avaliaÇÃo dos aspectos ambientais da geraÇÃo de ... · gerenciamento e tecnologias ambientais...
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LEILA BURGOS DE CARVALHO MOREIRA
AVALIAÇÃO DOS ASPECTOS AMBIENTAIS DA GERAÇÃO DE ENERGIA ATRAVÉS DE TERMOELÉTRICAS A GÁS NATURAL
Dissertação apresentada ao Mestrado Profissional em Gerenciamento e Tecnologias Ambientais no Processo Produtivo – Ênfase em Produção Limpa, Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para a obtenção do grau de Mestre.
Orientador: Prof. Dr. Ednildo Andrade Torres
Salvador 2005
M838 Moreira, Leila Burgos de Carvalho Avaliação dos aspectos ambientais da geração de energia
através de termoelétricas a gás natural. / Leila Burgos de Carvalho Moreira. – Salvador, 2005.
190 p.
Orientador: Dr. Ednildo Andrade Torres Dissertação (Mestrado em Gerenciamento e Tecnologias
Ambientais no Processo Produtivo). – Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica, 2005.
1. Gás natural. 2. Recursos energéticos. 3. Energia –
Aspectos ambientais. I.Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica II.Torres, Ednildo Andrade. III.Título.
CDD 665.7
DEDICATÓRIA
Ao meu marido Emanuel, pelo amor, carinho e companheirismo sempre demonstrados.
AGRADECIMENTOS
Ao Professor Ednildo Torres, pelo esforço conjunto e pelas palavras de otimismo na certeza do nosso sucesso. Aos professores Carlos Antonio Cabral, Electo Eduardo Silva Lora e Jailson Bittencourt de Andrade pelas contribuições para o enriquecimento deste trabalho. Aos meus pais que com seus exemplos de vida me ensinaram o caminho a trilhar. Aos meus sogros pelo carinho e apoio sempre demonstrados. A minha querida amiga Romélia pelas nossas longas conversas que sempre me trouxeram calma, segurança, confiança e vontade de continuar a lutar pelos meus objetivos. A Hendrik, Hannah, Henning, Maria Eduarda e João Guilherme, meus queridos sobrinhos, pela sua existência que me dá inspiração em tudo que faço na vida. Aos meus queridos amigos e colegas do CRA, Luciano Cunha, Aline França, Roberto Peixinho, Valéria Lyrio, Jefferson Jean, Tereza Lisboa, César Gil, Fábio Régis, pela amizade, carinho, respeito, afinidade, alegria e companheirismo. Ao Centro de Tecnologias Limpas – Teclim da UFBA, pela infra-estrutura, pela simpatia dos professores e funcionários, e em especial a Mariano pelo grande apoio aos alunos do curso e pelo seu carisma que conquista a todos. Ao CRA pela oportunidade de fazer esse curso e aperfeiçoar-me pessoal e profissionalmente.
A necessidade do ilógico – “Entre as coisas que podem levar um pensador ao desespero está o conhecimento de que o ilógico é necessário aos homens e que do ilógico nasce muita coisa boa. Ele se acha tão firmemente alojado nas paixões, na linguagem, na arte, na religião, em tudo que empresta valor à vida, que não podemos extraí-lo sem danificar irremediavelmente essas belas coisas. Apenas os homens muito ingênuos podem acreditar que a natureza humana pode ser transformada numa natureza puramente lógica. Mas, se houvesse graus de aproximação a essa meta, o que não se haveria de perder nesse caminho! Mesmo o homem mais racional precisa, de tempos em tempos, novamente da natureza, isto é, de sua ilógica relação fundamental com todas as coisas.
Friedrich Nietzsche
Resumo
O Brasil, assim como o resto do mundo, enfrenta uma crise energética aonde fontes
alternativas vêm sendo estudadas e testadas a fim de suprir a demanda projetada para o atual
milênio. O gás natural vem sendo utilizado em vários países industrializados e no Brasil
prevê-se uma expansão de seu consumo, provocando consequentemente mudanças na sua
matriz energética, onde atualmente predomina a matriz hidráulica.
Deste modo, o Brasil passa por uma fase de transição na questão energética, que envolve
decisões estratégicas, devendo buscar a conciliação da necessidade de desenvolvimento
tecnológico e econômico com a manutenção de uma adequada qualidade ambiental, essencial
para uma boa qualidade de vida da população.
As mudanças da matriz energética brasileira - com as privatizações e a introdução do gás
natural, em grande escala - alteram os investimentos em pesquisa e desenvolvimento, bem
como os impactos ambientais decorrentes da produção de energia elétrica e do consumo de
combustíveis.
Tendo em vista o contexto atual em que vivemos, da busca de novas alternativas para a
geração de energia e a crescente inserção do gás natural na matriz brasileira - visto por alguns
como o combustível deste século e por outros como um retrocesso para a nossa matriz
energética - esta dissertação busca avaliar os aspectos ambientais e regulatórios envolvidos na
geração de energia ao se utilizar como combustível o gás natural, identificar soluções para a
minimização dos impactos, comparar com outros sistemas de geração de energia, apontando
as suas vantagens e desvantagens e analisar as perspectivas dessa nova forma de geração de
energia no Brasil e em outros países. Adicionalmente serão estudadas as tendências mundiais
na busca de novas alternativas tecnológicas para a geração de energia.
O presente trabalho estabelece uma visão crítica destes sistemas de geração de energia elétrica
e do gás natural como combustível. E também alerta a todos da necessidade de atualização da
legislação ambiental brasileira, que deverá obrigatoriamente contemplar os impactos
ambientais decorrentes destes empreendimentos, para que a atuação dos órgãos ambientais se
dê de forma mais eficiente e atualizada.
Palavras Chave - Gás Natural; Meio ambiente; Termoelétricas, Energia.
Abstract Brazil, as well as the rest of the world, is facing an energy crisis, so alternative sources have
been studied and tested to supply the demand forecasted to the current millenium. Natural gas
has been used in many industrialized countries and an expansion in its consumption is
projected in Brazil, consequently resulting in changes to its energy matrix, currently prevailed
by hydraulic sources.
Thus, energy in Brazil is on a transition phase, involving strategic decisions that shall
conciliate economic and technologic development needs with the maintenance of an adequate
enviromental quality, which is essential to its people life quality.
Changes in Brazilian energy matrix – public companies being privatized in addition to natural
gas large scale use – have modified R&D investments and environmental impacts due to
eletricity generation and fuel consumption.
Given our current context of new alternatives searching for energy generation and growth of
natural gas insertion to Brazilian matrix – considered the “century fuel” by some specialists
and a retrocession in our energy matrix by others – this dissertation intends to evaluate the
regulatory and environmental aspects involved in using natural gas for energy generation,
identify solutions to minimize the impacts, compare with other energy generation systems –
showing advantages and disadvantages – and analyze the perspectives for this new type of
energy generation in Brazil and in other countries. Additionally, the global trends in new
technology alternatives for energy generation will be studied.
This dissertation establishes a critical vision of this energy generation systems and of the
natural gas as a fuel. And warns about the requirement to actualize the brazilian environmental
legislation, resulting in a better and more efficient atuation of the enviromental governement
agencies.
Keywords Natural Gas, Environment, Power Plants, Energy.
LISTA DE SIGLAS UTILIZADAS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica ANP – Agência Nacional de Petróleo
CCPS - Usinas termoelétricas de ciclo combinado (Combined Cycle Power Stations)
CEPRAM – Conselho Estadual de Meio Ambiente / BA
CETESB – Companhia de Tecnologia de Saneamento Básico – Órgão ambiental do Estado
de São Paulo
CETREL – CETREL S/A - Empresa de Proteção Ambiental
CHP – Cogeração (Combined Heat and Power)
CNPq – Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico
CONAMA – Conselho Nacional de Meio Ambiente
COPAM – Conselho Estadual de Política Ambiental / MG
CRA – Centro de Recursos Ambientais
DOE – U.S. - Departamento de Energia dos Estados Unidos
EIA – Estudo de Impacto Ambiental
EMBRAPA – Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária
EPA-EUA – Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos
EVTE - Estudo de Viabilidade Técnico-Econômico
FEAM – Fundação Estadual de Meio Ambiente / MG
GASAN – Gasoduto Santos
GASBEL – Gasoduto Rio-Belo Horizonte
GASBOL – Gasoduto Bolívia/Brasil
GEE – Gases de efeito estufa
GLP – Gás Liquefeito de Petróleo
GN – Gás natural
GNL – Gás Natural Liquefeito
GNV – Gás Natural Veicular
GTL - Tecnologia que produz derivados de petróleo sintéticos, mais especificamente uma gasolina sintética feita a partir de gases derivados do petróleo ou gás natural. O GTL é obtido tanto do gás natural quanto de gases derivados de petróleo, que se transformam em líquido ao serem submetidos a processos químicos. HC – Hidrocarbonetos
HDT – Hidrotratamento
HRSG - Caldeira de recuperação de calor (Heat Recovery Steam Generator)
IAP – Instituto Ambiental do Paraná
IBAMA – Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
LGN - Líquidos de Gás Natural. Hidrocarbonetos de alto valor comercial, que podem ser extraídos do gás natural produzido, na forma líquida. Inclui etano, GLP e pentanos, além de alguns hidrocarbonetos mais pesados, como a gasolina. LI – Licença de Implantação
LL – Licença de Localização
LO – Licença de Operação
MDL – Mecanismo de Desenvolvimento Limpo - O Mecanismo de Desenvolvimento Limpo é um instrumento de incentivo financeiro para o abatimento da emissão e seqüestro de gases estufa (principalmente CO2), desenvolvido no âmbito do Protocolo de Kyoto. Apesar de ainda estar sendo regulamentado, o MDL já está sendo aplicado em projetos-piloto em países em desenvolvimento, como o Brasil. Em breve, entretanto, o MDL será uma excelente oportunidade de captação de investimentos externos, viabilizando projetos ambientalmente sustentáveis, com benefícios econômicos e sociais imediatos, como aumento do emprego e da renda familiar. MME – Ministério de Minas e Energia
MP – Material Particulado
ONG – Organização Não Governamental
PAE – Plano de Ação de Emergência
PCR – Plano de Comunicação de Riscos
PGR – Programa de Gerenciamento de Riscos
PNQA - Padrões Nacionais de Qualidade do Ar
PPT – Programa Prioritário de Termoeletricidade RPBC – Refinaria Presidente Bernardes de Cubatão
REGAP – Refinaria Gabriel Passos
REPAR – Refinaria Presidente Getúlio Vargas
REPLAN – Refinaria de Paulínia
RIMA – Relatório de Impacto Ambiental
SINDIPETRO – Sindicato dos Petroleiros
SISNAMA – Sistema Nacional de Meio Ambiente
TEP – Tonelada Equivalente de Petróleo TOC – Composto orgânicos totais
UCR – Unidade de Coqueamento Retardado
UHE – Usina hidrelétrica
UnB – Universidade de Brasília
UPGN – Unidade de Processamento de gás natural
UTE – Usina termoelétrica
VOC – Compostos orgânicos voláteis
LISTA DE TABELAS
Tabela 01 - Composições típicas do gás natural 30 Tabela 02 – Gás natural X Outros gases disponíveis no mercado 32 Tabela 03 - Queima e ventilação de gás natural no mundo 38 Tabela 04 - Produção de gás natural, segundo regiões geográficas, países e blocos econômicos (bilhões m3) – 2002 41 Tabela 05 - Reserva provadas de gás natural, segundo regiões geográficas, países e blocos econômicos (trilhões m3) – 2002 41 Tabela 06 – Evolução do consumo de gás natural no Brasil 43 Tabela 07 - Balanço do Gás Natural no Brasil (milhões m3) – 2002 43 Tabela 08 – Situação atual e expansão da capacidade instalada de geração de energia por tipo (GW) 46 Tabela 09 – Parâmetros técnicos-econômicos de diferentes centrais termoelétricas 57 Tabela 10 – Evolução da Cogeração 60 Tabela 11 – Descrição dos fluidos, temperaturas e vazões mássicas, referentes à Figura 07 63 Tabela 12 – Descrição das correntes, temperaturas e vazões mássicas, referentes à Figura 08 65 Tabela 13 – Características das partículas 72 Tabela 14 – Fatores de emissão de particulados para alguns processos de emissão 73 Tabela 15 – Fatores de emissão de SO2 para diferentes processos 75 Tabela 16 – Fatores de emissão de NOX para diferentes processos 77 Tabela 17 – Classificação dos métodos de controle das emissões de óxidos de nitrogênio 81 Tabela 18 – Abatimento de NOX – Valores em % 85 Tabela 19 - Ação das emissões de combustíveis fósseis sobre a saúde 91 Tabela 20- Efeitos e sintomas do monóxido de carbono em pessoas de acordo com a concentração e tempo de exposição 96 Tabela 21– Custos dos sistemas de resfriamento 109 Tabela 22 – Atividade de uma central termoelétrica de 470 MWE 113 Tabela 23 - Emissões Atmosféricas - Central Termoelétrica 1.000 MWe - Segundo o tipo de combustível utilizado 113 Tabela 24 – Fatores típicos de emissões de tecnologias de geração termoelétrica 114 Tabela 25 – Legislação americana X Portaria N.º 231/76 121 Tabela 26 - Padrões de Qualidade do ar estabelecidos pela “Environmental Protection Agency- EPA” dos EUA e pelo Banco Mundial. 124 Tabela 27 - Padrões de qualidade do ar da Organização Mundial da Saúde 125 Tabela 28 - Padrões Nacionais de Qualidade do Ar segundo a Resolução CONAMA N.º 03/90 127 Tabela 29 - Padrões de Emissão de Poluentes do Ar em Fontes Fixas - Resolução CONAMA N.º 008/1990 130 Tabela 30– Padrões de emissão para a geração de calor ou energia em Caldeiras e Fornos utilizando combustível gasoso 132 Tabela 31 – Padrões de emissão para Turbinas a gás 132 Tabela 32 - Padrões de Emissão para Usinas Termoelétricas estabelecidos pelo Banco Mundial 134 Tabela 33 – Padrões de emissão para centrais termoelétricas da Comunidade Européia 135 Tabela 34 – Padrões de emissão para novas unidades termoelétricas vigentes na Áustria, no Japão e nos Estados Unidos (EUA) 135 Tabela 35 – Padrões de emissão para unidades termoelétricas existentes vigentes na Áustria, no Japão e nos Estados Unidos (EUA) 136 Tabela 36- Tendências Globais no Consumo de Energia, 1990-2000 181
LISTA DE FIGURAS
Figura 01 - Reservatório produtor de óleo e gás associado 29
Figura 02- Reservatório produtor de gás não-associado 30
Figura 03 - Distribuição percentual das reservas de gás natural no Brasil, segundo Unidades da Federação 42
Figura 04 – Consumo de gás natural por setores no Brasil 44
Figura 05 - Turbina a Gás em Ciclo aberto 54
Figura 06 - Ciclo combinado com turbina a gás e turbina a vapor 56
Figura 07 – Planta de Cogeração – Shopping Center Iguatemi 62
Figura 08 - Unidade de Cogeração instalada no Complexo Petroquímico de Camaçari 64
Figura 09 - Emissões atmosféricas relacionadas a diferentes tecnologias 88
Figura 10 – Comportamento qualitativo entre as emissões de NOX, CO e Hidrocarbonetos não queimados (UHC) 90
SUMÁRIO
Capítulo – 1 – Introdução 17
1.1 – Objetivos 18
1.2 – Aspectos Metodológicos 19
1.3 – Estrutura do trabalho 19
Capítulo – 2 - Energia e meio ambiente 21
Capítulo 3 – Gás natural 29
3.1 – Definição, características e propriedades 29
3.2 – Sistemas de suprimento 33
3.3 – Principais aplicações 35
3.4 – Aspectos de segurança 35
3.5 - Fontes não convencionais de gás natural 36
3.6 - Queima de gás natural associado 37
3.7 - Participação do gás natural na matriz energética mundial e nacional 40
Capítulo 4 – A termoeletricidade na matriz energética brasileira 45
4.1 – Introdução 45
4.2 - Programa Prioritário de Termoeletricidade - PPT 48
4.3 - Plano Decenal da Eletrobrás 2000/2009 49
Capítulo 5 – Tecnologias de geração termoelétrica 51
5.1 – Introdução 51
5.2 – Ciclo a Vapor Rankine 52
5.2.1 – Turbinas a vapor 53
5.3 – Ciclo Brayton - Turbinas a gás 53
5.4 – Ciclos Combinados 55
5.5 – Cogeração 58
5.6 – Exemplos de usinas termoelétricas existentes no estado da Bahia 60
Capítulo 6 - Aspectos ambientais relacionados a plantas de geração termoelétrica 69 6.1 – Introdução 69
6.2 – Emissões atmosféricas 70
15
6.2.1 – Material particulado 71
6.2.2 – Óxidos de enxofre 75
6.2.3 – Óxidos de nitrogênio 76
6.2.3.1 – Redução de emissões de óxidos de nitrogênio 80
6.2.4 – Monóxido de carbono 86
6.2.5 – Dióxido de carbono 87
6.2.6 – Hidrocarbonetos não queimados 89
6.3 – Efeitos ambientais das emissões atmosféricas 91
6.3.1 – Material particulado 92
6.3.2 – Óxidos de enxofre 92
6.3.3 – Óxidos de nitrogênio 94
6.2.4 – Monóxido de carbono 95
6.3.5 – Dióxido de carbono 96
6.3.6 – Hidrocarbonetos não queimados 97
6.4 – Efluentes líquidos 97
6.5 – Efeitos ambientais dos efluentes líquidos 100
6.6 – Resíduos sólidos 103
6.7 – Efeitos ambientais dos resíduos sólidos 104
6.8 – Efeitos sonoros relacionados a termoelétricas 105
6.9 – O consumo de água em termoelétricas 105
6.10 – Exemplos de riscos associados a termoelétricas 109
6.10 - Comentários sobre os aspectos ambientais envolvidos na geração de energia através de termoelétricas a gás natural 111
Capítulo 7 – Termoelétricas X Licenciamento ambiental 115
7.1 – Introdução 115
7.2 - Legislação ambiental aplicável a usinas termoelétricas 118
7.3 - A Legislação ambiental brasileira no controle da poluição atmosférica 121
7.4 – Críticas e comentários quanto ao licenciamento ambiental de termoelétricas e a aspectos referentes à legislação 138
7.5 – Críticas e comentários quanto a qualidade dos EIAS/RIMAs de empreendimentos termoelétricos de grande porte e a condução dos seus respectivos licenciamentos ambientais 142
16
Capítulo 8 –– Estudo de Caso – Licenciamento Ambiental de Central de Cogeração localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari 149
8.1 – Introdução 149
8.2 – Licença de Localização 150
8.3 – Licença de Implantação 152
8.4 – Licença de Operação 154
8.5 – Comentários e conclusões 161
Capítulo 9 – Conclusões e propostas 163
ANEXO A – Perspectivas futuras para a geração de energia 168
A.1 – Introdução 168
A.2 – Biogás 169
A.3 – Biodisel 170
A.4 – Energia Nuclear 170
A.5 – A Economia do Hidrogênio 171
A.6 – Nanotecnologia 175
A.7 – Microenergia (Geração distribuída) 176
A.8 – Estratégias para o Século XXI 179
A.9 – Conclusões 182
Referências 183
17
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
A partir da década de 80 (final do século XX), houve uma ampla transformação no paradigma
tecnológico da geração elétrica mundial, notadamente nos países que não dispunham de
grande potencial hidrelétrico. A geração elétrica destas nações dependia fundamentalmente de
centrais nucleares ou termoelétricas, complementadas ainda por unidades a gás natural para
atender as demandas de pico. No entanto, as unidades de geração a gás natural começaram a
ter um papel cada vez mais importante. Grandes centrais elétricas alimentadas por gás natural
começaram a ser construídas para operação na base, visando principalmente adaptar o setor
elétrico a regulamentações ambientais cada vez mais rigorosas e que impuseram sérias
restrições ao uso do óleo combustível, do diesel e do carvão. (RIFKIN, 2003)
No Brasil, o desenvolvimento do setor elétrico foi influenciado decisivamente pelas
dimensões continentais do país e pelo enorme potencial hidrelétrico de suas bacias
hidrográficas, compostas por centenas de rios caudalosos e perenes.
Graças aos recursos naturais existentes, grande parte de nossa capacidade de geração depende
fundamentalmente de água das chuvas e da força da gravidade que produzem uma energia
vista como barata, renovável e não poluente.
Desde a implantação efetiva da base energética nacional, a partir da década de 70, a
termoeletricidade foi inserida na nossa matriz energética de forma secundária. Devido aos
recursos naturais abundantes e aos custos relativos inferiores, a opção hidrelétrica sempre foi
preponderante. (ABDALAD, 1999)
18
No decorrer do desenvolvimento do parque hidrelétrico nacional, as termoelétricas tiveram o
papel de complementação, permitindo a operação das hidrelétricas de forma mais arrojada,
sendo acionadas somente em períodos secos para possibilitar a recarga das reservas hídricas.
Atualmente o Brasil, assim como o resto do mundo, enfrenta uma crise energética em que
fontes alternativas vêm sendo estudadas e testadas a fim de suprir a demanda projetada para
este milênio. O gás natural vem sendo utilizado em vários países industrializados e no Brasil
prevê-se uma expansão de seu consumo, provocando consequentemente mudanças na sua
matriz energética.
As mudanças da matriz energética brasileira - com as privatizações e a introdução do gás
natural em grande escala - alteram os investimentos em pesquisa e os impactos ambientais
decorrentes da produção de energia elétrica e do consumo de combustíveis.
Com relação à termoeletricidade, diversas projeções indicam que os impactos decorrentes da
geração termoelétrica utilizando gás natural poderão elevar consideravelmente as emissões
indesejáveis na atmosfera. (VIEIRA; NEGRI, 1999)
Por outro lado, as perspectivas para a utilização plena e racional do gás natural são bastante
promissoras, pois é possível obter alta eficiência energética utilizando sistemas de cogeração,
produzindo conjuntamente calor (ou frio) e energia.
Além disso, diversas outras aplicações no setor veicular, industrial e residencial podem ser
incrementadas, configurando-se nos chamados usos nobres do gás natural.
1.1– Objetivos Este trabalho tem os seguintes objetivos:
Avaliar os aspectos ambientais e regulatórios envolvidos na geração de energia ao se
utilizar como combustível o gás natural;
Comparar as termoelétricas a gás natural com outros sistemas de geração de energia e
apontar as suas vantagens e desvantagens;
19
Analisar as perspectivas dessa nova forma de geração de energia no Brasil e em outros
países;
Apontar as tendências mundiais na busca de novas alternativas tecnológicas para a
geração de energia;
Identificar e apresentar soluções para a minimização dos impactos ambientais gerados.
1.2– Aspectos metodológicos
Esta dissertação foi construída a partir do levantamento e análise da literatura referente ao
assunto, tendo sido consultados artigos, livros, dissertações, teses e sites da internet. Assim
como, do levantamento, comparação e análise dos aspectos regulatórios para as emissões
atmosféricas em unidades termoelétricas, visando o licenciamento ambiental. E conjuntamente
foi utilizada a metodologia do estudo de caso, sendo escolhida para estudo, uma Unidade de
Cogeração Termoelétrica localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari, em função da
facilidade para obtenção de informações, por ter sido acompanhado o processo de
licenciamento ambiental desta unidade junto ao CRA – Centro de Recursos Ambientais, órgão
ambiental do estado da Bahia.
1.3– Estrutura do trabalho
Esta dissertação encontra-se estruturada em nove capítulos, incluindo este que é introdutório.
No Capítulo 2 são abordados alguns aspectos relacionados aos sistemas de geração de energia
e as suas implicações sobre o meio ambiente.
No Capítulo 3 é apresentada uma caracterização do gás natural e suas principais propriedades.
Além disso, são discutidas algumas das vantagens e aplicações deste combustível e sua
participação na matriz energética mundial e nacional .
O Capítulo 4 aborda a caracterização da matriz energética brasileira, suas singularidades em
relação ao contexto global e o papel presente e futuro da geração térmica em nosso país.
20
No Capítulo 5 são apresentadas algumas características técnicas e aspectos operacionais de
plantas de geração termoelétrica a gás natural, sendo destacados os sistemas de ciclo
combinado e cogeração e ações tecnológicas relacionadas à geração termoelétrica, além de
exemplos de usinas termoelétricas existentes no estado da Bahia e suas configurações.
O Capítulo 6 destina-se a apresentar os aspectos ambientais relacionados a plantas de geração
termoelétrica, sendo descritos e avaliados os efluentes provenientes da operação destes
sistemas. Serão apresentadas algumas técnicas de controle e abatimento de emissões
atmosféricas, sendo que os efluentes líquidos e resíduos sólidos também serão abordados e a
questão da demanda de água em função da operação de uma termoelétrica.
A Legislação ambiental aplicável a plantas de geração termoelétrica será descrita e comentada
no Capítulo 7, sendo também apontadas algumas de suas falhas e limitações relacionadas a
usinas termoelétricas (UTEs), juntamente com algumas questões relacionadas ao
licenciamento ambiental de usinas termoelétricas a gás natural.
No Capítulo 8 é apresentado o estudo de caso relacionado a uma Unidade de Cogeração
localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari, onde serão apresentadas as suas características,
processo de licenciamento ambiental e as vantagens e desvantagens de sua operação.
Por fim, no Capítulo 9 são apresentadas as conclusões e propostas.
O Anexo A aborda as principais tendências mundiais na busca de novas alternativas
tecnológicas para a geração de energia.
21
CAPÍTULO 2 – Energia e meio ambiente
Energia é um insumo essencial para os seres vivos. Seus metabolismos dependem de seu
fornecimento regular, obtido através da ingestão de matéria orgânica formada principalmente
por cadeias moleculares de carbono e hidrogênio.
Esse aspecto, o atendimento da necessidade fisiológica, predominou na história do homem até
ele descobrir que poderia controlar formas de energia que lhe seriam úteis como o fogo, que
representou um marco do domínio do homem sobre as forças naturais, e o uso da energia
térmica para cozinhar e aquecer-se.
Em seguida, a domesticação dos animais propiciou ao homem a energia mecânica para o
transporte, a agricultura, etc. Há alguns séculos, a energia hidráulica dos rios e a eólica
passaram a ser utilizadas. No entanto, somente com o advento da produção capitalista, é que a
energia assumiu conotação diferente e fundamental na substituição de homens e animais pelas
máquinas.
Com o vertiginoso processo de industrialização, a necessidade de energia aumentou e novas
fontes primárias, com maior densidade energética, foram introduzidas. Desse modo, a
introdução do carvão mineral marcou o fim da era da energia renovável representada pela
madeira e os parcos aproveitamentos hidráulicos e eólicos, para iniciar-se a era não renovável
da energia, a era dos combustíveis fósseis (BELLIA, 1996).
A descoberta de um vetor energético como a eletricidade e a invenção das máquinas elétricas
no século XIX, juntamente com a introdução dos veículos automotores, lançaram as bases
para a introdução da moderna sociedade de consumo, caracterizada por uma intensidade
energética nunca vista na história da humanidade.
A partir dos anos 20 (século XX), o petróleo passou a ter participação crescente, até superar a
parcela energética do carvão em meados dos anos 60. As formas de conversão evoluíram para
22
a combustão interna, a geração elétrica, as turbinas a vapor e a gás, bem como diversas outras
formas térmicas de conversão. O gás natural despontou no final dos anos 50 e apresenta taxas
crescentes até o presente (BERMANN, 2003).
Iniciou-se, assim, uma nova fase da utilização dos combustíveis para extração de energia, que
perdura até os dias de hoje.
Não é possível negar a importância da energia para todas as atividades do mundo civilizado e
ao mesmo tempo, não é possível negar, os impactos que sua produção e seu uso – nas mais
variadas formas – sempre produziram sobre o meio ambiente físico e social.
Existem diversas fontes energéticas que o homem utiliza no consumo doméstico, industrial,
comercial, agrícola e nos transportes, que podem ser classificadas como renováveis e não-
renováveis. Podemos citar como as principais fontes não-renováveis: petróleo, gás natural,
carvão mineral e nuclear. Entre as fontes renováveis de energia estão: a hidráulica/hidrelétrica,
eólica, solar e a biomassa. Em relação à poluição, as fontes não-renováveis, além de serem
finitas, têm maior potencial de poluição e apresentam maiores riscos ambientais
(GOLDEMBERG, 1998). A Revolução Industrial transformou a espécie humana – o Homo sapiens – em uma nova espécie, o “Homem Energético”. Se, por um lado, essa nova espécie, graças ao uso que logra fazer das forças da natureza, consegue conquistar até espaços externos ao seu próprio mundo, por outro ela vem sendo cada vez mais escravizada por essa energia, não conseguindo mais dispensá-la em suas mínimas atividades. (BRANCO, 1990)
Podemos assim refletir, baseados no trecho anteriormente citado, que o homem vem ao longo
dos anos modificando o seu padrão de vida, utilizando a tecnologia para viver mais e melhor,
implicando conseqüentemente em um maior consumo de energia.
A energia é, portanto, um dos recursos mais importantes a auxiliar o desenvolvimento de uma
nação, mas sua obtenção não deveria necessariamente pôr em risco as características próprias
do ambiente e da natureza dessa nação. No entanto, ao mesmo tempo em que o crescimento
23
demográfico concentrado e o crescimento econômico resultam na pressão sobre os recursos
naturais, proporcionalmente ocorre a demanda por energia.
O sistema energético compreende as atividades de extração, processamento, distribuição e uso
de energia e é responsável pelos principais impactos ambientais da sociedade industrial. Seus
efeitos nocivos não se restringem ao nível local onde se realizam as atividades de produção ou
de consumo de energia, mas também possuem efeitos regionais e globais. Na escala regional
pode-se mencionar, por exemplo, o problema de chuvas ácidas, ou ainda o derramamento de
petróleo em oceanos, que pode atingir vastas áreas. Existem ainda impactos globais, e os
exemplos mais contundentes são as alterações climáticas devidas ao acúmulo de gases na
atmosfera (efeito estufa), e a erosão da camada de ozônio devida ao uso de compostos com
moléculas de Cloro-Flúor-Carbono (CFCs), utilizados em equipamentos de ar condicionado e
refrigeradores (GOLDEMBERG, 1998).
Todas as etapas da indústria energética até a utilização de combustíveis provocam desta forma
algum impacto ao meio ambiente e à saúde humana. A extração de recursos energéticos seja
petróleo, carvão, biomassa ou hidroeletricidade, têm implicações em mudanças nos padrões de
uso do solo, recursos hídricos, alteração da cobertura vegetal e na composição atmosférica.
Mesmo no caso de fontes renováveis (hidroeletricidade, biomassa plantada, energia solar e
eólica), os impactos podem ser significativos, em virtude das áreas extensas que são
necessárias para a produção em grande escala.
No âmbito brasileiro, o contexto desta discussão abrange algumas características marcantes,
como exemplificaremos a seguir (MUYLAERT et al, 2001):
• A forte preponderância da geração hidráulica no suprimento de eletricidade, cuja
maior parte do potencial remanescente do Brasil localiza-se na região de ecossistemas
de elevada biodiversidade (região Amazônica) e sobre o qual ainda se detém pouco
conhecimento científico;
24
• A existência de um importante segmento industrial energointensivo (siderurgia,
metalurgia, papel, celulose), baseada no consumo de carvão vegetal e lenha;
• Consumo maciço de fontes combustíveis derivadas do petróleo;
• Declínio do programa institucional de aproveitamento do álcool carburante
combustível;
• A má qualidade do carvão mineral brasileiro, com alto teor de enxofre e cinzas;
• Estímulo à diversificação da matriz com base na instalação de termoelétricas movidas
a gás natural, carvão vegetal e resíduos orgânicos.
Os desafios para se continuar a expandir as necessidades energéticas da sociedade com
menores efeitos ambientais são enormes. É praticamente impossível eliminar os impactos
ambientais de sistemas energéticos.
Na acepção científica, o termo conservação de energia refere-se ao Princípio da Física que
estabelece que a energia total do universo é constante, para qualquer sistema fechado. Dessa
forma, a energia pode somente mudar de forma: energia cinética transforma-se em energia
potencial, energia potencial transforma-se em energia cinética, energia interna transforma-se
em calor ou trabalho. Assim, a energia não pode ser criada ou destruída, somente
transformada (MATTOS; DIAS; BALESTIERI, 2000).
O termo conservação de energia refere-se a técnicas e procedimentos que visam reduzir o
desperdício e o uso ineficiente da energia, principalmente elétrica, sem comprometer o
conforto e/ou a produção. Em geral, o termo conservação está ligado ao uso racional da
energia. Essa área tecnológica tornou-se emergente, principalmente, depois da crise do
petróleo na década de 1970, quando a elevação dos preços desse insumo alterou
substancialmente a estabilidade das estratégias de obtenção dos recursos necessários para
garantir a sustentabilidade do processo de desenvolvimento (MATTOS; DIAS; BALESTIERI,
2000).
25
De maneira genérica, a conservação de energia pode ser aplicada em diversos níveis
(MATTOS; DIAS; BALESTIERI, 2000):
Eliminação dos desperdícios;
Aumento da eficiência das unidades consumidoras de energia;
Aumento da eficiência das unidades geradoras de energia;
Reaproveitamento dos recursos naturais pela reciclagem e redução do conteúdo
energético dos produtos e serviços;
Rediscussão das relações centro-periferia em setores como transporte e indústria;
Mudança dos padrões de consumo em favor de produtos e serviços que requerem
menor uso de energia.
O trabalho dos cientistas e analistas de energia é, na verdade, oferecer alternativas de escolhas
para a sociedade e facilitar seu acesso a esse tipo de informação, envolvendo não só a
discussão de aspectos técnicos, mas também de preferências, padrões de conforto desejados
pela sociedade e custos de energia.
A seguir descreveremos resumidamente, alguns impactos ambientais decorrentes da produção
e uso da energia:
a) Poluição atmosférica
Segundo JANNUZZI (2001) em seu artigo intitulado “Energia e Meio Ambiente”, o setor
energético é responsável por 75% do dióxido de carbono (CO2) lançado na atmosfera, 41% do
chumbo, 85% das emissões de enxofre e cerca de 76% dos óxidos de nitrogênio (NOX). Tanto
o enxofre como os óxidos de nitrogênio têm um papel importante na formação de ácidos na
atmosfera que, ao precipitarem na forma de chuvas, prejudicam a cobertura de solos,
vegetação, agricultura, materiais manufaturados que sofrem corrosão e até mesmo a pele do
homem. A constante deposição de compostos ácidos em rios e lagos afeta a vida aquática e
ameaça toda a cadeia alimentar de ecossistemas. Nos solos, a acidez das chuvas reduz a
presença de nutrientes. Para a saúde humana, a presença de particulados contendo enxofre e
26
óxidos de nitrogênio provocam ou agravam doenças respiratórias como bronquite e enfisema,
especialmente em crianças.
b) Efeito estufa
Segundo REIS (2003), um dos mais complexos e maiores efeitos das emissões do setor
energético são os problemas globais relacionados com mudanças climáticas. O acúmulo de
gases, como o dióxido de carbono na atmosfera, acentua o efeito estufa natural do ecossistema
terrestre a ponto de romper os padrões de clima que condicionaram a vida humana, de
animais, peixes, vegetais, etc. É cada vez mais evidente a constatação de crescentes
concentrações de CO2 na atmosfera e o aumento de temperaturas médias. São imprevisíveis as
implicações de mudanças climáticas para os países e suas populações. Alteração na
produtividade da agricultura, pesca, inundações de regiões costeiras e aumento de desastres
naturais estão entre as mudanças provocadas pelas alterações climáticas esperadas.
A seriedade desses efeitos tem sido reconhecida por diversos estudos científicos internacionais
e vários países estão procurando consenso para uma agenda mínima de atividades para
controle e mitigação de emissões, como o Protocolo de Kyoto, discutido no âmbito dos países
signatários da Convenção Climática.
c) Impactos ambientais relacionados a hidroelétricas
Muitas vezes faz-se referência a hidroeletricidade como sendo uma fonte limpa e de pouco
impacto ambiental. Na verdade, embora a construção de reservatórios grandes ou pequenos,
tenham trazido enormes benefícios para o país, ajudando a regularizar cheias, promover
irrigação e navegabilidade de rios, elas também trazem impactos irreversíveis ao meio
ambiente. Isso é especialmente verdadeiro no caso de grandes reservatórios. Existem
problemas com mudanças na composição e propriedades químicas da água, mudanças na
temperatura, concentração de sedimentos, e outras modificações que ocasionam problemas
para a manutenção de ecossistemas à jusante dos reservatórios. Esses empreendimentos,
mesmo bem controlados, têm tido impactos na manutenção da diversidade de espécies (fauna
27
e flora) e afetado a densidade de populações de peixes, mudando ciclos de reprodução
(MOREIRA; POOLE, 1993).
Outros impactos relacionados a hidrelétricas são: a) A decomposição de matéria orgânica e
formação de gás sulfídrico em águas estagnadas, com possível eutrofização do lago,
eliminação de peixes e exalação de odor desagradável; b) Transformação de um ecossistema
terrestre/fluvial em lacustre, causando mudanças na flora e na fauna ao longo das diversas
fases de estabilização da represa; c) Perdas de patrimônio genético, inclusive desconhecido,
pelo alagamento de ecossistemas de maior diversidade biológica, como florestas tropicais
úmidas; d) Proliferação de plantas aquáticas no reservatório, na fase de estabilização, podendo
causar inclusive a paralisação das turbinas; e) Proliferação de doenças como esquistossomose
e gastroenterite e de mosquitos na área da represa (REIS, 2003).
d) Impactos ambientais relacionados à energia nuclear
A energia nuclear é talvez aquela que mais tem chamado atenção quanto aos seus impactos
ambientais e à saúde humana. São três os principais problemas ambientais dessa fonte de
energia. O primeiro é a manipulação de material radioativo no processo de produção de
combustível nuclear e nos reatores nucleares, com riscos de vazamentos e acidentes. O
segundo problema está relacionado com a possibilidade de desvios clandestinos de material
nuclear para utilização em armamentos, por exemplo, acentuando riscos de proliferação
nuclear. Finalmente existe o grave problema de armazenamento dos rejeitos radioativos das
usinas. Já houve substancial progresso no desenvolvimento de tecnologias que diminuem
praticamente os riscos de contaminação radioativa por acidente com reatores nucleares,
aumentando consideravelmente o nível de segurança desse tipo de usina, mas ainda não se
apresentam soluções satisfatórias e aceitáveis para o problema do lixo atômico (BRAGA et al,
2002).
e) Impactos ambientais relacionados a fontes alternativas de energia
28
As chamadas fontes alternativas de energia como solar, eólica e biomassa, não estão
totalmente isentas de impactos ambientais, embora possam ser relativamente menores. A
utilização em larga escala de painéis fotovoltaicos ou biomassa implica em alteração no uso
do solo. A fabricação de componentes dessas tecnologias também produzem efeitos
ambientais, como é o caso da extração do silício para painéis fotovoltaicos. Muitos desses
sistemas dependem de baterias químicas para armazenagem da eletricidade, que ainda
apresentam sérios problemas de contaminação por chumbo e outros metais tóxicos para o
meio ambiente (JANNUZZI, 2001).
f) Impactos ambientais de linhas de transmissão
Os impactos ambientais mais significativos são aqueles de linhas de transmissão associadas
sobretudo a grandes hidrelétricas, pois estas normalmente estão mais distantes dos mercados
consumidores a serem atendidos, requerendo portanto extensas faixas de terra, resultando
portanto em prejuízos à fauna e flora. Outros impactos são aqueles associados à influência dos
campos elétrico e magnético sobre os seres vivos, formação de ozônio por efeito corona ou
descarga elétrica, efeitos estéticos negativos, interferência em sistemas de comunicações e
perigos de acidentes aéreos. O efeito Corona ocorre quando um forte campo elétrico associado
com um condutor de alta tensão ioniza o ar próximo ao condutor. O ar ionizado pode se tornar
audível em forma de estalos. O efeito Corona também libera partículas de O2 e produz ozônio,
um gás corrosivo que destrói equipamentos de linhas de potência e coloca em perigo a saúde
humana (JANNUZZI, 2001).
29
CAPÍTULO 3 – Gás natural
3.1 – Definição, características e propriedades
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos, decorrentes da decomposição de
matéria orgânica fossilizada ao longo de milhões de anos. Em seu estado bruto ou natural é
composto principalmente por metano, com proporções variadas de etano, propano, butano,
hidrocarbonetos mais pesados e também impurezas tais como nitrogênio, dióxido de carbono e
compostos de enxofre. Na natureza é encontrado acumulado em rochas porosas no subsolo,
frequentemente acompanhado por petróleo, constituindo um reservatório (GARCIA, 2002).
O gás natural é dividido em duas categorias: associado e não-associado. Gás associado é
aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás. Neste caso,
a produção de gás é determinada basicamente pela produção de óleo. Gás não-associado é
aquele que, no reservatório, está livre ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo
(GARCIA, 2002). Nesse caso só se justifica comercialmente produzir o gás. As Figuras 01 e
02 a seguir ilustram estas categorias.
Figura 01 - Reservatório produtor de óleo e gás associado. (Adaptado de Braga et al, 2002)
GÁS ASSOCIADO
GÁS LIVRE
GÁS EM SOLUÇÃO
CAPA DE
GÁS
GÁS + ÓLEO
ÁGUA
RESERVATÓRIO PRODUTOR DE ÓLEO
30
Figura 02 - Reservatório produtor de gás não-associado. (Adaptado de Braga et al, 2002)
A composição do gás natural pode variar bastante, a Tabela 01 apresenta composições típicas
para o gás natural na forma como é produzido (associado e não-associado) e após
processamento em uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN).
TABELA 01 - Composições típicas do gás natural ELEMENTOS ASSOCIADO1 NÃO ASSOCIADO2 PROCESSADO3
METANO (C1) 78,74 87,12 88,56 ETANO (C2) 5,66 6,35 9,17 PROPANO (C3) 3,97 2,91 0,42 I-BUTANO (i-C4) 1,44 0,52 - N-BUTANO (n-C4) 3,06 0,87 - I-PENTANO (i-C5) 1,09 0,25 - N-PENTANO (n-C5) 1,84 0,23 - HEXANO (C6) 1,80 0,18 - HEPTANO E SUPERIORES (C7+) 1,70 0,20 -
NITROGÊNIO (N2) 0,28 1,13 1,20 DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)
0,43 0,24 0,65
TOTAL 100 100 100 DENSIDADE 0,85 0,66 0,61 RIQUEZA (% MOL C3+) 14,99 5,16 0,42
PODER CAL.INF. (Kcal/m3) 11.666 9.249 8.621
PODER CAL.SUP. (Kcal/m3) 12.816 10.223 9.549
Fonte: http://www.conpet.gov.br/ 1 Gás do campo de Marlin, Bacia de Campos, RJ. - 2 Gás do campo de Merluza, Bacia de Santos, SP. - 3 Saída de UPGN-Candeias, BA.
GÁS NÃO ASSOCIADO
GÁS LIVRE
GÁS EM SOLUÇÃO
GÁS
ÓLEO + GÁS ÁGUA
RESERVATÓRIO PRODUTOR DE GÁS
31
Composição típica do gás natural, em % volumétrica. Obs.: Riqueza é a denominação que se dá à concentração, no gás natural, de hidrocarbonetos com peso molecular igual ou maior que o propano.
O manuseio do gás natural requer alguns cuidados, pois ele é inodoro, incolor, inflamável e
asfixiante quando aspirado em altas concentrações.
Geralmente, para facilitar a identificação de vazamentos, compostos à base de enxofre são
adicionados ao gás em concentrações suficientes para lhe dar um cheiro marcante, mas sem
lhe atribuir características corrosivas, num processo conhecido como odorização.
Por já estar no estado gasoso, o gás natural não precisa ser atomizado para queimar. Isso
resulta numa combustão mais limpa, com reduzida emissão de poluentes e melhor rendimento
térmico, o que possibilita redução de despesas com a manutenção e melhor qualidade de vida
para a população (GARCIA, 2002).
As especificações do gás para consumo são ditadas pelo Regulamento Técnico ANP –
Agência Nacional de Petróleo N.º 03/2002, anexo à Portaria Nº 104, de 8 de julho de 2002,
emitida pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).
32
Listamos a seguir as principais diferenças e semelhanças entre o gás natural e outros gases
disponíveis no mercado: Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e o gás de refinaria.
TABELA 02 – Gás natural X Outros gases disponíveis no mercado
GÁS NATURAL GLP GÁS DE
REFINARIA
ORIGEM
Reservatórios de petróleo e de
gás não-associado
Destilação de petróleo e
processamento de gás natural
Processos de refino de petróleo
(craqueamento catalítico, destilação, reforma e
coqueamento retardado)
PESO MOLECULAR 17 a 21 44 a 56 24 PODER
CALORÍFICO SUPERIOR (kcal/m3)
Rico: 10.900Processado:
9.300 24.000 a 32.000 10.000
DENSIDADE RELATIVA 0.58 a 0.72 1.50 a 2.0 0.82
PRINCIPAIS COMPONENTES Metano, etano Propano,
Butano
Hidrogênio, nitrogênio,
metano, etano
PRINCIPAIS
UTILIZAÇÕES
Residencial, comercial e automotivo:
(combustível) Industrial:
(combustível, petroquímica e
siderúrgica) Geração
termoelétrica
Residencial, comercial e industrial
(combustível)
Industrial: (combustível e petroquímica)
PRESSÃO DE ARMAZENAMENTO 200 atm 15 atm --
GÁS NATURAL GLP GÁS DE
REFINÁRIA Fonte: http://www.conpet.gov.br/
33
3.2 - Sistemas de suprimento
Um sistema de suprimento de gás natural pode ser dividido nas seguintes atividades
interligadas:
a) Exploração
A exploração é a etapa inicial do processo e consiste em duas fases: a pesquisa, onde é feito o
reconhecimento e o estudo das estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e/ou gás natural, e
a perfuração do poço, para comprovar a existência desses produtos em nível comercial
(GARCIA, 2002).
b) Produção
Ao ser produzido, o gás deve passar inicialmente por vasos separadores, que são
equipamentos projetados para retirar a água, os hidrocarbonetos que estiverem em estado
líquido e as partículas sólidas (pó, produtos de corrosão, etc.). Daí se estiver contaminado por
compostos de enxofre, o gás é enviado para Unidades de Dessulfurização, onde esses
contaminantes serão retirados. Após essa etapa, uma parte do gás é utilizada no próprio
sistema de produção, em processos conhecidos como reinjeção e gas lift, com a finalidade de
aumentar a recuperação de petróleo do reservatório. O restante do gás é enviado para
processamento, que é a separação de seus componentes em produtos especificados e prontos
para utilização (GARCIA, 2002).
A produção do gás natural pode ocorrer em regiões distantes dos centros de consumo e,
muitas vezes, de difícil acesso, como por exemplo a floresta amazônica e a plataforma
continental. Por esse motivo, tanto a produção como o transporte normalmente são atividades
críticas do sistema. Em plataformas marítimas, por exemplo, o gás deve ser desidratado antes
de ser enviado para terra, para evitar a formação de hidratos, que são compostos sólidos que
34
podem obstruir os gasodutos. Outra situação que pode ocorrer é a reinjeção do gás para
armazenamento no reservatório se não houver consumo para o mesmo.
c) Processamento
Nesta etapa, o gás segue para unidades industriais, conhecidas como UPGN (Unidades de
Processamento de Gás Natural), onde ele será desidratado (isto é, será retirado o vapor d'água)
e fracionado, gerando as seguintes correntes: metano e etano (que formam o gás processado
ou residual); propano e butano (que formam o GLP - gás liquefeito de petróleo ou gás de
cozinha); e um produto na faixa da gasolina, denominado C5+ ou gasolina natural (GARCIA,
2002).
O GLP é armazenado em tanques pressurizados para uso em áreas onde não existe
distribuição por rede. O restante do gás (Metano) é distribuído em redes. O gás natural pode
ser liquefeito a baixas temperaturas para transporte em navios.
d) Transporte
No estado gasoso, o transporte do gás natural é feito por meio de dutos ou, em casos muito
específicos, em cilindros de alta pressão (como GNC - Gás Natural Comprimido). No estado
líquido (como GNL - gás natural liquefeito), pode ser transportado por meio de navios,
barcaças e caminhões criogênicos a -160 °C, e seu volume é reduzido em cerca de 600 vezes,
facilitando o armazenamento. Nesse caso, para ser utilizado, o gás deve ser revaporizado em
equipamentos apropriados (GARCIA, 2002).
e) Distribuição
A distribuição é a etapa final do sistema, quando o gás chega ao consumidor, que pode ser
residencial, comercial, industrial ou automotivo. Nesta fase, o gás já deve estar atendendo a
padrões rígidos de especificação e praticamente isento de contaminantes, para não causar
35
problemas aos equipamentos onde será utilizado como combustível ou matéria-prima. Quando
necessário, deverá também estar odorizado, para ser detectado facilmente em caso de
vazamentos (GARCIA, 2002).
3.3 - Principais aplicações
O gás natural após tratado e processado é utilizado largamente em residências, no comércio,
em indústrias e em veículos. Na indústria, o gás natural é utilizado como combustível para
fornecimento de calor, geração de eletricidade e de força motriz, como matéria-prima nos
setores químico, petroquímico e de fertilizantes, e como redutor siderúrgico na fabricação de
aço. Na área de transportes, é utilizado em ônibus e automóveis, substituindo o óleo diesel, a
gasolina e o álcool (HENRIQUES JR, 2003).
3.4 - Aspectos de segurança
O gás natural apresenta riscos de asfixia, incêndio e explosão. Em sua origem poderá ter ou
não odor, conforme a presença ou ausência de compostos naturais de enxofre. Na etapa de
distribuição, geralmente ele é odorizado, para facilitar sua detecção em vazamentos em
concentrações bem mais baixas que o mínimo necessário para provocar combustão ou
prejuízo à saúde (GUILLÉN, 2003).
Por ser mais leve que o ar, o gás natural tende a se acumular nas partes mais elevadas quando
em ambientes fechados. Para evitar risco de explosão, devem ser evitados nesses ambientes,
equipamentos elétricos inadequados, superfícies superaquecidas ou qualquer outro tipo de
fonte de ignição externa.
Em caso de fogo em locais com insuficiência de oxigênio, poderá ser gerado monóxido de
carbono, altamente tóxico. A aproximação em áreas onde ocorrerem vazamentos só poderá ser
feita com uso de aparelhos especiais de proteção respiratória cujo suprimento de ar seja
36
compatível com o tempo esperado de intervenção, controlando-se permanentemente o nível de
explosividade.
Os vazamentos com ou sem fogo deverão ser eliminados por bloqueio da tubulação
alimentadora através de válvula de bloqueio manual. A extinção do fogo com extintores ou
aplicação de água antes de se fechar o suprimento de gás poderá provocar graves acidentes,
pois o gás pode vir a se acumular em algum ponto e explodir (GUILLÉN, 2003).
Recomenda-se efetuar detecções periódicas de possíveis perdas de gás em válvulas, acessórios
e na tubulação de alimentação de gás de modo a assegurar sua estanqueidade.
3.5 - Fontes não convencionais de gás natural
Conforme informações disponibilizadas por HILYARD (2003) em seu artigo intitulado “The
unconventional route to the Natural Gas future”, no período compreendido entre 1987 e 2001,
o consumo de gás natural cresceu em média 30% nos Estados Unidos, e o Departamento de
energia americano (DOE – U.S. Department of Energy), prevê que até 2015 pode-se chegar a
um aumento de 44% em relação ao ano de 2001. E uma das questões levantadas neste artigo, é
de que forma a indústria do gás natural poderá acompanhar essa crescente demanda.
Segundo HILYARD (2003), este desafio deverá certamente incluir elementos regulatórios,
políticos e econômicos. Mas, o principal papel será da tecnologia, que deverá buscar o gás
natural em fontes não convencionais. É preciso que a tecnologia esteja em constante
atualização, pois as fontes tradicionais estão esgotadas, não estando previstas novas
descobertas. Produtores deverão buscar reservatórios que são de alguma forma mais difíceis
de encontrar e explorar.
Reservas não convencionais são classificadas desta forma por causa da sua localização,
complexidade e composição.
O Departamento de Energia americano está financiando cientistas que estão estudando os
Hidratos de Metano, que são fontes não convencionais emergentes de gás natural, encontradas
37
nas camadas mais profundas do oceano ou em áreas frias do mundo, tais como a vertente norte
do Alasca ou a Sibéria na Rússia. Pode-se dizer que um Hidrato de Metano é uma minúscula
jaula de gelo, dentro da qual estão aprisionadas moléculas de gás natural.
No entanto, uma produção significativa deste tipo de fonte, não irá tornar-se realidade em
menos de uma década, pois a primeira tarefa a ser cumprida em relação aos Hidratos de
Metano seria a tentativa de uma melhor compreensão das suas propriedades físicas, por
exemplo, como o gás dos hidratos flui dentro dos sedimentos e rochas e buscar identificar
quais as formações rochosas que mais prometem em termos de produção segura e econômica.
Poderá ainda se passar uma década antes que o gás dos hidratos circule nos gasodutos, mas
sem dúvida, as pesquisas atualmente em andamento farão com que este momento esteja se
aproximando.
Uma das possibilidades mais excitantes de fontes futuras é o material denominado “hidrato de metano”, cristais de gelo dispostos em estruturas microscópicas, que aprisionam moléculas de metano em seu interior. Em apenas 1 pé cúbico (28,32 litros) de hidratos, podem estar contidos 160 a 170 pés cúbicos de metano em condições normais. Os hidratos de metano formam-se normalmente em condições de alta pressão e baixa temperatura. Na natureza, eles são encontrados no fundo do mar e sob este fundo, ao longo das plataformas marítimas dos continentes. Depósitos em terra foram identificados nas superfícies geladas do Alasca, Canadá e Sibéria. As reservas de hidratos de metano americanas, situadas no Golfo do México, no Atlântico e no Pacífico, além do Alasca, são gigantescas. Em 1995, o Serviço de Pesquisas Geológicas (U.S. Geological Survey) estimou estas reservas em 320.000 trilhões de pés cúbicos (9.062 trilhões de metros cúbicos). Para termos idéia do que isto representa, basta ver que a produção de apenas 1% deste total poderia suprir a demanda de gás nos Estados Unidos por mais de 100 anos. (GTI Journal, 2003)
Podemos concluir então que estão continuamente sendo desenvolvidas novas ferramentas e
técnicas que serão essenciais para o aumento da produção de fontes não convencionais de gás
natural. Além disso, essas novas ferramentas e técnicas também irão ajudar na expansão da
produção de fontes já anteriormente identificadas.
3.6 - Queima de gás natural associado
38
A queima do gás natural é um problema de grande importância na agenda dos tempos atuais
por causa dos graves danos ambientais que provoca, já que contribui para o efeito estufa e
para o aquecimento global. Embora ocorra primordialmente na zona tropical (África e Sudeste
Asiático), sua implicação no aumento do efeito estufa provoca danos na atmosfera dos países
mais próximos aos pólos. Por isso, vem sendo tratada pela Organização das Nações Unidas e o
Banco Mundial (ALMEIDA, 2003).
Segundo MUYLAERT (2001), a ventilação do gás natural para a atmosfera, por sua vez,
contribui para o agravamento do problema da redução da camada de ozônio, pela emissão de
hidrocarbonetos não queimados. Estas questões ambientais vêm levando os governos a
imporem restrições a esta prática da indústria do petróleo.
O Banco Mundial estima que um volume entre 100 e 130 bilhões de metros cúbicos de gás natural é queimado ou ventilado a cada ano no mundo. Isto representa cerca de 13% de toda produção mundial. Este problema é ainda mais grave no continente africano, onde, dada a ausência de mercados e a grande produção de gás associado, 70% do gás produzido não é aproveitado comercialmente. (ALMEIDA,2003)
Estima-se que o volume queimado varie de 102 a 135 bilhões de metros cúbicos por ano, dos
quais cerca de 50% na África e nos países resultantes do desmembramento da antiga União
Soviética. Além do dispêndio de recursos energéticos, a queima também pode causar danos à
saúde dos habitantes e aos ecossistemas vizinhos aos locais onde ocorre (BERMANN, 2003).
Tabela 03 - Queima e ventilação de gás natural no mundo
Região Bilhões m3/ano
América do Norte 12-17América Central e Sul
10
África 37Oriente Médio 16Ásia 7-20Ex-União Soviética
17-23
Europa 3
Fonte: ALMEIDA, 2003
39
A queima do gás associado, em certas ocasiões, como em paradas de emergência,
manutenções não previstas e vazamentos para o sistema de processo, é um elemento vital para
a segurança. Entretanto, a queima rotineira, levada a efeito para o descarte do gás associado
não desejado deve ser evitada a todo custo.
Ao invés de se queimar ou usar o gás para gerar energia junto ao poço ou em facilidades de
produção nas proximidades, há duas alternativas para o bom gerenciamento do gás associado:
(a) reinjetá-lo no reservatório para manter a pressão e aumentar a recuperação, ou em outras
formações para possível utilização no futuro; ou (b) processá-lo e vendê-lo, seja no mercado
doméstico ou no exterior.
A escolha da opção apropriada depende das condições em que é produzido, como as
características do campo de produção e da razão gás-óleo, das oportunidades de
comercialização e dos arcabouços legal e fiscal, que podem incluir vários incentivos e
penalidades.
As emissões de dióxido de carbono (gás carbônico, CO2) resultantes da queima e as emissões
de metano decorrentes da perda para a atmosfera apresentam um alto potencial de
contribuição ao aquecimento global, e contribuem para a mudança no clima – o metano é
muito mais potente como gás causador do efeito estufa do que o CO2.
Atualmente, a queima é considerada primordialmente como um problema de gerenciamento
de recursos pela política do petróleo em diversos países. Ademais, as conseqüências da
queima no meio ambiente estão sendo consideradas nas avaliações de impacto ambiental e
pela inclusão do fator queima nas estratégias de política ambiental (BURIAN, 2002).
A maioria dos países já criou regulamentos diretos a respeito do assunto, embora com uma
grande variação nos enfoques e nas práticas regulatórias. Em quase todos os países a queima
só pode ocorrer após a autorização de um órgão regulador. Quando autorizada, a queima está
sujeita a uma série de condições, tais como padrões das emissões (como no Egito, na Nigéria e
no Catar, por exemplo) ou a requisitos técnicos (MACEDO, 2002).
40
No Brasil, as principais regiões produtoras de gás natural são a Bacia de Campos e a região
Amazônica. O gás produzido no Amazonas é praticamente todo aproveitado, seja pela
reinjeção para produção futura, seja transformado em gasolina natural, ou, ainda, utilizado na
geração de energia para as utilidades e para as instalações civis na região de produção de
Urucu, Estado do Amazonas. Já na Bacia de Campos – maior região produtora de gás no
Brasil –, onde quase todo o gás produzido é associado, ainda há uma razoável queima de gás
(ALMEIDA, 2003).
O gás natural queimado anualmente no mundo representa um desperdício de energia de mais de 100 bilhões de metros cúbicos que poderiam ser utilizados de forma produtiva. O volume queimado é maior do que os totais consumidos pela Alemanha e pela França somados. O volume queimado na África (37 bilhões de metros cúbicos no ano 2000), se fosse usado na geração de energia elétrica em usinas eficientes, produziria 200 TWh, que é cerca de metade do consumo atual no continente. Assim sendo, é importante tratar o assunto queima de gás, suas implicações no meio ambiente e o que as empresas, as organizações e os governos estão fazendo para mitigar ou eliminar o problema. (ALMEIDA, 2003)
Os governos nacionais e as agências reguladoras vêm criando regras que tornam mais difícil o
desenvolvimento de campos de petróleo que resultem na queima de gás natural. Alguns
governos assinaram acordos com empresas produtoras que se comprometem a implementar
programas de “queima zero”. Este tipo de acordo dá algum tempo às empresas para se
adaptarem a um novo padrão de regulação que pune com taxas e multas a queima de gás
natural. Esta política foi adotada, por exemplo, no Brasil e na Nigéria. No Brasil, a Petrobras
lançou o programa “queima zero” em 1998, com o objetivo de reduzir a queima de 23% da
produção total para níveis compatíveis com o padrão internacional (ALMEIDA, 2003).
3.7 - Participação do gás natural na matriz energética mundial e nacional
Segundo D´APOTE (2003), a indústria do gás natural no mundo tem apresentado índices
significativos de crescimento, os quais se acentuaram a partir dos choques do petróleo de 1973
e de 1979, quando as grandes potências consumidoras de energia defrontaram-se com a
elevação dos preços do petróleo e tomaram a decisão de diversificar seus suprimentos de
energia, modificando substancialmente suas matrizes energéticas.
41
Por outro lado, a conscientização dos chamados países do primeiro mundo quanto às questões
ambientais e à globalização da economia mundial, com a exigência de padrões elevados de
qualidade para os produtos exportados, impulsionaram ainda mais os diversos usos do gás
natural, em face das suas vantagens tecnológicas como: melhor rendimento, facilidades
operacionais, dentre outras.
A participação do gás natural na matriz energética mundial tem-se ampliado constantemente, passando de 21,5% em 1990 para 23% em 1999. Nos EUA, o gás natural representa 27% na matriz energética, no Reino Unido 34%, e mesmo em alguns países não produtores como o Japão, Espanha e Itália, têm-se verificado índices de crescimento surpreendentes a partir do início da década de 70. (HENRIQUES JR., 2003)
Uma visão da produção de gás natural no mundo e as suas principais reservas são
apresentadas nas Tabelas 04 e 05 a seguir:
Tabela 04 – Produção de gás natural, segundo regiões geográficas, países e blocos
econômicos (bilhões m3) – 2002 Regiões geográficas, países e blocos
econômicos Produção de gás natural
(bilhões m3)
América do Norte 766,0 Américas Central e do Sul 103,9 Europa e ex-União Soviética 988,1 Oriente Médio 235,6 África 133,2 Ásia-Pacífico 301,7 Total 2528,5
Fonte – BEN (2003)
Tabela 05 – Reservas provadas de gás natural, segundo regiões geográficas, países e blocos econômicos (trilhões m3) – 2002
Regiões geográficas, países e blocos econômicos
Produção de gás natural (trilhões m3)
América do Norte 7,15 Américas Central e do Sul 7,09 Europa e ex-União Soviética 61,04 Oriente Médio 56,06 África 11,84 Ásia-Pacífico 12,61 Total 155,79
Fonte – BEN (2003)
42
Segundo informações disponibilizadas pelo Balanço Energético Nacional (2003), no Brasil as
reservas provadas de gás natural são da ordem de 237 bilhões de m3, dos quais 48,5% estão
localizados no Estado do Rio de Janeiro, 20,2% no Amazonas e 9,6% na Bahia, conforme
ilustrado na Figura 03 .
Figura 03 – Distribuição percentual das reservas de gás natural, segundo Unidades da Federação - Fonte: BEN, 2003
O crescimento do consumo de gás natural no Brasil até 1998 vinha se dando de forma bastante
lenta. A partir daí, com a entrada do gás da Bolívia, da Argentina, com o aumento de oferta
interna, de gestões internas em diversos níveis para um uso mais intenso e, finalmente, do
plano de termoelétricas motivado pelo racionamento de energia elétrica ocorrido em 2001, o
gás natural começou a apresentar um crescimento de consumo mais acentuado. Em 1999, foi o
energético que apresentou a maior taxa de crescimento de consumo em relação a 1998
(15,3%), segundo dados do Balanço Energético Nacional, 2003.
43
Tabela 06 – Evolução do consumo de gás natural no Brasil Período Consumo (10³ tep)
1970 70 1975 364 1980 882 1985 2233 1990 3034 1995 3930 2000 7115 2001 8254 2002 10066 2003 10901
Fonte: BEN, 2003
Segundo HENRIQUES JR.(2003), este importante insumo tem sido subutilizado e apesar de
uma evolução na década de 90, ainda é necessário um grande esforço para elevar a utilização
deste energético até padrões internacionais. Do gás produzido no país, apenas 45% é vendido
e 20% utilizado internamente pela própria Petrobras. Do restante, 15% é reinjetado em poços
de petróleo para aumento de produção e cerca de 19% deste volume é queimado em flares
(BEN, 2003).
Tabela 07 - Balanço do Gás Natural no Brasil (milhões m3) - 2002
Especificação Milhões m3 – Ano: 2002 Importação 5.269 Produção 15.525 Reinjeção 3.383 Queima e perda 2.136 Consumo próprio total 3.219 Produção1 1.876 Refino, UPGNs e movimentação2 1.343 LGN3 622 Vendas4 11.100 Ajustes 334
1Refere-se ao consumo próprio da Petrobras nas áreas de produção e nas UPGNs Urucu I e II, Guamaré I e II, Atalaia, Carmópolis, Candeias, Catu e Lagoa Parda. 2Refere-se ao consumo próprio da Petrobras nas áreas de refino e de movimentação de gás e nas UPGNs Lubnor, Cabiúnas I, II e III, e RPBC. ³Volume no estado gasoso. 4Inclui o consumo das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (FAFEN) pertencentes à Petrobras. Fonte: BEN, 2003.
44
Na Figura 04 podemos visualizar o consumo de gás natural por setores da economia brasileira:
Figura 04 - Consumo de gás natural por setores no Brasil (Adaptado de BEN, 2003.Unidade: 106 m3)
O mercado do uso do gás natural, e consequentemente a sua maior participação na matriz
energética nacional, está intimamente atrelado a forças econômicas e políticas que deverão ser
suficientemente fortes para mover grandes blocos consumidores no sentido de migrarem para
este energético. Numa menor escala, mas que também pode ter significativa importância,
principalmente a médio e longo prazos, estaria a força ou a componente tecnológica, que bem
desenvolvida agiria como mola propulsora de um mercado com novos produtos, equipamentos
de baixo custo, porém de alto rendimento operacional, produtos com maior segurança, baixo
impacto ambiental, dentre outras vantagens. Exemplo deste fato seria a rapidíssima
45
participação do gás natural no segmento automotivo no Brasil – o GNV. O baixo custo
operacional atrelado à segurança e supostos ganhos ambientais têm proporcionado um
crescimento deste mercado a taxas elevadíssimas (SILVA et al, 2003).
No entanto, mesmo no segmento GNV onde há tanto sucesso, alguns estudos que vêm sendo
conduzidos apontam para a necessidade de aperfeiçoamentos e melhorias tecnológicas no
sentido de otimizar desempenho, garantir maior segurança, maior conforto, reduzir custos e
diminuir emissões veiculares de gases poluentes (HENRIQUES JÚNIOR, 2003).
Dentro desta linha, somado ao desenvolvimento de novas aplicações e produtos, é onde o
governo, a Petrobras, universidades e a iniciativa privada têm dado grande apoio, ou seja, na
pesquisa e desenvolvimento na área de gás visando alavancar o mercado brasileiro no sentido
de uma maior participação deste energético na matriz de energia, possibilitando ganhos
econômicos, de qualidade, sociais e ambientais (SILVA et al, 2003).
46
CAPÍTULO 4 – A Termoeletricidade na matriz energética brasileira 4.1 - Introdução
A geração de energia elétrica no Brasil caracteriza-se historicamente de forma diferenciada do
contexto médio global em relação à dependência de fontes energéticas fósseis. Em uma
situação privilegiada, ela se estabeleceu com base nos potenciais hidráulicos existentes, fontes
renováveis de energia.
Enquanto a média mundial de geração de energia elétrica com combustíveis fósseis (óleo, carvão e gás) era de 87% em 1998, o Brasil gerava apenas 5,4% com estas fontes. A hidroeletricidade, por outro lado, representou naquele ano 93,5% da geração elétrica no país, e apenas 7% no mundo como um todo. Independentemente das vantagens e desvantagens que esta situação oferece, o predomínio da hidroeletricidade no Brasil será reduzido progressivamente no futuro, talvez não para atingir os patamares médios mundiais, mas certamente a geração térmica alcançará 10% em alguns anos. (LIMA, 2003).
Constatamos o predomínio significativo da hidroeletricidade em nosso parque gerador, frente
às alternativas de geração hoje disponíveis, sendo ainda incipiente a nossa capacidade de
geração térmica, conforme é demonstrado no quadro a seguir:
TABELA 8 - Situação atual e expansão da capacidade instalada de geração de energia por tipo (GW)
Tipo 1998 2003 2008 Incremento absoluto
Hidroeletricidade 56,0 68,4 84,6 28,6
Termoeletricidade 5,3 13,8 20,0 14,7
Outras formas --- 2,0 2,0 2,0
Total 61,3 84,2 106,6 45,3
Fonte: PDE – Plano Decenal de Energia - 1999/2008- Eletrobrás, 1999.
47
O quadro expressa a permanência do predomínio da geração hidroelétrica, o que é coerente
com o potencial hídrico nacional, mas aponta para o papel crescente a ser desempenhado pela
termoeletricidade.
A energia hidráulica ganhou impulso na década de 1960, com a participação estatal no setor
elétrico, através da construção de grandes aproveitamentos hidrelétricos. Cabe ressaltar que
por opção estratégica, principalmente após os choques de petróleo de 1973 e 1979, toda
prioridade foi dada à geração hidrelétrica que, embora renovável, é intensiva em capital e
relativamente baixa em custos de operação e manutenção (RATTNER, 2001).
Até pouco tempo as centrais térmicas tinham papel marginal no sistema elétrico nacional e
muitas foram desenhadas para operar complementando a geração de energia das centrais
hidráulicas nos períodos de poucas chuvas. Isto significa que o sistema era operado de forma a
maximizar o uso do fluxo de águas que passa pelos reservatórios, ficando a operação das
centrais térmicas destinada aos períodos de relativa escassez desse fluxo.
A participação da termoeletricidade se concentra em unidades importantes, localizadas nas
extremidades das redes de distribuição, visando atender especialmente às demandas de ponta
do sistema interligado, além de unidades dispersas em comunidades isoladas e não servidas
pelo sistema interligado de distribuição. Neste caso predomina a geração a óleo diesel
(TRIGUEIRO et al, 2003).
Dada a importância desses aspectos, a geração térmica não adquiriu, ao longo da evolução
histórica do setor elétrico brasileiro, um caráter de produção competitiva com a
hidroeletricidade. Por isso mesmo, tanto o desenvolvimento em maior intensidade como a
modernização ou melhoria na eficiência de suas instalações permaneceram estagnados.
A partir de 2000, com o Programa Prioritário de Termoeletricidade o governo vem
incentivando a implantação de termoelétricas no país, fato que tem como objetivo aumentar a
importância da termoeletricidade na matriz energética brasileira (BERMANN, 2003).
48
No que tange ao papel da termoeletricidade na composição da matriz energética, que, como
visto, deverá crescer significativamente no horizonte de planejamento, as projeções de custo
estudadas pelo Plano Decenal da Eletrobrás, indicam uma crescente competitividade de
plantas que utilizem gás natural exclusivamente ou combinado a outros combustíveis
convencionais, principalmente resíduos e outros subprodutos do refino do petróleo. Além
deste aspecto, a implantação de uma planta termoelétrica tem um prazo de maturação de cerca
de dois anos, bem inferior ao tempo médio de viabilização operacional de um
empreendimento hidroelétrico com potência equivalente (raramente inferior a cinco anos,
considerando apenas o horizonte construtivo) (GEMAL, 2003).
Segundo SILVA et al (2003), o novo ambiente do setor elétrico brasileiro, com participação
efetiva da iniciativa privada em sua expansão, indica uma tendência de incremento no
desenvolvimento em escala de projetos termelétricos nos próximos anos.
4.2 - Programa Prioritário de Termoeletricidade – PPT
Em 24/02/2000 a Presidência da República através do Decreto N.º 3.371/00 instituiu, no
âmbito do Ministério de Minas e Energia – MME, o Programa Prioritário de
Termoeletricidade, calcado na necessidade de conferir mais confiabilidade ao parque gerador
de energia e evitar o risco de déficit energético pela redução do nível de água dos
reservatórios das usinas hidrelétricas.
O Ministério de Minas e Energia, através da Portaria N.º 43 de 25/02/2000, relacionou os 49
empreendimentos a serem implantados em 18 Estados Brasileiros, constantes do Programa
Prioritário de Termoelétricas 2000/2003. Este programa visava aumentar no período a oferta
de energia no país.
O Programa Prioritário resultou em uma mudança acentuada no planejamento de curto prazo
da matriz de expansão do sistema elétrico brasileiro, pois o incremento da expansão da
49
geração termoelétrica foi alterado significativamente no período 2000-2003. O Plano Decenal
da Eletrobrás 1999-2008 previa neste período um incremento de 8,5 GW, valor
significativamente inferior aos de 21,5 GW do Programa Prioritário de Termoelétricas.
O primeiro plano de inserção do gás natural na matriz energética focava a geração termoelétrica – de fato, esse seria o melhor impulso que o setor de gás natural poderia receber. Mas isso não bastou: hoje o país tem uma oferta de geração maior do que a demanda, e o gás natural ainda não desenvolveu um mercado que absorva seus excedentes. Algumas ações vem sendo realizadas – o GNV vem ganhando espaço entre os combustíveis, a cogeração está em pauta na indústria, e o desenvolvimento de novas tecnologias permite levar o gás natural a novos mercados. O desafio é desenvolver um planejamento integrado, envolvendo ações desde a produção até o uso final. (BOSCO, 2003)
Segundo BOSCO (2003), o que ocorreu realmente foi que o consumo de gás natural nos
segmentos industrial e de geração elétrica, justamente onde se depositavam as esperanças dos
maiores ganhos, depois de uma arrancada inicial, não corresponderam às expectativas. Os
segmentos residencial e comercial apresentaram algum crescimento, mas seus números são
ainda pequenos, o que os torna pouco significativos em termos globais. A estrela é,
incontestavelmente, o setor automotivo, o GNV – Gás Natural Veicular, com crescimento da
ordem de 40 a 50% nos últimos anos. Um breve exame de cada uma destas áreas pode,
eventualmente, lançar luz sobre os motivos destas variações.
4.3 - Plano Decenal da Eletrobrás 2000/2009
No início de 2001, foi editado, o Plano Decenal da Eletrobrás 2000/2009. As diretrizes gerais
de planejamento para o setor de geração elétrica previstas por este Plano orientam para este
período uma expansão da oferta de energia elétrica de 45,1 GW, com base em um crescimento
do consumo total de energia elétrica de 5,0% ao ano.
50
Caso a previsão do Plano seja concretizada, a oferta de energia elétrica no período de dez anos
deverá passar de 64,3 GW para 109,4 GW, incluindo as parcelas de energia importadas
através de interligações com países vizinhos.
A análise do Plano Decenal 2000/2009 da Eletrobrás, do ponto de vista das tipologias de
combustível, mostra que o mesmo prevê uma expansão até 2009 de cerca de 18,6 GW de
geração com térmicas convencionais e em ciclos combinados (excluídos os 2,6 GW
nucleares), sendo aproximadamente 90% destes com gás natural.
Quanto ao combustível necessário para a expansão da termoeletricidade na matriz energética
nacional, pudemos constatar que em setembro de 2003 a Petrobras confirmou a descoberta de
grandes reservas de gás natural na bacia de Santos. O volume de 419 bilhões de m3 significa
triplicar as reservas provadas no Brasil.
Segundo PIRES (2003), em seu artigo “Mais reservas de Gás Natural e mais incertezas”, esta
notícia é um grande motivo para comemorações, mas o autor acredita que dificilmente as
novas descobertas irão alterar, até o final desta década, a participação do gás natural na matriz
energética brasileira.
Existe no Brasil um conjunto de restrições próprias ao contexto da indústria do gás natural que inibe tanto o crescimento acelerado da demanda, como a expansão dos investimentos em infra-estrutura. A elevação dos preços do produto, o atraso e a suspensão dos investimentos em termoelétricas, a retração da atividade industrial e as dificuldades em deslocar este combustível têm impedido um maior crescimento do consumo de gás natural no país. (PIRES, 2003).
PIRES (2003) enfatiza a importância de entendermos que, ao contrário das reservas do
petróleo, as reservas de gás natural levam mais tempo para atingir o mercado consumidor.
Pois conforme discorre no artigo anteriormente citado, o escoamento da produção de gás
natural demanda a expansão e construção de dutos de transporte e de distribuição. Exige,
também, mudanças técnicas e investimentos necessários à conversão dos novos consumidores
para a utilização do combustível.
51
CAPÍTULO 5 - Tecnologias de geração termoelétrica 5.1 – Introdução
As máquinas térmicas instaladas em usinas para geração de eletricidade, podem ser agrupadas
em máquinas de combustão interna (motores e turbinas a gás), ou máquinas de combustão
externa (turbinas a vapor). A qualidade dessas máquinas térmicas pode ser avaliada pelo
conhecimento do seu consumo específico e rendimento térmico, os quais dão indicações das
suas reais condições operacionais e de manutenção (REIS, 2003).
Os ciclos teóricos das máquinas de combustão interna são os Ciclos Otto, Diesel e Joule ou
Brayton e das máquinas de combustão externa é o Ciclo Rankine.
Segundo REIS (2003), estes ciclos são constituídos das 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 em cada ponto na medida em
que elas evoluem na máquina. As transformações das propriedades termodinâmicas durante a
operação das máquinas térmicas são chamadas de transformações termodinâmicas.
Os Ciclos Otto e Diesel são geralmente utilizados para os grupos geradores de pequeno porte e
os ciclos Rankine e Brayton são para a produção de grandes blocos de potência. Neste
trabalho analisaremos somente os ciclos Rankine e Brayton, pois são os mais comumente
utilizados quando temos como combustível o gás natural (REIS, 2003).
A combinação do ciclo Brayton com o ciclo Rankine é designada como ciclos combinados,
que também podem estar associados à cogeração (ABDALAD, 1999).
A cogeração é a geração simultânea de energia térmica e mecânica, a partir da mesma fonte
primária de energia. A energia mecânica pode ser usada na forma de trabalho ou transformada
52
em energia elétrica através de gerador de eletricidade, a energia térmica é utilizada como fonte
de calor para um processo no setor industrial, comercial ou de serviços (ABDALAD, 1999).
5.2 – Ciclo a Vapor Rankine
O ciclo Rankine ou ciclo a vapor é usado nas centrais térmicas convencionais e consiste
basicamente de uma caldeira, uma turbina a vapor, um condensador e um sistema de bombas.
O rendimento da central depende da pressão e da temperatura do vapor na entrada da turbina e
da pressão na saída da turbina (SANTOS, 2000).
Segundo SANTOS (2000), a maioria das usinas termoelétricas existentes no mundo,
consumindo combustíveis fósseis (carvão mineral e óleo combustível) e nucleares, operam de
acordo com o ciclo Rankine. A sua maturidade tecnológica faz com que poucas novidades
sejam introduzidas no que diz respeito ao ciclo térmico. Mas, uma série de inovações tem
surgido com respeito ao processo de combustão e às caldeiras no sentido de reduzir os
impactos ambientais de combustíveis poluentes.
O rendimento térmico nominal típico de uma usina termoelétrica a vapor, construída entre a
segunda metade dos anos 70 e a primeira dos anos 80, era da ordem de 40-42%. No entanto,
eficiências mais elevadas, da ordem de 45-47%, têm sido alcançadas no atual estado da arte,
devido às maiores exigências da legislação ambiental em vários países, principalmente em
relação às emissões de óxidos de enxofre e material particulado (MAGRINI et al, 2001).
Tais exigências justificaram esforços adicionais para que eficiências mais elevadas pudessem
ser alcançadas, o que tem sido conseguido com a elevação dos parâmetros do vapor gerado
(elevação da pressão e da temperatura), melhoria do projeto das palhetas das turbinas a vapor,
otimização do escape das turbinas e redução de perdas em geral. Eficiências mais elevadas da
ordem de 50% são esperadas para as centrais que entrarão em operação em 2005 e de 55% são
prognosticadas para 2020 (MAGRINI et al, 2001).
53
O calor residual do vapor da exaustão da turbina a vapor pode ser utilizado em outros
processos, como a cogeração, aumentando assim a eficiência do ciclo até cerca de 85%
(MAGRINI et al, 2001).
5.2.1– Turbinas a vapor
As turbinas a vapor têm a função de transformar a expansão do vapor produzido nas caldeiras
e gerar trabalho. As turbinas a vapor podem ser dos tipos a seguir descritos, podendo ainda
apresentar estágio único ou vários estágios.
Contra-Pressão – O vapor após expandir-se na turbina é destinado a algum
outro processo ou liberado para a atmosfera. É a turbina mais simples e é
utilizada principalmente em circuitos de cogeração (REIS, 2003).
Extração-Contrapressão – Quando os processos a jusante da turbina
operam em mais de um nível de pressão adotam-se turbinas com extração
do vapor. Existem sistemas com extrações controladas (válvulas de
controle) e outros em que a vazão de extração é função das condições de
escoamento na turbina e pressões de processo(REIS, 2003).
Extração–Condensação – O vapor após deixar a turbina cede calor em um
condensador, trocando de fases e sendo novamente bombeado à caldeira.
A turbina pode apresentar extração de vapor para processo. Neste sistema,
a flexibilidade de operação é muito maior e o condensador absorve a
variação de carga quer na demanda de energia elétrica, quer na demanda
de vapor para processo (REIS, 2003).
5.3 – Ciclo Brayton - Turbinas a gás
O ciclo é realizado através do uso de turbinas a gás. Em geral, as turbinas a gás trabalham em
ciclo aberto e utilizam o ar e produtos de combustão como fluidos de trabalho. O ciclo se
completa na atmosfera, de onde se extrai o ar utilizado e para onde se descarregam os gases de
combustão (SANTOS, 2000).
54
Segundo SANTOS (2000), as turbinas a gás consistem basicamente de um compressor de ar,
de um combustor e de uma turbina de expansão. À medida que a turbina gira, ar atmosférico é
comprimido pelo compressor; o ar descarregado pelo compressor é então introduzido no
combustor (ou câmara de combustão) onde é misturado com o combustível e queimado. Os
gases quentes resultantes são expandidos através da turbina, transformando energia térmica
em energia mecânica no eixo. Parte considerável da energia mecânica é usada para
acionamento do próprio compressor da turbina a gás, enquanto o restante é transferido para a
carga (gerador elétrico ou outro equipamento). A Figura 05 a seguir ilustra um esquema
representativo destes sistemas:
Figura 5 - Turbina a Gás em Ciclo aberto - Adaptado de (REIS, 2003)
As turbinas a gás são utilizadas na termoeletricidade desde os anos 40 (Séc. XX) e seu grande
desenvolvimento deve-se, principalmente, a sua utilização na indústria aeronáutica e militar
(GARCIA, 2002).
As turbinas a gás classificam-se em dois tipos principais: aeroderivativas e industriais. As
aeroderivativas são baseadas em modelos utilizados na indústria aeronáutica, apresentando
maior relação potência/peso, eficiência e facilidade para acompanhar variações de carga do
que as do tipo industrial. As do tipo industrial são mais simples e robustas, de maior vida útil,
resistentes aos ambientes agressivos e mais flexíveis quanto aos combustíveis (GARCIA,
2002).
Entrada de ar
Compressor
Gás combustível
Sistema de Combustão
Turbina
Gases de escape
Eletricidade ~
Gerador
55
Segundo REIS (2003), restrições da oferta de gás natural e o baixo rendimento térmico das
turbinas a gás operando em ciclo simples foram durante muitos anos as principais razões para
o pequeno espaço que essa tecnologia teve no setor elétrico, por outro lado, em função do
baixo volume das vendas, os custos unitários de capital ($/kW instalado) das turbinas a gás
também eram altos o suficiente para reforçar este quadro.
Com o aumento da oferta de gás natural e dos esforços de desenvolvimento das turbinas a gás,
as eficiências térmicas começaram a subir de forma substancial e contínua, enquanto os custos
unitários passaram a cair.
Segundo LORA et al (2004), as turbinas a gás caracterizam-se por uma eficiência
relativamente baixa (36 a 37%), como conseqüência da alta temperatura dos gases de
exaustão. Com a aplicação em ciclos combinados, os gases de exaustão da turbina a gás são
usados como fonte de calor do ciclo a vapor, permitindo aumentar a eficiência até a faixa de
55 a 58%, com perspectivas de atingir uma eficiência na ordem de 62%.
5.4 - Ciclos Combinados
Os ciclos combinados resultam da combinação do ciclo Brayton com o ciclo Rankine. A
recuperação da energia (calor) dos gases de exaustão das turbinas a gás, ciclo Brayton
(temperatura da ordem de 500 ºC) é feita em uma caldeira através da geração de vapor, que
expande em turbinas a vapor (ciclo Rankine), produzindo potência adicional e eventualmente
também vapor para processo (cogeração). A combinação dos dois ciclos permite a obtenção
de altas eficiências globais na produção de energia elétrica. (REIS, 2003).
As usinas de ciclo combinado têm como um dos seus principais elementos um gerador de
vapor capaz de recuperar parte do calor dos gases de exaustão das turbinas a gás (Heat
Recovery Steam Generator - HRSG). Com isto, a eficiência térmica eleva-se
56
substancialmente, como está ilustrado na figura abaixo, pois o vapor assim produzido aciona
uma turbina, sem necessidade de queima de combustível adicional (REIS, 2003).
Figura – 06 - Ciclo combinado com turbina a gás e turbina a vapor - Adaptado de (REIS, 2003)
Segundo REIS (2003), é indicada também a possibilidade de utilização de queimadores
suplementares de combustível, na caldeira de recuperação de calor, após a exaustão de gases
da turbina a gás, uma vez que estes gases possuem excesso de ar, sendo aproximadamente
15% a quantidade de oxigênio presente nos gases de exaustão.
Esta queima suplementar aumenta a energia térmica dos gases de exaustão, possibilitando
maior produção de energia elétrica na turbina a vapor.
A Tabela 09 apresenta os valores médios encontrados na literatura para os parâmetros
técnicos-econômicos de diferentes tipos de centrais termoelétricas:
Entrada de ar
Gás combustível
Turbina a Gás
Eletricidade ~
Gerador Eletricidade ~
Gerador
Turbina
a Vapor
Bomba de alimentação de
água
~ Condensado 2
Água de resfriamento
Exaustão da Turbina a Gás
HRS
Gases de escape
Vapor
Alimentação 3 Condensador
57
Tabela 09 – Parâmetros técnicos-econômicos de diferentes centrais termoelétricas
Parâmetro Central a vapor Turbina a gás Ciclo combinado Potência nominal
por unidade (MW) 20 - 1200 0,5 - 340 7 - 800
Custo específico (US$/kW)
600 - 1400 300 – 350 400 - 800
Tipo de combustível
utilizado
Sólido líquido ou gasoso
Diesel especial ou gás natural
Diesel especial ou gás natural
Rendimento (%) 42 – 44,5 36-37 55-60 Tempo de vida
(horas) 100.000 100.000 100.000
Tempo de montagem (meses)
40 10 20
Fonte: LORA et al (2004) - Geração termoelétrica: planejamento, projeto e operação.
Segundo LORA et al (2004), a principal desvantagem das centrais termoelétricas de ciclo
combinado está na sua limitação em relação com o tipo de combustível, pois só é possível a
utilização de gás natural ou diesel especial. Vários programas estão em execução no mundo,
visando o desenvolvimento das centrais termoelétricas de ciclo combinado para carvão
mineral, mediante a gaseificação prévia do mesmo.
Analisando os dados da Tabela 09, podemos concluir que as centrais termoelétricas com
ciclos combinados apresentam um maior rendimento e maior eficiência na combustão.
Em artigo intitulado “Influências dos custos de externalidades sobre os custos de geração em
centrais termoelétricas”, SALOMON et al (2004), realizaram um estudo visando a
determinação da influência do custo ambiental na geração de eletricidade em centrais
termoelétricas, custos estes que incluem a valoração dos impactos ambientais (externalidades)
e o investimento com os equipamentos de controle ambiental para diferentes tecnologias de
geração térmica. Sendo que os objetivos específicos deste trabalho são a identificação das
externalidades embutidas no custo específico de MWh de energia gerada por cada uma das
tecnologias propostas, assim como a viabilidade econômica de cada uma dessas tecnologias.
A análise dos resultados mostrou que a tecnologia que apresenta o menor custo de geração de
eletricidade para os casos que considera o controle ambiental e as externalidades foi a
58
tecnologia Ciclo Combinado a gás natural, pois essa tecnologia possui um efeito considerável
no meio ambiente para a redução de emissões específicas de CO2 e uma emissão mínima de
SO2, o que na consideração dos custos ambientais foi um fator relevante.
5.5 – Cogeração
Os sistemas de cogeração são aqueles em que se faz, simultaneamente, e de forma
sequenciada, a geração de energia elétrica ou mecânica e energia térmica (calor de processo
e/ou frio), a partir da queima de um combustível, tal como os derivados de petróleo, o gás
natural, o carvão ou a biomassa. O calor é fornecido geralmente para processos industriais e a
eletricidade para uso da própria indústria ou conexão à rede pública.
As usinas de geração de eletricidade associadas com a geração de calor podem variar muito
quanto à eficiência de conversão da fonte primária. A melhoria desses índices contribuirá para
a redução dos índices de emissões de poluentes, em função do potencial de aproveitamento de
maior parcela de energia contida no combustível, seja através da eficiência de conversão ou
pelo maior somatório resultante em termos de serviço final da energia.
Segundo VELÁZQUEZ (2000), a cogeração além de prover um melhor uso para a energia do
combustível, reduz o impacto ambiental, especialmente quanto às emissões gasosas. Ao lado
destas vantagens econômicas e ecológicas, há alguns pontos negativos na cogeração. Como o
vapor e a água quente não podem ser levados a longas distâncias, deverão existir localmente
demandas para suas produções, sem o que a eficiência térmica global do processo ficará
prejudicada. Além disto, estas utilidades deverão ser geradas às temperaturas requeridas
localmente. Por estes motivos, a energia elétrica tem geralmente um peso maior que o calor, e
as avaliações econômicas de uma instalação têm que levar estes fatos em consideração.
59
A cogeração constitui uma alternativa adequada por representar soluções locais, dispersas e de menor porte. As unidades de cogeração instaladas junto às indústrias, centros comerciais, hotéis, aeroportos, hospitais e outras concentrações de consumo de eletricidade e energia térmica, permitem o atendimento dessas importantes parcelas do mercado sem a necessidade de elevados investimentos adicionais em transmissão e distribuição, liberando a energia já disponível para outros usuários de menor consumo. Com isso se privilegia a maior eficiência na produção e no uso de energia e a integração da política de desenvolvimento energético com as demais políticas nacionais. (VELÁZQUEZ,2000)
A seleção, avaliação e eventual implementação de uma instalação de cogeração são tarefas
complexas, que pressupõem um conhecimento detalhado das demandas de calor, eletricidade e
seus respectivos custos. Provavelmente cada instalação terá mais de uma solução, todas
exigindo estudos minuciosos dos aspectos técnicos e econômicos para que a melhor dentre
elas seja selecionada. Este trabalho não se propõe a descrever com detalhes todos os passos da
seleção e avaliação de uma instalação de cogeração, abordará portanto, apenas aspectos de
maior relevância e alguns exemplos gerais.
Segundo ABDALAD (2000), os fatores-chave e tendências emergentes observadas quanto ao
papel da cogeração no setor energético mundial são os seguintes:
• A comunidade mundial enfrenta significativos desafios ambientais, de conservação de
energia e garantia de suprimento de combustíveis;
• Novas tecnologias, especialmente de motores e turbinas, permitem uma variada gama
de oportunidades de cogeração em pequena escala e localizadas próximas ao
consumidor final;
• Várias dessas tecnologias podem ser dirigidas para o uso de gás natural a altas
eficiências, sendo que outros combustíveis (biomassa) e materiais também podem ser
previamente gaseificados;
• O meio ambiente, o consumidor e o custo real da energia são novos fatores a
interagirem no mercado de energia, e a cogeração tem vantagens em termos de custos
e de requisitos ambientais.
60
Segundo LORA et al (2004), esta tecnologia expandiu-se recentemente de modo diferenciado
das condições de seu primeiro ciclo de expansão, podendo-se identificar assim, duas fases
distintas, a tradicional e a moderna, conforme indicado na Tabela 10 a seguir:
Tabela 10 – Evolução da Cogeração
Cogeração tradicional Cogeração moderna
Motivação básica Auto-suficiência de energia
elétrica Venda de excedentes
e redução de emissões
Equipamentos de geração predominante
Turbinas a vapor Turbinas a gás e ciclos combinados
Combustíveis empregados Residuais (bagaço, cascas) Todos Relação com a concessionária
Operação independente Operação interligada
Fonte: LORA et al (2004) - Geração termoelétrica: planejamento, projeto e operação.
Ainda segundo LORA et al (2004), um exemplo típico da cogeração tradicional, e com
amplas possibilidades de aperfeiçoamento, é encontrado na indústria sucroalcooleira, onde o
bagaço da cana-de-açúcar é o combustível empregado para a produção de vapor, que, após
acionar as turbinas da moenda e do turbogerador, atende a demanda de calor no processo
industrial. Outro exemplo refere-se às centrais de utilidades das plantas de produção de
celulose, a partir de madeira, que concentram e queimam o resíduo dos digestores de produção
da polpa, o licor negro, recuperando produtos químicos de valor para o processo produtivo e
produzindo vapor de alta pressão que permite gerar energia elétrica e atender a demanda
térmica no processo industrial. A motivação, nestes casos, tem sido a disponibilidade de
combustíveis residuais e a necessidade de assegurar um suprimento confiável de eletricidade.
Já a cogeração moderna é muito variada, sendo notável a penetração das turbinas a gás, com
seus gases quentes de escape servindo para a produção de vapor de processo em caldeiras de
recuperação, empregadas em todos os setores, inclusive empresas do setor terciário.
5.6 – Exemplos de usinas termoelétricas existentes no estado da Bahia
Nesta seção serão apresentadas características técnicas e operacionais de algumas plantas
termoelétricas localizadas em diferentes municípios do estado da Bahia, abrangendo turbinas a
61
gás, turbinas a vapor, motores a gás, ciclos combinados e cogeração. A capacidade destas
usinas para geração de eletricidade varia de 5,25 MW, caso da Usina de Cogeração da
AMBEV em Camaçari, até 190 MW (Fase I), caso da Usina da Termobahia, localizada no
município de São Francisco do Conde.
a) Termoelétrica – Shopping Center Iguatemi
A Figura 07 ilustra o diagrama físico da planta de cogeração instalada no Shopping Center
Iguatemi em Salvador, considerando apenas a parte térmica.
Essa planta gera energia elétrica e térmica, que é utilizada nos chillers de absorção,
proporcionando conforto térmico aos freqüentadores e funcionários do centro comercial.
Portanto, nesta unidade de cogeração a combustão do gás natural foi utilizada para gerar frio
em um ciclo de absorção e produzir energia elétrica simultaneamente.
Nesse sistema, o gás natural entra no motor juntamente com o ar, produzindo energia elétrica.
São também produzidos água quente e vapor, aproveitando-se parte da energia térmica contida
nos gases de exaustão e nos motores. A água quente é utilizada no chiller de simples estágio e
o vapor é utilizado no chiller de duplo estágio. Dessa forma, os produtos finais da planta são
os 6,4 MWt de energia térmica referentes à capacidade de resfriamento produzida pelos
chillers de absorção e os 8,3 MWe de energia elétrica produzidos nos motores, dos quais 1,3
MWe são consumidos em um chiller de compressão, que ajuda na climatização do shopping.
A potência elétrica gerada será suficiente para atender a maior parte da demanda elétrica do
centro comercial, entretanto, a necessidade de frio será completamente satisfeita.
62
Figura 07- Planta de Cogeração – Shopping Center Iguatemi
Fonte: TORRES et al, 2002 - “Estado da arte da análise energética e exergética em sistemas de cogeração para empresas do setor terciário”.
63
A Tabela 11 a seguir detalha cada corrente desse sistema, mostrando temperaturas e vazões
mássicas.
Tabela 11 – Descrição dos fluidos, temperaturas e vazões mássicas, referentes à Figura 07 Pontos Descrição Temperatura (oC) Vazão mássica (kg/s)
1 Combustível + Ar 25 0,649 2 Gases de Exaustão 355 15,97 3 Gases de Exaustão 158,5 15,97 4 Gases de Exaustão 110 15,97 5 Líquido Saturado 100 23,56 6 Líquido Saturado 91,4 23,56 7 Líquido Saturado 44,9 32,52 8 Líquido Saturado 40 32,52 9 Líquido Saturado 96,3 49,21 10 Vapor 175,2 1,44 11 Líquido Saturado 95 1,44 12 Líquido Saturado 80,5 49,2 13 Líquido Saturado 12 108,8 14 Líquido Saturado 7 108,8 15 Líquido Saturado 37,5 241 16 Líquido Saturado 32 241 17 Líquido Saturado 12 195,2 18 Líquido Saturado 7 195,2 19 Líquido Saturado 37,5 327,3 20 Líquido Saturado 32 327,3 21 Líquido Saturado 92,3 49,21 22 Líquido Saturado 95 1,6 23 Líquido Saturado 80,5 49,21
Fonte: TORRES et al, 2002 – “Estado da arte da análise energética e exergética em sistemas de cogeração para empresas do setor terciário”.
b) Termoelétrica – Braskem
A Figura 08 ilustra uma unidade de Cogeração instalada no Complexo Petroquímico de
Camaçari, localizada no site da Braskem, unidade industrial fornecedora de matérias-primas
de primeira geração e utilidades para as outras indústrias do complexo. Essa planta gera vapor
em três diferentes níveis e energia elétrica, que são distribuídos às demais unidades industriais
instaladas no referido complexo.
A unidade gera 180 MW de energia elétrica e 2100 t/h de vapor, sendo formada por cinco
caldeiras com capacidades nominais individuais de produção de 400t/h de vapor a 12 MPa e
530ºC, quatro turbo-geradores e uma turbina a gás operando em ciclo combinado. As caldeiras
queimam combustíveis líquidos (resíduos de refino, resinas industriais e óleo combustível) e
64
gasosos (gás natural e gases gerados no processo como subprodutos). A água, após ser
desmineralizada em uma unidade de tratamento, é fornecida como make-up aos
condensadores de contato direto. Um desaerador operando a 3,5 bar recebe condensado, água
e vapor e fornece, através das bombas de alimentação, água pré-aquecida para as caldeiras.
Operando a 120 bar e 530ºC, cada turbo-gerador tem capacidade máxima de 42MW. São
feitas extrações de vapor a 42 e 15 bar nas turbinas.
Como mencionado, uma turbina a gás operando em conjunto com uma caldeira recuperadora
de calor fazem parte desse sistema. O vapor é elevado até a pressão nominal nessa última e
enviado para um header de alta pressão. A turbina utiliza gás natural como combustível e seus
gases de exaustão são enviados à caldeira recuperadora, onde ainda é fornecido combustível
adicional para manutenção das condições do vapor (superaquecido a 120 bar e 530ºC).
Figura 08 - Unidade de Cogeração instalada no Complexo Petroquímico de Camaçari Fonte: TORRES et al, 1998 - “Exergetic evaluation of a Cogeneration System in a Petrochemical Complex”.
~
~
1
2
3
4 5 6
7 8
9 10
13
14
15
16 17
18
19
2021
22
23
24
26
27
30
31 32
33 34
35
36
37
3839
Turbo-gerador a vapor
Desaerador
Válvula de expansão
Bombas de alimentação das
caldeiras
Aquecedor
d
Aquecedor de alta
Purgador
Turbina a gás
Caldeira
recuperadora
65
A Tabela 12 detalha cada corrente desse sistema, suas temperaturas e vazões mássicas.
Tabela 12 – Descrição das correntes, temperaturas e vazões mássicas, referentes à Figura 08
Corrente Descrição Temperatura (oC)
Vazão mássica (kg/h)
1 Vapor 120 bar 530 1075000 2 Purga de caldeira 324 15000 3 Água de alimentação de caldeira 250 1090000 4 Ar de combustão p/ caldeira 25 939440 5 Combustível (resíduo de refino) 210 60453 6 Combustível (gás natural) 25 5107 7 Gases de exaustão 140 1005000 8 Vapor p/ turbina 520 825000 9 Extração da turbina (42 bar) 385 372000
10 Extração da turbina (15 bar) 285 453000 11 Energia do turbo-gerador - - 12 Perda p/ o ambiente - - 13 Vapor p/ válvula redutora 520 80000 14 Vapor da válvula redutora 482 80000 15 Vapor p/ desaerador 190 158400 16 Água de make-up 25 747600 17 Retorno de condensado 110 31000 18 Saída de água do desaerador 143,6 1171000 19 Condensado de baixa 170 234000 20 Vapor p/ pré-aquecedor 385 147700 21 Condensado de alta 200 147700 22 Reciclo p/ aquecedor de baixa Sat 147700 23 Água p/ aquecedor de alta 190 1090000 24 Água p/ aquecedor de baixa 144,5 1090000 25 Energia da bomba - - 26 Ar de combustão p/ turbina a gás 25 435571 27 Gás natural p/ turbina a gás 25 6400 28 Energia da turbina a gás - - 29 Perda p/ o ambiente - - 30 Gases de exaustão da turbina a gás 550 441971 31 Gás natural p/ caldeira recuperadora 25 1050 32 Água p/ caldeira recuperadora 144,5 81000 33 Vapor 120 bar 530 80000 34 Gases de exaustão da caldeira
recuperadora 160 443021
35 Purga da caldeira recuperadora Sat 1000 36 Vapor 120 bar 530 250000 37 Vapor 42 bar 385 304300 38 Vapor 15 bar 285 366700 39 Vapor 15 bar 285 86300
Fonte: TORRES et al, 1998 - “Exergetic evaluation of a Cogeneration System in a Petrochemical Complex”.
66
c) Termoelétrica – FAFEN
A Central de Cogeração de vapor e energia elétrica, implantada na área industrial da Fábrica
de Fertilizantes Nitrogenados – FAFEN, localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari, é
constituída de duas turbinas associadas a dois recuperadores de calor, utilizando o gás natural
como combustível.
A empresa promoveu a alteração da capacidade da usina que deverá gerar 133 MW de energia
e vapor de alta e baixa pressão.
A repotenciação da usina permitirá o uso do vapor excedente, que no projeto original seria
comercializado com terceiros, gerando mais energia elétrica que tem escoamento garantido.
A nova configuração da usina contemplará a substituição da turbina a vapor proposta
inicialmente por uma de maior capacidade, inclusão de mais uma turbina a gás associada a
uma terceira caldeira de recuperação e todo sistema periférico de geração e transmissão de
energia.
Nestas condições serão produzidos 133 MW de energia elétrica, 27 t/h de vapor de 42 Kg/cm2
a uma temperatura de 370ºC e 15 t/h de vapor de 15 Kg/cm2 a uma temperatura de 250ºC.
A energia e o vapor gerados tornará a FAFEN auto-suficiente nestas utilidades, atualmente
fornecidas pela Braskem, comercializando o excedente de energia elétrica com outras
empresas, através das distribuidoras autorizadas pela ANEEL.
d) Termoelétrica – TERMOBAHIA
A planta de cogeração de vapor e energia elétrica da Termobahia Ltda. foi implantada no Km
3,5 da BA-523 – Mataripe, município de São Francisco do Conde.
67
A Central Termoelétrica tem capacidade de produção de 190 MW de energia elétrica e 346t/h
de vapor, utilizando gás natural e gás de refinaria como combustíveis, com o pleno
funcionamento da Fase I do empreendimento.
A Termobahia está localizada em área industrial, dispondo de toda infra-estrutura do plano de
contingenciamento da Refinaria Landulpho Alves (RELAM), que deverá garantir tratamento e
ações imediatas para qualquer cenário de risco que possa se materializar na indústria.
A usina termoelétrica montada pela Termobahia se caracteriza pela cogeração em ciclo
combinado, composta de uma turbina a gás, um gerador refrigerado a ar, uma turbina a vapor,
uma caldeira de recuperação de calor e demais periféricos de utilidades e controles
operacionais.
Além da energia elétrica, a usina fornecerá vapor para a Refinaria Landulpho Alves, retirando
de operação geradores de vapor responsáveis atualmente por parte das emissões atmosféricas
desta unidade industrial.
A qualidade de do ar no entorno da Termobahia, deverá ser avaliada pela rede de
monitoramento da RLAM, cujas estações dispõem de informações sobre o background local,
permitindo inferir os valores devidos às emissões da termoelétrica. As emissões atmosféricas
deverão ser rigorosamente ajustadas, para que os padrões de qualidade do ar principalmente
para NO2 não sejam violados.
e) Termoelétrica – AMBEV
A Central de Cogeração de vapor e energia elétrica está implantada na fábrica da AMBEV
localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari, que tem como atividade a produção de
refrigerantes e cerveja. O projeto da Central de Cogeração prevê uma integração com a
unidade industrial da AMBEV, fornecendo vapor e energia para esta fábrica.
68
Com relação ao abastecimento de água, tratamento de efluentes e destinação dos resíduos
sólidos, a central de cogeração funcionará integrada à fábrica da AMBEV, onde os sistemas
atualmente existentes comportam a demanda gerada por este empreendimento.
Os principais equipamentos componentes da Usina de Cogeração são:
01 (um) Gerador central de 6.562 kVA de Potência
01 (uma) Turbina a gás de 5,25 MW de Potência
01 (uma) Caldeira de recuperação de calor para a produção de 35 t/h de
vapor saturado a 10 bar de pressão
01 (uma) Bomba centrífuga.
A energia gerada corresponderá a 80% do consumo nos meses de pico, com auto-suficiência
nos meses restantes.
69
CAPÍTULO 6 - Aspectos ambientais relacionados a plantas de geração termoelétrica
6.1 - Introdução
Na implantação de usinas termoelétricas são introduzidas modificações no meio ambiente,
resultando muitas vezes na alteração do meio físico, biótico, social, econômico e cultural das
áreas de influência destes empreendimentos (ABDALAD, 1999).
Devem ser elaborados nas diferentes etapas de implantação de usinas termoelétricas, um
conjunto de procedimentos e estudos, desde o seu planejamento até a sua operação, de modo a
estabelecer diretrizes que possam conciliar o desenvolvimento econômico e social com a
conservação dos recursos naturais (ELETROBRÁS, 2002).
Neste sentido, é necessário que a intervenção no meio ambiente, através da construção de
termoelétricas, seja criteriosa, de modo a minimizar os impactos negativos previstos. Segundo
(CURRAL, 2003), a implantação de termoelétricas deve ser precedida de estudos que
permitam avaliar e prever os possíveis impactos ambientais resultantes destes sistemas. Estes
estudos implicam em grande parte, em planos de levantamento ambiental da área afetada e na
adoção – nos projetos de engenharia - de medidas que minimizem os efeitos previstos.
Usinas termoelétricas utilizam para a geração de energia, combustíveis como o carvão,
derivados de petróleo, gás, biomassa, etc. Em termos ambientais, cada combustível produz
poluentes em quantidades e características diferentes por unidade de massa queimada.
Em conseqüência do processo de produção de energia elétrica em uma termoelétrica são
gerados efluentes líquidos, emissões atmosféricas e resíduos sólidos, que consistem em
elementos materiais ou energéticos que são lançados no meio ambiente (ELETROBRÁS,
2002).
70
A composição química dos efluentes líquidos, emissões atmosféricas e resíduos sólidos pode
variar conforme o combustível usado.
Neste capítulo serão descritos e avaliados os efluentes provenientes da operação de usinas
termoelétricas. Serão apresentadas algumas técnicas de controle e abatimento de emissões
atmosféricas, sendo que os efluentes líquidos e resíduos sólidos também serão abordados, e a
questão da demanda de água em função da operação de uma termoelétrica.
6.2 - Emissões atmosféricas
Os efluentes aéreos emitidos por uma usina termoelétrica são divididos em duas classes:
efluentes primários, onde os elementos constituintes não participam de nenhuma reação na
atmosfera (sendo poluentes por si só), e efluentes secundários, que são elementos que reagem
com a atmosfera, participando de uma série de reações resultando em outros produtos que são
poluentes (GARCIA, 2002).
Os poluentes aéreos emitidos por termoelétricas são transportados pelo vento e diluídos por
turbulência atmosférica até eles serem depositados no entorno tanto por difusão turbulenta
(deposição seca) quanto por precipitação (deposição úmida). Além disto parte destes
poluentes primários participam de reações químicas na atmosfera para formar poluentes
secundários, como o ácido nítrico e o ozônio (GARCIA, 2002).
As emissões atmosféricas são constituídas por gases e materiais particulados, capazes de
afetar a atmosfera de forma física e/ou química.
Segundo VIEIRA; NEGRI (1999), os principais poluentes primários gerados em turbinas a
gás queimando gás natural são os óxidos de nitrogênio (NOX) e em menor escala o monóxido
de carbono (CO), compostos orgânicos voláteis (VOCs,), material particulado (MP) e óxidos
71
de enxofre (SOX). São emitidos também os gases relacionados ao efeito estufa, quais sejam:
dióxido de carbono (CO2), óxido nitroso (N2O) e metano (CH4).
No caso de modernas usinas com turbinas a gás em ciclo combinado utilizando gás natural, a
principal atenção é o sobre o NOX, que na atmosfera com a presença de luz pode reagir com
hidrocarbonetos formando Ozônio (O3), danoso à saúde pública (NEGRI, 2002).
6.2.1 - Material particulado
Material particulado é a denominação genérica que engloba a fumaça, fuligem e cinzas. Estas
partículas poluentes não são quimicamente uniformes, pois ocorrem em uma larga variedade
de tamanhos, formas e composições químicas (GARCIA, 2002).
Segundo GARCIA (2002), fuligem são pequenas partículas de carbono e material carbonoso,
parcialmente oxidado, isoladas ou impregnadas com as cinzas resultantes da combustão
completa do restante do combustível. A fuligem é o que podemos chamar de fumaça preta.
A fumaça propriamente dita, ou a “fumaça branca”, é constituída por gotículas de
hidrocarbonetos ou outros produtos químicos voláteis não queimados (GARCIA, 2002).
A quantidade de partículas também está relacionada ao conteúdo de cinzas do combustível. O
carvão tem elevado teor de cinzas, chegando a 50% em alguns tipos de carvão brasileiro. A
seguir temos o óleo combustível, ainda com incidência grande de partículas, e este valor
reduz-se no óleo diesel, e praticamente se anula no gás natural (ELETROBRÁS, 2002).
Segundo CARVALHO JR e LACAVA (2003), o comportamento das partículas na atmosfera
depende principalmente do seu tamanho, que varia de 0,001 a 500 µm. A maior parte das
partículas tem diâmetro variando entre 0,1 e 10 µm. Partículas muito pequenas movem-se
aleatoriamente como moléculas de gás e, na prática não se depositam no solo, permanecendo
na atmosfera durante períodos indefinidos de tempo. Por sua vez, partículas maiores
72
depositam-se rapidamente e permanecem por muito pouco tempo na atmosfera. As
características gerais das partículas em razão de seu tamanho são mostradas na Tabela 13.
Tabela 13 – Características das partículas
Tamanho Velocidade de deposição Características do movimento
< 0,1 µm 4x10-5 cm/s a 0,1 µm Movimento aleatório, similar ao de moléculas de
gás. 0,1 –20
µm
4x10-3 cm/s a 1 µm Partículas seguem o movimento do gás no qual
se encontram. > 20 µm 30 cm/s a 100 µm Partículas depositam-se
facilmente Fonte: Carvalho Júnior; Lacava (2003).
O particulado com tamanho inferior a 0,1 µm é denominado fuligem e sua formação está
associada às reações de craqueamento dos hidrocarbonetos, ou seja, complexas reações em
fase gasosa que geram núcleos condensados sólidos. Essas reações competem com o
mecanismo de oxidação dos hidrocarbonetos, sendo mais pronunciadas em situações de
combustão rica e elevada temperatura (CARVALHO JR; LACAVA, 2003).
Apesar de as reações de formação de fuligem serem em fase gasosa, ela é observada com
maior intensidade em chamas de combustíveis líquidos, principalmente pela maior dificuldade
de mistura entre o combustível vaporizado e o oxigênio.
Além da fuligem, combustíveis líquidos com a presença de hidrocarbonetos menos voláteis
podem levar à formação de particulados. Os compostos mais voláteis vaporizam rapidamente,
no entanto os menos voláteis, permanecendo muito tempo em elevada temperatura, podem
sofrer decomposição térmica levando à formação de coque (estrutura porosa sólida de
carbono) (CARVALHO JR; LACAVA, 2003).
73
Listamos a seguir na Tabela 14 os fatores de emissão de particulados para alguns processos
específicos de combustão.
Tabela 14 – Fatores de emissão de particulados para alguns processos de combustão
Processo de combustão Fator de emissão Óleo combustível em usinas termoelétricas 1,85 kg/m3 de óleo Gasolina em veículos automotivos 1,44 kg/m3 de gasolina Óleo diesel em veículos automotivos 13,2 kg/m3 de óleo diesel Gás natural em caldeiras 16 a 80 x 10-6 kg/m3 de gás natural Gás natural em usinas termoelétricas 240 x 10-6 kg/m3 de gás natural
Fonte: Carvalho Júnior e Lacava, 2003.
Devido ao tamanho variado das partículas geradas nos processos de combustão, fica claro que
um único equipamento não será efetivo para coletar as partículas. Para partículas maiores, a
velocidade de deposição é usada como parâmetro de projeto. Para partículas pequenas,
contudo, a velocidade de deposição não pode ser considerada. Evidentemente, uma melhor
eficiência (e menos combustível) também contribui para reduzir a incômoda presença de
partículas na atmosfera (GARCIA, 2002).
A seguir discutiremos cinco tipos de dispositivos redutores de emissões de partículas:
a) Câmara de deposição gravitacional
Dos dispositivos separadores, as câmaras de deposição gravitacional são os mais simples. O
princípio de funcionamento desse dispositivo baseia-se na gravidade. O parâmetro de projeto
mais importante no caso é a velocidade terminal da partícula (vt), a qual constitui a máxima
velocidade vertical que a partícula obtém em queda livre.
b) Separadores centrífugos ou ciclones
Os produtos de combustão entram tangencialmente, e a força centrífuga atira as partículas na
parede cilíndrica onde, então, estas partículas escorregam para a parte inferior em que são
coletadas.
74
O movimento dos gases para dentro e para fora do dispositivo é mostrado pelas espirais. Um
ciclone, em geral, remove partículas maiores que 10 µm.
c) Separadores úmidos
Há vários tipos de separadores úmidos, um dos mais simples é o tipo spray. A remoção das
partículas resulta da colisão com as gotículas de água. Os produtos de combustão fluem para
cima e se encontram com partículas de água formadas por nebulizadores tipo pressão. Um
eliminador de névoa no topo do dispositivo remove a água arrastada pelos gases. Os gases
limpos saem pelo topo e a água com partículas é removida por baixo.
O dispositivo é, em geral, eficiente para partículas de diâmetros superiores a 10 µm. Altas
eficiências podem ser obtidas para partículas de diâmetros tão pequenos quanto 1 µm se a
pressão do spray for elevada. São normalmente usados de 1 a 5 litros de água para limpar 4 m3
de gás.
d) Filtros
Existem diversos tipos de separadores que trabalham com filtros de mangas. Os filtros são
normalmente na forma cilíndrica e dispostos em fileiras múltiplas para que haja uma área
relativamente grande para a passagem dos gases. Para limpezas desses filtros, utiliza-se um
vibrador, ou jatos de ar em fluxo reverso, ou ainda jatos pulsantes de ar. Neste último caso, a
limpeza realiza-se por meio de um pulso de ar a alta pressão, que expande violentamente a
manga.
e) Precipitadores eletrostáticos
O precipitador eletrostático é altamente eficiente para partículas pequenas. Esse dispositivo
produz uma carga elétrica nas partículas, as quais são, então, atraídas para eletrodos de coleta
por ação de forças eletrostáticas.
A operação de precipitação envolve quatro passos, mostrados a seguir:
a) Um intenso campo eletrostático é mantido entre os eletrodos de descarga e os de
coleta;
75
b) As partículas tornam-se eletricamente carregadas quando submetidas a um forte campo
eletrostático;
c) As partículas carregadas negativamente, ainda na presença de um campo eletrostático,
são atraídas para os eletrodos aterrados carregados positivamente;
d) As partículas são removidas dos eletrodos de coleta, por batimento, para depósitos.
6.2.2 - Óxidos de enxofre (SOx)
O enxofre presente naturalmente nos combustíveis transforma-se em óxidos de enxofre
durante a combustão, principalmente dióxido de enxofre (SO2). A concentração resultante do
gás nos produtos de combustão é uma função da porcentagem de enxofre contida no
combustível e da razão ar/combustível.
As quantidades de enxofre contidas nos combustíveis fósseis mais comuns são: carvão 0,1% a
6%, óleo residual 0,75% a 3%, gasolina cerca de 0,04% e diesel cerca de 0,22%. O gás natural
em sua composição primária é livre de enxofre, no entanto uma pequena quantidade de
enxofre é acrescentada ao gás por questão de segurança, para que ele deixe de ser inodoro
(CURRAL, 2003).
Segundo a Agência de Proteção Ambiental americana, temos para o SO2, os fatores de
emissão mostrados na Tabela 15.
Tabela 15 – Fatores de emissão de SO2 para diferentes processos.
Combustível e tecnologia utilizada Fator de emissão de SO2 Óleo combustível n. 5 (queima frontal e
queima tangencial) 18,84 kg/m3
Diesel (caldeiras industriais) 17,04 kg/m3 Gás natural (queima frontal e queima
tangencial) ----
Carvão betuminoso (queima frontal, queima tangencial e stokers)
19,00 kg/t
Fonte: Carvalho Júnior e Lacava, 2003.
76
Na atmosfera o SO2 oxida-se, dando origem a sulfatos e gotículas de ácido sulfúrico. Com
relação às emissões decorrentes da utilização do gás natural como combustível em
termoelétricas, deve-se considerar a presença de enxofre na sua composição, muito embora
sua presença seja significativamente inferior aos demais combustíveis fósseis. No entanto, o
gás natural torna muitas vezes dispensáveis as custosas instalações de dessulfurização e
eliminação de cinzas que são exigidas nas térmicas a carvão e a óleo (STAMM, 2003).
Segundo REIS (2003), existe uma diversidade muito grande de dispositivos para se reduzir e
controlar as emissões de SO2. Apesar disso, esses dispositivos se encaixam nos três conceitos
básicos de atuação para controle desse poluente:
A prevenção de sua formação, retirando o enxofre do combustível antes
da queima, processo conhecido como dessulfurização do combustível;
A atuação no processo de combustão de tal forma que um material
absorvente reduza o SO2 formado ainda na câmara de combustão;
A “limpeza” do gás após a combustão usando material absorvente,
processo conhecido como dessulfurização dos produtos de queima.
A situação ideal para baixas emissões de dióxido de enxofre é a utilização de combustíveis
com menor teor de enxofre possível. Dessa forma, para aplicações industriais, o combustível
mais atrativo é o gás natural, que no Brasil vem ganhando cada vez mais espaço desde o novo
direcionamento da matriz energética nacional.
6.2.3 - Óxidos de nitrogênio (NOx)
NOX é o termo geral que designa a soma de monóxido de nitrogênio (NO) e dióxido de
nitrogênio (NO2), os dois componentes de nitrogênio mais emitidos em processos de
combustão. Normalmente, as quantidades de NO formadas são muito maiores que as de NO2.
Contudo, uma vez lançado na atmosfera, o NO rapidamente se transforma em NO2 e as taxas
de emissão mássica de NOX são sempre calculadas considerando seus dois compostos, como
exclusivamente NO2 (GARCIA, 2002).
77
O NOX emitido durante a combustão depende da composição do combustível, do modo de
operação e do projeto dos queimadores e da câmara de combustão. Cada um desses
parâmetros é significativo em relação ao nível final de NOX emitido.
Segundo a EPA, Agência de Proteção Ambiental americana, temos, para o NOX, os seguintes
fatores de emissão estimados para diferentes combustíveis, conforme a Tabela 16 a seguir. As
taxas de emissão de NOX variam fortemente com as condições de combustão e os dados desta
tabela devem ser tomados apenas como uma estimativa primária.
Tabela 16 – Fatores de emissão de NOX para diferentes processos
Combustível e tecnologia utilizada Fator de emissão de NOX Óleo combustível n.º 5 (queima frontal em centrais termoelétricas)
8,04 kg/m3
Diesel (caldeiras industriais) 2,4 kg/m3 Gás natural (caldeiras de grande porte com queima frontal)
4.480 x10-6 kg/m3
Carvão betuminoso (caldeiras de grande porte com queima frontal)
6,0 kg/t
Bagaço de cana 1,2 kg/t Fonte: Carvalho Júnior e Lacava, 2003.
O problema ambiental mais acentuado nas instalações a gás natural é o de emissão de óxidos
de nitrogênio. O gás natural tem uma pequena quantidade de enxofre e, portanto as emissões
de SO2 são muito baixas. Por outro lado, as emissões de NO e NO2 das turbinas a gás podem
ser consideradas mais preocupantes.Uma turbina a gás tem níveis maiores de NOX do que
caldeiras a óleo ou carvão porque a relação entre o ar e o combustível é muito maior na
queima do gás (ELETROBRÁS, 2002); (CURRAL, 2003).
O NO pode ser formado a partir de três mecanismos:
a) NO térmico - É formado devido à decomposição de N2 atmosférico, com a presença de O2
em chamas com altas temperaturas. Sendo este o principal mecanismo de formação de NO. A
elevada temperatura presente na chama provoca a dissociação do oxigênio do ar em átomos
reativos, que combinam com as moléculas de nitrogênio presentes no ar. Conforme NEGRI
(2002), o NO térmico responde pela reação predominante do gás natural em turbinas a gás.
78
O meio mais comum de formação do NOX é a oxidação do N2 presente no ar, conhecido como
NOX atmosférico. Para sistemas pré-misturados, uma estimativa de sua taxa de formação pode
ser feita pela consideração de equilíbrio químico dado pela reação:
N2 + O2 ↔ 2NO
No entanto, a formação do NO não surge de um simples ataque do oxigênio molecular sobre o
nitrogênio. Na realidade, o N2 atmosférico reage com átomos de oxigênio provenientes da
dissociação do O2 ou da reação entre H e O2, formando os radicais O e OH (NEGRI, 2002);
(GARCIA, 2002); (CURRAL, 2003):
H + O2 ↔ O + OH (a)
A reação (a) faz parte do submecanismo reacional H2-O2 dentro do processo de combustão
dos hidrocarbonetos, considerada uma das reações de iniciação de tal submecanismo. O
ataque do O sobre o N2 inicia o mecanismo reacional conhecido como mecanismo de
Zeldovich ou NO térmico, apresentado pelas reações a seguir (NEGRI, 2002); (GARCIA,
2002); (CURRAL, 2003); (LORA, 2004):
N2 + O NO + N (b)
N + O2 NO + O (c)
N + OH NO + H (d)
A formação de NO é extremamente dependente da temperatura e, em menor importância, das
concentrações de O2 e N2. Dessa forma, fica evidente que a melhor maneira de controlar a
formação do NO térmico é evitar picos de temperatua. A importância da temperatura elevada
para a formação do NO, acima de 1.500 ºC, decorre do fato de a reação (b), que inicia o
mecanismo de Zeldovich, possuir elevada energia de ativação (NEGRI, 2002); (GARCIA,
2002).
79
b) NO ativo ou prompt - Formado a partir de reações de radicais derivados de
hidrocarbonetos presentes na chama de combustíveis. Segundo NEGRI (2002), o NO ativo é
formado em dois estágios, a partir inicialmente da reação de hidrocarbonetos leves com o
nitrogênio, formando HCN e CN, e em seguida a correspondente oxidação em NO. Alguns
experimentos comprovaram algumas características do NO ativo, isto é, depende da presença
de hidrocarbonetos, independe de forma relativa da temperatura, tipo de combustível, taxa de
mistura e tempo de residência.
Experimentos realizados indicaram que os radicais CH e CH2 são os mais importantes dentro
do mecanismo de formação do NO ativo, chamado de mecanismo de Fenimore, sendo as
principais reações as seguintes (NEGRI, 2002); (GARCIA, 2002):
CH + N2 ↔ HCN + N (e)
CH2 + N2 ↔ HCN + NH (f)
CH2 + N2 ↔ H2CN + N (g)
C + N2 ↔ CN + N (h)
O HCN formado é convertido em N segundo os passos HCN → NCO → NH → N, e, na
seqüência, o N converte-se a NO através das reações (c) e (d). O NO ativo só se sobrepõe ao
térmico em condição de combustão rica, caso contrário, o térmico representa mais de 70% de
todo NO formado (NEGRI, 2002); (GARCIA, 2002).
Segundo GARCIA (2002), as revisões sobre a emissão de NOX mostram que há dados
disponíveis na literatura indicando que parte do NO formado na região de chama não é de
responsabilidade do mecanismo reacional descrito anteriormente, mas de um superequilíbrio
das concentrações de O e OH, o que acelera a taxa de reação das reações (b), (c) e (d),
sobretudo nas condições de combustão pobre. Não há um consenso na literatura sobre a
definição do NO ativo: alguns autores consideram apenas o formado pelo mecanismo
anteriormente demonstrado, outros acreditam que ele seja proveniente de qualquer reação
rápida que ocorra na região de chama, incluindo as reações do mecanismo de Zeldovich em
condição de superequilíbrio de O e OH.
80
c) NO combustível – Formado a partir da combinação do nitrogênio presente no combustível
com o oxigênio do ar em temperaturas moderadas. O nitrogênio ligado através de compostos
orgânicos presentes nos combustíveis é submetido inicialmente a uma decomposição térmica
na zona de pré-aquecimento, formando compostos de menor peso molecular, em seguida as
oxidações ocorrem nas mesmas taxas das reações de combustão. É um mecanismo que ocorre
em temperaturas relativamente baixas e que é diretamente dependente do excesso de ar
(NEGRI, 2002); (GARCIA, 2002); (CURRAL, 2003).
Portanto o NO combustível aumenta com a quantidade de nitrogênio presente no combustível
e com o excesso de ar.
Em geral, um composto nitrogenado primário é fracionado em radicais nitrogenados
secundários (HCN, CN, NH2, NH e N). Esses compostos intermediários são convertidos a NO
pelas mesmas reações envolvidas no mecanismo de Fenimore. A quantidade de NO formado
também dependerá do teor de espécies nitrogenadas contidas no combustível e da natureza das
ligações envolvendo o nitrogênio (NEGRI, 2002); (GARCIA, 2002); (CURRAL, 2003).
Segundo NEGRI (2002), basicamente o grande responsável pelo nível de NO formado no
processo de combustão é a temperatura. Assim, a maior parte das tecnologias não-catalíticas
empregadas para a redução da formação de NO envolve o seu controle, como o estagiamento
da injeção de reagentes e a recirculação dos gases de combustão para a região de chama.
Outro ponto importante é o tempo de permanência dos gases de combustão em temperatura
elevada, pois, como o mecanismo de Zeldovich é relativamente lento, quanto maior for esse
tempo, maior será o total de NO formado.
6.2.3.1 - Redução de emissões de NOX
Segundo LORA et al (2004), os métodos de controle de óxidos de nitrogênio podem ser
classificados em métodos pré-combustão (preventivos) ou métodos pós-combustão
(corretivos), conforme podem ser observados na Tabela 17. Analisando-se estes métodos,
81
pode-se concluir que as principais precauções a serem tomadas referem-se ao controle da
temperatura na fornalha e da relação ar/combustível (excesso de ar).
Na prática utilizam-se vários destes métodos simultaneamente, pois a eficiência global de
redução dos óxidos de nitrogênio para os métodos pré-combustão possui, geralmente, a
propriedade de aditividade. Assim, por exemplo, em caldeiras modernas pode-se utilizar
simultaneamente os queimadores com baixa emissão de NOX, a combustão por etapas e a
redução catalítica seletiva (LORA et al, 2004).
Tabela 17 – Classificação dos métodos de controle das emissões de óxidos de nitrogênio
Tipo Método Fundamentação Métodos pré-combustão
(preventivos) Recirculação dos produtos da
combustão Redução da temperatura e concentração de oxigênio
no núcleo da chama Combustão por etapas idem Queimadores com baixa
emissão de NOX Idem
Injeção de água e vapor idem Combustão em leito
fluidizado Temperaturas de
combustão menores que em sistemas convencionais
para combustíveis sólidos pulverizados
Métodos pós-combustão (corretivos)
Redução seletiva não catalítica (SNCR)
Redução do NOX até N2 por injeção de amônia sem a
utilização de catalisadores (alta temperatura dos gases)
Redução catalítica seletiva Redução do NOX até N2 por injeção de amônia com a
utilização de catalisadores (baixa temperatura dos
gases) Requeima de gás Conversão de NOX em N2
mediante a queima com frações de hidrocarbonetos
Oxidação à baixa temperatura Conversão dos NOX em N2O5, mediante a reação com ozônio. O N2O5 é
solúvel em água e pode ser removido em um scrubber.
Fonte: LORA et al, 2004
82
A seguir faremos uma breve descrição de alguns métodos que têm sido utilizados para o
controle das emissões de NOX em turbinas a gás:
1- Alterações de projeto em câmaras de combustão – Segundo LORA et al (2004), a
vantagem desses métodos é que a câmara de combustão mantém o tamanho e a configuração
originais, sem violar os limites de projeto. Entretanto alguns ajustes devem ser feitos em
função das emissões de CO e NOX e de outros aspectos de desempenho da combustão. As
alterações nas câmaras de combustão convencionais para reduzir a emissão de NOX incluem,
dentre outros os seguintes critérios:
a) Zona primária com mistura pobre em combustível – Quando se adiciona mais ar na
câmara de combustão, obtém-se uma mistura pobre em combustível, o que causa uma redução
na temperatura de chama e, conseqüentemente, a diminuição da produção de NO. Entretanto,
a redução da temperatura de chama na zona primária (zona onde acontece a combustão
propriamente dita), tende a aumentar o nível de emissão de CO.
b) Combustão pré-misturada – A injeção de uma mistura ar-combustível homogênea na
câmara de combustão, leva a uma menor variação da temperatura da chama. A combustão pré-
misturada de uma mistura combustível/ar ultrapobre produz muito pouco NOX, geralmente
menos de 15 ppm para 15% de O2, quando se queima gás natural (LORA apud BEER, 2000).
Neste caso, aparece o problema da instabilidade da combustão, devido a que esta resulta muito
sensível às mudanças na composição da mistura ar/combustível.
c) Injeção de água – Uma vez que a formação de NOX depende muito da temperatura, a
injeção de água, que reduz a temperatura de combustão, inibe a formação de NOX térmicos. A
injeção direta de água nebulizada, em vazões de 0,5 a 2,0 vezes a vazão de combustível, deve
ser realizada dentro da zona primária de combustão. Com isso, pode ser usada para controlar o
nível de emissão de NOX nas turbinas a gás sem um impacto significativo na confiabilidade e
no desempenho da turbina. A água utilizada para a injeção deve estar quimicamente
desmineralizada (LORA et al 2004).
83
Além de reduzir o nível de emissão de NOX, a injeção de água ou vapor produz um acréscimo
moderado na potência gerada pela turbina. A injeção de vapor aumenta o fluxo de massa
através da turbina, implicando em um ganho de potência, inclusive durante o verão, quando a
temperatura ambiente é mais alta. Entretanto, a redução de NOX, obtida pela injeção de água,
é acompanhada pelo acréscimo da emissão de CO e hidrocarbonetos (LORA et al 2004).
2 – Câmaras de combustão a seco (sem injeção de água) com baixas emissões de NOX
(Dry Low NOX - DLN) – Esta tecnologia é uma combinação da combustão pré-misturada com
a combustão em vários estágios. Durante o projeto de sistemas DLN devem ser atingidos
quatro objetivos, que são (LORA apud DAVIS e BLACK, 2000):
a) Baixas emissões de NOX;
b) Níveis aceitáveis de estabilidade da combustão;
c) Operação estável a cargas parciais;
d) Tempo de residência suficiente para a queima de CO.
O uso de câmaras de combustão a seco, com baixas emissões de NOX, elimina,
primeiramente, a necessidade do sistema de desmineralização da água, e conseqüentemente,
os custos associados a esse sistema. Dessa forma, estes tipos de câmaras de combustão estão
se tornando equipamentos padronizados no controle de emissões de NOX nas novas turbinas
que operam com gás natural (LORA apud BLACK & Veatch, 1996).
3– Combustão em estágios – Outra técnica a seco utilizada para reduzir o nível de emissões,
tem sido a utilização de câmaras de combustão em estágios. Em uma câmara de combustão
que utiliza dois estágios, por exemplo, pode-se pré-misturar uma parte do ar e do combustível
em um primeiro estágio enquanto o combustível e ar restantes são injetados em um segundo
estágio, onde acontece a ignição da mistura. Esse projeto de dois estágios garante a completa
mistura de ar e combustível, minimizando a quantidade de ar necessário. Também se permite,
em função da necessidade, câmaras com mais de dois estágios (LORA et al, 2004).
4 – Combustão catalítica – A combustão catalítica permite que a oxidação do combustível
ocorra em temperaturas bem menores que o limite de flamabilidade do combustível. O uso de
84
catalisadores em câmaras de combustão de turbinas a gás permite uma combustão estável com
temperaturas de pico em cerca de 1000 K, valor baixo da temperatura usual nas tecnologias
convencionais (LORA et al, 2004).
5 – Redução catalítica seletiva – A redução catalítica seletiva é um método de controle de
emissão de NOX pós-combustão. Esse processo consiste na nebulização da amônia nos gases
que contêm os óxidos de nitrogênio, na presença de um catalisador e de O2, para formar
nitrogênio e água. A amônia é injetada nos gases de exaustão antes deles passarem pelo
catalisador (LORA et al, 2004).
A redução catalítica seletiva foi desenvolvida para decompor os óxidos de nitrogênio em N2 e
H2O pela injeção de amônia no fluxo de gás, na presença de um catalisador de acordo com as
reações abaixo:
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O
Na seqüência, a mistura passa por um leito catalítico que pode ser de dióxido de titânio
(TiO2), trióxido de tungstênio (WO3), pentóxido de vanádio (V2O5) e trióxido de molibdênio
(MoO3). A eficiência de um sistema de redução catalítica seletiva depende do seguinte: a) Do
tipo de catalisador; b) As áreas de exposição do catalisador aos gases; c) Do tempo de
residência dos gases no leito catalítico; d) Da quantidade de amônia injetada; e) Da
intensidade de mistura entre os gases de combustão e a amônia injetada; f) Da quantidade de
enxofre presente no combustível. Em geral, a eficiência de remoção desse processo está na
faixa de 42% a 90%, para gases com teores de NOX entre 25 e 270 ppm (base volumétrica) e
vazões entre 10.000 e 1.200.000 Nm3/h. Em razão da estrutura desse sistema e do número de
parâmetros que devem ser controlados, a redução catalítica seletiva é um processo caro, sendo
justificado seu uso em processos em que um grande volume de gases de combustão é
despejado na atmosfera (NEGRI, 2002).
85
6 - Remoção prévia do nitrogênio do combustível - Diferentemente do SOX que depende da
presença de S no combustível, a formação do NOX tem dois mecanismos inerentes à
combustão, NO térmico e NO ativo. Portanto a remoção do nitrogênio do combustível só teria
efeito no NO combustível. Segundo NEGRI (2002) é uma técnica dispendiosa e não
estabelecida na prática.
7 - Recirculação de gases - A recirculação ou re-injenção na zona de combustão de gases de
exaustão provoca redução de NOX em função da diminuição da temperatura de chama e
dispersão do O2 em excesso. É uma técnica, sobretudo utilizada para o gás natural e óleos com
baixo percentual de nitrogênio (NEGRI, 2002).
A técnica de recirculação dos gases de combustão baseia-se na presença de um diluente na
região de chama para controlar a temperatura e a formação de NOX, principalmente pelo
mecanismo térmico.
Na Tabela 18 são apresentadas as técnicas de abatimento de NOX relacionadas a diferentes
combustíveis:
Tabela 18 – Abatimento de NOX – Valores em %
Técnica – Alteração da combustão
Carvão
Óleo
Gás natural
Recirculação de gases
Não disponível 20 - 50 20 - 50
Injeção de água Não disponível 10 - 50 Não disponível DLN 30 - 40 30 - 40 30 - 40
Técnica – Tratamento dos
gases
SCR 60 - 90 60 - 90 60 - 90 SNCR Não disponível 30 - 70 30 - 70
Fonte: Adaptado de NEGRI, 2002 - Modelo preditivo da emissão e dispersão do NOX gerado em usinas termoelétricas como instrumento de análise de inserção e capacidade de suporte
regional da qualidade do ar.
86
6.2.4 - Monóxido de carbono
Segundo GARCIA (2002), o mecanismo de formação e destruição do CO em combustão de
hidrocarbonetos não pode ser isolado da cinética envolvendo os hidrocarbonetos.
Muito embora a oxidação do CO tenha importância por si, o processo é extremamente
importante para a oxidação de hidrocarbonetos. De maneira simplista, a combustão de
hidrocarbonetos pode ser caracterizada como um processo de dois passos: o primeiro
envolvendo a quebra do combustível para formar CO e o segundo como a oxidação final do
CO para CO2. É bem conhecido que o CO se oxida lentamente, exceto se houver a presença de
compostos que contenham hidrogênio. Pequenas quantidades de H2O ou H2 podem ter um
forte efeito na taxa de oxidação do CO. Isso ocorre porque o passo de oxidação do CO
envolvendo o radical OH é muito mais rápido do que aqueles envolvendo O e O2. Assumindo
que a água é a espécie hidrogenada primária, o mecanismo reacional que descreve a oxidação
do CO pode ser escrito como (GARCIA, 2002):
CO + O2 ↔ CO2 + O (a)
O + H2O ↔ OH + OH (b)
CO + OH ↔ CO2 + H (c)
H + O2 ↔ OH + O (d)
A reação (a) é lenta e contribui pouco para o total de CO2 formado, no entanto é a reação que
inicia o mecanismo. A reação (b) é a responsável pela formação do radical hidroxilo e a (c)
pela maior parte da conversão do CO em CO2. Quando o H2 está presente em quantidade
significativa, as seguintes reações ainda devem ser acrescidas ao mecanismo:
O + H2 ↔ OH + H (e)
OH + H2 ↔ H2O + H (f)
87
A presença do O2 é de fundamental importância para o início do mecanismo de oxidação do
CO. Dessa forma, além da parte química envolvida, é preciso que o grau de mistura entre os
reagentes seja intenso para que todo CO formado seja convertido a CO2, principalmente em
situações em que o excesso de oxidante é moderado (MAGRINI et al, 2001).
A oxidação do CO não é um processo rápido, pois, além do tempo necessário para a mistura
entre os reagentes, o próprio mecanismo reacional é relativamente lento. Dessa forma, é
preciso que o projeto da câmara de combustão e as condições de sua operação sejam
combinadas de tal forma que o tempo de residência seja suficiente para a oxidação completa
do CO. O projeto dos queimadores também deve criar condições que propiciem uma intensa
mistura dos reagentes, e, no caso da queima de combustíveis líquidos, os atomizadores devem
ser capazes de promover um fino spray, facilitando a vaporização do combustível e a
penetração do oxidante no seu interior (SANTOS; RODRIGUES, 2003).
No caso de combustíveis gasosos, o aumento da taxa de mistura entre os reagentes não precisa
necessariamente ser atingido após a injeção do combustível e do oxidante na câmara de
combustão, mas por uma pré-mistura de parte do ar de combustão com combustível ainda no
queimador (SANTOS; RODRIGUES, 2003).
6.2.5 – Dióxido de carbono
Os combustíveis fósseis liberam gás carbônico quando queimados, mas a quantidade varia
com o tipo de combustível. O gás natural libera menos CO2 que o petróleo e o carvão, sendo
neste aspecto uma alternativa melhor para a produção de energia.
O gás carbônico (CO2) é o grande responsável pelo bloqueio da re-emissão de calor, causando
isoladamente mais da metade do efeito estufa. Os gases do tipo Cloro-Flúor-Carbono (CFC),
também responsáveis pela redução da camada de ozônio, têm uma influência menor. O
metano (CH4), componente básico do gás natural também é causador do efeito estufa, assim
como os óxidos de nitrogênio (NOX) (ABDALAD, 1999).
88
A figura a seguir compara emissões provocadas por diferentes tecnologias:
0
10
20
30
40
50
60
Caldeiraa carvão
Turbinaa diesel
MotorDiesel
Turbinaa gás
Motor agás
Emissões típicas para efeito estufa
CO
2 e
CH
4 (e
m te
rmos
de
CO
2 eq
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lent
e) e
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h pa
ra p
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de 5
0 M
W e
m c
iclo
abe
rto
Figura 09 – Emissões atmosféricas relacionadas a diferentes tecnologias - Fonte: Site Gasnet – www.gasnet.com.br
O gráfico ilustra as emissões de CO2 e CH4 (em termos de CO2 equivalente), em
toneladas/hora, para plantas de 50 MW de diferentes tipos, em ciclo aberto. Observe-se que
em uma caldeira a carvão a emissão é elevada, pela natureza e eficiência deste combustível.
Uma turbina utilizando diesel já reduz apreciavelmente estas emissões, pois o diesel é um
combustível melhor que o carvão, mas o ciclo aberto é pouco eficiente e as emissões são
consequentemente ainda altas. Nestas condições, o motor equivalente é mais eficiente e menos
poluidor.
O mesmo ocorre se o combustível for o gás natural, mantém-se a vantagem do motor sobre a
turbina, pois sua eficiência é mais elevada.
A intensidade de emissão de CO2 depende tanto do combustível quanto da tecnologia
utilizada, sendo que, no caso dos combustíveis fósseis, as plantas que utilizam tecnologias de
ciclo combinado simultaneamente com gás natural são as mais eficientes em termos de
89
emissão de CO2, tanto pela característica do gás natural, intrinsecamente menos intensivo em
CO2, quanto pela maior eficiência energética desta tecnologia (ABDALAD, 1999).
Certamente haverá menor emissão de CO2 se procurarmos combustíveis com menos carbono
(óleo em lugar de carvão, gás em vez de óleo, etc.) e esta é uma tendência mundial. Se for
possível a utilização de fontes energéticas renováveis, que evitem a queima de combustíveis
fósseis, este efeito poluidor em especial pode ser inteiramente evitado.
Segundo VELÁZQUEZ (2000), o principal problema relacionado às emissões de dióxido de
carbono é que não há equipamento econômico e prático para evitá-las. Entretanto como meio
de equilibrar as emissões de dióxido de carbono são geralmente propostas as plantações das
florestas.
A principal causa de emissões de dióxido de carbono é a combustão de carvão, óleo e gás, que
somam dois terços do total das emissões, enquanto o desflorestamento, queimadas e outras
fontes são responsáveis pela terceira parte (VIEIRA; NEGRI, 1999).
Como o gás natural é rico em hidrogênio quando comparado aos demais combustíveis fósseis,
a proporção de gás carbônico gerado por sua queima é significativamente mais baixa.
6.2.6 – Hidrocarbonetos não queimados
Os hidrocarbonetos não-queimados compreendem parte do combustível em fase gasosa ou na
forma de gotículas (combustíveis líquidos), bem como os produtos da degradação térmica do
combustível primário em hidrocarbonetos de menor peso molecular (exemplos: metano e
acetileno), que são descarregados para a atmosfera sem sofrer oxidação completa. Em geral, a
concentração dos hidrocarbonetos não-queimados nos produtos de combustão está associada
com a capacidade de mistura entre os reagentes e o tempo de residência da câmara. Foi
demonstrado que a emissão de CO e dos hidrocarbonetos não-queimados seguem o mesmo
90
comportamento em relação à eficiência de combustão, e as atitudes tomadas para o controle da
emissão do CO afetam da mesma maneira a emissão dos hidrocarbonetos não-queimados.
A Figura 10 apresenta o comportamento qualitativo típico das emissões de NOX, CO e
hidrocarbonetos não-queimados, em operações com turbinas a gás.
Figura 10 – Comportamento qualitativo entre as emissões de NOX, CO e Hidrocarbonetos não queimados
Fonte: Adaptado de Carvalho Júnior e Lacava, 2003.
Segundo CARVALHO JÚNIOR; LACAVA (2003) os comentários feitos sobre como
minimizar a emissão de CO também são pertinentes à emissão de hidrocarbonetos não-
queimados. O grande desafio tecnológico é conciliar a emissão desses dois poluentes com a
emissão de NOX, pois os parâmetros que influenciam a emissão dos três poluentes atuam de
forma divergente.
UHC CO
NOx
Rica Pobre Razão ar/combustível
Estequiometria
Emis
são
91
6.3 - Efeitos ambientais das emissões atmosféricas
Os efeitos da poluição do ar podem ocorrer em nível local, regional e global. Estes efeitos
podem se manifestar, por exemplo, na saúde, no bem-estar da população, na vegetação e na
fauna, sobre os materiais, sobre as propriedades da atmosfera, na alteração da acidez das águas
da chuva, no aumento da temperatura do planeta, assim como na modificação da intensidade
da radiação solar causada pela redução da camada de ozônio.
Em relação à saúde, os efeitos podem ir desde o desconforto até a morte, passando pelo
aumento da taxa de morbidade (doenças). No entanto, os efeitos dependem da dose, ou seja,
da concentração e do tempo de exposição, além de muitos outros fatores.
Os efeitos da poluição do ar em escala global estão atualmente caracterizados pela redução da
camada de ozônio, efeito estufa, e em menor escala pela deposição ácida (chuva ácida). A
grande emissão de poluentes na atmosfera, que caracteriza o estilo de vida da sociedade
moderna, faz prever a possibilidade de ocorrência de outros efeitos globais (JANNUZZI,
2001).
A tabela a seguir relaciona algumas substâncias emitidas pela atividade de termoelétricas e
alguns de seus efeitos sobre a nossa saúde:
Tabela 19 - Ação das emissões de combustíveis fósseis sobre a saúde Substância Efeitos sobre a saúde
NOX Irritação dos olhos e aparelho respiratório, efeito potencial no desenvolvimento de enfisema.
SO2 Problemas respiratórios, aumento da incidência de rinite, faringite e bronquite.
CO Fatal em altas doses. Afeta sistemas nervoso, cardiovascular e respiratório. Dificulta o transporte de oxigênio no sangue, diminui os reflexos, gera sonolência.
O3 Irritações na garganta, olhos e nariz, aumento da incidência de tosse e asma.
Hidrocarbonetos Sonolência, irritação nos olhos, tosse. Material particulado (queima de carvão)
Irrita olhos, nariz e garganta. Provoca náuseas e dificuldades respiratórias.
Fonte: CASTRO; FARIA (2001).
92
6.3.1 - Material particulado
As partículas estão entre os poluentes que apresentam maiores riscos ao meio ambiente. Eles
atacam os pulmões, aumentam as taxas de reação na atmosfera, reduzem a visibilidade e
alteram os níveis de radiação solar que atinge o solo. Por este último fato, as partículas
alteram a temperatura do solo e influenciam o crescimento das plantas.
O material particulado está presente em toda a combustão. Na queima do carvão as cinzas
podem chegar a altos percentuais em relação ao peso do combustível, enquanto que na queima
de óleo, lenha e gás natural elas alcançam percentuais reduzidos (GARCIA, 2002).
O material particulado afeta o meio ambiente pelos efeitos decorrentes de sua deposição nos
bens imóveis e benfeitorias, no sistema respiratório de pessoas, animais e plantas, na
visibilidade atmosférica e instalações elétricas (JANNUZZI, 2001).
6.3.2 - Óxidos de Enxofre
O dióxido de enxofre possui um tempo de vida entre dois a seis dias na atmosfera, podendo
atingir cerca de 4.000 km de distância de sua fonte de emissão. Seu processo de dispersão é
bastante complexo, dependendo das condições climáticas, topografia e altura e projeto da
chaminé. Em geral, chaminés elevadas são utilizadas para uma maior dispersão, contudo, se o
nível de turbulência na atmosfera for baixo, uma pluma de gases mover-se-á por centenas de
quilômetros antes de se dispersar (ELETROBRÁS, 2002).
Segundo CARVALHO JÚNIOR; LACAVA (2003), uma vez lançado na atmosfera, parte do
SO2 irá sofrer oxidação por meio de uma variedade de mecanismos que envolvem interações
em fase gasosa chamadas de oxidação homogênea. Um dos meios mais comuns de oxidação
do SO2 na atmosfera é pelo mecanismo que se inicia com a reação do SO2 com o radical
hidroxilo (HO) composto pelas seguintes reações:
93
HO + SO2 → HSO3 (a)
HSO3 + O2 → HSO5 (b)
HSO5 + NO → HSO4 + NO2 (c)
HSO4 + NO2 + H2O → H2SO4 + HNO3 (d)
Esse mecanismo envolve a presença de radicais altamente reativos com um elétron livre (HO,
HSO3, HSO5 e HSO4). O radical livre hidroxilo (HO) é formado na atmosfera por um número
de reações, normalmente envolvendo a decomposição química ocasionada pela luz (fotólise),
nas quais as ligações químicas covalentes são destruídas pela absorção da radiação solar. Esse
processo pode ser resumido da seguinte forma:
uv H2O O3 O2 + O* 2HO - Ozônio Comprimento de *Átomo de oxigênio excitado Onda 310 nm
Além do mecanismo apresentado pelas reações anteriormente citadas, parte do SO2 lançado na
atmosfera se oxida para SO3 e este, pela reação com vapor d´água, é convertido em H2SO4. A
formação de SO3 e H2SO4 pode ocorrer antes de os produtos de combustão deixarem a
chaminé, se a temperatura for baixa o suficiente. O ácido é depositado no solo, nas águas e nas
plantas com a chuva. Geralmente, essa chuva ácida também possui ácido nítrico formado a
partir de óxidos de nitrogênio (NOX) (JANNUZZI, 2001).
Atualmente a expressão chuva ácida é utilizada de maneira mais ampla para descrever as
diversas formas em que os ácidos são despejados na atmosfera. A expressão mais precisa é
deposição ácida, que possui duas partes: uma úmida e outra seca (ELETROBRÁS, 2002).
A deposição úmida refere-se à chuva, neblina e neve ácidas. Quando essa solução ácida cai no
chão e flui pelo solo, ela afeta uma variedade de plantas e animais, conforme já mencionado.
A intensidade desses efeitos depende de muitos fatores, incluindo o grau de acidez da solução,
94
a capacidade do solo em absorver a acidez, e os tipos de peixes, árvores e outros seres que
precisam de água para viver.
A chuva ácida é caracterizada pela redução do pH da água da chuva. É a causa principal da
morte de florestas em muitos países e do declínio ecológico de lagos e rios. A queima de
carvão é a principal fonte deste fenômeno, que está fortemente relacionado com as emissões
de óxidos de enxofre (SOX) e óxidos de nitrogênio (NOX) (ELETROBRÁS, 2002).
A deposição seca refere-se a gases ácidos e partículas. Cerca de 50% do material ácido na
atmosfera cai no solo através de deposição seca. O vento sopra as partículas e os gases ácidos
para as superfícies externas de edifícios, automóveis e árvores. Os produtos dessa deposição
seca também podem ser lavados dessas superfícies por água de chuva. Quando isso acontece,
a água resultante do processo possuirá uma acidez ainda maior do que a água da chuva
(ELETROBRÁS, 2002).
No Brasil, esse fenômeno ocorre com maior volume nas regiões onde estão estabelecidos
complexos industriais que utilizam, para gerar energia, combustíveis fósseis ou madeira,
sendo também muito expressivo nas grandes capitais, onde o número de veículos automotores
é elevado.
6.3.3 - Óxidos de nitrogênio
Uma vez lançados na atmosfera, os óxidos de nitrogênio ao entrarem em contato com o vapor
d´água, formam o ácido nítrico, que, em conjunto com o H2SO4 formado a partir da emissão
de SO2, constituem a chamada chuva ácida.
Segundo BRANCO (1990), além da chuva ácida, a ação de raios ultravioleta (UV) de origem
solar sobre o NO2 liberado no meio ambiente, ocasiona transformações fotoquímicas que
levam à formação do ozônio (O3), identificado pelas reações a seguir:
NO2 + UV NO + O3 (a)
O + O2 O3 (b)
95
A presença do ozônio na troposfera, ou seja, ao nível do solo, tem conseqüências
completamente diferentes da sua presença na estratosfera, pois apresenta-se como um risco
para a saúde humana, provocando problemas como tosse e diminuição de capacidade
pulmonar.
Já na estratosfera (15 a 40 km acima do solo), a camada de ozônio tem as funções de: a) Agir
como absorvedora dos raios ultravioleta (UV), evitando que eles alcancem o solo e causem
danos aos animais, plantas e seres humanos; b) Controlar o fluxo de calor através da atmosfera
por absorver a radiação solar refletida. No entanto, uma fração ínfima do ozônio da
estratosfera atinge a superfície terrestre. Dessa forma, o mecanismo descrito pelas reações
anteriores é a maior fonte de ozônio dissolvido na troposfera, maior mesmo que os processos
industriais que liberam diretamente ozônio (BRANCO, 1990).
Um efeito específico do O3 é a quebra das ligações C=C existentes nos compostos orgânicos.
Em altas concentrações do poluente, os tecidos humanos, vegetais e animais são totalmente
destruídos. Ação semelhante é observada em borrachas e plásticos, que se tornam ressecados e
quebradiços (BRANCO, 1990).
Nas plantas, o NOX e O3 diminuem a permeabilidade das membranas celulares. A clorofila e a
carotenóide são destruídas, diminuindo a capacidade fotossintética. Além disso, esses
compostos bloqueiam a troca gasosa das folhas (BRANCO, 1990).
Assim, em razão dos prejuízos ambientais que podem ser acarretados por este poluentes,
políticas de controle de emissão de óxidos de nitrogênio são extremamente necessárias.
6.3.4 – Monóxido de Carbono O monóxido de carbono é um gás inodoro e venenoso, os efeitos e sintomas deste poluente em
pessoas são apresentados na tabela a seguir:
96
Tabela 20: Efeitos e sintomas do monóxido de carbono em pessoas de acordo com a concentração e tempo de exposição
Concentração (ppm) Efeitos e sintomas nas pessoas Tempo de exposição 35 Nível permissível de exposição 08 horas
200 Dor de cabeça leve, desconforto 03 horas 400 Dor de cabeça, desconforto 02 horas 600 Dor de cabeça, desconforto 01 hora
1.000-2.000 Confusão, dor de cabeça, náusea 02 horas 1.000-2.000 Tendência a cambalear 1 ½ horas 1.000-2.000 Palpitação no coração 30 minutos 2.000-2.500 Perda de consciência 30 minutos
4.000 Fatal Menos de 01 hora Fonte: Carvalho Júnior e Lacava, 2003.
6.3.5 – Dióxido de carbono
A oxidação completa do CO em CO2 não soluciona totalmente os problemas da emissão de
poluentes em processos de combustão. A ausência de CO em áreas urbanas é sempre
desejável, por causa de sua alta toxicidade. No entanto, o CO2 na atmosfera é um dos gases
que absorvem a radiação infravermelha, contribuindo para o aquecimento global, ou seja, o
chamado “efeito estufa”. O CO2 e traços de outros gases permitem a penetração da radiação
solar na superfície da Terra, mas reabsorvem a radiação infravermelha emitida desta
(TRIGUEIRO et al, 2003).
Desde a década de 1950, as concentrações de gases com capacidade de absorver a radiação
infravermelha aumentaram muito na atmosfera, principalmente pelo fato de as nações se
tornarem mais industrializadas. Apesar disso, foi nas décadas de 1980 e 1990 que os índices
de aquecimento global se tornaram alarmantes. Muitas incertezas ainda pairam sobre o papel
de cada gás nesse processo. No entanto, já se sabe que o CO2 é responsável por grande parte
da radiação infravermelha retida na atmosfera. Infelizmente, o aproveitamento de energia pela
maioria dos países, altamente industrializados ou não, está baseada na queima de combustíveis
fósseis ou de biomassa, e essa situação deve manter-se por algumas décadas (TRIGUEIRO et
al, 2003).
97
6.3.6 – Hidrocarbonetos não queimados
Hidrocarbonetos são emitidos em usinas devido à queima incompleta do combustível. Embora
os hidrocarbonetos na maior parte não sejam nocivos, seu perigo decorre das suas reações
fotoquímicas com os óxidos de nitrogênio, resultando em ozônio e outros oxidantes
fotoquímicos.
Segundo GOLDEMBERG (1998), o ozônio exerce ação nociva sobre vegetais e animais,
mesmo em concentrações baixas. No homem, provoca danos à estrutura pulmonar, agravando
doenças respiratórias e diminuindo a resistência. O ozônio, na baixa altitude, é um poluente
que apresenta índices de saturação elevados nas áreas urbanas. Como os projetos de
termoelétricas se localizam majoritariamente nestas áreas para diminuir custos de transmissão,
seus efeitos são aumentados.
Os oxidantes fotoquímicos são os causadores dos problemas de poluição como o smog,
irritação dos olhos e garganta, queima de espécies vegetais e deterioração da borracha natural.
As técnicas para reduzir a emissão de hidrocarbonetos estão baseadas no controle da
combustão e em aumentos de eficiência energética (GOLDEMBERG, 1998).
6. 4 - Efluentes Líquidos
Os efluentes líquidos gerados na operação de uma termoelétrica são capazes de afetar física
e/ou quimicamente o solo e águas de subsolo e superfície no meio ambiente.
O tratamento e a disposição final dos efluentes líquidos gerados em termoelétricas não são em
geral levados em consideração nas análises de viabilidade, mas podem em muitos casos ter
grande significado econômico e ambiental.
98
Relacionamos a seguir alguns tipos de efluentes líquidos normalmente gerados em usinas
termoelétricas:
a) Efluente do sistema de refrigeração
O sistema de refrigeração em uma usina poderá ser utilizado para promover a condensação do
vapor gerado no processo.
Sistemas de refrigeração podem utilizar a água apenas uma vez e descartá-la no meio
ambiente, ou recircular o fluido refrigerante, que entregará o calor à atmosfera numa torre de
refrigeração, seca ou úmida.
No caso da água não recirculada, a composição química do efluente é praticamente igual à da
água captada, com exceção de quantidades mínimas de óxidos metálicos, devido à corrosão
interna dos equipamentos, e de biocidas destinados a controlar o crescimento de algas e limo.
O biocida mais utilizado é o cloro (ELETROBRÁS, 2002).
No caso de água recirculada é necessário purgar o líquido refrigerante para evitar a formação
de incrustações. Esta purga pode estar contaminada com cromatos, zinco, fosfatos e silicatos,
para combate à corrosão, e polifosfatos, dispersantes, quelantes, ácidos e polímeros, para
evitar incrustações (ELETROBRÁS, 2002).
VIEIRA; NEGRI (1999), utilizaram como estudo de caso uma termoelétrica de ciclo
combinado utilizando como combustível o gás natural, e observaram que as características do
efluente da torre de resfriamento utilizada neste estudo, apresentou em geral os seguintes
parâmetros:
- pH: 8 a 9;
- Sólidos Suspensos: 50 a 100 ppm;
- Sólidos Totais Dissolvidos: 600 a 750 ppm.
99
b) Efluente da drenagem do combustível estocado
Em usinas a carvão, a ação da chuva sobre os estoques de combustível provoca uma drenagem
altamente poluidora com elevados teores de sólidos em suspensão e baixo pH. Estes dois
fatores induzem à lixiviação de metais tóxicos. A vazão da drenagem e sua qualidade
dependem do tamanho do estoque e do regime pluviométrico da região. As usinas térmicas a
gás natural não possuem este tipo de efluente (ELETROBRÁS, 2002).
c) Efluente da disposição de cinzas
Em usinas a carvão, a disposição das cinzas em aterros oferece perigos potenciais aos
mananciais hídricos, pois as cinzas tanto podem ser arrastadas pelas águas superficiais quanto
podem ser percoladas pela água da chuva, arrastando para o lençol freático substâncias tóxicas
lixiviadas. Na disposição hidráulica das cinzas haverá formação de efluente potencialmente
poluidor. As usinas térmicas a gás natural não possuem este tipo de efluente (ELETROBRÁS,
2002).
d) Efluente do sistema de tratamento de água
As usinas termoelétricas necessitam de água tratada para sua operação e água desmineralizada
para a produção de vapor. Estes tratamentos são feitos com o auxílio de produtos químicos
resultando efluentes potencialmente poluidores (ELETROBRÁS, 2002).
e) Efluente da purga de caldeiras e sistema de resfriamento
O efluente líquido de processo proveniente da purga do sistema de resfriamento e das
caldeiras é rico em sais e produtos químicos, necessitando tratamento via decantação antes do
seu descarte (ELETROBRÁS, 2002).
100
f) Efluente da limpeza de equipamentos
Depósitos que se acumulam nos equipamentos de queima e geração de vapor numa usina
dificultam a troca de calor, necessitando remoção periódica. Os equipamentos deverão ser
limpos periodicamente, utilizando-se para tanto compostos químicos, que resultam num
efluente líquido potencialmente poluidor (REIS, 2003).
g) Drenagem geral e efluentes sanitários
A drenagem geral refere-se ao líquido que se acumula no chão e nos pátios como resultado
das chuvas e da limpeza periódica. A qualidade do efluente varia com a usina, com a época do
ano e com o regime das chuvas (REIS, 2003).
Os efluentes sanitários são constituídos de esgotos orgânicos resultantes de despejos
sanitários, lavagem de refeitórios e outros.
g) Demais efluentes
Estão associados, por exemplo, aos vazamentos e ruptura de tanques e tubos, falhas de
válvulas, selos de bombas, etc. A característica do efluente depende do fluido que escapa, que,
entre outros, pode ser constituído de produtos químicos.
6.5 - Efeitos ambientais dos efluentes líquidos
A seguir serão descritos alguns efeitos ambientais decorrentes da disposição e lançamento no
meio ambiente de efluentes líquidos gerados em usinas termoelétricas:
a) Estocagem e manuseio dos combustíveis
A estocagem de combustíveis em termoelétricas pode resultar em drenagens ácidas que
afetam tanto as águas superficiais quanto as águas subterrâneas. A percolação da drenagem
101
através do solo pode acidificar o lençol freático, tornando impotável a água de poços e sendo
potencialmente corrosivo a fundações e estruturas enterradas. Este tipo de efluente é
característico de usinas que utilizam carvão e óleos como combustíveis, não estando presente
em usinas a gás (ELETROBRÁS, 2002).
b) Disposição de cinzas
O efluente líquido proveniente da percolação de águas através de cinzas poderá contaminar
em maior ou menor grau as águas de superfície e subsolo, como conseqüência da composição
química das cinzas e condições de lixiviação das cinzas pela água.
A contaminação feita por metais tóxicos e material sólido em suspensão representa risco
potencial para flora, fauna e população que se abastece nos mananciais atingidos. Este
efluente é característico de usinas que utilizam carvão como combustível (ELETROBRÁS,
2002).
c) Sistema de refrigeração
O grande problema de poluição causado por sistemas de refrigeração não recirculantes é a
elevação de temperatura do efluente final em relação ao captado. A elevação de temperatura
da água diminui a concentração de oxigênio, provocando alterações no meio ambiente
aquático (REIS, 2003).
Além do problema de poluição da água, as torres úmidas de refrigeração provocam problemas
de redução da visibilidade em estradas e rotas de aviões e aumento do teor de ácido sulfúrico
no ar pela mistura com a pluma da chaminé. Poderão também ocorrer variações climáticas nas
proximidades da usina.
Alguns tipos de biocidas ou anticorrosivos utilizados em torres úmidas poderão formar névoas
quimicamente ativas para o meio ambiente. Os efeitos ambientais deste efluente são bastante
sensíveis a variações do clima.
102
d) Efluentes sanitários
Os despejos orgânicos constituem efluente danoso ao meio ambiente através de reações
químicas que prejudicam a fauna, além de constituir foco contínuo de bactérias capazes de
transmitir doenças ao homem.
Destacamos a seguir os mais importantes parâmetros de avaliação de agressividade dos
efluentes e seus principais efeitos no meio ambiente (STAMM, 2003); (SEVÁ FILHO et al,
2001):
a) pH - O valor do pH indica a característica ácida ou básica do fluxo e representa,
provavelmente, o mais significativo parâmetro do potencial poluidor do efluente.
Águas com um pH baixo são potencialmente corrosivas para estruturas de concreto, linhas de
distribuição e encanamentos, sendo capazes de solubilizar substâncias tóxicas na água.
Mudanças rápidas de pH podem provocar interferências nos ecossistemas aquáticos.
b) Cloro - O cloro é o mais comum dos biocidas, sendo utilizado no tratamento da água
potável e podendo ser ou não utilizado nas águas de refrigeração das usinas.O cloro e seus
compostos são conhecidos pela sua toxidez.
c) Ferro - O ferro pode aparecer no efluente líquido de uma usina a carvão, tanto no sistema
de transporte de cinzas quanto na drenagem do carvão estocado nos pátios ao ar livre. Todos
os seus precipitados formam gelatinas ou flocos que cobrem os fundos dos rios, constituindo
camadas rígidas que soterram a flora e não permitem a procriação dos peixes.
d) Cromo - O cromo, quando utilizado nos sistemas de refrigeração para o controle de
corrosão, aparece nas formas trivalente e hexavalente e sua toxidez depende de sua valência
no composto. O cromo hexavalente é extremamente tóxico ao homem.
Os peixes são relativamente tolerantes aos sais de cromo, mas as formas inferiores de vida
aquática são extremamente sensíveis. Além disto, ocorre a bioacumulação do elemento, cuja
concentração nos peixes pode ser centenas de vezes superior à concentração presente na água.
103
As águas contaminadas com cromo são prejudiciais à lavoura.
e) Cobre - Em termoelétricas, o cobre pode aparecer nas purgas e lavagens de equipamentos,
pois as superfícies metálicas estão sujeitas a corrosão. O cobre é tóxico ao homem, à flora e à
fauna aquática.
f) Sólidos em suspensão - Sólidos em suspensão na água incluem tanto materiais inorgânicos
(areia, silte, argila e cinzas) quanto frações orgânicas (óleos, graxas, fibras, entre outros).
Os sólidos em suspensão afetam negativamente a fauna aquática, pois, ao depositarem-se no
fundo de lagoas e rios, formam uma cobertura de material que destrói a flora que serve de
alimento para os peixes, além de diminuir o suprimento de oxigênio natural dos lagos,
produzindo gás sulfídrico, metano e outros gases tóxicos.
A turbidez das águas também está relacionada com a presença de sólidos em suspensão, que
impedem a penetração de luz, prejudicando a fotossíntese de vegetais subaquáticos.
6.6 - Resíduos Sólidos
Os resíduos sólidos são constituídos por cinzas e resíduos gerados em conseqüência de
operação de uma usina termoelétrica e que, pela sua disposição inadequada, podem afetar
física e/ou quimicamente o meio ambiente.
Está prevista a geração de resíduos sólidos em usinas termoelétricas como descrito a seguir
(ELETROBRÁS, 2002); (STAMM, 2003); (REIS, 2003):
a) Materiais usados de setores administrativos e escritórios, além de resíduos do refeitório;
b) Materiais e peças de refugo utilizados na manutenção, tais como, panos impregnados com
óleo, latas de tinta, peças desgastadas.
104
No caso de usinas termoelétricas a carvão e algumas a óleo combustível, pode haver rejeitos
de processo derivados do sistema de abatimento de gases efluentes, destacando, por exemplo,
a formação de gesso oriundo do processo de dessulfurização.
c) Em usinas a carvão o resíduo da combustão poderá formar dois tipos de cinzas: cinzas leves
ou volantes (fly ash) ou as cinzas pesadas (bottom ash).
As cinzas podem ser removidas a seco ou por via hidráulica para o local de deposição.
Estes resíduos não podem ser abandonados no meio ambiente, pois formam, com ajuda da
chuva e dos ventos, dois novos efluentes poluidores, um aéreo e outro líquido, já descritos
anteriormente.
d) Os depósitos de combustíveis sólidos a céu aberto e o manuseio dos mesmos sem as
devidas precauções podem gerar, com o auxílio do vento, efluentes aéreos que causam danos
ao meio ambiente.
e) Os resíduos sólidos resultantes do tratamento da água são constituídos pelos sólidos em
suspensão presentes no manancial de captação. Estes resíduos, concentrados pelo tratamento,
se devolvidos aos mananciais de origem ou a outros corpos d’água, causarão prejuízos ao
meio ambiente.
6.7 - Efeitos ambientais dos resíduos Sólidos
Descreveremos a seguir alguns efeitos ambientais decorrentes da geração de dois resíduos
normalmente presentes em usinas termoelétricas a carvão, que são as cinzas e as poeiras
(ELETROBRÁS, 2002):
a) Cinzas - As cinzas afetam o meio ambiente através da ação dos ventos que as suspendem
causando contaminação geral da área. As conseqüências da ação das chuvas sobre as cinzas já
foram tratadas nos efluentes líquidos.
105
b) Poeiras - Os depósitos de combustíveis a céu aberto podem permitir que as poeiras
características de cada um deles, sob a ação de vento, criem um efluente aéreo. No caso
específico, o pó de carvão é mais nocivo que as cinzas, devido a sua composição química. O
manuseio de carvão (correias transportadoras, veículos de carga, etc.) também é fonte
geradora de poeira.
6.8 – Efeitos sonoros relacionados a termoelétricas
O nível de ruído aceitável depende da localização da planta, se ela é em área residencial ou
comercial, em áreas industriais ou rurais. Há que considerar o desconforto do pessoal da usina
e dos moradores da vizinhança, que não poderão em nenhum caso ser afetados em sua saúde
por ruído excessivo.
Em geral, estabelece-se um nível de ruído para trabalhos na própria casa de força, que exigirá
protetores auriculares, um segundo nível entre o limite externo da casa de força e a cerca do
empreendimento, que deve ser suportado sem esta proteção, e o nível após a cerca, compatível
com a localização e que não deve perturbar nenhuma atividade humana (ELETROBRÁS,
2002).
Pela característica da turbina a gás, um impacto que pode causar preocupação é o ruído. Os
fabricantes podem adotar duas soluções. A primeira é encapsular com container o conjunto
turbo - compressor - gerador, mantendo este exposto ao tempo. A segunda solução é incluir o
conjunto no interior de um galpão, elevando o nível interno de ruído, porém facilitando a
manutenção (SANTOS, 2000).
6.9 – O consumo de água em termoelétricas
Um aspecto pouco discutido, mas extremamente importante é o consumo de água exigido por
uma usina termoelétrica.
106
A cadeia produtiva da termoeletricidade não utiliza a água dos rios como força motriz, mas
capta, aquece, evapora, e descarrega grandes vazões de água. Daí, a sua grande interferência
prejudicial sobre os rios, os lagos e litorais, e com o ciclo das águas em âmbito local e
regional, inclusive nos trajetos atmosféricos e no subsolo.
Segundo SALOMN (2003), a preocupação com a escassez de água e com a descarga de água a
altas temperaturas, fez com que fossem desenvolvidos equipamentos, as chamadas torres de
resfriamento, para economizar e reutilizar águas, em centrais termoelétricas e processos
industriais em geral.
Os sistemas de resfriamento existentes são descritos a seguir:
1 - Circuito Aberto – Resfriamento através de reservatórios, lagos ou rios
Utiliza água de fontes próximas, em altas vazões, a qual após absorver o calor latente do
vapor, é devolvida ao corpo d´água em temperatura acima daquela em que a água foi captada.
O calor é dissipado para a atmosfera pelo processo natural de convecção, evaporação e
radiação. O resfriamento ocorre lentamente.
Nos últimos anos alguns países estabeleceram normas e regulamentos para o controle da
qualidade da água, tornando quase impossível construções de novos sistemas de resfriamento
aberto.
A dependência da água é um fator limitante para instalações desse tipo de sistema sendo
necessárias áreas com grandes quantidades de água disponíveis (SALOMON, 2003).
Conforme VIEIRA (1999), no estado de São Paulo, são raros os locais interessantes,
combinando proximidade do centro de carga, suprimento de combustível e interconexão ao
sistema elétrico, que possuem disponibilidade para sistema com circulação aberta, a tendência
assim é a aplicação do sistema com torre úmida.
107
2 – Circuitos fechados:
Os circuitos fechados podem ser classificados em:
a) Torres secas
O sistema de resfriamento seco pode ser classificado de acordo com os tipos de condensadores
utilizados:
a) Sistema Direto
b) Sistema Indireto
Segundo SALOMON (2003), no sistema direto a transferência de calor é feita, simplesmente,
pela passagem do vapor por tubos entre o quais flui o ar, condensando assim esse vapor. No
sistema indireto, o vapor quente que sai da turbina passa por um condensador convencional,
vai para uma torre de resfriamento onde se condensa trocando calor com a atmosfera por
condução ou convecção. Ao contrário da torre úmida não há evaporação na torre seca. Assim
não há necessidade de reposição da água. Os tipos de acionamentos podem ser: mecânico
(com ventiladores) ou natural (sem ventiladores).
b) Torres úmidas (Evaporativas)
As torres úmidas podem ser com acionamento mecânico ou natural. Ambos utilizam
principalmente o contato direto entre a água e o ar, fazendo com que uma fração da água se
evapore absorvendo calor e ocorra o resfriamento. A água de resfriamento do condensador é
continuamente distribuída para um dispositivo de nebulização, onde acontece o fracionamento
desta água em gotículas. O ar no interior da torre movimenta-se no sentido contrário. A
transferência de calor da água para o ar é feita por convecção e evaporação (parcial).
A área de contato onde irá ocorrer o encontro entre a água e o ar, com o maior tempo de
residência possível para que ocorra o resfriamento, é chamado de enchimento e pode distribuir
a água em forma de gotas ou por um filme turbilhonado. Os componentes básicos desta torre
108
são: enchimento, ventiladores, sistemas de distribuição de água e coletores de água. Nas torres
evaporativas o efeito de resfriamento é conseqüência da evaporação de uma parte da água
durante o contato da mesma com o ar. (SALOMON, 2003).
c) Torre mista (Úmida e Seca)
Segundo SALOMON (2003), consistem em uma nova geração de torres de resfriamento, que
permitem o controle do impacto ambiental relativo à fumaça (pluma) e à conservação da água.
É a combinação de um sistema úmido com um seco. É possível devido às diferentes
características de cada torre, onde uma pode suprir as necessidades da outra. Um exemplo
disso, é que em dias quentes, quando a temperatura ambiente é muito alta utiliza-se somente o
sistema úmido, pois a água que sai do condensador não poderá ser devidamente resfriada num
sistema seco.
As perdas de água nas torres de resfriamento ocorrem principalmente por evaporação, arraste
e purga. O total das perdas nas torres chega a aproximadamente 5% da água circulada. As
torres que consomem água, como visto anteriormente são: as torres úmidas e mistas. A
evaporação é inevitável quando ocorre o contato entre água e o ar (SALOMON, 2003).
Em artigo intitulado “Influência das condicionantes ambientais no desempenho das Torres de
Resfriamento para as condições do Brasil”, SALOMON; LORA; ARRIETA (2003),
realizaram um estudo do desempenho de diferentes tipos de torres de resfriamento, nas
condições climáticas de três zonas geográficas do Brasil (São Paulo, Rio de Janeiro e Porto
Alegre). O objetivo deste trabalho foi analisar a dependência entre o consumo específico de
água de resfriamento, a tecnologia de geração de energia, o tipo de torres de resfriamento e as
condições climáticas do local, utilizando como ferramenta principal um simulador. Este
estudo resultou nas seguintes conclusões:
• É de extrema importância a análise das condições climáticas da região onde se deseja
instalar uma central termoelétrica;
109
• Em geral, as centrais que apresentam melhores desempenhos nas três zonas
geográficas estudadas, são as que utilizam as torres úmidas e mistas;
• Foi observado que durante o inverno os desempenhos das centrais com todos os tipos
de torres foram melhores em todas as regiões;
• As Centrais Termoelétricas de ciclo combinado caracterizam-se por consumos
específicos de água em média 46% menores que as Centrais de ciclo a vapor, para o
caso de utilização de torre úmida;
• A torre mista se constitui na melhor opção de torre de resfriamento quando se analisa o
consumo específico de água;
• A utilização de uma torre seca permite eliminar o consumo de água de resfriamento,
porém, provoca uma queda na eficiência na faixa de 0,09 – 0,3%. Nas regiões quentes,
como o estado do Rio de janeiro, a queda de eficiência é ainda mais acentuada
chegando a atingir 0,67% para as Centrais Termoelétricas de ciclo combinado.
A tabela a seguir apresenta os custos dos sistemas de resfriamento:
Tabela 21 – Custos dos sistemas de resfriamento
Sistemas de resfriamento Custo de Investimento
($/kW)
Custo de geração
($kW/h)
Circulação aberta 100,00 100,00
Torre úmida 101,4 102,7
Condensador a ar 106,1 105,2
Fonte: VIEIRA, 1999 - As emissões de poluentes nas usinas termoelétricas a gás natural: Um estudo de caso.
6.10 - Exemplos de riscos associados a termoelétricas
Os riscos a seguir descritos são riscos genéricos da indústria petrolífera e do uso de
combustíveis em turbinas e em caldeiras (SANTOS, 2000); (REIS, 2003):
110
a) Aumentos bruscos ou duradouros de emissão de poluentes - Formados na queima completa
e incompleta de hidrocarbonetos, dando origem a episódios críticos de poluição do ar em
bairros e cidades próximas à usina, certamente quando persistem sequências em mais de um
dia com inversão térmica ou calmaria, sem chuvas.
b) Risco de emanações, vazamentos, com explosão ou flasheamento, ou incêndio em turbinas
e em caldeiras, e em outros pontos da instalação projetada.
c) Risco de poluição aguda por descarga de resíduos químicos do tratamento de água.
d) Contaminação química do solo, subsolo e água subterrânea, que poderia ser provocada por
eventos de infiltração, percolação de bacias de contenção, rachaduras de selagens,
rompimento de dutos, de vasos ou de tambores e de linha de injeção de produtos químicos.
Podemos citar o caso real ocorrido em Hinkley, na Califórnia, durante os anos 1970 e 80, e
que serviu de tema para o enredo do filme “Erin Brockovich”, lançado em 2000, onde mais de
600 pessoas que viviam nas imediações de um complexo industrial de uma empresa de
eletricidade, foram contaminadas pela água do subsolo. O lençol havia sido contaminado com
vazamentos contínuos de água contendo resíduos de sais de cromo hexavalente usados no
tratamento da água de resfriamento de uma instalação de bombeamento de gás da Pacific Gas
and Electric, a PGE, na época, uma das maiores empresas elétricas do mundo.
e) Riscos específicos da subestação e das linhas de transmissão - Como todos os equipamentos
elétricos de grande porte e potência, os riscos mais comuns estão associados à queda de raios e
tempestades; nas subestações usam-se fluidos químicos de resfriamento dos transformadores.
É conhecido o caso do ascarel – uma bifenila policlorada – já interditado em muitos países, e
no Brasil para os transformadores novos.
111
6.11- Comentários sobre os aspectos ambientais envolvidos na geração de energia através de termoelétricas a gás natural
O gás natural é o combustível fóssil e não renovável cuja utilização gera a menor taxa de
emissões. Sua baixa capacidade poluidora pode ser observada quando comparada aos
combustíveis usuais de origem fóssil, principalmente no que tange à emissão de gases
sulfurosos, em virtude de seu baixo teor de enxofre, mas é importante ressaltar que as
emissões de NOX são altas, e que não são controladas pelos órgãos ambientais no Brasil, pois
não há legislação adequada no país.
Comparativamente, durante a sua queima, o gás natural pode chegar a emitir quantidades
menores de CO2 do que o óleo combustível e o carvão fóssil, e pequena quantidade de SO2,
NOX e partículas.
O mundo fará progressivamente a opção de substituir os combustíveis fósseis derivados do
petróleo por fontes alternativas de energia, sendo que muitos autores afirmam que o gás
natural servirá de interface para isso.
Em artigo intitulado “Estimate of ecological efficiency for thermal power plants in Brazil”,
LORA; SALOMON (2004), realizaram um estudo visando a avaliação dos impactos
ambientais resultantes da queima de combustíveis fósseis e da sua conversão em eletricidade
em usinas térmicas. Esse estudo considerou as emissões de CO2, SOX, NOX e material
particulado de modo integral, e os padrões internacionais de qualidade do ar que estão em
vigor foram utilizados como referência, assim como um parâmetro denominado de Eficiência
Ecológica, inicialmente proposto por duas cientistas romenas (CARDU; BAICA, 1999).
As cientistas romenas utilizaram o parâmetro de Eficiência Ecológica apenas para usinas a
carvão com ciclo a vapor. No estudo de LORA; SALOMON (2004) esse parâmetro também
foi utilizado para usinas a carvão, assim como para usinas de ciclo combinado utilizando gás
natural, máquinas de combustão interna e ciclos convencionais e avançados utilizando
biomassa como combustível.
112
O parâmetro de Eficiência Ecológica é um indicador que permite a avaliação dos impactos
ambientais das emissões gasosas emitidas por uma usina térmica pelo uso da comparação
entre as hipoteticamente integradas emissões de poluentes (emissões equivalentes de CO2 que
dependem da composição do combustível, da tecnologia empregada e da eficiência dos
sistemas de controle da poluição) com os padrões de qualidade do ar.
O estudo realizado por LORA; SALOMON (2004) conclui que é possível avaliar os impactos
ambientais de usinas térmicas de uma forma integral, utilizando o parâmetro de Eficiência
Ecológica. Ainda concluindo que:
• É possível alcançar altas eficiências ecológicas pelo uso de tecnologias avançadas com
altas eficiências de conversão;
• O uso de métodos de remoção de poluentes atmosféricos permite a obtenção de valores
aceitáveis de eficiência ecológica;
• Para os padrões de qualidade do ar adotados neste estudo, podemos observar que o uso
do gás natural conjuntamente com tecnologias avançadas, tais como as de ciclo
combinado, se constitui em uma excelente opção do ponto de vista ecológico;
• A cogeração pode ter uma contribuição significativa no sentido do aumento da
eficiência energética em usinas térmicas, resultando deste modo em um aumento das
suas eficiências ecológicas.
A fim de demonstrar as vantagens de uma central termoelétrica a gás natural, a tabela a seguir
apresenta as variáveis físicas de uma usina de 470 MW que consome carvão, petróleo e GN.
A planta de ciclo combinado, que queima GN evita problemas de acumulação de rejeitos
sólidos, reduz o desperdício de calor, elimina as emissões de SO2 e reduz à metade as de CO2.
113
Tabela 22 – Atividade de uma central termoelétrica de 470 MWE
Combustível
Eficiência Energética
%
Custo de
InvestimentoUS$/kW
CombustívelUsado
toneladas
RejeitosSólidos
toneladas
Emissões SO2
g/kWh
Emissões NOX
g/kWh
EmissõesCO2
g/kWh
Carvão 38-42 1000-1300 3,650 590 1.0-4.0 1,5-2 800-900 Óleo 38-42 900-1100 2,250 1 1.0-2.0 1-1,5 650-750 Gás natural 55-58 600-800 1,750 0 0 0,5-1 350-400
FONTE: http://www.gasbrasil.com.br/atualidades/boletins/16/index.asp
Um outro exemplo de emissões atmosféricas geradas em uma Central Termoelétrica (segundo
o tipo de combustível utilizado), são apresentadas na tabela a seguir:
Tabela 23 - Emissões Atmosféricas - Central Termoelétrica 1.000 MWe - Segundo o tipo de combustível utilizado
Combustível Quantidade Emissões Atmosféricas Anuais
Carvão (1% S) 2.500.000 t 40.000 t SO2 30.000 t NOx 7.400.000 t CO2 1.500 t MP (cinzas volantes) 400.000 t MP (cinzas pesadas)
Óleo Combustível (3% S)
2.000.000 t 80.000 t SO2 14.000 t NOx 5.700.000 t CO2 5.400 t MP (cinzas volantes) 200.000 t Gesso (dessulfurizado)
Gás Natural 2.000.000 t 20 t SO2 15.000 t NOx 4.400.000 t CO2 150 t MP (cinzas volantes)
Fonte: Veiga (2003) - Oportunidades de negócio com a repotenciação de usinas: aspectos técnicos, econômicos e ambientais
As emissões atmosféricas, apresentadas na Tabela 22, deixam claras as vantagens da geração
de energia pela combustão do gás natural, mesmo assim, ainda são emitidos níveis altos de
NOX e CO2 como os outros combustíveis. Os seus baixos índices de emissão de SO2 e cinzas
volantes é que dão ao gás natural a preferência entre os combustíveis.
Na Tabela 24 podemos constatar que o uso do gás natural conjuntamente com tecnologias
avançadas, tais como as de ciclo combinado, se constitui em uma excelente opção do ponto de
vista ecológico.
114
Tabela 24 – Fatores típicos de emissões de tecnologias de geração termoelétrica
Tecnologia
Combustível Método
de controle1
NOX
g/MWh
SOX
g/MWh
CO2
g/MWh
MP
g/MWh Ciclo
combinado (sem queima suplementar)
Gás natural
Sem4 SCR DLN
534,29 80,13
3,04 – 7,63
180,00 180,00 180,00
351.965,67
351.965,67 351.965,67
18,12 18,12 18,12
Motor de combustão
interna
Óleo diesel3 Sem SCR FGD ESP SCR/ESP
9.887,68 1.483,20 9.887,68 9.887,68 1.483,20
1.647,661.647,66164,75
1.647,661.647,66
649.503,66 649.503,66 649.503,66 649.503,66 68.558,72
353,75 353,75 353,75 2,84 2,84
Turbina a gás
Gás natural Sem4 SCR DLN
860,80 129,10
4,90 – 12,3
3,20 3,20 3,20
581.015,50 581.015,50 581.015,50
31,70 31,70 31,70
Turbina a vapor
Carvão mineral2
Sem LNB ESP FGD LNB/ESP/FGD
4.642,60 2.321,30 4.642,60 4.642,60 2.321,30
8.019,04 8.019,04 8.019,04 801,92 801,92
18.558.207,75 18.558.207,7518.558.207,7518.558.207,75 18.558.207,75
485,39 485,39
3,86 485,39
3,86
Fonte: Adaptado de SALOMON, 2003 - “Avaliação quantitativa do impacto ambiental das emissões gasosas e do uso da água de resfriamento em instalações de geração termelétrica.” 1- Eficiências médias típicas dos métodos de controle são: SRC (redução seletiva catalítica) = 85%; DLN (câmara de combustão seca com baixa emissão de NOX) e LNB (queimador com baixa emissão de NOX) = 50 %; ESP (precipitador eletrostático) = 99,2%, FGD (flue gas desulfurization) = 90%. 2- Carvão mineral CE 4500 (Santa Catarina): teor de enxofre = 2,01 %; teor de cinzas = 42,98 %; PCI = 18.873 kJ/kg. 3- Tomou-se como base o Diesel internacional, cujo teor de enxofre é de 0,05 % e cujo valor é menor do que o brasileiro. Nos motores Diesel não estacionário, normalmente não se utilizam métodos de controle, mas quando a sua utilização é feita numa central termelétrica é necessário considerar métodos de controle. O teor de enxofre no Diesel brasileiro chega a ser até 8 vezes maior do que o Diesel dos EUA. 4- EPA (1995).
Segundo VELÁZQUEZ (2000), a adoção de critérios de internalização de custos ambientais
na indústria e na produção de energia, tais como os custos dos equipamentos antipoluição, o
tratamento e armazenagem de combustíveis nucleares ou ainda a inundação de áreas e o
deslocamento de populações pela construção de hidrelétricas, tenderão cada vez mais a
colocar o gás natural como alternativa energética de menores impactos ambientais.
115
Capítulo 7 - Termoelétricas X Licenciamento ambiental
7.1 - Introdução
A lógica do processo de licenciamento ambiental no Brasil segue a prática dos países onde as
questões ambientais e de segurança são incorporadas ao próprio desenvolvimento do projeto,
desde a sua fase inicial de concepção e pré-viabilidade.
No processo de licenciamento ambiental existem três tipos de licenças. A Licença de
Localização (LL), concedida na fase preliminar de planejamento do empreendimento, que tem
como finalidade aprovar sua localização e concepção e estabelecer requisitos básicos e
condicionantes. Exige-se ainda nesta fase a certidão da Prefeitura Municipal atestando
conformidade com a legislação de uso e ocupação do solo e, quando for o caso, autorização
para supressão de vegetação e outorga para o uso da água emitida pelos órgãos competentes.
Dependendo do tipo de empreendimento, seu porte e potencial de impacto ambiental, haverá
também neste caso a necessidade do Estudo de Impacto Ambiental (EIA), e de sua versão
popular, RIMA, e que envolve, tanto pesquisas diretas para aferição da qualidade ambiental da
área de influência do empreendimento antes de sua implantação, como extensa discussão
pública.
A seguir temos a Licença de Implantação (LI) que autoriza a implantação do empreendimento
de acordo com as especificações contidas na LL. Contendo o detalhamento dos programas de
gestão ambiental e dos sistemas de controle, inclusive riscos de acidentes e ação emergencial,
conforme as diretrizes aprovadas à época da LL.
E finalmente, a Licença de Operação (LO), que autoriza a operação do empreendimento após
a verificação do cumprimento das especificações que constam na LL e LI. Depende
normalmente de alguns instrumentos de gestão ambiental complementares exigidos por
ocasião da LI e, sobretudo, da aferição in loco, pelo órgão ambiental, de que a construção se
deu de acordo com a LI e que o desempenho ambiental do empreendimento atende aos
116
critérios e padrões aprovados no seu processo de licenciamento. As LOs são fornecidas para
períodos determinados (mínimo de 4 anos) e renovadas periodicamente de acordo com rotinas
estaduais de aferição de conformidade.
A Resolução do Conselho Nacional de Meio Ambiente (CONAMA) N.º 01/86 institui
critérios para a obrigatoriedade da elaboração e apresentação do Estudo de Impacto Ambiental
(EIA) e respectivo Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) para fins de obtenção da LL,
estabelecendo diretrizes gerais e exigências mínimas quanto ao conteúdo. Verifica-se a
obrigatoriedade de EIA/RIMA para termoelétricas com capacidade igual ou superior a 10
MW.
Entre as finalidades do Estudo de Impacto Ambiental podemos destacar: a) Contemplar todas
as alternativas tecnológicas e de localização do projeto, confrontando-as com a hipótese de
não execução do projeto; b) Identificar e avaliar os impactos gerados nas fases de implantação
e operação do empreendimento; c) Definir os limites da área a ser direta ou indiretamente
afetada pelos impactos (área de influência); d) Considerar os planos e programas
governamentais na área de influência e sua compatibilidade.
O Relatório de Impacto Ambiental – RIMA refletirá as conclusões do Estudo de Impacto
Ambiental – EIA. Suas informações técnicas devem ser expressas em linguagem acessível ao
público, ilustradas por mapas com escalas adequadas, quadros, gráficos e outras técnicas de
comunicação visual, de modo que se possam entender claramente as possíveis conseqüências
ambientais e suas alternativas, comparando as vantagens e desvantagens de cada uma delas.
Em linhas gerais, ele deverá conter o seguinte: a) Os objetivos e justificativas do projeto, sua
relação e compatibilidade com as políticas setoriais, planos e programas governamentais; b)
Descrição do projeto, suas alternativas tecnológicas e locacionais e respectivos impactos
ambientais; c) Caracterização da qualidade futura da área de influência, comparando as
diferentes situações do projeto e suas alternativas, bem como a hipótese de sua não realização;
d) Descrição do efeito esperado das medidas mitigadoras; e) Programa de acompanhamento e
monitoramento dos impactos e análise de alternativas locacionais.
117
A ausência de análises de alternativas locacionais e tecnológicas tem reduzido os EIAs à
identificação de medidas mitigadoras e/ou compensatórias de decisões técnicas e políticas
previamente adotadas.
Tais insuficiências, reforçadas pelo desejo governamental de muitas vezes “agilizar” as
licenças ambientais, incentivam a elaboração de EIAs de baixa qualidade, além de propiciar
um ambiente de manipulações e conflitos nas audiências públicas. Na ausência de tal análise
de alternativas, as decisões são tomadas apenas com base em viabilidade técnica e econômica
e em opções políticas. Neste caso o EIA tende a ser direcionado para apoiar ou reafirmar a
proposta do projeto e, na melhor das hipóteses, se torna um exercício de limitação de
prejuízos, com os benefícios se resumindo à identificação de medidas de mitigação.
A implementação da política ambiental encontra-se freqüentemente subordinada a
considerações de natureza conjunturais, ditadas, principalmente, pelos objetivos expressos
pela esfera estritamente econômica.
Muitas vezes o licenciamento ambiental não é utilizado como um instrumento preventivo,
destinado a fazer com que os impactos ambientais de projetos, programas, planos ou políticas
sejam considerados já no momento da concepção dos mesmos.
Com relação ao licenciamento de usinas termoelétricas, o Ministério de Minas e Energia
(MME) e investidores definiram em 1999, com o PPT – Programa Prioritário de
Termoeletricidade, a localização, a tecnologia e o porte das usinas sem uma avaliação
ambiental estratégica. Em 2001, face ao elevado risco de déficit, o Governo propôs a
“agilização” do licenciamento ambiental das usinas. Tais posturas podem, ao final de contas,
acirrar ainda mais os conflitos no processo de licenciamento (Elaboração dos EIAs e condução
das Audiências Públicas), postergando investimentos.
Soma-se às dificuldades operacionais e institucionais existentes, a disparidade entre o tempo
despendido no processo de licenciamento ambiental e a velocidade que se deseja imprimir à
118
expansão da capacidade de geração instalada e a falta de poder de resposta do SISNAMA
(Sistema Nacional do Meio Ambiente) em tempo hábil, em um momento em que se pretende,
em curto prazo, proceder a licitação de vários empreendimentos.
O princípio de que seja fixado um prazo limite para a manifestação dos órgãos públicos a
respeito da solicitação de licenças contribui positivamente para o andamento dos processos de
licenciamento ambiental. Entretanto tais prazos devem levar em conta o número e a qualidade
dos servidores públicos em atuação, pois não atende aos interesses públicos e às necessidades
sociais a precipitação e a superficialidade no processo de tomada de decisões.
Concluindo podemos destacar que, muitas vezes os interesses governamentais e empresariais
atropelam o processo de licenciamento, fazendo com que os instrumentos de Gestão e Política
Ambiental, ou seja, EIAS, RIMAS e audiências públicas se transformem em etapas
burocráticas, cujo resultado final é a aprovação dos respectivos projetos. Além do mais, a
utilização do expediente do “fato consumado” solapa a cidadania e o direito da sociedade à
qualidade de vida e ao meio ambiente sustentável.
7.2 - Legislação ambiental aplicável a usinas termoelétricas
São apresentadas a seguir algumas leis e resoluções ambientais que tratam direta e
indiretamente de empreendimentos termoelétricos.
Legislação federal:
1. Lei Federal N.º 6803/80 – Estabelece diretrizes sobre Zoneamento Industrial em áreas
críticas.
2. Lei Federal N.º 6938/81 – Estabelece a Política Nacional de Meio Ambiente e cria
entidades de regulação e controle: SISNAMA – Sistema Nacional de Meio Ambiente,
CONAMA – Conselho Nacional de Meio Ambiente e IBAMA – Instituto Brasileiro de Meio
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.
119
3. Resolução CONAMA N.º 001/86. Estabelece a definição de impacto ambiental e
procedimentos para elaboração do EIA/RIMA – Estudo e Relatório de Impacto Ambiental. O
artigo 1.º indica a definição de impacto ambiental: “Qualquer alteração das propriedades
físicas, químicas e biológicas do meio ambiente, causada por qualquer forma de matéria ou
energia resultante de atividades humanas que, direta ou indiretamente, afetam: I. a saúde, a
segurança e o bem-estar da população; II. as atividades sociais e econômicas; III. a biota;
IV. as condições estéticas e sanitárias do meio ambiente; V. a qualidade dos recursos
ambientais.”
4. Resolução CONAMA N.º 006/87. Estabelece procedimentos e regulamentos específicos
para o setor elétrico.
5. Resolução CONAMA N.º 009 de 03/12/87 - Dispõe sobre a regulamentação de Audiências
Públicas.
6. Constituição Federal 1988 – Título VIII -Capítulo VI – Artigo 225 - Dispõe sobre o meio
ambiente – Indica o direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado e estabelece as
incumbências do poder público.
7. Resolução CONAMA N.º 005/89. Institui o Programa Nacional de Controle da Qualidade
do Ar - PRONAR.
8. Resolução CONAMA N.º 003/90. Estabelece padrões de qualidade do ar.
9. Resolução CONAMA N.º 008/90. Estabelece padrões de emissão para fontes fixas.
10. Decreto Federal N.º 99.274 de 06/06/90 – Dispõe sobre o licenciamento ambiental de
atividades utilizadoras de recursos ambientais, consideradas efetiva ou potencialmente
poluidoras.
120
11. Resolução CONAMA N.º 237/97. Estabelece procedimentos administrativos sobre
licenciamento ambiental.
12. Lei Federal N.º 9605/98 – Conhecida como Lei dos Crimes Ambientais, dispõe sobre as
sanções penais e administrativas derivadas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente,
e dá outras providências.
13. Lei N.º 10.165/00 - (D.O.U de 28/12/00) - Altera a Lei nº 6.938, de 31 de agosto de 1981,
que dispõe sobre a Política Nacional do Meio Ambiente, seus fins e mecanismos de
formulação e aplicação, e dá outras providências.
14. Lei Federal N.º 9.985 de 18/07/00 - Dispõe que nos casos de licenciamento ambiental de
empreendimentos de significativo impacto, assim considerado pelo órgão ambiental
competente, com fundamento em estudo de impacto ambiental e respectivo relatório -
EIA/RIMA, o empreendedor é obrigado a apoiar a implantação e manutenção de unidade de
conservação do Grupo de Proteção Integral.
15. Resolução CONAMA N.º 279/01. Estabelece procedimentos de licenciamento ambiental
simplificados para empreendimentos elétricos com pequeno potencial de impacto ambiental.
Legislação ambiental do Estado da Bahia:
1. Constituição Estadual da Bahia -1989 – Capítulo VIII – Meio Ambiente - Estabelece
tratamento às questões de meio ambiente, recursos naturais e saneamento.
2. Lei Estadual N.º 7.799/01 - Estabelece a Política de Meio Ambiente do Estado da Bahia.
3. Decreto Estadual N.º 7.967/01 – Aprova o Regulamento da Lei Estadual N.º 7.799/01, que
institui a Política Estadual de Administração de Recursos Ambientais e dá outras
providências.
121
4. Resolução CEPRAM Nº 2.929/02 (D.O. de 24/01/02) - Aprova a Norma Técnica - NT, que
dispõe sobre o processo de Avaliação de Impacto Ambiental, para os empreendimentos e
atividades consideradas efetiva ou potencialmente causadoras de significativa degradação do
meio-ambiente.
7.3 – A Legislação ambiental brasileira no controle da poluição atmosférica
A primeira tentativa no Brasil de estabelecer o controle sobre as emissões de poluentes
atmosféricos deu-se a partir da Portaria do Ministério do Interior N.º 231 de 27/04/1976.
Foram estabelecidos Padrões de Qualidade do Ar, com o objetivo de proteger a população e
criar metas que deveriam nortear os planos regionais de controle da poluição do ar. Tais
padrões foram trazidos da legislação dos Estados Unidos, até então a mais desenvolvida
mundialmente. A legislação americana foi fracamente adaptada à realidade brasileira, pois a
legislação nacional criada a partir da americana, não previa um sistema de acompanhamento
contínuo dos Padrões de Qualidade do ar, com vistas a estabelecer um caráter dinâmico ao
controle ambiental exercido.
Com o objetivo de comparar os padrões fixados pela legislação americana da época e a
brasileira estabelecida pela Portaria N.º 231 de 27/04/1976 do Ministério do Interior, a Tabela
25 traz os valores numéricos dos principais parâmetros estabelecidos.
Tabela 25 – Legislação americana X Portaria N.º 231/76
LEGISLAÇÃO AMERICANA PORTARIA N.º 231/76
POLUENTE
TEMPO DE AMOSTRAGEM
CONCENTRAÇÃOmg/m3
TEMPO DE AMOSTRAGEM
CONCENTRAÇÃOmg/m3
Material particulado
24 h (1) MGA (2)
260 75
24 h (1) MGA (2)
240 80
SO2 24 h (1) MAA (3)
365 80
24 h (1) MAA (3)
365 80
NOX MAA (3) 100 --- --- FONTE: MAGRINI et al (2001)
(1) Concentração máxima diária que não deve ser excedida mais de uma vez por ano. (2) MGA – Média Geométrica Anual (3) MAA - Média Aritmética Anual
122
Após a emissão da Portaria N.º 231 de 27/04/1976 do Ministério do Interior, alguns estados
passaram a possuir legislação específica sobre padrões de qualidade do ar.
No Estado de São Paulo, em 31/05/76 passou a vigorar a Lei N.º 977, posteriormente
regulamentada pelo Decreto N.º 8.468 de 28/09/76. O Regulamento da Lei N.º 977/76
estabelece os padrões de qualidade ambiental, as atribuições do órgão de licenciamento do
Estado (Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental – CETESB), o sistema de
licenciamento de fontes de poluição e as sanções aplicáveis às infrações cometidas.
No caso do Estado do Rio de Janeiro a Deliberação CECA (Comissão Estadual de Controle
Ambiental) N.º 21 de 15/03/78 aprovou a Nota Técnica NT-603.R4 que estabelece os critérios
e padrões de qualidade do ar ambiente, como parte integrante do Sistema de Licenciamento de
Atividades Poluidoras.
A Resolução CEPRAM – Conselho Estadual de Meio Ambiente N.° 41 de 28/04/80 dispõe
sobre os Padrões de Qualidade do ar no Estado da Bahia, baseando-se nas determinações
contidas na Portaria N.º 231 de 27/04/1976 do Ministério do Interior.
No ano de 1989 a Resolução CONAMA N.º 005 institui o PRONAR – Programa Nacional de
Controle da Qualidade do Ar.
A resolução tinha como objetivo básico a limitação de níveis de poluentes por fonte de
poluição atmosférica, através de uma estratégia de limitar em nível nacional, as emissões por
tipologia de fontes e poluentes prioritários, reservando o uso de padrões de qualidade do ar
como ação complementar. Para atingir tal objetivo estratégico, pretendia lançar mão de uma
série de instrumentos, dentre os quais:
Limites máximos de emissão - Estes são classificados em função do uso pretendido em
diferentes áreas, sendo mais rígidos para novas fontes de poluição.
123
Adoção de padrões nacionais de qualidade do ar – Foram estabelecidos os conceitos de
padrões primário e secundário de qualidade do ar, que seriam definidos
especificamente em resolução posterior.
Prevenção da deterioração significativa da qualidade do ar - Feita esta através da
classificação de áreas segundo critérios de criticidade causados pela poluição:
Classe 1 – Nível de poluição o mais próximo do verificado sem intervenção
antropogênica;
Classe 2- Limitado pelo padrão secundário de qualidade;
Classe 3 – Limitado pelo padrão primário de qualidade.
Gerenciamento do licenciamento de fontes de poluição do ar – Que se traduz em
estabelecer um sistema de disciplinamento do uso do solo baseado no licenciamento
prévio de fontes de poluição.
Inventário Nacional de fontes e poluentes do ar – A ser realizado através do
cadastramento e estimativa das emissões e processamento de dados referentes às fontes
de poluição.
Gestões políticas – A serem realizadas através da articulação intersetorial e com outras
esferas da administração pública e privada.
Desenvolvimento nacional na área de poluição do ar – Focada na estruturação de
recursos humanos e laboratoriais para o desenvolvimento de programas regionais.
A Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos – EPA (“Environmental Protection
Agency”) adota os padrões de qualidade do ar mostrados na Tabela 26. Nesta Tabela também
são mostrados os padrões recomendados pelo Banco Mundial, para uso nas avaliações
ambientais de projetos, para os países que não tem padrões locais de qualidade do ar. A
Tabela 27 mostra os padrões de qualidade do ar sugeridos pela Organização Mundial da
Saúde. Estes padrões publicados no ano 2000 consideram os dados mais recentes existentes
em relação com o efeito dos poluentes sobre a saúde humana, na base de estudos
epidemiológicos.
124
Tabela 26 - Padrões de Qualidade do ar estabelecidos pela “Environmental Protection
Agency- EPA” dos EUA e pelo Banco Mundial.
Poluente Tempo de Amostragem
Padrão Primário (µg/m3 )
Partículas Inaláveis (MP 10) Média de 24 horas (1)
Média aritmética Anual
150 (a)
50 (a)
Material Particulado (MP 2,5) Média de 24 horas (1)
Média aritmética Anual
65 (b)
15 (b)
Material Particulado Total Média de 24 horas
Média aritmética Anual
230 (c)
80 (c)
Dióxido de Nitrogênio Média de 24 horas
Média aritmética Anual
150 (c)
100 (b)
Dióxido de Enxofre Média de 24 horas (1)
Média aritmética Anual
365 (b) 150 (c)
80 (a)
Monóxido de carbono 1 hora (1)
8 horas (1)
40.000 (35 ppm) (b)
10.000 (9 ppm) (b)
Ozônio 1 hora (1)
8 horas (2)
235 (0,12 ppm) (b)
157 (0,08 ppm) (b)
Hidrocarbonetos (menos
metano)
3 horas ( 6h ás 9 h) 160 (0,24 ppm C) (b)
Chumbo
Média Aritmética
Trimestral
1,5 (b)
FONTE: MAGRINI et al (2001)
(a) EPA e Worl Bank (b) EPA (c) World Bank
Notas: (1) Não deve ser excedido mais que uma vez ao ano.
(2) Uma região atende ao padrão de 8 horas de O3 se a média de três anos do quarto valor
mais alto (máximas diárias da média de 8h) de cada ano for menor ou igual a 0,08 ppm.
125
Tabela 27 - Padrões de qualidade do ar da Organização Mundial da Saúde (WHO, 2002) Poluente Padrões Comentários
NOX 1 hora: 200 µg/m3 Ano: 40 µg/m3
Concentração mínima que afeta a doentes de asma em 30-110 minutos de exposição: 565 µg/m3. Efeitos respiratórios em crianças durante exposição por longo tempo: 50-75 µg/m3. Concentração natural no ar limpo: 1 – 9 µg/m3. Valor médio anual nas cidades: 20 –90 µg/m3.
SOX 1 hora: 125 µg/m3 Ano: 50 µg/m3
Concentração mínima que afeta a doentes de asma em 10 minutos de exposição: 500 µg/m3. Concentração mínima de efeito adverso durante exposição por longo tempo: 100 µg/m3. Concentração natural no ar limpo: 1 – 9µg/m3. Valor médio anual nas cidades: 20 –40 µg/m3.
Particulados Não reportados A informação disponível não permite fazer um julgamento das concentrações abaixo das quais nenhum efeito poderia ser esperado.
Ozônio 8 horas: 120 µg/m3 Concentração mínima que afeta a doentes de asma várias horas de exposição: 280-340µg/m3 . Efeitos respiratórios em crianças durante exposição por tempo curto: 100 µg/m3 Concentração natural no ar limpo: 40 – 70 µg/m3. Valor médio anual nas cidades: 300 µg/m3.
Fonte: www.who.org - (WHO, 2002)
A legislação nacional sobre a matéria é a Resolução CONAMA N.º 03/90, que estabelece para
todo território nacional dois Padrões de Qualidade do Ar, o primário e o secundário.
O padrão primário de qualidade do ar é definido como a concentração de poluentes que
ultrapassada poderá afetar a saúde humana. Sendo assim representa os níveis máximos
toleráveis de concentração de poluentes atmosféricos para a proteção da saúde pública,
constituindo-se em metas de curto e médio prazo.
O padrão secundário de qualidade do ar é definido como a concentração de poluentes
atmosféricos abaixo da qual se prevê o mínimo efeito adverso na população, fauna e flora.
Pode-se entender como o nível desejado da concentração do poluente para a proteção do meio
ambiente em geral e do bem-estar da população, constituindo-se como meta de longo prazo.
126
Conforme o disposto na Resolução CONAMA N.º 03/90, enquanto cada estado não definir as
áreas de Classes I, II e III, estabelecidas na Resolução CONAMA N.º 05/89, serão adotados os
padrões primários de qualidade de ar.
A Tabela 28 apresenta os padrões de qualidade do ar vigentes no Brasil que foram
estabelecidos pela Resolução CONAMA N.º 03/90 para material particulado em suspensão,
dióxido de enxofre, partículas inaláveis, monóxido de carbono, ozônio, dióxido de nitrogênio
e fumaça.
O Artigo 5.º da Resolução CONAMA N.º 03/90 estabelece que o monitoramento da qualidade
do ar é atribuição dos Estados. Já anteriormente, a Resolução CONAMA N.º 05/89, que
instituiu o PRONAR- Programa Nacional de Controle da Qualidade do Ar, previa a
implementação pelos Estados da Rede Nacional de Monitoramento. No entanto, a maioria dos
estados ainda não instalou com a amplitude desejada o estipulado e atualmente vem
transferindo para os novos empreendedores, como é o caso das novas termoelétricas, a
obrigação de instalar estações de monitoramento da qualidade do ar em locais de influência
direta e indireta do empreendimento.
127
Tabela 28 - Padrões Nacionais de Qualidade do Ar segundo a Resolução CONAMA N.º 03/90
Parâmetro
Padrão Concentração Média
Anual (µg/m3)
Concentração Máxima hora (8) (µg/m3)
Dióxido de Enxofre
SO2
Primário
Secundário
80 (3)
40 (3)
365 (5)
100 (5)
Partículas Totais em suspensão (1)
Primário
Secundário
80 (4)
60 (4)
240 (5)
150 (5)
Partículas Inaláveis (2)
Primário
Secundário
50 (3)
50 (3)
150 (5)
150 (5)
Dióxido de Nitrogênio
NO2
Primário
Secundário
100 (3)
100 (3)
320 (6)
190 (6)
Fumaça
Primário
Secundário
60 (3)
40 (3)
150 (5)
100 (5)
Monóxido de Carbono
CO
Primário
Secundário
---
---
40.000 (6)
10.000 (7)
40.000 (6)
10.000 (7)
Ozônio (O3)
Primário
Secundário
---
---
160 (6)
160 (6)
Notas: (1) São partículas com diâmetro menor que 100 mm; (2) São partículas com diâmetro menor que 10 mm; (3) Média aritmética; (4) Média geométrica; (5) Média durante 24 horas; (6) Média durante 1 hora; (7) Média durante 8 horas; (8) A concentração máxima em 24 h não deverá ser excedida mais de uma vez por ano.
Os Padrões de Emissão são limites máximos estabelecidos legalmente para a emissão de
poluentes pela fonte geradora. Estes podem ser expressos em concentração (ex: mg/Nm3), em
128
taxa de emissão (ex: kg/hora) ou em função de um parâmetro da fonte (ex: kg/tonelada
consumida).
A legislação brasileira, através da Resolução CONAMA N.º 008 de 06 de dezembro de 1990,
estabelece os limites máximos de emissão de poluentes do ar (padrões de emissão) para
processos de combustão externa em fontes novas fixas de poluição com potências nominais
totais de até 70 MW e superiores. De toda tipologia industrial a primeira atividade a ter
emissões regulamentadas nacionalmente, foi o processo de combustão externa por se
constituir no maior contingente de fontes fixas de poluentes atmosféricos.
Na ocasião foram definidos como “fontes novas de poluição” aqueles empreendimentos que
não tinham obtido a licença prévia do órgão ambiental licenciador na data de publicação da
Resolução. A Resolução especificou processo de combustão externa em fontes fixas como
toda a queima de substâncias combustíveis realizadas nos seguintes equipamentos: caldeiras,
geradores de vapor, centrais para a geração de energia elétrica, fornos, fornalhas, estufas e
secadores para a geração e uso de energia térmica incineradores e gaseificadores.
Os poluentes gerados nestes equipamentos vão depender essencialmente do combustível
utilizado, tipo de equipamento e configuração da instalação, sendo os principais: óxidos de
enxofre (SOX), material particulado (MP), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono
(CO2), hidrocarbonetos (HCs), óxidos de nitrogênio (NOX) e oxidantes fotoquímicos. O fator
de emissão é a quantidade liberada para a atmosfera, que vai depender das condições de
operação, sistemas auxiliares de controle, regime de operação e fator de capacidade.
O termo “Limite Máximo de Emissão” foi definido pela Resolução CONAMA N.º 05 de
15/06/89, como a quantidade de poluentes permissível de ser lançada por fontes poluidoras
para a atmosfera.
Estes limites máximos de emissão são diferenciados em função da classificação de usos
pretendidos para as diversas áreas, ou seja, de acordo com a classe da área de localização da
instalação, a saber:
129
Classe I são áreas atmosfericamente preservadas, tais como os Parques Nacionais e
Estaduais, áreas de turismo, estâncias climáticas, hidrominerais e hidrotermais. Nestas
áreas é proibida qualquer atividade econômica que gere poluição do ar.
Classe II são áreas onde o nível de deterioração da qualidade do ar é limitado pelo
padrão secundário de qualidade do ar, ou seja, áreas de conservação.
Classe III são áreas de desenvolvimento onde o nível de deterioração da qualidade do
ar é limitado pelo padrão primário de qualidade do ar.
Conforme o especificado na Resolução CONAMA N.º 008/1990 encontram-se na Tabela 29
os padrões de emissão de SO2 e partículas totais, em fontes fixas que utilizam como
combustível o óleo combustível e o carvão mineral. Para outros combustíveis, cabe aos
Órgãos Estaduais de Meio Ambiente o estabelecimento de limites máximos de emissão para
partículas totais, dióxido e enxofre e, se for o caso, outros poluentes, quando do licenciamento
ambiental do empreendimento.
A verificação do atendimento aos limites máximos de emissão fixados através da Resolução
CONAMA N.º 08/90, quando do fornecimento da LO - Licença de Operação, poderá ser
realizada pelo órgão ambiental licenciador ou pelo empreendedor, desde que com
acompanhamento do referido órgão ambiental licenciador.
130
Tabela 29 - Padrões de Emissão de Poluentes do Ar em Fontes Fixas - Resolução CONAMA N.º 008/1990
ÁREAS / CLASSE
POTÊNCIA
PARÂMETRO
PADRÃO g/milhão kcal
ÓLEO
PADRÃO g/milhão kcal
CARVÃO I (*) <70MW Partículas Totais
SO2
120
2.000
---
---
II e III <70MW Partículas Totais SO2
Fumaça
350
5.000
Ringelmann n.º
01 (**)
1.500
5.000
Ringelmann n.º
01 (**)
III >70MW Partículas Totais SO2
Fumaça
120
2.000
Ringelmann nº
01 (**)
800
2.000
Ringelmann nº
01 (**)
Notas: (*) Somente nas áreas a serem atmosfericamente conservadas para lazer, turismo,
estâncias climáticas, hidrominerais e hidrotermais. Nas Unidades de conservação, com
exceção das Áreas de Preservação Ambiental -APA`s, são proibidas qualquer atividade
econômica que gere poluição do ar.
(**) Exceto na operação de ramonagem e na partida do equipamento.
Cabe também aos órgãos Estaduais de Meio Ambiente propor aos governos de seus
respectivos estados o enquadramento de suas áreas em Classe I, II e III, conforme já previsto
na Resolução CONAMA N.º 05/89 e Resolução CONAMA N.º 03/90.
O atendimento aos limites máximos de emissão estabelecidos pela Resolução CONAMA, não
exime o empreendedor do atendimento a eventuais exigências de controle complementares,
conforme a legislação vigente.
131
A Resolução CONAMA N.º 08/90 prevê que os limites máximos de emissão fixados seriam
passíveis de uma primeira revisão dentro de dois anos, e em seguida a cada 05 (cinco) anos,
quando também poderiam ser, eventualmente, acrescentados outros poluentes gerados nos
processos de combustão externa em fontes fixas. Mas até o momento não houve nenhuma
alteração nos limites de emissão estabelecidos pela Resolução CONAMA N.º 08/90.
Os órgãos ambientais estaduais podem fixar padrões de emissão mais restritivos que a
legislação federal, como é a caso da FEPAM-RS, que acordou com a concessionária de
energia elétrica, para as novas termoelétricas a carvão a serem construídas no Rio Grande do
Sul, os seguintes limites:
- Material Particulado – 80 mg/Nm3;
- SO2 – 400 mg/Nm3 ; e - NOx – 400 mg/Nm3 .
Já o Decreto N.º 8.468/76 do Estado de São Paulo aborda no Título III a “Poluição do Ar”, e
na Seção III deste os “Padrões de Condicionamento e Projeto para Fontes Estacionárias de
Emissão”. Estabelece no Artigo 34 que o lançamento de efluentes provenientes da queima de
combustíveis sólidos, líquidos ou gasosos deverá ser realizado através de chaminé, mas não
fixa padrões de emissão. No entanto determina no Artigo 41 que as fontes de poluição para as
quais não foram estabelecidos padrões de emissão devem adotar sistemas de controle de
poluição do ar baseados na melhor tecnologia prática disponível para cada caso. Determina
também que as fontes novas de poluição do ar, que pretendam instalar-se ou funcionar, serão
obrigadas a comprovar que as emissões provenientes da instalação ou funcionamento não
acarretarão, para a região ou sub-região tida como saturada, aumento nos níveis dos poluentes
que as caracterizam como tal.
O Conselho Estadual de Política Ambiental – COPAM, através da Deliberação Normativa N.º
001/92 de 06/03/1992, estabeleceu os padrões de emissão de poluentes atmosféricos para
equipamentos que queimam combustíveis no Estado de Minas Gerais, não fazendo no entanto,
nenhuma referência ao gás natural como combustível.
132
No estado do Paraná, a Secretaria de Meio Ambiente e Recursos Hídricos (SEMA), através da
Resolução N.º 041/2002, no seu Art. 21, apresenta os padrões de emissão atmosférica para
fontes estacionárias em processos de geração de calor e energia, na qual estão incluídos os
óxidos de nitrogênio. Os padrões foram subdivididos em função do combustível empregado,
da tecnologia e da potência térmica. A seguir serão apresentados os padrões de emissão para
geração de calor ou energia em caldeiras e fornos utilizando combustível gasoso e para
turbinas a gás. Esta resolução está disponível em sua íntegra, no site da Secretaria de Meio
Ambiente do estado do Paraná (http://www.pr.gov.br/sema).
Tabela 30 – Padrões de emissão para a geração de calor ou energia em Caldeiras e Fornos utilizando combustível gasoso:
Fonte: Site – Secretaria de Meio Ambiente do Estado do Paraná (http://www.pr.gov.br/sema)
Tabela 31 – Padrões de emissão para Turbinas a gás:
Fonte: Site – Secretaria de Meio Ambiente do Estado do Paraná (http://www.pr.gov.br/sema)
133
Como síntese da avaliação da legislação brasileira frente à expansão da geração termoelétrica,
devem ser ressaltados os seguintes pontos principais:
A legislação federal não fixa os padrões de emissão para o gás natural;
A legislação federal brasileira não inclui padrões de emissão para o NOX, poluente
mais crítico na combustão de gás natural, cabendo ressaltar que os Estados Unidos, a
Comunidade Européia e o Banco Mundial estabelecem limites para este poluente;
Não exige a monitoração das emissões de CO2, e não vem sendo implantado o
zoneamento ecológico-econômico segundo critérios fixados pela Resolução N.º 05/90
do CONAMA, nas classes I, II e III.
O Banco Mundial estabelece para os novos empreendimentos termelétricos e aqueles que
serão remodelados o atendimento aos padrões sintetizados na Tabela 32.
Pela avaliação de Estudos de Impacto Ambiental de algumas usinas termoelétricas que estão
sendo implantadas no Brasil verificou-se a consideração nos projetos dos limites estipulados
pelo Banco Mundial, principalmente no que tange às usinas a gás. Outro mecanismo que vem
sendo utilizado é a aplicação de modelos de dispersão das emissões estimadas para as usinas
verificando, em seguida, se as emissões resultantes atendem aos padrões de qualidade do ar
definidos pela legislação. Estes mecanismos têm sido utilizados devido às lacunas da própria
legislação brasileira.
134
Tabela 32 - Padrões de Emissão para Usinas Termoelétricas estabelecidos pelo Banco
Mundial - Nota: tpd (“ metric ton per day”) tonelada métrica por dia CATEGORIAS
DE UTE Material
Particulado MP
SOX NOX
UTE – Novas plantas
50mg/Nm3
(<50MWe)
100mg/Nm3
(>50MWe)
0,2 tpd/MWe (até 500 MWe)
Acréscimo de 0,1
tpd/MWe (acima 500 MWe)
Não exceder 2.000
mg/Nm3 no fluxo de gases
Não exceder 500 tpd
Por UTE:
Carvão – UTE > 50 MWe: 750 mg/Nm3
(260 ng/J ou 365 ppm ou < 1500 ng/Nm3)
Carvão – UTE < 50 MWe: 1500 mg/Nm3
Óleo: 460 mg/Nm3 (130 ng/J ou 225 ppm )
Gás: 320 mg/Nm3
(986 ng/J ou 155 ppm )
Por unidade de turbina de combustão:
Gás: 125 mg/Nm3
Diesel (Óleo n.º 2): 165 mg/Nm3
Óleo combustível: (N.º 6 e outros): 300
mg/Nm3 UTE – Reabilitação de Usinas existentes
100mg/Nm3
(em casos raros é aceito 150mg/Nm3)
Fonte: World Bank A seguir na Tabela 33 são apresentados os padrões de emissões para centrais termoelétricas
adotados pela Comunidade Européia, e nas Tabela 34 e 35 aqueles adotados por outros países,
tais como Áustria, Japão e os Estados Unidos.
135
Tabela 33– Padrões de emissão para centrais termoelétricas da Comunidade Européia
Poluente Combustível Características da Termoelétrica
Padrão de emissão
Padrão de emissão
mg/Nm3 g/GJ SO2 Sólido (1) 100-500 MW 2.000-400 851-170
Acima de 500 MW 400 170 Líquido 50-300 MW 1.700 486 300-500 MW 1.700-400 486-114 Acima de 500 MW 400 114 Gasoso Todas as potências 35 9,5
NOX Sólido (1) Todas as potências 650 276 Líquido Todas as potências 450 129 Gasoso Todas as potências 350 95
Particulado Sólido (1) Até 500 MW 100 43 Acima de 500 MW 50 21,3 Líquido Todas as potências 50 14,3 Gasoso Todas as potências 10 2,8
Fonte: LORA et al (2004) - Geração termoelétrica: planejamento, projeto e operação. (1) Carvão betuminoso
Tabela 34 – Padrões de emissão para novas unidades termoelétricas vigentes na Áustria, no Japão e nos Estados Unidos (EUA). Emissões
de SO2 Emissões de SO2
Emissões de NOX
Emissões de NOX
Particulado
País Combustível mg/Nm3 g/GJ mg/Nm3 g/GJ g/GJ Áustria Sólido 200 85 200 85 -
Líquido 200 75 150 55 - Gasoso - - 150 45 -
Japão Sólido 233 95 411 175 - Líquido 233 80 267 100 - Gasoso - 65 123 35 -
EUA Sólido nd Mínimo 70% de remoção
nd
260(1) 13
Líquido nd 86 nd 130 13 Gasoso nd 86 nd 86 13
nd = não disponível – (1) Carvão betuminoso Fonte: LORA et al (2004) - Geração termoelétrica: planejamento, projeto e operação.
136
Tabela 35 – Padrões de emissão para unidades termoelétricas existentes vigentes na Áustria, no Japão e nos Estados Unidos (EUA).
Emissões
de SO2 Emissões de SO2
Emissões de NOX
Emissões de NOX
País Combustível mg/Nm3 g/GJ mg/Nm3 g/GJ Áustria Sólido 200 85 200 85
Líquido 200 75 150 55 Gasoso - - 150 45
Japão Sólido 644 240 200-400 85-170 Líquido 644 240 130-180 50-65 Gasoso 644 240 60-130 20-40
EUA Sólido nd nd nd
nd
Líquido nd nd nd nd Gasoso nd nd nd nd
Fonte: LORA et al (2004) - Geração termoelétrica: planejamento, projeto e operação.
Nota-se que a maioria dos países vêm estabelecendo ou aperfeiçoando suas legislações acerca
da emissão de poluentes. No Brasil, em meados de 2003, o CONAMA tomou a iniciativa de
formar um GT - Grupo de Trabalho para fixar padrões de emissão de poluentes atmosféricos
para fontes fixas. A legislação constará de um texto básico e um conjunto de anexos
específicos para cada fonte. Já há uma proposição para este texto básico (encontra-se no site
do Ministério do Meio Ambiente) e também uma proposição para um primeiro anexo. Este
anexo fixaria padrões de emissão para a queima de óleo em caldeiras e outros equipamentos
similares onde não haja contato dos gases de combustão com a carga. Os poluentes
contemplados no anexo seriam: NOX, CO, material particulado e SOX.
O Grupo de Trabalho está em fase final de definição dos limites de emissão para poluentes
atmosféricos oriundos de processos de geração de calor a partir da combustão externa de óleo
combustível, sendo que as demais fontes de emissões de poluentes serão analisadas nas
próximas reuniões de acordo com as sugestões dos subgrupos designados para elaborarem
propostas.
A iniciativa do CONAMA em estabelecer padrões para os diferentes tipos de fontes
estacionárias deverá contribuir para que a fiscalização dos órgãos ambientais seja mais
137
eficiente. Quanto à adaptação das indústrias à nova legislação, esta deverá se dar de forma
tranqüila, pois o Grupo de Trabalho criado pelo CONAMA tem tido a preocupação de fixar,
neste primeiro documento, padrões relativamente brandos para que as indústrias possam se
enquadrar apenas empregando boas práticas operacionais.
É considerado aprovado o texto final do “Apêndice 1 - Limites de emissão para poluentes
atmosféricos gerados em processos de geração de calor a partir da combustão externa de óleo
combustível”.
Ficando estabelecidos os seguintes limites de emissão para poluentes atmosféricos gerados em
processos de geração de calor a partir da combustão externa de óleo combustível:
Potência térmica nominal (MW)
MP NOx (como NO2)
SOX (como SO2)
≤10 300 1600 2700 Entre >10 e ≤70 250 1000 2700
>70 100 1000 1800 Fonte: Site Ministério do Meio Ambiente – www.mma.gov.br
Todos os resultados devem ser expressos na unidade de concentração mg/Nm3, em base seca e 3% de excesso de oxigênio.
A nova legislação proporá apenas padrões de emissão não se referindo às “melhores
tecnologias disponíveis”, não havendo intenção de estabelecer critérios para esta definição.
Em razão da mudança da matriz energética brasileira nos últimos anos privilegiando o uso do
gás natural e da biomassa, seria conveniente empreender (os órgãos ambientais,
concessionárias de distribuição de gás natural e usuários finais) um programa de
monitoramento das emissões de NOX, ainda mais que o mesmo é precursor do mau Ozônio.
Já existe há algum tempo no Brasil a preocupação com a emissão de NOX por fontes
veiculares. O PROCONVE (Programa de Controle das Emissões Veiculares) vem
estabelecendo progressivamente padrões de emissão de NOX cada vez mais rígidos para as
fontes veiculares. Quanto às fontes estacionárias, só agora com esta eventual nova legislação,
o controle passaria a ser efetivamente feito. Na verdade, mesmo antes da legislação, para
138
equipamentos de combustão novos e de grande porte, os órgãos ambientais já vêm exigindo
que seja empregada a "melhor tecnologia disponível" para o abatimento deste poluente. Por
exemplo, para as novas termoelétricas nacionais vem sendo exigido o uso de queimadores
Low NOx nas turbinas.
Em um país como o Brasil, em desenvolvimento e com uma legislação ambiental ainda
bastante precária, não tem sentido, de imediato, se adotar padrões de emissão de poluentes por
demais restritivos. Em um primeiro momento, devem ser adotados padrões relativamente
brandos, exeqüíveis de atendimento pela indústria e com o passar do tempo, como foi feito em
outros países, serem fixados padrões progressivamente mais restritivos.
7.4 - Críticas e comentários quanto ao licenciamento ambiental de termoelétricas e a aspectos referentes à legislação
Embora o racionamento de energia imposto ao povo brasileiro em 2001, tenha sido suspenso
devido à boa performance das chuvas que encheram os reservatórios das centrais hidrelétricas,
o Governo Federal enfrenta problemas para atender a demanda energética. Alguns consideram
que dentre os inúmeros aspectos que postergam o desenvolvimento das unidades
termoelétricas, está o componente ambiental e os procedimentos de licenciamento.
Não é de hoje que o licenciamento ambiental provoca polêmica. Embora o licenciamento
prévio seja essencial para salvaguardar o interesse público e a dinâmica do equilíbrio
ecológico, a suposta burocratização das licenças ambientais tem-se constituído para muitos em
verdadeiro obstáculo à viabilização de projetos de interesse econômico para o país.
Outra questão central, que permeia as discussões do licenciamento ambiental refere-se à
competência legal. A regra fundamental do licenciamento, estabelecida pela Lei Federal N.º
6.938/81, é de que o Estado é o responsável pelo licenciamento ambiental para
empreendimentos cujos impactos alcancem mais de um município, ou a competência é do
IBAMA, órgão do Governo Federal, para projetos cujos impactos sejam regionais e envolvam
mais de um estado. Os municípios enfrentam a desconfiança de que não possuem capacidade
139
técnica para analisar estudos e relatórios ambientais, mas uma saída inteligente para o assunto
seria o estabelecimento de convênios técnicos entre os municípios e os órgãos estaduais de
licenciamento ambiental, garantindo qualidade técnica, agilidade e eficácia no processo de
licenciamento.
Não concordamos, porém, com a possibilidade de uma termoelétrica de grande porte vir a ser
licenciada no âmbito dos órgãos ambientais municipais. Pois são empreendimentos cujos
impactos na atmosfera e nos recursos hídricos transcendem muitas vezes os limites territoriais
do município. O licenciamento ambiental municipal deverá ser restrito para projetos de
impactos exclusivamente locais.
Em um passado não muito distante, todo e qualquer projeto precisava se mostrar viável
técnica e economicamente. Hoje ele deve também ser viável ambientalmente. Esse tripé deve
ser muito bem articulado para que o empreendimento tenha sucesso. Dessa forma para
conseguir o licenciamento ambiental, as termoelétricas ou outro empreendimento de
importância estratégica, devem apresentar projetos suficientemente ancorados nos aspectos
técnicos ambientais, tanto para uma análise dos impactos locais, quanto para os impactos
regionais.
Destacam-se como temas de maior interesse no licenciamento ambiental de usinas a gás
natural no país, sobretudo quando localizadas junto aos centros urbanos, as emissões
atmosféricas, particularmente os óxidos de nitrogênio, embora as questões de efluentes
líquidos, resíduos sólidos, ruídos e riscos para as comunidades vizinhas também mereçam
tratamento técnico adequado.
Verifica-se que o Brasil não regula as emissões de óxidos de nitrogênio, mas a prática do
licenciamento já consagrou a necessidade de demonstração dos impactos dessas emissões
sobre a qualidade do ar, de modo a não violar os padrões atualmente em vigor no país,
inclusive para o ozônio.
Note-se aqui a importância da demonstração da conformidade de novas plantas não apenas
com a legislação local, mas também com padrões internacionais, sobretudo na ausência de
140
regulamentos específicos e quando o projeto depende de recursos de empréstimos dos grandes
bancos.
O licenciamento ambiental de usinas a gás junto aos grandes centros de carga no país estará
cada vez mais dependente da utilização de tecnologias adequadas de controle da poluição
atmosférica e da demonstração de que os impactos são aceitáveis em termos internacionais. É
necessário conhecer os sistemas de controle ambiental apropriados (por exemplo, queimadores
de baixo NOX, catalisadores, sistemas de segurança e controle distribuído com monitoramento
contínuo de emissões, etc.) e completo domínio da metodologia de avaliação de impactos,
particularmente da simulação da qualidade do ar a partir da dispersão atmosférica de poluentes
oriundos de múltiplas fontes, utilizando modelos matemáticos distribuídos pela EPA-EUA e
consagrados em nível internacional.
Em termos de padrões de emissão é utilizada a legislação a respeito de fontes estacionárias de
combustão. A Resolução CONAMA N.º 008/90 restringe-se somente a novas fontes,
incluindo apenas os poluentes SOX e MP emitidos nos gases de combustão.
A esse respeito, temos a observar que: a) A legislação se refere apenas a fontes novas,
desobrigando portanto os equipamentos velhos (e, conseqüentemente, com maior potencial
poluente) a seguir os padrões estabelecidos; b) Não são estabelecidos padrões de emissão para
os poluentes CO e NOX. A maioria dos países não estabelece padrões de emissões para CO
considerando que, em condições de operação normais (equipamentos adequadamente
regulados), as taxas de emissão são reduzidas. Ao mesmo tempo, a legislação internacional
estabelece limites para o NOX, ao contrário do Brasil.
Segundo VELÁZQUEZ (2000), os fabricantes de turbinas a gás possuem modelos
convencionais e outros com emissões reduzidas de NOX. Este ainda questiona o fato de que,
para as novas instalações de termoelétricas a ciclo combinado, deverão obrigatoriamente ser
utilizadas as turbinas com as câmaras de combustão modificadas, para menor emissão de
NOX, sendo necessária uma legislação específica que exija essa condição. Além disso,
VELÁZQUEZ (2000), destaca o fato de que para o SO2 e MP, que são os únicos poluentes
141
para os quais foram definidos padrões no Brasil, observa-se que os padrões nacionais
permitem emissões superiores àquelas de outros países.
Os fabricantes de turbinas a gás inclusive oferecem opções com modificação na câmara de
combustão para reduzir essas emissões que, pelo custo elevado, não se viabilizam
economicamente quando comparados com as turbinas a gás tradicionais. Sem legislação
ambiental adequada, os fabricantes não trarão para o mercado brasileiro equipamentos mais
caros e as instalações a gás natural poderão ser responsáveis por um aumento significativo nas
emissões de NOX.
Portanto, não seria excessivo supor que a inexistência de padrões de emissões para o NOx, em
um contexto de expansão da geração termoelétrica a gás natural, se constitua em uma fonte de
conflitos, agravada pela falta de condições para um adequado monitoramento das emissões de
NOX, que se verifica atualmente nos órgãos de controle ambiental no Brasil.
A falta de padrões de emissão para o NOX é preocupante pelo fato de que, a partir da maior
disponibilidade de gás natural, sua utilização será mais intensa.
Deste modo, o licenciamento ambiental deverá atuar na tentativa de equacionamento de
divergências geradas pelo processo de desenvolvimento econômico.
O procedimento de licenciamento ambiental quando busca somente atender às necessidades
do setor privado, deixa de ser um instrumento de Política e Gestão Ambiental e torna-se
apenas um procedimento burocrático com o objetivo específico de se aprovar projetos de
interesse governamental. Ademais, o governo, utilizando desse expediente, atropela o
processo democrático de tomada de decisões e desencoraja a cidadania, fazendo do expediente
“rolo compressor” uma marca registrada de sua incapacidade de dialogar com a sociedade e
de perceber o valor que a natureza possui.
142
7.5 - Críticas e comentários quanto a qualidade dos EIAs/RIMAs de empreendimentos termoelétricos e a condução dos seus respectivos licenciamentos ambientais
Uma das grandes dificuldades na análise de projetos e na emissão de licenças ambientais de
empreendimentos tais como as termoelétricas, reside no fato de que muitas vezes os Estudos
de Impacto Ambiental apresentados ao órgão competente, possuem informações incompletas
ou não têm a profundidade adequada para facilitar o processo de análise, exigindo diversas
complementações. Um outro fator que devemos também levar em conta, é que a grande
maioria dos órgãos de meio ambiente do Brasil possuem uma infra-estrutura precária e poucos
profissionais habilitados para analisar este tipo de projeto, que requer conhecimentos
específicos e atualizados.
Outro aspecto importante que deve ser considerado e que poderia dificultar a análise destes
projetos seria, por exemplo, a possível localização do empreendimento em uma área crítica,
saturada, sensível, onde os níveis de poluição do ar já estão próximos dos limites permitidos, o
que tornaria obrigatório o uso de sistemas de controle de emissão de gases e de tratamento das
emissões atmosféricas. Isso tudo torna necessária a apresentação de estudos complementares,
contemplando os possíveis impactos resultantes da implantação do empreendimento.
Os investidores em usinas termoelétricas apontam, deste modo que, um dos fatores de maior
importância na inviabilização destes tipos de projetos, seria a morosidade dos órgãos
ambientais durante o processo de licenciamento e a atuação bastante interveniente do
Ministério Público. A discussão da competitividade do gás natural deve contemplar as externalidades ambientais típicas dos megaprojetos hídricos e os custos, em termos de aumento no tempo de implementação dos projetos, dada a dificuldade já existente de obtenção das licenças ambientais. (PIRES, 2003)
No entanto, no licenciamento de termoelétricas de grande porte, sujeitas à elaboração do EIA
– Estudo de Impacto Ambiental, existe a oportunidade de discussão entre o órgão
governamental, a sociedade e o empreendedor, de pontos importantes do projeto,
143
possibilitando portanto, a identificação das necessidades de modificações, aperfeiçoamentos e
até mesmo a rejeição de aspectos considerados danosos.
Para o órgão ambiental responsável pelo licenciamento, esse debate que conta com a
participação da comunidade, garante a transparência e a legitimação necessárias para a sua
tomada de decisões.
O licenciamento ambiental é o momento de questionamentos e troca de informações com o
setor governamental, pois permite ao empreendedor o avanço em detalhamento do projeto, o
contato com novas tecnologias para aperfeiçoamento dos processos, incluindo os de
abatimento, mitigação ou compensação por eventuais impactos ambientais e, sobretudo a
tentativa de inserção no projeto de conceitos de tecnologias limpas, visando a uma maior
viabilidade do empreendimento em questão.
Em trabalho realizado por aluno da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (USP)
finalizado no ano de 2003, foram detectadas falhas em Estudo de Impacto Ambiental (EIA) de
termoelétrica, quanto à avaliação das emissões de poluentes. De acordo com simulação do
engenheiro Antônio Gonçalves do Curral, o nível do poluente dióxido de nitrogênio (NO2)
emitido pela termoelétrica de Piratininga, em São Paulo, é quase o dobro do apresentado no
EIA da usina.
A dissertação de mestrado intitulada “Avaliação de Impacto Ambiental produzido por Usinas
Termoelétricas com enfoque na poluição atmosférica” mostra que a concentração mais crítica
do poluente emitido pelas quatro chaminés da usina, em plena carga, ficou praticamente no
limite permitido pela legislação de 320 mg/m3. Esse índice está estabelecido nos Padrões
Nacionais de Qualidade do Ar (PNQA). Enquanto na pesquisa o resultado foi de 319,80
mg/m3, o EIA apresentou o valor de 170,02 mg/m3. As concentrações dos outros poluentes
também aumentaram na pesquisa, mas seguem bem abaixo dos limites padrões estabelecidos.
Quanto ao exame de dispersão de poluentes, o EIA ao realizar este estudo, considerou o
terreno do empreendimento como plano, assim como o seu entorno, sem levar em
144
consideração a sua real topografia, além de considerar um "hipotético" dia mais crítico do ano,
sem coletar dados reais meteorológicos, para servirem como parâmetro comparativo.
Gonçalves em sua pesquisa considerou o terreno como complexo, observando o seu real
relevo, obtendo assim um perfil mais realista da área de influência dos poluentes. Para o
clima, utilizou os arquivos meteorológicos dos anos de 1997 e 1998, da Estação
Meteorológica do Aeroporto de Congonhas, procedimento, como dito anteriormente, não
adotado no EIA.
Outro problema detectado foi que no EIA foram medidos somente 03 (três) dos 06 (seis)
poluentes recomendados pela Companhia de Tecnologia de Saneamento Básico (CETESB),
órgão estadual de meio ambiente do estado de São Paulo. Além do NO2, principal poluente do
grupo dos óxidos de nitrogênio (NOXx), do monóxido de carbono (CO) e dos Compostos
Orgânicos Totais (TOC-Hidrocarbonetos), analisados no EIA, também se recomenda medir o
dióxido de enxofre (SO2), os materiais particulados (MP) e os compostos orgânicos voláteis
(VOC).
O autor deste trabalho recomenda cuidados com os dados de entrada das simulações,
buscando-se, por exemplo, os arquivos topográficos e meteorológicos. Neste aspecto,
considera que deve ser criada uma rede nacional de dados meteorológicos, que não há no
Brasil. Este também ressaltou que no caso de São Paulo não há tantos problemas, pois existem
maiores fontes de dados, mas que possivelmente em outros estados as dificuldades para a
obtenção destes dados devem ser maiores.
Esta pesquisa foi iniciada no ano de 2000, tendo em vista a importância das usinas
termoelétricas na época, quando foi lançado pelo Governo Federal o Programa Prioritário de
Termoeletricidade (PPT), quando já existiam várias críticas em relação ao potencial de
impacto ambiental, principalmente atmosférico, desse tipo de usina.
Conforme SEVÁ et al (2001), as análises de alternativas locacionais e tecnológicas –
ferramentas valiosas num processo de planejamento adequado a cada região, que encarasse os
problemas já existentes, previsse cenários realistas – deveriam anteceder e condicionar todo o
145
processo de licenciamento. A análise de alternativas no EIA destina-se a incorporar as
considerações sociais e ambientais em todas as etapas de planejamento de um investimento,
desde a fase de identificação do projeto, seleção dos locais e de tecnologias até as fases
posteriores de implementação. Na ausência de tal análise de alternativas, as decisões são
tomadas apenas com base em viabilidade técnica e econômica e em opções políticas. Neste
caso, o EIA tende a ser direcionado para apoiar ou reafirmar a proposta do projeto e, na
melhor das hipóteses, se torna um exercício de limitação de prejuízos, com os benefícios se
resumindo à identificação de medidas de mitigação. Os denominados impactos ambientais decorrentes da construção e operação de uma termoelétrica têm sido apresentados oficialmente – no Estudo de Impacto Ambiental – EIA e sua versão resumida, o RIMA –, quase sempre de forma superficial, assumindo como definidos, imutáveis, os projetos apresentados, seu porte e sua configuração, os equipamentos, e o terreno já escolhido. Isso se explica: tudo foi pré-determinado por cálculos comerciais e geográficos, por exemplo, a proximidade de infra-estrutura de transmissão elétrica e do city-gate do gasoduto, as possibilidades de negociar cotas de eletricidade com empresas existentes e de outras regiões. Até a micro-localização, por vezes, resultou de conveniência da usina estar acoplada, vizinha ou dentro de uma refinaria de petróleo – caso em Betim/Ibirité, MG, em Paulínia e Cubatão, SP, Araucária, PR. Ora, é inegável que a operação das termoelétricas atuais e das futuras tem conseqüências certeiras, a serem discernidas, quantificadas, avaliadas, modeladas, em cada caso, em função da realidade local e regional. (SEVÁ et al, 2001)
SEVÁ et al (2001) fazem uma breve recapitulação de alguns licenciamentos em São Paulo,
Minas gerais e no Paraná, citando como exemplo o licenciamento em Paulínia/SP, de uma
usina de 650 MW, a ser alimentada pelo GASBOL (Gasoduto Bolívia/Brasil), tendo sido
escolhida a sua localização ao lado da refinaria REPLAN – Refinaria de Paulínia, com
intercâmbio de utilidades.
Nas audiências públicas onde foi apresentado e discutido o projeto para a sociedade, este
sofreu uma grande oposição por parte de entidades ambientalistas, advogados, pesquisadores,
sindicatos de trabalhadores, petroleiros, eletricitários, gasistas em âmbito estadual,
parlamentares, prefeitos da região, grande parte em função das contestações técnicas do
Ministério Público Estadual e do Comitê Gestor das Bacias local.
146
Ainda segundo SEVÁ et al (2001), deve ter contribuído para o fracasso do projeto,
especialmente o teor do EIA e do RIMA, que minimizava os impactos negativos da instalação
e operação da usina e falseava dados técnicos cruciais. Neste caso prevaleceu o Princípio da
Precaução, em local e região marcados pela poluição, com problemas graves monitorados de
perto por vários setores da sociedade.
Um outro exemplo dado por SEVÁ et al (2001) refere-se ao licenciamento em Americana/SP,
de projeto de 1200 MW, alimentado pelo GASBOL, a ser localizado na faixa industrial da
calha do rio Piracicaba. A demanda inicial de água bruta para o projeto, seria mais de 400
litros por segundo, equivalente à metade da captação da própria cidade no mesmo rio
Piracicaba, que está quase morto nesse trecho.
Durante o período de audiências públicas sobre o EIA, os investidores anunciaram um gasto
adicional de 50 milhões de dólares para suprimir a torre úmida no sistema de resfriamento de
vapor e instalar um condensador trocando calor com ar, ajudado por ventiladores. Essa
alteração reduziu em quase 90% o uso de água bruta e permitiu que o projeto não sofresse a
oposição do Comitê Gestor das Bacias local, porém, aumentou em alguns pontos percentuais o
auto-consumo de eletricidade na central, e aumentou em muitos pontos percentuais o nível de
ruído.
Um outro licenciamento ambiental marcado por conflitos e exemplificado por SEVÁ et al
(2001), foi em Cubatão/SP, de projeto de 950 MW, alimentado pelo GASAN, plataforma de
Merluza, Bacia de Santos, em terreno dentro da Refinaria Presidente Bernardes, prevendo-se a
desativação da atual Casa de Força, e um novo sistema de água, vapor e efluentes. A RBPC
passaria a ser um cliente prioritário de vapor e eletricidade produzidos na usina e, ao mesmo
tempo, um vendedor de serviços e cotas, por exemplo, de água clarificada, de água tratada
para caldeira, ou receptor de efluentes e resíduos da termoelétrica para tratar em suas estações.
O licenciamento durou quase dois anos e, nesse caso, a oposição social, técnica e do
Ministério Público Estadual ao projeto, justamente fundado numa história já longa de poluição
e de riscos, foi ignorado pelo Conselho Estadual de Meio Ambiente de São Paulo, que
147
concedeu a licença, apesar de brigas e boletins de ocorrência na sede da Secretaria de Meio
Ambiente, na capital paulista.
SEVÁ et al (2001) também relatam o licenciamento da Usina Termoelétrica de Ibirité, no
estado de Minas Gerais, os seus antecedentes locais e discorrem sobre a Audiência Pública
realizada.
O projeto, de 720 MW, ao lado da Refinaria REGAP, estava previsto desde meados de 1999,
seria uma parceria entre a Petrobras e o Grupo FIAT.
Segundo SEVÁ et al (2001) este empreendimento será instalado em região que já possui seus
recursos hídricos comprometidos por impactos diversos. A operação da UTE Ibirité, uma das
maiores do Brasil, causará impactos ambientais em região comprometida pelo uso não
racional dos recursos naturais, e ainda afirmam que, existem vários impactos associados à
implantação de um ramal do gasoduto, das linhas de transmissão, da captação e adução de
água, que foram avaliados de forma simplificada nos estudos apresentados.
Conforme SEVÁ et al (2001), em seu diagnóstico, o EIA deste projeto simplesmente
desconsiderou a qualidade ambiental atual da região e não apresentou qualquer comparação
entre a situação existente e a futura, quando a usina termoelétrica estiver operando. Foi
solicitado pela FEAM, órgão ambiental mineiro, um novo estudo de qualidade do ar para a
área de influência ambiental levando em conta, pelos menos, as emissões da REGAP e da
FIAT Automóveis.
A avaliação qualitativa e quantitativa dos recursos hídricos disponíveis, como apresentada no
EIA, foi considerada insuficiente. Problema, aliás, já detectado nos EIAs dos projetos em
Paulínia e em Cubatão, que também previam intercâmbio de utilidades com as refinarias.
Além da exigência de outorga para captação adicional na Represa de Ibirité, a ser expedida
pelo órgão regulador estadual de águas, exigiu-se também a avaliação hidrológica dos usos
futuros de água e proposição de medidas para o uso compartilhado da Represa de Ibirité. O
estudo apresentado apontou, com razão, limitações frente ao consumo elevado da usina. O
148
drama em Ibirité é o mesmo observado em Paulínia e em Americana, uma bacia relativamente
pequena, vazão disponível baixa, usada também para captação pública, recebendo descargas
crescentes de esgotos, captações industriais com grandes perdas e descargas de efluentes, e os
ribeirões se assoreando.
Segundo SEVÁ et al (2001) a decisão mais sábia para o futuro hídrico, seria o projeto incluir,
desde o início, um sistema de condensação a ar, que poderia reduzir em 90% a demanda de
água. Ou então, identificada a repercussão do problema, o investidor alterar o projeto do
condensador. Ou ainda, a tecnologia aprovada de condensação a ar ser proposta ou até ser
exigida pelo órgão ambiental ou pelo comitê gestor de bacias. Mas em Ibirité, nada disto
ocorreu.
Diante do que foi apresentado, em relação ao licenciamento ambiental de projetos inseridos
em áreas críticas, temos a impressão de que ficarão verdadeiramente sempre incógnitas para o
futuro desvendar, como vão se desenrolar as etapas de construção e montagem destas usinas,
como será a sua operação? Como serão as anormalidades? O que, de fato, estabelecido nas
licenças será executado e mantido dentro do previsto? Se um mega-projeto é licenciado em
região já poluída, quais outros acréscimos de poluição e de uso de água poderão ainda ser
licenciados?
Segundo NEGRI (2002), em geral o empreendedor nos seus estudos ambientais trata do seu
empreendimento de forma isolada, avaliando as emissões gasosas e valores de qualidade do ar
com as referências normatizadas. As condições pré-existentes na área de influência (área onde
o impacto do empreendimento estará presente de forma direta ou indireta) são na grande
maioria desconhecidas, devido à falta de uma rede de monitoramento. Na verdade, a
informação da concentração da poluição de fundo pré-existente, caberia ao órgão de controle
ambiental local, que em geral não a possui. Devemos assim considerar que a avaliação
integralizada é importantíssima para garantir a qualidade ambiental da região e que o órgão
licenciador sente falta desta informação para um julgamento adequado, ficando assim
estabelecido um impasse.
149
Capítulo 8 –– Estudo de Caso – Licenciamento Ambiental de Central de Cogeração localizada no Pólo Petroquímico de Camaçari
8.1 – Introdução
Neste capítulo analisaremos todas as fases do licenciamento ambiental de uma Central de
Cogeração localizada em uma unidade industrial no Pólo Petroquímico de Camaçari, no
estado da Bahia, informando detalhes sobre a tecnologia empregada para a geração de energia
e os processos utilizados para a mitigação dos impactos ambientais decorrentes desta
atividade.
Este projeto foi implantado, mas devido a fatores que serão analisados posteriormente, nunca
entrou em operação. No entanto, ainda assim achamos válida a sua análise e estudo, pois
demonstraria e exporia as dificuldades e os impedimentos na implementação de
empreendimentos deste tipo, e os erros e acertos envolvidos na escolha deste sistema de
geração de energia.
A análise do licenciamento deste empreendimento compreenderá as três etapas formadas pelas
Licenças de Localização, Implantação e Operação. Cabendo acrescentar que todas as
informações aqui contidas foram apresentadas formalmente ao CRA – Centro de Recursos
Ambientais, órgão ambiental do Estado da Bahia.
As principais justificativas iniciais do empreendimento foram:
Garantia da estabilidade e confiabilidade da alimentação de energia
elétrica e de vapor para a unidade industrial;
O fornecimento de energia estável e confiável permitiria uma operação
mais eficiente, sem paradas não planejadas de equipamentos chave,
150
decorrentes de oscilações e quedas no abastecimento de energia elétrica e
de vapor.
O fornecimento de vapor para a unidade industrial permitiria a
desativação de caldeiras que queimam óleo combustível. Com isso haveria
redução na emissão de material particulado e de compostos de enxofre.
8.2 – Licença de Localização
No dia 28/08/01 a unidade industrial em questão, requereu ao Centro de Recursos Ambientais
(CRA), Licença de Localização para uma Central de Cogeração de vapor e energia elétrica.
Foram juntados ao processo de Licença de Localização, a Certidão da Prefeitura de Camaçari
e a Anuência da SUDIC – Superintendência de Desenvolvimento Industrial e Comercial,
órgão responsável pelo distrito industrial, ambos manifestando concordância quanto à
localização do empreendimento. Da mesma forma foi anexada Ficha Técnica expedida pela
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, onde se encontram explicitadas as
características técnicas e operacionais do empreendimento.
Conforme o roteiro técnico apresentado, o empreendimento previsto, objeto do requerimento
ao CRA, seria uma Usina de Cogeração de energia elétrica e vapor. O combustível a ser
utilizado seria o gás natural, estando previsto um consumo da ordem de 40.000 m3/dia,
comprimido a uma pressão de aproximadamente 21 bar.
Os principais equipamentos componentes da Unidade de Cogeração são:
01 (um) Gerador central de 6.562 kVA de Potência, da marca ALSTOM;
01 (uma) Turbina a gás de 5.250 kW de Potência da marca ALSTOM;
01 (uma) Caldeira de recuperação de calor para a produção de 35 t/h de
vapor saturado a 10 bar de pressão;
01 (uma) Bomba centrífuga.
151
Considerando o pequeno porte da Usina de Cogeração e as características da área onde está
localizado o projeto, não foi solicitado o EIA – Estudo de Impacto Ambiental e o respectivo
RIMA.
No dia 05/09/01 foi emitido pelo CRA parecer técnico favorável ao empreendimento, com os
seguintes comentários:
A energia a ser gerada deverá atender a 80% da demanda nos meses de
pico e deverá tornar a fábrica auto-suficiente nos demais, medida esta que
enquadrará a empresa no consumo de energia elétrica imposto pelo
racionamento para a Região Nordeste;
Com a substituição de três caldeiras existentes na fábrica, por uma de
maior capacidade, que trabalhará interligada à usina de cogeração, isto
resultará em que não haverá acréscimo no consumo de água;
A utilização do gás natural como combustível, propiciará uma geração de
energia com impacto ambiental não significativo.
Foi proposto o seguinte condicionante na licença ambiental:
I. Apresentar quando da solicitação da Licença de Implantação: a) APR – Análise
Preliminar de riscos do projeto; b) Projeto detalhado da usina.
O processo foi encaminhado ao CEPRAM – Conselho Estadual de Meio Ambiente, onde foi
aprovado e foi autorizada a emissão da Licença de Localização, com validade de dois anos.
152
8.3 – Licença de Implantação No dia 05/04/02, a unidade industrial requereu ao CRA, Licença de Implantação para a
Central de Cogeração. No dia 11/07/02 foi realizada inspeção técnica no local para subsidiar o
licenciamento em questão.
O Relatório de Inspeção informa o seguinte:
O empreendimento será implantado em área da fábrica que se encontra em
operação, estando prevista uma área adicional construída para a usina de
578,75 m2;
A empresa cumpriu os condicionantes da Licença de Localização;
A empresa apresentou a APP – Análise Preliminar de Perigos;
A realização da APP para a Central de Cogeração levou à identificação de 16 (dezesseis)
cenários de acidentes passíveis de ocorrer durante a sua operação. Segundo os critérios
adotados para as categorias de freqüência, não foi identificado nenhum cenário nas categorias
de freqüência FR (freqüente), PR (provável) e OC (ocasional). Um cenário foi classificado
como RE (remoto) e 15 (quinze) cenários foram classificados como IM (improvável).
A partir dos critérios utilizados para a categoria de severidade, os cenários de acidentes foram
distribuídos da seguinte forma: 09 (nove) cenários com severidade “Crítica”, 06 (seis)
cenários com severidade “Moderada” e apenas 01 (um) cenário foi classificado com
severidade “Baixa”. Nenhum cenário foi classificado com categoria de “Catastrófica”.
Ao todo foram identificadas 06 (seis) recomendações para a Central de Cogeração. Estas estão
relacionadas tanto com a elaboração de procedimentos como também com mudanças de
layout, instalações e medidas de proteção adicionais, como segue:
153
Recomendação n.º 1 – Estudar a possibilidade de instalar uma válvula de
bloqueio com acesso remoto (via sala de controle) na estação de
distribuição da Bahiagás localizada dentro da área da fábrica. Outra opção
seria automatizar uma das válvulas já existentes na estação;
Recomendação n.º 2 – Verificar a existência de detectores de gás
inflamável no galpão onde a turbina a gás natural ficará alocada. Casos
tais dispositivos não existam, instalá-los, com a finalidade de facilitar a
detecção de possíveis vazamentos de gás natural;
Recomendação n.º 3 – Verificar a existência de sistema de exaustão dos
gases no galpão onde a turbina a gás natural ficará alocada. Caso tal
sistema não exista, instalá-lo. Desta forma o confinamento de possível
material vazado (gás natural) no interior do galpão seria evitado;
Recomendação n.º 4 – Limitar o acesso de pessoas não autorizadas à área
da turbina a gás por intermédio de placas de advertência. Alocar também
placas proibindo fumar no interior do galpão;
Recomendação n.º 5 – Estabelecer procedimento operacional quando do
retorno do equipamento (turbina) após manutenção, contemplando que o
óleo lubrificante deverá circular por no mínimo quinze minutos antes da
partida. Desta forma possíveis vazamentos devido a problemas de
montagem após manutenção seriam detectados;
Recomendação n.º 6 – Verificar a existência de detectores de fumaça no
interior do galpão onde a termoelétrica ficará alocada. Caso tais
dispositivos não existam instalá-los.
154
Analisando os resultados da APP, observa-se que não foram identificados cenários “Não
aceitos” e mesmo aqueles classificados com severidade crítica estão relacionados com
freqüências de ocorrência muito baixas (improváveis), pois os equipamentos componentes do
empreendimento são novos e apresentarão planos periódicos de manutenção e inspeção.
Mesmo assim foram recomendadas medidas que caso sejam implementadas, representarão
uma redução ainda maior nos riscos da operação da termoelétrica.
No dia 05/08/02 foi emitido pelo CRA parecer Técnico favorável ao empreendimento, sendo
propostos os seguintes condicionantes:
I – Implantar o empreendimento conforme o projeto apresentado, devendo qualquer alteração
ser previamente autorizada pelo CRA;
II - Coletar, acondicionar e enviar todos os resíduos sólidos gerados na implantação do
empreendimento para destinação final adequada;
III – Apresentar ao CRA, quando do requerimento da LO – Licença de Operação: a) Relatório
de Avaliação do Cumprimento das recomendações e proteções propostas na APP – Análise
Preliminar de Perigos do empreendimento, acompanhado de Cronograma de implantação e
execução destas medidas de segurança.
No dia 14/08/02, através de portaria emitida pelo CRA, foi autorizada a emissão da Licença de
Implantação da Central de Cogeração com validade de dois anos.
8.4 – Licença de Operação No dia 05/09/02, a unidade industrial requereu ao CRA Licença de Operação para a Central de
Cogeração de vapor e energia elétrica.
155
Devemos considerar que o pequeno espaço de tempo decorrido entre a emissão da LI e a
solicitação da LO, deveu-se ao fato de que o empreendimento já estava em fase de construção
bastante adiantada quando da Licença de Implantação.
Em 25/10/02 foi realizada inspeção técnica na área do empreendimento para subsidiar o
processo em questão.
O Relatório de Inspeção informa o seguinte:
O empreendimento já está totalmente implantado;
A empresa cumpriu os condicionantes estabelecidos na Licença de
Implantação;
A empresa está aguardando a emissão da Licença de Operação para iniciar
os testes pré-operacionais na usina.
No dia 27/11/02 foi emitido pelo CRA o parecer técnico favorável ao empreendimento, com
as seguintes informações:
O empreendimento consiste em uma Central de Cogeração de vapor e energia elétrica, tendo
como equipamentos principais uma turbina associada a uma caldeira recuperadora de calor,
utilizando o gás natural como combustível.
A mão-de-obra necessária para o empreendimento será de 04 (quatro) funcionários. Sendo
utilizado apenas 01 (um) operador por turno.
O gás natural a ser utilizado na Central de Cogeração tem as seguintes características:
• Vazão : 1.500 m3/h
• Pressão regulada: 12,5 kgf/cm2
• Pressão de chegada na estação: 21,0 kgf/cm2
• Temperatura: 15º a 50º C
• Procedência: Bahiagás através de dutovia.
156
Será utilizada na Central de Cogeração, água desmineralizada a uma vazão de 5 m3/h, sendo
que as fontes de abastecimento serão as mesmas da fábrica já existente no local, não havendo
necessidade de novas captações.
Não haverá acréscimo no consumo de água da fábrica, pois será promovida a desativação de
uma das caldeiras existentes, que será substituída por aquela da Central de Cogeração.
Outros produtos a serem utilizados Local Embalagem
Óleo lubrificante Manutenção Tambores Ardrox 6345 Manutenção Bombonas Óleo diesel Combustível alternativo Tanque
Óleo diesel será utilizado em um gerador que tem a função de religamento emergencial da
Usina Termoelétrica (gerador black start). Os tanques de armazenamento de óleo diesel serão
instalados em área pavimentada com bacia de contenção.
Está prevista a produção de aproximadamente 103.200 Kwh/dia de energia elétrica e 13 t/h de
vapor saturado .
Equipamentos a serem utilizados: 01 (uma) Turbina a gás com capacidade de 5,25 MW; 01
(uma) caldeira de recuperação de calor para geração de vapor saturado, com capacidade de 13
t/h e pressão de trabalho 10 Kgf/cm2; 01 (um) compressor de gás natural para pressão de 21
bar; 02 (dois) painéis de comando e 03 (três) painéis de controle; 02 (duas) bombas
centrífugas de 12m3/h e 02 (duas) bombas centrifugas de 70 m3/h.
Efluentes líquidos a serem gerados pelo empreendimento:
• As águas pluviais serão coletadas e enviadas para a rede de drenagem já existente na
fábrica.
157
• Águas de refrigeração, caldeira, purgas e despejos afins: A água de refrigeração será
utilizada em sistema de regime fechado através de torre de refrigeração para
resfriamento do cabeçote do compressor de gás.
• Eventualmente serão feitas purgas na caldeira que serão encaminhadas para o sistema
de tratamento de efluentes da indústria.
• Purgas de fundo da caldeira, solução de limpeza da turbina, limpeza do piso. Todo os
despejos citados seguem para o sistema de tratamento industrial da unidade.
O tratamento de efluentes líquidos industriais realizados pela unidade opera continuamente
(24 h/dia) e consiste em um pré-tratamento que visa a retirada de sólidos grosseiros por
gradeamento seguido de remoção de sólidos a partir 5 (cinco) tanques de decantação
operando em série, com possibilidade de isolamento individual de cada tanque. Também
existe sistema de dosagem de produtos químicos visando correção de pH que utiliza pH-
metro interligado a conjunto de bombas dosadoras, sendo um ponto de dosagem na entrada e
outro na saída do sistema. Há medição de vazão na entrada e na saída do sistema.
Após este tratamento preliminar, todo efluente líquido industrial é remetido por meio de
tubulação para o sistema de tratamento de efluentes líquidos industriais da CETREL onde
será processado de forma a atingir os parâmetros de emissão determinados.
A Central de Cogeração possui duas chaminés com altura aproximada de 15 m, sendo uma
principal e a outra deverá funcionar como by-pass (diverter). Os gases poderão ser eliminados
pela chaminé da caldeira quando estiverem trabalhando em ciclo fechado (aproveitamento
dos gases na caldeira) ou os gases podem ser eliminados pela chaminé da válvula diverter
quando estiverem trabalhando em ciclo aberto (não utilizando os gases na caldeira).
O uso de gás natural como combustível, garantirá um elevado nível de qualidade das emissões
atmosféricas na saída da chaminé (CO, CO2, SOX, NOX, CH4 e particulados).
Os seguintes resíduos somente serão gerados quando da manutenção da Unidade de
Cogeração, que está prevista para ser realizada em dois anos.
158
Origem Resíduos Destinação final
Manutenção da tubina Óleo lubrificante Venda para reciclagem
Manutenção da tubina Água de lavagem ETE
A empresa cumpriu os condicionantes de sua Licença de Implantação, não havendo quaisquer
pendências junto ao CRA que inviabilizem a concessão da Licença de Operação solicitada.
Todos os efluentes líquidos gerados em situações transientes na Central de Cogeração em
análise serão encaminhados ao Sistema de Tratamento de Efluentes da CETREL e
monitorados dentro das condições estabelecidas.
Apesar do uso de gás natural como combustível garantir um elevado nível de qualidade das
emissões atmosféricas, as mesmas deverão ser monitoradas de forma a que isto seja
assegurado.
A empresa apresentou o Relatório de Avaliação do Cumprimento das Recomendações
propostas na APP – Análise Preliminar de Perigos acompanhado de Cronograma de
implantação e execução destas medidas de segurança, atendendo portanto a condicionante da
Licença de Implantação.
A seguir estão relacionadas as justificativas apresentadas pela unidade industrial para
atendimento das recomendações propostas na APP:
Justificativa para atendimento da Recomendação n.º 1: “A Estação Redutora da
Bahiagás possui uma Válvula Automática de Bloqueio, conforme Memorial Descritivo
da Estação, fornecido pela Bahiagás.”
Justificativa para atendimento da Recomendação n.º 2: “O galpão da Usina
Termoelétrica dispensa detectores de gás. Sua concepção arquitetônica propicia uma
ventilação natural, de grande vazão, impedindo concentração de gás, proveniente de
eventuais descargas no ambiente. A Turbina ALSTOM, no entanto, possui um sistema
159
independente para detecção de gás combustível no interior do seu próprio skid de
operação, através de sensores de monitoramento.”
Justificativa para atendimento da Recomendação n.º 3 - “Conforme recomendação do
fabricante da Turbina ALSTOM, o projeto arquitetônico do galpão foi elaborado e
executado, sem alvenarias de fechamento laterais, de forma que permitisse, máxima
ventilação e exaustão, impedindo qualquer concentração de gases. A Turbina
ALSTOM, no entanto, possui um sistema interno de ventilação e exaustão, evitando
qualquer confinamento, ou concentração de gás.”
Justificativa para atendimento da Recomendação n.º 4: “Informamos que serão
instalados até 09/09/02 placas de advertência como segue a solicitação do CRA e
conforme padrão desta unidade industrial.”
Justificativa para atendimento da Recomendação n.º 5: “O manual da ALSTOM
contempla recomendações e instruções operacionais, incluindo checagem diária de
operação, desligamento e rotinas de manutenção. Níveis normais de proteção são
estabelecidos pelo controle operacional da Turbina ALSTOM, inclusive equipamentos
auxiliares, contra sobrecargas, desbalanceamentos, elevações de temperaturas entre
outros. Além disso, a Turbina possui um sistema automático de verificação de situação
de partida. Um deles é a checagem do sub-sistema de óleo, onde, através de sensores
instalados fisicamente no seu interior, verifica o funcionamento das bombas de óleo,
seu nível no reservatório, sua pressão em todo o circuito, inclusive nos mancais de
transmissão, sua vazão nos mancais do Gerador e sua temperatura, que ativa, se
necessário, o sistema de refrigeração. Após a verificação de todos os parâmetros,
dentro dos padrões operacionais estabelecidos, a Turbina inicia o processo de partida.”
Justificativa para atendimento da Recomendação n.º 6: “Conforme mencionado na
Recomendação n.° 3, o galpão dispensa a instalação de detectores de fumaça/chama. A
turbina ALSTOM, no entanto, possui internamente em seu skid, dois detectores ultra
violeta que estão ligados, automaticamente, a um sistema de combate a incêndio. O
160
sistema de combate a incêndio é composto por uma Cabine, com dois cilindros de
CO2, próximos à turbina e interligados ao seu interior, através de uma linha
independente. Para complementar o sistema de incêndio, a Turbina possui dois pontos
direcionais de descarga de CO2, para combater a propagação de um eventual incêndio
em seu interior.
Condicionantes propostos pelo CRA:
I – Encaminhar as águas pluviais provenientes de coberturas de prédios e arruamentos e
purgas da caldeira, para o sistema inorgânico da CETREL, obedecendo aos padrões
estabelecidos na Resolução CEPRAM n.º 2878 de 21 de setembro de 2001;
II – Alinhar para o sistema orgânico da CETREL, de acordo com os padrões estabelecidos na
Resolução CEPRAM n.º 2878 de 21 de setembro de 2001, as águas pluviais contaminadas
(provenientes da área de processo) e efluentes líquidos eventualmente gerados na manutenção
da unidade, após correção de pH.
III – Coletar e acondicionar adequadamente os resíduos oleosos gerados, promovendo a sua
destinação final adequada em empresa devidamente licenciada;
IV – Emitir relatório semestral ao CRA – Centro de Recursos Ambientais, contendo dados de
automonitoramento para as emissões atmosféricas, através de medições isocinéticas dos
seguintes parâmetros, conforme descrito a seguir: efluentes gasosos provenientes da chaminé:
freqüência semestral – CO, CO2, SOX, NOX, O2, HC e Material Particulado. Devendo ser
efetuada a primeira amostragem imediatamente após a emissão desta licença;
V – Dispor os tanques de armazenamento de óleo diesel em área impermeabilizada provida de
dique de contenção;
VI – Operar adequadamente e sem interrupção todos os equipamentos destinados ao controle
ambiental.
161
VII – Cumprir a totalidade dos condicionantes pertinentes estabelecidos na Resolução
CEPRAM nº 2878 de 21 de setembro de 2001;
VIII – Informar ao CRA sobre qualquer modificação no processo e aumento de capacidade de
produção;
IX – Apresentar ao CRA anualmente, o Relatório Técnico de Garantia Ambiental – RTGA.
No dia 28/11/02, foi autorizada a emissão da Licença de Operação da Central de Cogeração,
com validade de 05 (cinco) anos.
8.5 – Comentários e conclusões
Na época de concepção do projeto desta Central de Cogeração, as empresas viviam a
expectativa da possibilidade de crise de desabastecimento de energia e buscavam com
urgência a implantação de medidas de racionalização do consumo ou visavam a participação
em programas de cogeração.
Quando o Programa Prioritário de Termoeletricidade (PPT) foi apresentado em 2001, houve
uma corrida às compras de equipamentos. As térmicas eram, então, consideradas a solução
para a escassez de energia elétrica no país, e chegou-se a anunciar a construção de 55 usinas.
Até agora, apenas uma parte destas entrou em operação, muitas parcialmente, e outras tiveram
apenas as obras iniciadas e as demais nunca saíram do papel.
A estas usinas estavam garantidas condições favoráveis para o gás natural, o que tornava o
insumo mais barato. Era um chamariz. E foi suficiente para que investidores, nacionais,
estatais e estrangeiros, batessem à porta da ANEEL, a agência reguladora do setor, para obter
a licença de construção da usina.
162
Por uma conjunção de fatores, sobretudo a desvalorização cambial, o PPT praticamente
naufragou. Os investidores, outrora entusiasmados com a possibilidade de construir usinas,
não estruturaram seus projetos. Isso porque muitos não conseguiram firmar os contratos de
garantia de compra da energia a ser gerada na térmica.
Na Central de Cogeração analisada por esta dissertação, ocorreu que os números falaram mais
alto, pois os custos de produção da sua própria energia e de manutenção da usina superaram
em muito os preços da energia oferecida pelos usuais fornecedores. O projeto tornou-se então,
assim, economicamente inviável, fazendo-se a escolha pelo caminho de maior lucratividade
para a empresa.
Deste modo, esta Central de Cogeração é um exemplo claro de que o fator econômico é
decisivo, pois muitas indústrias, salvo pequenas exceções, usarão o combustível que lhes
custar menos e, mesmo depois de investirem para o uso do gás natural, voltarão aos
combustíveis anteriores se estes se revelarem mais baratos.
163
Capítulo 9 - Conclusões e propostas
Este trabalho aponta a seguir algumas conclusões que merecem destaque:
• O racionamento de energia ocorrido em 2001 demonstrou que a manutenção da
dependência de mais de 90% da nossa matriz energética da hidroeletricidade é
estrategicamente arriscada. O Programa Prioritário de Termoelétricas (PPT) de 2000
significou o primeiro reconhecimento dos entes planejadores de que a cultura de
construção de grandes hidrelétricas como solução para a necessidade de aumento de
capacidade instalada de geração não tem como perdurar. O PPT não deslanchou, mas
apesar disso as previsões mais realistas indicam acréscimo significativo da
participação de fontes térmicas na geração de eletricidade. A mensagem por trás deste
reconhecimento é de que fontes de geração alternativas às hídricas passarão a exercer
um papel mais importante na matriz elétrica brasileira.
• O planejamento energético não pode mais deixar de incorporar a dimensão ambiental,
que tende a condicionar crescentemente as decisões sobre produção e uso de energia;
• As emissões atmosféricas decorrentes da geração termoelétrica estão diretamente
relacionadas ao tipo de combustível utilizado e às tecnologias de geração, sendo via de
regra, objeto de controle e monitoração no Brasil apenas aquelas cujos padrões são
estabelecidos pela legislação.
• Entre os combustíveis mais utilizados na indústria, a priori, os combustíveis gasosos
como o gás natural são menos poluentes, pois com eles é mais fácil conseguir uma
combustão completa evitando a emissão de poluentes como monóxido de carbono
(CO), material particulado orgânico e hidrocarbonetos não queimados. Além disso, em
geral, tais combustíveis não têm nitrogênio quimicamente ligado, minimizando assim a
emissão de óxidos de nitrogênio. Via de regra, eles também são isentos de material
inorgânico e, portanto, na sua queima não há emissão de material particulado
inorgânico. Restam, portanto, os poluentes NOX (de origem térmica) e o dióxido de
carbono que são poluentes comuns à maioria dos combustíveis de uso industrial.
164
• O uso do gás natural conjuntamente com tecnologias avançadas, tais como as de ciclo
combinado, se constitui em uma excelente opção do ponto de vista ecológico.
• A legislação brasileira define padrões de qualidade do ar para SO2, Particulados, NOx,
CO, O3 e Fumaça. Para as emissões, os padrões são estabelecidos somente para
Particulados, SO2 e Fumaça e diferenciados para óleo combustível e carvão, não
contemplando, portanto, o gás natural.
• As usinas termoelétricas mais novas e de maior capacidade devido ao maior rigor no
processo de licenciamento e talvez devido à necessidade de financiamento externo, por
exemplo, do Banco Mundial, já incorporam sistemas visando a redução dos impactos
ambientais.
• No momento atual de expansão da geração termoelétrica, destacamos a necessidade
urgente de se rever e atualizar a legislação ambiental brasileira relativa a emissões
atmosféricas. Que deverá obrigatoriamente estabelecer padrões para poluentes não
anteriormente contemplados.
• Acreditamos que a iniciativa do CONAMA em estabelecer padrões para os diferentes
tipos de fontes estacionárias venha a contribuir para que a fiscalização por parte dos
órgãos ambientais seja mais eficiente.
• A importação de padrões de emissão estrangeiros, apesar de ser uma solução rápida e
de baixíssimo custo, não reflete a realidade das fontes locais. É um paliativo, que deve
ser refinado por dados de campo e outras formas de pesquisa adequadas às condições
reais.
• A estruturação da legislação ambiental brasileira de controle da poluição do ar do
modo como foi concebida não permite harmonizar o desenvolvimento econômico e a
preservação do meio ambiente, impedindo que as políticas setoriais planejem seus
empreendimentos em conformidade com diretrizes de caráter ambiental presentes na
165
lei. Um dos principais problemas dessa articulação intersetorial pouco eficaz é a
ausência do zoneamento ecológico-econômico, segundo os critérios de áreas críticas
fixados na Resolução CONAMA N.º 05/89 (Classes I, II e III).
• No caso do setor elétrico brasileiro, a importância da concretização do zoneamento
previsto nesta Resolução, auxiliaria os empreendimentos, na medida em que de posse
da localização de áreas restritas. Tal fato poderia ocasionar a possibilidade de descarte
de etapas de planejamento e viabilidade locacional na expansão da geração elétrica.
• A localização de tais áreas como parte integrante do zoneamento ambiental do país é
fundamental, devendo haver, no entanto, maior articulação entre as estruturas da
administração pública, que devem propor critérios claros de enquadramento, segundo
as opções de áreas consideradas favoráveis à implementação de usinas termoelétricas.
• Segundo a legislação em vigor, a estratégia básica é limitar em nível nacional, as
emissões por tipologia de fontes e poluentes prioritários, reservando o uso dos padrões
de qualidade do ar como ação complementar de controle.
• Ao copiar o exemplo da legislação americana, esquecemos de introduzir o mecanismo
mais importante. Ao fixar os padrões de emissão a priori, sem nenhuma vinculação
com a realidade da área de influência dos empreendimentos, a legislação passa a atuar
de forma repressora ao invés de cumprir a estratégia básica de sua implementação, que
é a busca da harmonização de diferentes usos que se fazem dos recursos naturais. Os
padrões de emissão de poluentes atmosféricos devem estar em consonância com a
realidade de cada área onde estão instaladas as plantas termoelétricas e de sua região
de influência.
A seguir são apresentadas propostas que contribuirão para a resolução e/ou melhor
entendimento das questões críticas apontadas anteriormente por este trabalho:
166
a) Criação de um Câmara Técnica reunindo representantes de empresas, universidades,
sociedade civil, órgãos ambientais e governamentais, visando a discussão de assuntos
relacionados à Geração Termoelétrica, principalmente aqueles referentes ao Estado da Bahia.
Buscando desta forma a troca de informações entre estes setores, conhecimento da real
situação das usinas existentes no estado, através principalmente da divulgação por parte das
empresas de seus dados de monitoramento de emissões atmosféricas. O que resultaria em
maiores subsídios para o CRA na proposição de padrões de emissão para usinas
termoelétricas, a criação de legislação específica e a elaboração de um Relatório Técnico, com
o objetivo de traçar um perfil do Parque Termoelétrico em operação e em planejamento no
Estado da Bahia. Enfocando mais especificamente os aspectos relacionados aos sistemas de
controle e monitoração de emissões aéreas implantados e previstos e o levantamento de
informações adicionais relativas a aspectos gerais e tecnológicos destas usinas, que
representaria uma importante fonte de dados para outros estudos que venham a ser
desenvolvidos no futuro e na avaliação do potencial emissor de poluentes atmosféricos e gases
de efeito estufa das termoelétricas já em operação e em planejamento no estado;
b) Aumento da capacitação do corpo técnico do CRA, através da realização de palestras,
cursos, seminários sobre Geração Termoelétrica, o que resultaria necessariamente em uma
melhor fundamentação teórica e qualidade dos Pareceres Técnicos relacionados ao
licenciamento de usinas de geração termoelétrica.
c) A proposta anterior poderia ter como ponto de partida a realização de um Seminário sobre
Geração Termoelétrica, organizado pelo CRA e contando com a participação das empresas e
universidades, que divulgariam as iniciativas deste setor relacionadas a minimização de
impactos ambientais, tecnologias de abatimento de emissões, consumo de água e controle da
poluição atmosférica;
d) Elaboração de uma NT – Norma Técnica pelo CRA, a ser aprovada pelo CEPRAM –
Conselho Estadual de Meio Ambiente, o que resultaria na criação de uma Resolução
CEPRAM, para o licenciamento de usinas termoelétricas, pois não existe um Roteiro de
167
Caracterização de Empreendimento específico para este tipo de atividade. Com a criação desta
Norma Técnica, as informações fornecidas pelos empreendedores ao CRA seriam
necessariamente mais completas e específicas, resultando em um licenciamento ambiental
mais sistematizado;
e) Com relação ao Pólo Petroquímico de Camaçari (onde está implantada a termoelétrica
objeto do nosso estudo de caso), o CRA deveria estabelecer como condicionante da sua
licença ambiental, a realização anual da divulgação para toda a sociedade, dos dados de
Monitoramento das Emissões Atmosféricas deste complexo industrial, coletados através da
Rede de Monitoramento da Qualidade do Ar operada pela CETREL, garantindo desta forma
uma maior transparência das reais condições ambientais deste complexo industrial, e da sua
capacidade de suporte para a implantação de novos empreendimentos tais como novas usinas
termoelétricas;
f) Elaboração do Inventário de Emissões atmosféricas do Pólo Petroquímico de Camaçari, que
deverá obrigatoriamente conter todas as fontes de poluentes atmosféricos existentes na área do
complexo e as suas respectivas contribuições para o total de emissões geradas, o que
contribuiria na tentativa de fixação de padrões de emissão de poluentes atmosféricos pelo
CRA para este complexo industrial, na identificação das principais fontes de poluição
atmosférica existentes no Complexo e na valoração qualitativa e quantitativa da contribuição
das emissões geradas nas Usinas de Geração Termoelétrica existentes, no total de poluentes
atmosféricos gerados em todo o complexo.
168
ANEXO A – Perspectivas futuras para a geração de energia
A.1 - Introdução
A sustentabilidade no suprimento de energia é o grande desafio que se coloca para o futuro da
humanidade. Aliado a isso, outro desafio de tal envergadura é o atendimento da população
sem acesso a energia elétrica. É notável que ainda existam bilhões de pessoas que ainda não
têm acesso à energia elétrica ou outras formas de energia comercial, e que os países mais
pobres usem somente uma pequena parcela do total de energia consumida no mundo
(BELLIA, 1996).
Os danos ambientais das fontes não renováveis de energia já são bem conhecidos e grandes
esforços no mundo têm sido feitos para a paulatina introdução das energias renováveis no
cenário energético vindouro. Países como a Alemanha já lançaram programas ambiciosos de
substituição da geração de energia elétrica com usinas nucleares por fontes renováveis de
energia, como a eólica.
Podemos identificar claramente para o Brasil, no futuro próximo, uma opção energética pelo
gás natural, um combustível bem menos poluente que o carvão e o petróleo, acentuado pelo
fato que as turbinas a gás com ciclo combinado representam a geração termoelétrica mais
eficiente (ABDALAD, 1999).
No Brasil muitos acreditam que a solução imediata para a atual escassez de eletricidade é a
construção de usinas termoelétricas, que vão queimar principalmente gás natural. Assim,
embora essas usinas possam ser a solução imediata, não servem como modelo para o futuro.
Para um horizonte um pouco maior, grandes esperanças estão sendo depositadas nas fontes
renováveis de energia, principalmente a energia eólica e a solar. Ambas apresentam um
significativo crescimento nos últimos anos. A energia eólica já atingiu maturidade suficiente
em alguns países, colocando-a em condições competitivas com as fontes tradicionais não
renováveis.
169
A linha do crescimento sustentável argumenta que o caminho mais rápido, eficiente e barato para prover a energia necessária para o futuro é uma combinação das seguintes medidas: 1) Aumentar a eficiência no uso da energia; 2) Diminuir o emprego de óleo, carvão e gás natural não-renováveis; 3) Eliminar as usinas nucleares pois estas seriam antieconômicas, inseguras e desnecessárias; 4) Aumentar o emprego de recursos energéticos solares diretos e indiretos. (BRAGA e outros, 2002)
A seguir discutiremos alguns novos conceitos, tecnologias, combustíveis e tendências
relacionadas ao setor energético, aonde abordaremos algumas iniciativas tecnológicas
existentes no Brasil e previsões de pesquisadores especialistas no assunto.
A.2 - Biogás
Não bastassem as riquezas naturais que o distinguem no cenário internacional, o Brasil se
revela igualmente rico na produção de um gás até então desprezado como insumo energético:
o metano (CH4), resultante da decomposição da matéria orgânica. Imensos estoques desse gás
combustível estão armazenados no lixo e nos esgotos que são displicentemente descartados
em todo o país. Segundo o recém-lançado Atlas do Saneamento do IBGE, 63% das nossas
cidades abandonam o lixo a céu aberto em vazadouros, e menos de 20% dos esgotos recebem
algum tipo de tratamento. Trata-se de um enorme desperdício de energia e de dinheiro.
Segundo TRIGUEIRO (2004), em seu artigo intitulado “O gás do Brasil”, após dois anos de
pesquisas, técnicos do Ministério do Meio Ambiente revelaram o potencial energético dos
aterros de lixo de 91 cidades brasileiras. Até 2005, a previsão é a de que a energia ali
armazenada seja de 344 MW, o suficiente para abastecer 6 milhões e meio de pessoas. Para
2015, estima-se que o estoque de biogás acumulado chegue a 440 MW, o que daria para
abastecer a população de Pernambuco, aproximadamente 8 milhões de pessoas.
A queima do gás tem ainda outra função importante: reduzir os impactos sobre o aquecimento
global. Um dos grandes vilões do efeito estufa, o metano tem poder de aquecimento superior
ao do dióxido de carbono (CO2). Por esse motivo, além de gerar energia, a queima desse gás
traz efeitos benéficos ao planeta.
170
A queima perfeita do metano — mesmo sem estar associada à geração de energia —
transformou-se em negócio milionário por conta dos chamados créditos de carbono. Os países
industrializados, que de acordo com o Protocolo de Kyoto têm a obrigação de reduzir as
emissões de gases estufa, podem fazer isso investindo em projetos que alcancem esse objetivo,
fora de seus territórios, em países em desenvolvimento, como o Brasil.
A.3 - Biodiesel
Assim que o governo federal sinalizou com a proposta de levar para o mercado comercial o
biodiesel que já existe em escala laboratorial, quase todos os estados brasileiros trataram de
avançar nas linhas de pesquisa e montar programas que possam ser beneficiados.
Já a partir de novembro de 2004, o governo federal pretende adicionar 2% de biodiesel ao
mercado nacional de diesel, através da emissão de uma portaria normativa. E até 2007, a meta
é alcançar 5% de mistura com diesel renovável. Há ainda três projetos de lei tramitando no
Congresso com a mesma proposta de incorporar o biodiesel à matriz energética brasileira, em
faixas de 5% a 15%, assim como acontece com o álcool que é misturado à gasolina
(TRIGUEIRO et al, 2003).
É mirando nesse mercado potencial que vários empreendimentos estão sendo montados pelo
país, com destaque para a Bahia, São Paulo, Pará e Paraná.
As vantagens para a Bahia são grandes, pois o estado dispõe de um grande leque de
oleaginosas que podem servir de matéria-prima para a produção de biodiesel, além de já
possuir competência tecnológica.
A competência tecnológica da Bahia na área de biocombustível ganhou status oficial de
referência nacional, pois um convênio entre o Ministério de Ciência e Tecnologia e
instituições baianas foi assinado. Esta parceria viabilizará a implantação de um laboratório de
referência nacional em análise de biocombustível, na Universidade Estadual de Santa Cruz, e
171
um laboratório de referência nacional em análise de motores e emissões atmosféricas, na
Escola Politécnica da Universidade Federal da Bahia (Jornal A Tarde, 2004).
O cenário baiano para a expansão do biodiesel é muito promissor, pois a Bahia possui uma
fronteira agrícola enorme para expandir a produção e incorporar outras culturas e um sistema
de distribuição eficiente.
A.4 - Energia Nuclear Segundo Rifkin (2003), a maioria dos analistas projeta que a contribuição da energia nuclear
para a energia global não crescerá e provavelmente declinará no futuro próximo. As causas
apontadas são os custos maiores que o originalmente esperado, o aumento da competição das
tecnologias alternativas e a perda da confiança do público devido às preocupações em torno da
segurança, manejo do lixo radioativo e proliferação de armas nucleares.
Por outro lado, uma das mais importantes – ou, pelo menos, mais promissoras – descobertas
do Século XX foi a da possibilidade da fusão de núcleos de átomos de Hidrogênio formando
átomos de Hélio e liberando espantosas quantidades de energia. A grande dificuldade
existente para o uso controlado ou pacífico dessa fonte de energia, reside no fato de a fusão só
se verificar a temperaturas de vários milhões de graus Celsius. Até agora não se conseguiu
outra forma de produzir a temperatura necessária nem uma maneira de obter a fusão a
temperaturas mais baixas.
A meta final dessa luta contínua com a energia será, provavelmente, a utilização industrial e doméstica da fusão nuclear, isto é, do mesmo processo de geração de energia utilizada pelo Sol, transformando continuamente Hidrogênio em Hélio. (BRANCO, 1990)
É preciso deixar claro a diferença entre as duas energias nucleares. Hoje, a energia nuclear
depende da fissão, da quebra do núcleo de átomos de elementos químicos pesados como o
172
urânio. Mas muito mais energia pode ser gerada pelo processo oposto: fundir átomos de
elementos leves.
A.5 - A Economia do Hidrogênio
Nota-se claramente a evolução dos combustíveis na história humana. Por um grande período,
da aurora das civilizações até a era industrial, predominou a fase sólida com a madeira e,
posteriormente, o carvão. Há pouco mais de um século, o aproveitamento do petróleo
inaugurou a fase líquida. Atualmente nota-se um empenho pela utilização do gás natural e
futuramente o hidrogênio. Com isso, delineia-se no horizonte energético a “fase gasosa”. Essa
evolução na utilização dos combustíveis é citada por muitos autores como a descarbonização
da economia, pois os combustíveis utilizados têm cadeias carbônicas cada vez menores. Este é
um fato importante que tem sido percebido nos últimos duzentos anos através de pesquisas, ou
seja, que o mundo tem perseguido uma progressiva descarbonização da matriz energética.
Seguindo essa tendência, a economia baseada no hidrogênio como fonte energética
representaria o fim da era do carbono como fonte de energia.
RIFKIN (2003) observa que estamos nos aproximando de um ponto crítico na era dos
combustíveis fósseis, com conseqüências potencialmente desastrosas para a civilização
industrial. RIFKIN (2003) acredita que o Hidrogênio pode acabar com a dependência do
petróleo, reduzir a emissão de dióxido de carbono e o aquecimento global, além de apaziguar
guerras políticas e religiosas.
Em A Economia do Hidrogênio, RIFKIN (2003) faz uma jornada esclarecedora pela próxima
grande era comercial da história. Ele prevê o surgimento de uma nova economia sustentada
pelo Hidrogênio, a qual mudará fundamentalmente nossas instituições econômicas, políticas e
sociais, a exemplo do que aconteceu com o carvão e a máquina a vapor no início da Era
Industrial. A era moderna viabilizou o uso do carvão, do petróleo e do gás natural. Todos os
avanços dos últimos dois séculos, sejam eles de natureza comercial, política ou
social, estão ligados, de alguma forma, às transformações e ao poder derivado dos
combustíveis fósseis. (RIFKIN, 2003)
173
RIFKIN (2003) acredita que o regime energético dos combustíveis fósseis se apresenta como
um dos fatores diretamente responsáveis pela lacuna crescente entre países ricos e pobres, pois
aqueles países que não têm suficiente acesso a esses combustíveis e não dispõem de
tecnologias modernas e adequadas para o seu processamento e distribuição, não reúnem
condições suficientes para promover o seu desenvolvimento, além disso, todos sabemos que
quanto mais desenvolvido e complexo o organismo social, mais energia é necessária para
sustentá-lo. E também observa que pelo fato do Hidrogênio se encontrar por toda a parte e ser
praticamente inesgotável, e se processado adequadamente, este acredita que no futuro todas as
pessoas na Terra poderão desfrutar de relativa “autonomia energética”, convertendo a energia
do Hidrogênio no primeiro regime energético verdadeiramente democrático da história.
Hoje o petróleo é relativamente barato nos mercados mundiais; segundo
especialistas, tanto ele como o gás natural só começarão a se esgotar daqui a trinta ou
quarenta anos, ou mesmo mais tarde: o que representa tempo suficiente para pensar
em fontes alternativas de energia. (RIFKIN, 2003)
Grandes esperanças estão depositadas na tecnologia das células a combustível. Desenvolvidas
a princípio para as naves tripuladas que foram ao espaço na década de 60, logo se viu
vantagens que poderiam ser utilizadas na produção de energia elétrica na Terra. A célula a
combustível é um dispositivo eletroquímico que transforma energia química de um
combustível diretamente em eletricidade. O hidrogênio, em combinação com o oxigênio do ar,
resulta em energia elétrica, calor e água, num processo de eletrólise reversa. Sua eficiência de
transformação é superior aos dispositivos tradicionais, que utilizam a combustão como uma
etapa térmica intermediária para retirar energia de um combustível fóssil. Seu grande apelo
ambiental reside no fato dela diminuir ou até mesmo não emitir os gases que são
tradicionalmente liberados pelas máquinas térmicas tradicionais.
O combustível para as células é o hidrogênio. Atualmente a maior parte do hidrogênio obtido
mundialmente provém das fontes fósseis. Através da reforma do gás natural, do petróleo e do
carvão. Mas o hidrogênio também pode ser produzido através das fontes renováveis, como
solar, hidráulica, eólica e a biomassa.
174
Particularmente no caso da biomassa, essa opção é extremamente interessante para o Brasil, já
que o país é o maior produtor mundial de cana-de-açúcar. As duas formas de obtenção do
hidrogênio dessa fonte são a reforma vapor do etanol e a gaseificação do bagaço.
A reforma é definida como a conversão catalítica e endotérmica de um combustível líquido,
sólido ou gasoso disponível comercialmente para um gás combustível (H2). A maioria dos
processos utiliza hidrocarbonetos leves para a extração do hidrogênio. Os hidrocarbonetos
leves são aqueles com cadeias carbônicas situadas entre o metano e a nafta, com pontos de
ebulição inferiores a 250 °C. Esses compostos podem reagir com a água a temperaturas entre
800 e 900 °C em presença de catalisadores, resultando numa mistura de gases contendo
principalmente H2, CO, CO2 e CH4.
A gaseificação é um processo de conversão termoquímica realizado a altas temperaturas,
envolvendo oxidação parcial dos elementos combustíveis de constituição da biomassa. Os
gases produzidos na gaseificação são formados por CO, CO2, H2, CH4, traços de
hidrocarbonetos pesados, água, nitrogênio e várias outras substâncias - pequenas partículas de
coque, cinza, alcatrão e óleos, que são consideradas contaminantes. A composição desse gás
de síntese depende do tipo de gaseificador e das características do gaseificador.
Mesmo utilizando hidrocarbonetos como combustíveis primários, as emissões de gases como
dióxido de carbono, óxidos de nitrogênio e enxofre são menores ou inexistentes utilizando
células a combustível do que as formas tradicionais de queima desses combustíveis para gerar
eletricidade. Elas também produzem menor nível de ruído por ser uma forma estática de
conversão de energia.
Algumas tecnologias já se encontram em fase comercial e outras ainda estão sendo
desenvolvidas. Grandes empresas privadas e agências governamentais estão investindo nesta
tecnologia. A grande desvantagem destes sistemas é seu custo atual que, entretanto, deverá ser
significativamente reduzido com os avanços tecnológicos (só recentemente está se investindo
recursos expressivos nesta tecnologia) e com os ganhos de escala de produção.
175
A.6 - Nanotecnologia
O ano de referência para o nascimento da nanociência e da nanotecnologia é o de 1959, ano
em que no dia 29 de dezembro, no California Institute of Technology, na Califórnia, Estados
Unidos, o físico Richard Feynman proferiu, na Reunião Anual da American Physical Society,
a palestra "There's plenty of room at the bottom" ("Há mais espaços lá embaixo"). Feynman
anunciava ser possível condensar, na cabeça de um alfinete, as páginas dos 24 volumes da
Enciclopédia Britânica para, desse modo, afirmar que muitas descobertas se fariam com a
fabricação de materiais em escala atômica e molecular (MALTA,2002).
Para isso todo um novo instrumental miniaturizado seria necessário para realizar essa
"nanomanipulação" própria dessa nova ordem de produção industrial.
Contudo, só nos anos 80 o visionarismo de Feynman começou a encontrar condições de apoio
econômico e de investimento científico e tecnológico para começar a tornar-se realidade.
Microscópios de tunelamento, de força atômica e de campo próximo permitiram avanços
relativamente à manufatura molecular e atômica a ponto de, em 1989, a IBM, manipulando 35
átomos do elemento químico Xenônio, conseguir escrever com eles a sua marca em uma placa
de níquel.
Desde então, os estudos vêm se desenvolvendo com sistemática regularidade e os governos de
diferentes países têm incluído as nanociências e as nanotecnologias na agenda de prioridades
de seus investimentos.
Segundo Silva (2002), Feynman sugeriu que, em um futuro não muito distante, os engenheiros
poderiam pegar átomos e colocá-los onde bem entendessem, desde que, é claro, não fossem
violadas as leis da natureza. Com isso, materiais com propriedades inteiramente novas,
poderiam ser criados. A idéia de Feynman é que não precisamos aceitar os materiais com que
a natureza nos provê como os únicos possíveis no universo. Da mesma maneira que a
humanidade aprendeu a manipular o barro para dele fazer tijolos e com esses construir casas,
176
seria possível, segundo ele, manipular diretamente os átomos e a partir deles construir novos
materiais que não ocorrem naturalmente.
O objetivo da nanotecnologia, seguindo a proposta de Feynman, é o de criar novos materiais e
desenvolver novos produtos e processos baseados na crescente capacidade da tecnologia
moderna de ver e manipular átomos e moléculas. Nanotecnologia não é uma tecnologia
específica, mas todo um conjunto de técnicas, baseadas na Física, na Química, na Biologia, na
ciência e Engenharia de Materiais, e na Computação, que visam estender a capacidade
humana de manipular a matéria até os limites do átomo. As aplicações possíveis incluem:
aumentar espetacularmente a capacidade de armazenamento e processamento de dados dos
computadores, criar novos medicamentos, mais seguros e menos prejudiciais ao paciente dos
que os disponíveis hoje, criar materiais mais leves e mais resistentes do que metais e plásticos,
para prédios, automóveis, aviões, e muito mais inovações em desenvolvimento ou que ainda
não foram sequer imaginadas. Economia de energia, proteção ao meio ambiente, menor uso de
matérias primas escassas, são possibilidades muito concretas dos desenvolvimentos em
nanotecnologia que estão ocorrendo hoje e podem ser antevistos.
A.7 – Microenergia (Geração distribuída)
O pesquisador americano Seth Dunn da ONG Worldwatch Institute é defensor assumido de
um conceito que vem despertando atenção crescente: a microenergia. Que nada mais é que a
geração de energia em pequena escala, a partir de unidades de dimensões modestas.
A proposta alternativa é descentralizar: em vez de poucas usinas gigantes, muitos geradores
menores, de âmbito predominantemente local. Isso significa não só a já razoavelmente
difundida geração autônoma - fazendas auto-abastecidas por energia solar, por exemplo - mas
também a alimentação da rede geral com energia de múltipla procedência.
O pesquisador enumera algumas das vantagens de sistemas deste tipo:
177
Eventuais interrupções de fornecimento são muito mais fáceis de
remediar;
A energia viaja menos, diminuindo as perdas das longas distâncias, os
custos em infra-estrutura e os riscos de interrupção de fornecimento
devido a tempestades, ventos etc;
É mais rápido e barato atender a novas demandas, construindo unidades
próximas ao local e na medida de suas necessidades;
Pode-se conjugar várias fontes de energia, diminuindo a poluição e a
dependência do petróleo;
Como a comunidade está mais próxima de "sua" energia, tem mais poder
de decisão sobre ela.
O tipo de energia de alta confiabilidade necessária para a economia atual só poderá
se fundamentar numa nova geração de aparelhos de microenergia que estão
chegando ao mercado. Estes permitem que lares e empresas produzam sua própria
eletricidade, com muito menos poluição. (DUNN, 2001)
As novas tecnologias de microenergia, que incluem as células a combustível, as microturbinas
a gás, os motores de combustão interna de baixa emissão, os motores Stirling e os painéis
fotovoltaicos, podem chegar a um milionésimo do porte das usinas nucleares ou a carvão de
hoje – gerando pouca ou nenhuma poluição atmosférica comparativamente aos seus primos
maiores.
Segundo DUNN (2001), células solares, ou fotovoltaicas que utilizam a luz do sol que incide
em chips semicondutores para gerar corrente elétrica, já foram introduzidas no mercado
doméstico e de prédios comerciais no Japão e na Alemanha, e em uso fora de rede nos países
em desenvolvimento. A energia eólica, a tecnologia de energia renovável mais competitiva em
termos de custo, está pronta para uma rápida expansão nas planícies rurais e áreas off-shore.
Pequenos sistemas geotérmicos, microhidráulicos e de biomassa também desempenham
papéis importantes no sistema de eletricidade descentralizada emergente.
178
Conforme DUNN (2001), a microenergia poderá também economizar milhões de dólares às
famílias e negócios, através da redução dos apagões e consequente perda de produtividade.
Ainda segundo este, uma rede de eletricidade com vários geradores pequenos é
intrinsecamente mais estável do que uma rede servida por apenas poucas usinas de grande
porte. Bancos, hospitais, restaurantes e agências dos correios estão entre os primeiros usuários
de sistemas de microenergia, como forma de reduzir sua vulnerabilidade à interrupções de
energia. DUNN (2001) cita como exemplo o First National Bank of Omaha, em Omaha,
Nebraska (EUA), que reagiu a uma queda que lhe causou vultosos prejuízos à rede de
computação em 1997, conectando sua central de processamento a duas células de combustível
que proporcionam 99,9999% de confiabilidade.
A microenergia proporcionará aos países em desenvolvimento a oportunidade de
saltarem diretamente para fontes energéticas mais baratas e limpas, ao invés de
construírem mais usinas a carvão ou nucleares e estenderem as linhas de transmissão
existentes. Muitos desses países perdem o equivalente a 20 – 50% da energia total
gerada, através de perdas em seus sistemas de transmissão e distribuição. Nas
regiões rurais, onde bilhões de pessoas ainda não têm acesso aos serviços de
eletricidade, sistemas em pequena escala já são economicamente superiores à
extensão das linhas de transmissão – e ambientalmente preferíveis à dependência
contínua de lanternas a querosene e geradores a diesel. (DUNN, 2001).
A despeito dos benefícios potenciais da microenergia, as regras atuais de mercado na maioria
dos países favorecem a manutenção do modelo centralizado. Ademais, muitas concessionárias
elétricas vêem os sistemas de microenergia como uma ameaça econômica e estão dificultando
a implantação, através de taxas onerosas de ligação e preços baixos para a energia alimentada
à rede. A permanência dessas regras e práticas poderá resultar na construção de outra geração
de grande usinas elétricas parcialmente aperfeiçoadas, porém, a longo prazo de valor
questionável tanto em termos ambientais quanto econômicos.
O risco de se fixar em usinas elétricas centrais obsoletas é ainda maior no mundo em
desenvolvimento. Nos próximos 20 anos, cerca de US$ 1,7 trilhões estão projetados
para investimentos de capital em capacidade geradora nos países em
179
desenvolvimento. Essas nações têm uma oportunidade de ouro para acertar as regras
logo de primeira e organizar mercados que dêem sustentabilidade à sistemas
adequados ao século XXI e não ao XX. (DUNN, 2001)
Seth Dunn espera, no curto prazo, a participação complementar, mas cada vez maior da
microenergia na questão energética mundial. No médio prazo, a redução significativa dos
investimentos em obras energéticas faraônicas. E no longo prazo, após processo lento e
gradual, a aposentadoria das grandes usinas atuais, sobretudo as mais impopulares e
agressivas ao meio-ambiente. Mas tudo isso depende do avanço da tecnologia e da
manifestação da opinião pública, ainda insuficientemente informada e interessada em discutir
esse assunto.
A.8 - Estratégias para o Século XXI
Os especialistas em energia da ONG Worldwatch Institute, Christopher Flavin e Seth Dunn,
no artigo intitulado “Uma estratégia energética para o século XXI” (2001), acreditam que as
nações ao formularem propostas estratégicas para o seu sistema energético futuro, deverão
obrigatoriamente incorporar nestas propostas os seguintes princípios:
Eficiência Energética
Os investimentos em eficiência energética – a obtenção dos mesmos serviços de iluminação,
cozimento, aquecimento, mobilidade e industrialização com menor necessidade de energia –
são as primeiras medidas que deverão ser adotadas. Faz muito mais sentido econômico e
ecológico obter mais de cada quilowatt ou barril do que cavar por mais carvão e perfurar por
mais petróleo. Os avanços na eficiência do uso energético com melhores eletrodomésticos,
prédios, automóveis e processos industriais já registraram reduções no volume de energia
utilizada por cada unidade do produto econômico.
Gás Natural: A ponte para uma economia baseada no Hidrogênio
O gás natural é o combustível fóssil mais limpo e de maior crescimento, e tornou-se o
combustível escolhido atualmente para a geração de energia. Entretanto, o desafio do gás
natural não é a sua exploração em áreas ecologicamente sensíveis, e sim o desenvolvimento de
180
novos usos, altamente eficientes, para este combustível. Estes usos incluem cogeração, ou o
uso combinado de calor e energia, e tecnologias da microenergia.
Energia Nuclear e Carvão
O avanço no uso de energia nuclear continuará a ser limitado pelas implicações na segurança,
mas tecnologias mais seguras continuarão a serem buscadas. O uso comercial aumentará
principalmente na Ásia (CGEE, 2003).
O carvão mineral é a maior fonte de energia na forma de combustível fóssil, mundialmente e
no Brasil, e a humanidade precisa continuar utilizando este combustível no futuro próximo
apesar do carvão ser o combustível mais sujo dos fósseis causando os maiores danos à saúde
humana e ao meio ambiente. Em diversos países continuam sendo realizadas pesquisas para
diminuir estes efeitos e um dos resultados promissórios é o sistema integrado de gaseificação
e ciclo combinado (IGCC).
Diversos materiais combustíveis sólidos baseados em carbono, tais como carvão, biomassa e
rejeitos municipais, podem ser convertidos em gás. A transformação ocorre quando o material
é aquecido num vaso pressurizado (gaseificador) contendo quantidade controlada de oxigênio
(ou ar) e vapor de água. O gás produzido é uma mistura de CO, CO2, CH4 e H2. O gás pode
ser purificado e a parte combustível, similar ao gás natural, pode ser queimada numa turbina a
gás para gerar energia elétrica. Alternadamente, o gás pode ser processado em indústria
química para produzir hidrogênio, combustível líquido, diversos compostos químicos e outros
produtos.
Sistema integrado de gaseificação e ciclo combinado (Integrated Gasification Combined
Cycle System) é o conceito de novas usinas termelétricas que queimam o carvão de maneira
limpa e eficiente. Há diversas usinas de demonstração em operação e a tecnologia está
amadurecendo para utilização comercial.
Em um sistema IGCC o carvão é convertido num combustível gasoso similar ao gás natural. O
processo elimina mais de 99% do enxofre e a cinza é retirada no fundo do gaseificador. O gás
181
é queimado numa turbina a gás conectada a um gerador elétrico. O gás de combustão que sai
da turbina, ainda a alta temperatura, é usado num gerador de vapor ligado a um turbo-gerador
convencional.
Energia Renovável
Outro recente disparate bem conhecido é que, devido à energia renovável representar
atualmente uma pequena parcela da energia total do mundo, não significa que esta
desempenhará apenas um papel mínimo no futuro e portanto não merecedora de um apoio
substancial. Poder-se-ia ter cometido o mesmo erro um século atrás com o petróleo, que
representava 2% do consumo energético em 1900, vindo a se tornar o combustível
predominante no que alguns historiadores denominam o “século do petróleo”.
O petróleo surgiu inicialmente em mercados de nicho, crescendo rapidamente desde então. A
energia eólica e solar estão fazendo o mesmo, crescendo globalmente a taxas anuais de dois
dígitos, porém principalmente na Europa e Japão – onde o apoio governamental está criando
um mercado vibrante e gerando empregos de alta tecnologia e exportação
TABELA 36 - Tendências Globais no Consumo de Energia, 1990-2000
Fonte Taxa Média de Crescimento Anual* (percentual)
Eólica 25,1
Solar fotovoltaica 20,1
Gás Natural 1,6
Petróleo 1,2
Nuclear 0,6
Carvão -1,0
Baseada na capacidade instalada de energia eólica e nuclear, remessas para energia solar e consumo de gás natural, petróleo e carvão.
Fonte: Artigo: “Uma estratégia energética para o Século XXI” – 2001 – FLAVIN e outros
Segundo FLAVIN e outros (2001), a energia eólica é a fonte energética mundial de maior
crescimento e é mais barata do que a geração a gás e carvão. O consumo de energia solar
também está crescendo, particularmente no Japão e Alemanha, cujas políticas de energia
renovável são bem mais eficazes do que nos Estados Unidos.
182
Os cenários políticos e energéticos elaborados pelo Centro de Planejamento do grupo Shell em
Londres prevêem que as Energias Renováveis deterão 1/3 da energia primária mundial em
2050.
Hidrogênio
As empresas automotivas e de energia estão despejando centenas de milhões de dólares no
desenvolvimento de células de combustível de hidrogênio para equipamentos eletrônicos
portáteis, sistemas estacionários de energia e veículos a motor. A tecnologia do hidrogênio e
de células de combustível poderá redirecionar o sistema energético global tão profundamente
como a descoberta do petróleo e a invenção do motor de combustão interna, mais de um
século atrás.
Descarbonização
Desde 1850, o sistema energético mundial vem se deslocando constantemente de
combustíveis com alto teor de carbono para outros, de menor teor. Por razões de eficiência e
disponibilidade, nos deslocamos da madeira para o carvão, do carvão para o petróleo e agora,
do petróleo para o gás natural. A próxima mudança – para o hidrogênio – desponta no
horizonte e os riscos da mudança climática exigem que apressemos sua chegada.
Durante os últimos anos, executivos da indústria do petróleo e automobilística reconheceram
publicamente esta tendência de descarbonização observando que a era o petróleo está
chegando ao fim.
A.9 - Conclusões
Conforme pudemos constatar, estão constantemente surgindo novos conceitos e tecnologias
referentes à produção e consumo de energia. Isto demonstra a crescente preocupação e
interesse dos cientistas e estudiosos, quanto à necessidade de gerar e consumir energia de
forma sustentável.
Podemos também concluir que não existe somente um caminho a percorrer, mas na verdade
existem várias vias alternativas para a solução dos problemas relacionados à questão
energética. Além disso, as soluções são dependentes das necessidades intrínsecas de cada
região, país, continente, etc.
183
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