gerada MWmed – SET 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 984,34 1.004,21 1.007,14 816,97 722,23 747,81 980,89 1.001,81 1.010,94 1.008,80 1.011,76 1.003,47 1.005,06 993,00 701.895,60




















TERMONORTE II C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



MARANHÃO V C. Simples 322,17 323,22 320,37 322,29 323,04 324,55 322,67 320,43 325,77 325,26 326,82 325,77 320,57 324,41 232.786,56


Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - SET 2013

Total mensal

(MW)

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

83

Tabela A.19: Energia Gerada MWmed – OUT 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























ENERGIA GERADA (MWmed) - OUT2013

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16Usinas

Tecnologia de

Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

84

Tabela A.20: Energia Gerada MWmed – OUT 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























ENERGIA GERADA (MWmed) - OUT 2013

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 31

Total mensal

(MW)Usinas

Tecnologia de

Geração

85

Tabela A.21: Energia Gerada MWmed – NOV 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























ENERGIA GERADA (MWmed) - NOV 2013


Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

86

Tabela A.22: Energia Gerada MWmed – NOV 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 585,16 682,19 731,52 725,09 719,85 735,03 747,54 745,31 745,60 736,39 710,83 699,21 699,51 399,19 501.473,52










U. W.ARJONA C. Simples 149,70 148,18 145,24 150,83 151,56 151,38 152,33 150,04 148,25 147,37 143,37 144,50 144,58 149,49 81.031,20



U.CAMACARI C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 612,72





U. CUIABA C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00





MARANHÃO V C. Simples 334,94 328,51 328,13 328,66 329,69 334,12 336,23 337,16 331,33 331,06 333,28 335,84 333,79 331,69 234.007,20


Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) -NOV 2013

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Total mensal

(MW)

87

Tabela A.23: Energia Gerada MWmed – DEZ 2013/1


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























ENERGIA GERADA (MWmed) - DEZ 2013


Geração

Verificado

DIA 1

Verificado

DIA 2

Verificado

DIA 3

Verificado

DIA 4

Verificado

DIA 5

Verificado

DIA 6

Verificado

DIA 7

Verificado

DIA 13

Verificado

DIA 14

Verificado

DIA 15

Verificado

DIA 16

Verificado

DIA 8

Verificado

DIA 9

Verificado

DIA 10

Verificado

DIA 11

Verificado

DIA 12

88

Tabela A.24: Energia Gerada MWmed – DEZ 2013/2


CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00













U. W.ARJONA C. Simples 146,83 146,50 145,69 145,11 147,68 151,56 150,48 149,26 145,76 144,04 142,86 145,87 147,31 148,29 141,04 109.049,04















Geração

ENERGIA GERADA (MWmed) - DEZ 2013

Verificado

DIA 21

Verificado

DIA 22

Verificado

DIA 23

Verificado

DIA 24

Verificado

DIA 17

Verificado

DIA 18

Verificado

DIA 19

Verificado

DIA 20

Verificado

DIA 25

Verificado

DIA 26

Verificado

DIA 27

Verificado

DIA 28

Verificado

DIA 29

Verificado

DIA 30

Verificado

DIA 31

Total mensal

(MW)

89

APÊNDICE B

RESULTADOS MENSAIS DAS EMISSÕES ATMOSFÉICAS PARA AS

TERMOELÉTRICAS ESTUDADAS

90

Tabela B.1: Emissões atmosfércas por usina (t) – JAN 2013

Inj. àgua Dry Low Inj. àgua Dry Low

B.L.SOBRINHO C. Combinado 93,22 70,99 2,44 4,73 21,51 10,76 78.877,14 2,15 6,17

CAMPOS C. Simples 0,04 0,03 0,00 0,00 0,01 0,00 31,24 0,00 0,00

CELSO FURTADO C. Simples 68,40 52,09 1,79 3,47 15,78 7,89 57.875,45 1,58 4,52

FER.GASPARIAN C. Simples 209,78 159,76 5,49 10,65 48,41 24,21 177.508,55 4,84 13,88

GOV.L.BRIZOLA C. Combinado 267,38 203,62 6,99 13,57 61,70 30,85 226.248,06 6,17 17,69

JUIZ DE FORA C. Simples 32,69 24,89 0,85 1,66 7,54 3,77 27.657,31 0,75 2,16

L.C.PRESTES C. Simples 143,01 108,90 3,74 7,26 33,00 16,50 121.004,91 3,30 9,46

MARIO LAGO C. Simples 331,52 252,47 8,67 16,83 76,51 38,25 280.518,82 7,65 21,93

NORTE FLUMINENSE C. Combinado 218,16 166,13 5,71 11,08 50,34 25,17 184.592,93 5,03 14,43

ROMULO ALMEIDA C. Simples 36,10 27,49 0,94 1,83 8,33 4,17 30.545,44 0,83 2,39

TERMOCEARÁ C. Combinado 54,19 41,27 1,42 2,75 12,51 6,25 45.853,54 1,25 3,58

SANTA CRUZ C. Combinado 93,10 70,90 2,43 4,73 21,48 10,74 78.773,38 2,15 6,16

SEPE TIARAJU C. Combinado 44,18 33,65 1,16 2,24 10,20 5,10 37.385,76 1,02 2,92

TERMOCABO C. Simples 20,38 15,52 0,53 1,03 4,70 2,35 17.242,90 0,47 1,35

U. W.ARJONA C. Simples 15,03 11,45 0,39 0,76 3,47 1,73 12.717,01 0,35 0,99

U.ARAUCARIA C. Combinado 121,33 92,40 3,17 6,16 28,00 14,00 102.662,55 2,80 8,03

U.URUGUAIANA C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

U.CAMACARI C. Simples 69,99 53,30 1,83 3,55 16,15 8,08 59.221,47 1,62 4,63

U. PERNAMBUCO C. Combinado 132,40 100,83 3,46 6,72 30,55 15,28 112.032,00 3,06 8,76

U. FORTALEZA C. Combinado 87,95 66,98 2,30 4,47 20,30 10,15 74.421,98 2,03 5,82

JE.SO.PEREIRA C. Combinado 83,31 63,45 2,18 4,23 19,23 9,61 70.496,46 1,92 5,51

U. AURELIANO CHAVES C. Simples 90,23 68,71 2,36 4,58 20,82 10,41 76.346,45 2,08 5,97

U. CUIABA C. Combinado 106,78 81,31 2,79 5,42 24,64 12,32 90.349,76 2,46 7,06

EUZEBIO ROCHA C. Combinado 56,43 42,97 1,48 2,86 13,02 6,51 47.748,74 1,30 3,73

TERMONORTE II C. Combinado 34,79 26,49 0,91 1,77 8,03 4,01 29.433,53 0,80 2,30

LINHARES C. Simples 80,60 61,38 2,11 4,09 18,60 9,30 68.198,18 1,86 5,33

MARANHÃO IV C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

MARANHÃO V C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.490,97 1.896,97 65,15 126,46 574,84 287,42 2.107.743,57 57,48 164,79TOTAL MENSAL

Emissões (t/mes)

NOx COSOx MP10 CO2 N2O CH4


Geração

91

Tabela B.2: Emissões atmosfércas por usina (t) – FEV 2013



CAMPOS C. Simples 0,03 0,02 0,00 0,00 0,01 0,00 23,18 0,00 0,00















U.URUGUAIANA C. Combinado 37,57 28,61 0,98 1,91 8,67 4,34 31.793,54 0,87 2,49










MARANHÃO IV C. Simples 60,02 45,71 1,57 3,05 13,85 6,93 50.788,84 1,39 3,97


2.332,54 1.776,32 61,00 118,42 538,28 269,14 1.973.685,07 53,83 154,31

Emissões EPA (t/mes)

CO2 N2O CH4NOx

SOx MP10COUsinas

Tecnologia de

Geração

TOTAL MENSAL

92

Tabela B.3: Emissões atmosfércas por usina (t) – MAR 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00













U. W.ARJONA C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


U.URUGUAIANA C. Combinado 55,91 42,58 1,46 2,84 12,90 6,45 47.312,26 1,29 3,70












2.364,32 1.800,52 61,84 120,03 545,61 272,81 2.000.576,37 54,56 156,41


Geração

TOTAL MENSAL

CH4


NOxSOx MP10

COCO2 N2O

93

Tabela B.4: Emissões atmosfércas por usina (t) – ABR 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























2.052,54 1.563,09 53,68 104,21 473,66 236,83 1.736.761,27 47,37 135,78


Geração

TOTAL MENSAL

MP10 CO2 N2O CH4


NOx COSOx

94

Tabela B.5: Emissões atmosfércas por usina (t) – MAI 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























2.491,49 1.897,36 65,16 126,49 574,96 287,48 2.108.180,21 57,50 164,82


Geração

TOTAL MENSAL


NOxSOx MP10

COCO2 N2O CH4

95

Tabela B.6: Emissões atmosfércas por usina (t) – JUN 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























2.125,06 1.618,31 55,58 107,89 490,40 245,20 1.798.125,31 49,04 140,58

Tecnologia de

Geração

TOTAL MENSAL


NOxCH4SOx MP10

COCO2 N2O

Usinas

96

Tabela B.7: Emissões atmosfércas por usina (t) – JUL 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


























MARANHÃO V C. Simples 125,94 95,91 3,29 6,39 29,06 14,53 106.562,10 2,91 8,33

1.993,89 1.518,43 52,15 101,23 460,13 230,06 1.687.139,60 46,01 131,90


Geração

TOTAL MENSAL


NOxSOx MP10

COCO2 N2O CH4

97

Tabela B.8: Emissões atmosfércas por usina (t) – AGO 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00











SEPE TIARAJU C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00





U.CAMACARI C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00







TERMONORTE II C. Combinado 0,85 0,65 0,02 0,04 0,20 0,10 721,48 0,02 0,06




2.100,44 1.599,56 54,93 106,64 484,72 242,36 1.777.291,30 48,47 138,95


Geração

TOTAL MENSAL

MP10


COCO2 N2O CH4SOx

NOx

98

Tabela B.9: Emissões atmosfércas por usina (t) – SET 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00























TERMONORTE II C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




1.850,45 1.409,19 48,40 93,95 427,03 213,51 1.565.764,51 42,70 122,41TOTAL MENSAL

N2O CH4NOx

SOxCOUsinas

Tecnologia de

Geração MP10


CO2

99

Tabela B.10: Emissões atmosfércas por usina (t) – OUT 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00














U.ARAUCARIA C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00







U. CUIABA C. Combinado 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00






1.762,46 1.342,18 46,10 89,48 406,72 203,36 1.491.308,87 40,67 116,59


Geração

TOTAL MENSAL


COCO2 N2O CH4

NOxSOx MP10

100

Tabela B.11: Emissões atmosfércas por usina (t) – NOV 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00














U.ARAUCARIA C. Combinado 0,41 0,31 0,01 0,02 0,09 0,05 348,17 0,01 0,03













1.860,06 1.416,51 48,65 94,43 429,24 214,62 1.573.897,04 42,92 123,05

SOx MP10Usinas

Tecnologia de

Geração

TOTAL MENSAL


COCO2 N2O CH4

NOx

101

Tabela B.12: Emissões atmosfércas por usina (t) – DEZ 2013



CAMPOS C. Simples 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



























1.782,79 1.357,66 46,63 90,51 411,41 205,71 1.508.510,65 41,14 117,94


Geração

TOTAL MENSAL


CO2 N2O CH4NOx

SOx MP10CO

102

APÊNDICE C

PLANILHA RESUMO DAS EMISSÕES ATMOSFÉRICAS DAS TERMOELÉTRICAS A

GÁS NATURAL ESTUDADAS NO ANO DE 2013

103

Tabela C.1: Resumo das emissões Atmosférica em 2013 (t)

Mês Geração (GW)

Emissões USINAS GN EPA (t) - 2013

CO2 NOx CO

CH4 MP SOx N2O Inj. àgua Dry Low Inj. àgua Dry Low

jan/13 5.697,89 2.107.743,57 2.490,97 1.896,97 574,84 287,42 164,79 126,46 65,15 57,48

fev/13 5.286,38 1.973.685,07 2.332,54 1.776,32 538,28 269,14 154,31 118,42 61,00 53,83

mar/13 5.331,25 2.000.576,37 2.364,32 1.800,52 545,61 272,81 156,41 120,03 61,84 54,56

abr/13 4.599,38 1.736.761,27 2.052,54 1.563,09 473,66 236,83 135,78 104,21 53,68 47,37

mai/13 5.610,44 2.108.180,21 2.491,49 1.897,36 574,96 287,48 164,82 126,49 65,16 57,50

jun/13 4.807,72 1.798.125,31 2.125,06 1.618,31 490,40 245,20 140,58 107,89 55,58 49,04

jul/13 4.520,74 1.687.139,60 1.993,89 1.518,43 460,13 230,06 131,90 101,23 52,15 46,01

ago/13 4.745,08 1.777.291,30 2.100,44 1.599,56 484,72 242,36 138,95 106,64 54,93 48,47

set/13 4.177,11 1.565.764,51 1.850,45 1.409,19 427,03 213,51 122,41 93,95 48,40 42,70

out/13 3.682,04 1.491.308,87 1.762,46 1.342,18 406,72 203,36 116,59 89,48 46,10 40,67

nov/13 4.120,08 1.573.897,04 1.860,06 1.416,51 429,24 214,62 123,05 94,43 48,65 42,92

dez/13 4.018,15 1.508.510,65 1.782,79 1.357,66 411,41 205,71 117,94 90,51 46,63 41,14

Total Anual 56.596,27 21.328.983,76 25.206,98 19.196,09 5.817,00 2.908,50 1.667,54 1.279,74 659,26 581,70

Total Anual (Gg) 56.596,27 21.328,98 25,21 19,20 5,82 2,91 1,67 1,28 0,66 0,58

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