OTIMIZAÇÃO DAS TAXAS DE MANUTENÇÃO DE USINAS TERMELÉTRICAS NUCLEARES E CONVENCIONAIS

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1 Grupo: (Sistemas de Energia) OTIMIZAÇÃO DAS TAXAS DE MANUTENÇÃO DE USINAS TERMELÉTRICAS NUCLEARES E CONVENCIONAIS Vinícius Verna M. Ferreira 1,2, Ivan Dionysio Aronne 2 Centro de Pesquisas Hidráulicas da Universidade Federal de Minas Gerais Av. Antônio Carlos 6627, Belo Horizonte, MG, Brasil CDTN/CNEN R.Prof. Mário Werneck, s/n. Campus UFMG.Caixa Postal 941 CEP: Belo Horizonte-MG Resumo. Neste trabalho são apresentadas algumas simulações visando determinar os períodos ótimos para a realização das manutenções programadas das usinas nucleares de Angra 1 e 2. Foram consideradas também outras plantas térmicas e hídricas relevantes para a operação do sistema elétrico de potência da região. A modelagem é efetuada através do programa MAINT, desenvolvido pela EDP-Eletricidade de Portugal, em função da curva de carga, das taxas mensais de consumo para a região geoelétrica em estudo e de condições hidrológicas pressupostas pertinentes às usinas hidrelétricas desse sistema elétrico de potência. Palavras-chave: Planejamento energético, MAINT, Usinas termelétricas. 1. INTRODUÇÃO Visando minimizar os problemas energéticos enfrentados pelo país nos últimos anos, o governo federal, através do Ministério de Minas e Energia, vem desenvolvendo uma série de medidas com o objetivo de induzir e viabilizar o aumento da oferta de energia elétrica em curto prazo. Entre essas medidas, encontrase a proposta de realizar a expansão do sistema gerador termelétrico existente. Segundo o MME, a viabilização da expansão da capacidade de geração, no atual estágio de desenvolvimento do mercado brasileiro de energia elétrica, está intimamente condicionada à formalização de contratos de compra de energia P.P.As (Power Purchase Agreements) entre os potenciais compradores e vendedores de energia elétrica. O novo modelo do setor elétrico e as reformas estruturais advindas recomendam a existência de condições básicas para que, já a partir de 2001, tanto compradores como vendedores, tenham a segurança e o conforto necessários para a celebração de P.P.As referentes à expansão de capacidade para atendimento ao mercado. Com o equilíbrio entre a oferta e a demanda, ficam estabelecidas as condições básicas para a livre competição a partir do ano 2003, conforme preconizada pelo modelo do setor elétrico. Com o objetivo de contribuir para o estímulo à implantação, em curto prazo, de projetos de expansão da capacidade instalada do setor elétrico brasileiro, o BNDES criará o Programa de Apoio a Investimentos Prioritários no Setor Elétrico, aplicáveis a usinas hidrelétricas (inclusive PCH), termelétricas a gás, carvão e xisto, de cogeração (gás, carvão, biomassa e resíduos de petróleo) e de transmissão de energia elétrica. As Tabelas 1 e 2 apresentam a perspectiva de expansão do setor termelétrico no período 2001/2005, segundo dados da ANEEL(1). A Tabela 3 apresenta a situação de 54 aproveitamentos que fazem parte do programa prioritário de termelétricas do MME (2). Tabela 1. Usinas com entrada em operação no período 2001/2005 Situação Quantidade Potência MW Não fazem parte ,8 do PPT Pequeno porte 187,2 PPT com participação ,8 PPT sem participação ,2 Total ,0 Tabela 2. Obras em Andamento Situação Quantidade Potência MW Não fazem parte 0 - do PPT Pequeno porte 3 61,2 PPT com participação 2852,0 PPT sem participação ,5 Total ,7

2 Tabela 3. Usinas Termelétricas do Programa Prioritário do Ministério das Minas e Energia Nome UF Autorizadas Construção Participação Petrobrás 1 ABC Merchant SP X 2 Alto Tietê I e II SP 3 Araraquara SP X X 4 Araucária PR X X X 5 Arjona MS X X 6 Bariri SP 7 Bongi PE 8 Cabiúnas RJ X X 9 Cachoeira Paulista SP X Camaçari BA Campo Grande MS X Candiota III RS 13 Canoas (REFAP) RS X X X 14 Capuava SP X 15 Carioba II SP X 16 Cofepar PR X X 17 Corumbá MS X X X 18 Cubatão (CCBS) SP X X 19 Cuiabá II MT X 20 Duke Energy 1 - D1 SP X 21 Dunas CE X X 22 Eletrobolt RJ X X 23 Fafen BA X X X 24 Figueira PR 25 Ibirité MG X X X 26 Juiz de Fora MG X X 27 Macaé Merchant RJ X X 28 Manaus AM 29 Norte Fluminense RJ X X X 30 Nova Piratininga SP X X X 31 Paraíba PB X X 32 Paulínia SP X 33 Paulínia DSG SP X 34 Pitanga PR X 35 Rhodia Paulínia SP X 36 Rhodia Santo André SP X 37 Ribeirão Moinho SP X 38 Riogen fase I RJ X X 39 Santa Branca SP 40 Santa Cruz RJ 41 São Mateus PR X 42 Seival RS X 43 Sergipe SE X 44 Sul Catarinense SC 45 Sul Minas MG X 46 Termoalagoas AL X 47 Termobahia BA X X X 48 Termocatarinense Norte SC X X 49 Termogaúcha RS X 50 Termonorte II RO X X 51 Termopernambuco PE X X 52 Termorio RJ X X X 53 Termosul RS 54 Três Lagoas MS X X X 2

3 Em síntese, das 54 usinas apresentadas acima, 34 já foram autorizadas pela ANEEL, 17 estão em construção e 26 possuem a participação da Petrobrás. 2. METODOLOGIA Em 1996, a Comissão Nacional de Energia Nuclear-CNEN, assinou um contrato com a Agência Internacional de Energia Atômica-AIEA, visando a utilização do programa DECADES (Databases and MEthodologies for Comparative Assessment of Different Energy Sources for Electricity Generation). Esta ferramenta é centralizada em torno de um banco de dados contendo informações técnicas, econômicas e ambientais das cadeias de geração elétrica, e permite analisar o desempenho de um sistema elétrico quanto aos níveis de viabilidade econômica e ambiental (3). Incorporados a esse modelo, estão os programas VALORAGUA (4) e WASP (5) para efetuar estudos relativos à expansão da capacidade de geração. O VALORAGUA foi empregado para a modelagem de um sistema hidrelétrico com 50 usinas. Os dados hidrológicos utilizados foram obtidos no SIPOT - Sistema de Informações do Potencial Hidrelétrico Brasileiro. O SIPOT é um banco de dados da ELETROBRAS no qual estão armazenadas as principais características de cerca de quatro mil locais, incluindo o rio, nome do aproveitamento, código de identificação, níveis d'água máximo normal e normal de jusante, unidade da federação, além do estágio de desenvolvimento do aproveitamento. Um dos módulos do VALORAGUA, chamado MAINT, determina os períodos ótimos para a realização da manutenção programada nas usinas termelétricas. O cálculo é efetuado em função da curva de carga, das taxas mensais de consumo para a região geoelétrica em estudo e de condições hidrológicas pressupostas pertinentes às usinas hidrelétricas desse sistema elétrico de potência. O MAINT foi utilizado para estudos na região geoelétrica Sudeste (6), que envolve os estados da região Sudeste e Centro Oeste, excetuando-se Mato Grosso do Sul. Para a simulação em questão, 5 usinas termelétricas foram estudadas. No cenário, além das usinas nucleares de Angra 1 e Angra 2, foram modeladas pelo MAINT as termelétricas Igarapé, Santa Cruz e Campos. As taxas de manutenção utilizadas neste estudo são de 6 semanas anuais para as plantas de Angra 1 e 2, Santa Cruz e Campos, e de 4 semanas anuais para Igarapé. A manutenção nas 4 turbinas de Santa Cruz é efetuada de modo independente, possibilitando que a usina funcione parcialmente durante os períodos de parada. Santa Cruz foi simulada como duas turbinas de 82MW (Santa Cruz 1 e 3) e duas de 218MW (Santa Cruz 2 e 4). A Tabela 4 apresenta as características das usinas termelétricas do cenário modelado pelo programa MAINT. Tabela 4. Cenário Simulado Nome Número de Turbinas ou Reatores Potência MW Tempo Manutenção (semanas) Angra Angra Santa Cruz Igarapé Campos Em outros estudos efetuados com o auxílio desta ferramenta, foram simuladas as usinas termelétricas localizadas na região Sul do país: Charqueadas, Alegrete, Jorge Lacerda, Nutepa, São Jerônimo e Presidente Médici, assim como Carioba, Figueira e Piratininga, que se encontram na região Sudeste. 3. RESULTADOS A Figura. 1 apresenta a curva de carga do sistema elétrico de potência em estudo utilizada pelo VALORAGUA, e a Tabela 5, as frações mensais de consumo. A metodologia utilizada para a obtenção destes dados foi apresentada no ENFIR 2000, em um trabalho orientado para a região Sul do país (7). Para a primeira simulação com o MAINT, escolhem-se aleatoriamente, os períodos do ano nos quais realizar-se-á a manutenção programada. A Tabela número 6 mostra a entrada de dados do programa para as usinas termelétricas. Figura 1. Curva de Carga para a Região Sudeste. de Tabela 5. Frações mensais de consumo para o VALORAGUA Fração 7,921 7,452 8,536 7,942 8,455 8,4 8,420 8,758 8,568 8,922 8,403 8,499 3

4 Tabela 6. Dados de Entrada do VALORAGUA: Configuração Inicial Usina Angra 1 0,0 0,0 0,0 0,700 0,677 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Angra 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,677 0,0 0,677 0,0 0,0 Igarapé 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Campos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,677 0,0 0,677 Santa Cruz 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,387 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Santa Cruz 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,400 0,0 0,0 0,0 Santa Cruz 3 0,677 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7 0,0 Santa Cruz 4 0,354 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Tomando como exemplo a usina Santa Cruz 2, verifica-se que no mês 8 (agosto), o número 1 significa que esta termelétrica está 0% do tempo parada, ou seja 31 dias. Em setembro, a usina encontra-se 40% do tempo em manutenção, o que corresponde a dias. Assim, tem-se o total de 42 dias (6 semanas) de manutenção. A Tabela 7 apresenta os resultados finais. Os valores da primeira iteração realizada tornam-se dados de entrada para a próxima simulação, em um processo de aproximações sucessivas, que continua até que haja convergência dos resultados. Observa-se que os resultados obtidos mostram que Angra 1 deveria planejar sua manutenção para os meses de janeiro e fevereiro, e Angra 2 para os meses de novembro e dezembro, quando considerado o sistema selecionado, considerando todas as condições hidrológicas utilizadas. Tabela 7. Configuração Final Usina Angra 1 1,0 0,393 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Igarapé 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,935 Campos 0,0 0,304 0,403 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,200 0,500 Santa Cruz 1 0,0 0,607 0,806 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Santa Cruz 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,400 1,0 Santa Cruz 3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,161 1,0 0,226 0,0 0,0 Santa Cruz 4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,774 0,600 0,0 De acordo com os dados hidrológicos existentes no SIPOT, e visando-se analisar o comportamento do sistema em condições de cheia e de seca na bacia hidrográfica do Atlântico Leste, efetuouse uma nova simulação, porém apenas nos anos de 1955 e 1956 (seca), e de 1979 e 1980 (chuva). Tabela 8. Configuração Final: Cenário de Chuvas (3 Iterações) Usina Angra 1 1,0 0,393 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Igarapé 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,935 Campos 0,0 0,054 0,500 0,133 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,200 0,0 Santa Cruz 1 0,0 0,857 0,581 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Santa Cruz 2 0,0 0,0 0,419 0,967 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Santa Cruz 3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,774 0,600 0,0 Santa Cruz 4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,400 1,0 4

5 Tabela 9. Configuração Final: Cenário de Secas (Duas Iterações) Usina Angra 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,400 1,0 Igarapé 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,935 Campos 0,500 0,196 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,200 0,500 Santa Cruz 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,400 1,0 Santa Cruz 2 1,0 0,393 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Santa Cruz 3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,161 1,0 0,226 0,0 0,0 Santa Cruz 4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,774 0,600 0,0 Verifica-se que, para a época de estiagem, o período ótimo para a manutenção de Angra 1 corresponde aos meses de, janeiro e fevereiro, enquanto que para Angra 2 este período ocorre em novembro e dezembro. Entretanto, para o período úmido, as manutenções em Angra 1 e Angra 2 devem ser programadas para os meses de novembro e dezembro. Observa-se que a configuração do sistema como um todo também varia. Tomando como exemplo Santa Cruz 2, observa-se que nos 3 cenários simulados a manutenção ocorre em janeiro/fevereiro, março/abril e novembro/dezembro. 4. CONCLUSÕES A utilização do programa MAINT possibilita a realização de estudos referentes à otimização dos períodos de manutenção de usinas termelétricas, não importando o tipo de combustível utilizado. Assim sendo, usinas a gás natural, nucleares, a carvão ou óleo combustível podem ser simuladas por este software. O estudo aqui realizado deve ser analisado apenas como um exercício, visto que as configurações modeladas foram consideradas como isoladas do restante do sistema. Futuramente, tem-se como objetivo realizar em uma mesma simulação o estudo das taxas de manutenção das cinco usinas aqui modeladas, assim como as oito anteriormente citadas da região Sul, já avaliadas separadamente em outro caso, assim como as outras termelétricas da região Sudeste. É interessante observar a variável hidrológica e seu papel em relação as taxas de manutenção. Os períodos secos e úmidos apresentam configurações finais diversas, o que mostra a existência de uma interdependência entre estes fatores. As usinas que fazem parte do plano emergencial de termelétricas a gás natural do governo federal também podem ser simuladas com o auxílio desta ferramenta, podendo-se realizar um estudo mais amplo visando determinar as taxas de manutenção dentro de um contexto mais próximo do existente. 5. REFERÊNCIAS [1] ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica [2] MME: Ministério das Minas e Energia [3] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY DECADES tools user s manual for version 1.0. Vienna [4] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY VALORAGUA: A model for the optimal operating strategy of mixed hydrothermal generating systems Users manual for the mainframe computer version. Vienna (Computer manual series, 4) [5] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY Wien Automatic System Planning (WASP) Package - Version WASP III Plus - Users manual. Vienna. v.1, (Computer manual series, 8) [6] ELETROBRAS (1998) Plano Decenal de Expansão Brasília. v.1, /2007. [7] ARONNE et al Electrical Load Study for South Region of Brazil Using VALORAGUA and DECADES Tools XII ENFIR, Rio de Janeiro, ABSTRACT This work presents results of simulations carried out aiming to verify the best periods for the programmed maintenances of the nuclear power plants Angra 1 and Angra 2. It was taken in consideration other thermal and hydro power plants relevant for the operation of the region s electrical power system. The modeling of this geoelectrical area was made for the program MAINT, developed by EDP-Electricity of Portugal, as a function of the load curves, the monthly consumption rates and the hydrological conditions of the hydro power plants. 5

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