Energia Gerada por Biomassa

Do panorama da geração de energia, o termo biomassa abrange os derivados recentes de organismos vivos empregados como combustíveis ou para a sua produção. Do ponto de vista da ecologia, biomassa é a quantia total de matéria viva presente num ecossistema ou numa população animal ou vegetal. Os dois conceitos estão, portanto, interligados, embora sejam desiguais.

Na definição de biomassa para a geração de energia não se contabiliza os tradicionais combustíveis fósseis, apesar destes também sejam derivados da vida vegetal (carvão mineral) ou animal (petróleo e gás natural), mas são resultado de várias transformações que requerem milhões de anos para acontecerem. A biomassa pode considerar-se um recurso natural renovável, contrariamente aos combustíveis fosseis

A biomassa é utilizada na produção de energia a partir de processos como a combustão de material orgânico que se encontra presente num ecossistema, porém nem toda a produção primária passa a incrementar a biomassa vegetal do ecossistema. Parte dessa energia acumulada é empregada pelo ecossistema para sua própria manutenção.

Transformar a Biomassa em Energia

Existe quatro formas de transformar a biomassa em energia:

1.     Pirólise: através dessa técnica, a biomassa é exposta a supremas temperaturas sem a presença de oxigénio, mirando o acelerar da decomposição da mesma. O que sobra da decomposição é uma mistura de gases , líquidos (óleos vegetais) e sólidos (carvão vegetal);

2.     Gasificação: assim como na pirólise, aqui a biomassa também é acalorada na ausência do oxigénio, originando como produto final um gás inflamável. Esse gás ainda pode ser filtrado, visando à remoção de alguns componentes químicos residuais. A diferença básica em relação à pirólise é o fato de a gaseificação exigir menor temperatura e resultar apenas em gás;

3.     Combustão: aqui a queima da biomassa é realizada a altas temperaturas na presença abundante de oxigénio, produzindo vapor a alta pressão. Esse vapor geralmente é usado em caldeiras ou para mover turbinas. É uma das formas mais comuns hoje em dia e sua eficiência energética situa-se na faixa de 20 a 25%;

4.     Co-combustão: essa prática propõe a substituição de parte do carvão mineral utilizado em urnas termoeléctricas por biomassa. Dessa forma, reduz-se significativamente a emissão de poluentes. A faixa de desempenho da biomassa encontra-se entre 30 e 37%, sendo por isso uma escolha bem atractiva e económica actualmente.

Vantagens e Desvantagens

Vantagens:

Baixo custo de aquisição;
Não emite dióxido de enxofre;
As cinzas são menos agressivas ao meio ambiente que as provenientes de combustíveis fósseis;
Menor corrosão dos equipamentos (caldeiras, fornos);
Menor risco ambiental;
Recurso renovável;
Emissões não contribuem para o efeito estufa.

Desvantagens:

Menor poder calorífico;
Maior possibilidade de geração de material particulado para a atmosfera. Isto significa maior custo de investimento para a caldeira e os equipamentos para remoção de material particulado;
Dificuldades no estoque e armazenamento.

A agroindústria inclui a produção de energia a partir da biomassa, área em que o Brasil é líder mundial, a liderança se deve à competitividade do País na produção de açúcar, área em que tem o menor custo de produção do mundo - segundo a Associação das Indústrias de Açúcar e de Álcool do Estado de São Paulo (AIAA) -, e aos resultados alcançados pelo Proálcool, conforme demonstram os gráficos de Produção de Álcool e de Produção de Açúcar. O setor faturou US$ 8,9 bilhões em 1995 e gerou 1 milhão de empregos.

O complexo sucro-alcooleiro passa por uma reestruturação em função dos problemas com o fornecimento de álcool no final da década de 80, que acarretou a quebra de confiança do consumidor neste tipo de combustível. Durante toda a década de 90 a participação das vendas de carro a álcool nas vendas totais vem caindo, chegando a um inexpressivo 0,08% em 1998. Com isso, o período recente foi marcado pela redução do consumo de álcool e pela expansão da produção de açúcar para exportação, como pode ser verificado no gráfico sobre Produção e exportação de açúcar no Brasil. Um dos pontos mais graves desta redução é a ociosidade de uma ampla rede de distribuição de álcool combustível, com 26 mil postos em todo o país, causada pela maior participação do álcool anidro (para mistura com a gasolina) em relação ao hidratado, que é comercializado por este sistema.

Nos anos 90, açúcar e álcool deixaram de ser produzidos de forma complementar e passaram a disputar recursos, tanto agrícolas como industriais. A redefinição deste segmento da agroindústria irá depender de dois fatores: dos ganhos de produtividade do produtor (estimados em 3% ao ano nos últimos dez anos, o que é bastante significativo) e da política de utilização do álcool anidro na mistura com gasolina. Esta utilização é tecnicamente considerada a mais adequada para reduzir os níveis alarmantes de poluição ambiental causada por automóveis. A indefinição das políticas atuais tem como conseqüência a formação de um enorme estoque de passagem. O setor carregou na passagem de 1998 para 1999 estoques de 2 bilhões de litros de álcool, grande parte concentrados em São Paulo.

Um ponto importante a favor da indústria está em sua capacidade de produzir excedentes de bagaço para co-geração de energia elétrica. Estima-se que em períodos de seca seja possível gerar algo entre 6 mil e 20 mil Mwh a custos compatíveis com os da hidroeletricidade.Quanto à importância do setor na geração de empregos, esta tende a diminuir com o aumento da mecanização. Estimativas do Instituto de Economia Agrícola da Secretaria da Agricultura de São Paulo apontam entre 17% e 19% a área de cana mecanizada no estado em relação à área potencialmente mecanizada. Este percentual tem se mantido estável na década de 90, indicando que o setor continua tendo importância na geração de empregos rurais, estimados em 1,1 milhão, entre empregos temporários e permanentes.

Energia Geotérmica

Energia geotérmica é a energia adquirida a partir do calor que provêm da Terra, mais justamente do seu interior. Devido a necessidade de adquirir energia eléctrica de uma forma mais limpa e em quantidades cada vez maiores, foi desenvolvido um modo de usufruir esse calor para a geração de electricidade. Hoje a grande parte da energia eléctrica provém da queima de combustíveis fósseis, como o petróleo métodos esses muito poluentes.

Para uma melhor compreensão da forma como é aproveitada a energia do calor da Terra deve-se primeiro perceber como o nosso planeta é constituído. A Terra é formada por grandes placas, que nos mantém isolados do seu interior, no qual encontramos o magma, que resume-se basicamente em rochas derretidas. Com o aumento da profundidade a temperatura vai acrescendo, no entanto, há zonas de intrusões magmáticas, onde a temperatura é muito maior. Essas são as zonas onde existe elevado potencial geotérmico.

Transformação em Electricidade

Em centrais geotérmicas, o vapor, de reservatórios geotérmicos fornecem a energia que alimenta os geradores de turbina e produz a electricidade. A água geotérmica usada é depois reenviada ao reservatório através de um poço de injecção, para ser reaquecida, para assim manter a pressão, e suportar o reservatório.

Há três formas de utilizar a energia geotérmica:

1. Utilização direta: reservatórios geotérmicos de temperaturas baixas moderadas (20ºC-150ºC) podem ser aproveitadas directamente para fornecer calor para a indústria, aquecimento ambiente, termas e outros aproveitamentos comerciais

2. Bombas de calor geotérmicas (BCG): Aproveitam as diferenças de temperatura entre o solo e o ambiente, fornecendo calor e frio.

3. Centrais Geotérmicas: aproveitamento directo de fluidos geotérmicos em centrais a altas temperaturas (> 150 ºC), para movimentar uma turbina e produzir energia eléctrica.

Vantagens e Desvantagens

Aproximadamente todos os fluxos de água geotérmicos são constituídos por gases dissolvidos, sendo que estes gases são enviados para a central de geração de energia junto com o vapor de água. De um jeito ou de outro estes gases acabam por ir para a atmosfera.

Por outro lado, o odor desagradável, a natureza corrosiva, e as propriedades prejudiciais do ácido sulfídrico (H₂S) são factores que inquietam os apoiantes deste tipo de energia. Nos casos onde a concentração de ácido sulfídrico (H₂S) é relativamente baixa, o cheiro do gás causa náuseas. Em concentrações mais altas pode acarretar sérios problemas de saúde e até a morte por asfixia.

É identicamente importante que exista tratamento apropriado à água vinda do interior da Terra, que invariavelmente abrange minérios prejudiciais a saúde. É fundamental que os despejos não sejam realizados em rios locais, para que isso não prejudique a fauna local.

Quando uma grande quantidade de fluido aquoso é retirada da Terra, há sempre uma hipótese de ocorrer subsistência na superfície. O mais drástico exemplo de um problema desse tipo numa central geotérmica está em Wairakei, Nova Zelândia. O nível da superfície afundou 14 metros entre 1950 e 1997 e está a deformar a uma taxa de 0,22 metro por ano, após alcançar uma taxa de 0,48 metros por ano em meados dos anos 70.

Há ainda o inconveniente da poluição sonora que afligiria toda a população vizinha ao local de instalação da central, pois, para a perfuração do poço, é necessário o uso de máquinas semelhante ao usado na perfuração de poços de petróleo.

Energia Geotérmica em Portugal

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Em Portugal continental existem essencialmente aproveitamentos de baixa temperatura ou termais. Este pode ser dividido em duas vias:

- Aproveitamento de pólos termais existentes (temperaturas entre 20 e 76 ºC): exemplos disso são os aproveitamentos em Chaves e S. Pedro do Sul

 

- Aproveitamento de aquíferos profundos das bacias sedimentares: caso do projecto geotérmico do Hospital da Força Aérea do Lumiar, em Lisboa, adquirida a partir de um furo com 1.500 m de profundidade com temperaturas superiores a 50 ºC, a funcionar desde 1992

Os aproveitamentos mais atraentes na área da geotermia são os realizados nas ilhas dos Açores. Actualmente estão enumerados 235,5 MWt repartidos da seguinte forma

Ilha	Potência Instalada [MWt]
S. Miguel	173,0
Terceira	25,0
Faial	8,9
Pico	12,0
S. Jorge	8,0
Graciosa	5,0
Flores	2,5
Corvo	1,1
Total	235,5

Só em S.Miguel a energia produzida por esta fonte representou em 2003 cerca de 25% da electricidade consumida na Ilha, contribuindo a Central Geotérmica da Ribeira Grande com 85,4 GWh e a Central Geotérmica do Pico Vermelho com 3,5 GWh.
A contribuição máxima atingida pela fonte geotérmica foi de 35% durante o ano 2001.

Após quatro anos, usina termelétrica deve voltar a funcionar em MT

A Usina Termelétrica Mário Covas, de Cuiabá, deverá voltar a funcionar no dia 12 de setembro deste ano com a produção de 480MW (megawatts) de energia elétrica. A retomada das atividades ocorre após quatro anos de paralisação, completados na última sexta-feira (26), quando a Bolívia suspendeu o envio de gás natural para a unidade. Na segunda-feira (5), o governo mato-grossense irá assinar um contrato com a Petrobras, que passa a ser a arrendatária da termelétrica, e com a estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), responsável pela distribuição do gás. O acordo, resultado de diversas negociações entre as partes, está previsto para terminar em dezembro de 2012.

A retomada da usina foi anunciada em coletiva no Palácio Paiaguás, nesta segunda-feira (29), pelo governador de Mato Grosso, Silval Barbosa. Ele enfatizou a morosidade para o fim do impasse e burocracia do lado boliviano para assinar o contrato. A produção de energia elétrica da usina é direcionada para o Sistema Nacional Interligado (SIN) tendo a capacidade de atender em 60% da demanda total de Mato Grosso. Conforme o chefe do executivo, a usina em funcionamento oferece maior confiabilidade no fornecimento energético para o país e proporciona ao estado aumento nos investimentos.

“Temos indústrias interessadas em trabalhar em Mato Grosso tendo o gás disponível para a instalação. As empresas são do segmento de fertilizantes e cerâmicas”, acrescentou o secretário estadual de Indústria, Comércio, Minas e Energia (Sicme), Pedro Nadaf. Ele explica que a usina será arrendada pela Petrobras e que irá repassar parte do gás que já recebe da Bolívia, somando 2,2 milhões de metros cúbicos por dia.

O presidente da EPE, Fábio Garcia, afirma que a empresa continuará administrando e sendo acionista da usina. Sobre o término do contrato, ele ressalta que há duas opções: uma seria a renovação do acordo sendo a estatal brasileira responsável pelo repasse do gás para a termelétrica; a outra é o fornecimento direto do produto da Bolívia para a usina. “A Bolívia pretende aumentar a produção de gás, com isso, podemos ser beneficiados com o envio direto do combustível para a unidade geradora de energia de Mato Grosso”, disse Garcia.

MercadoAlém do funcionamento da usina, o contrato oferece indiretamente a segurança para o abastecimento do gás veicular no estado. O secretário da Sicme explica que seria inviável transportar gás natural somente para abastecer o mercado de gás consumidor mato-grossense. “Enquanto a usina precisa de 2,2 milhões de m³/dia, os postos de combustível comercializam aproximadamente 30 mil m³/dia. E o custo é o mesmo para utilizar o gasoduto seja para qualquer volume, contabilizando cerca de US$ 500 mil por mês”.

Com a confirmação da usina em funcionamento é garantido o fornecimento do gás para os postos do estado por mais oito anos. Essa distribuição foi firmada em contrato direto do governo de Mato Grosso com a Bolívia em setembro de 2009. O problema para os motoristas que desejam converter o veículo para o abastecimento a gás é que não há empresas certificadas, no momento, para fazer o serviço, conforme aponta o Instituto de Metrologia e Qualidade de Mato Grosso (IMEQ-MT).

MT tem potencial de aumentar em 800% a produção de energia.

G1 MT

 O potencial hidroelétrico que Mato Grosso tem capacidade de oferecer ao Sistema Interligado Nacional (SIN) está ocioso em 89%. O estado produz 1,8 mil megawatts (MW) de energia elétrica, utilizando apenas 11% de um total de 16,8 mil MW. São 14.953 mil megawatts (MW) a mais que poderiam aumentar a confiabilidade energética do país, representando um aumento de 800% em relação ao que é produzido e a capacidade do estado.

As indústrias geradoras de energia mato-grossense apostam nas Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH´s) para expandir a produção de eletricidade. A preferência por essas geradoras, segundo o setor, é porque produzem menos impacto ao meio ambiente e proporcionam o aumento da economia no município onde é instalado o empreendimento.

No estado, há atualmente 51 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) que produzem 665 MW, nove Usinas Hidrelétricas (UHE) com geração de 1,1 mil MW e 28 Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGH) produzindo 12,78 MW. Do potencial energético ocioso, 2,2 mil MW já estão sendo viabilizados com a construção de nove PCH´s (gerando131,7 MW) e duas UHE (2,1 mil MW). Esses investimentos estão avaliados em R$ 7,89 bilhões, sendo R$ 795 milhões para a construção das pequenas hidrelétricas e R$ 5,6 bilhões nas grandes usinas. As unidades deverão gerar 11 mil empregos a mais no estado.

O presidente do Sindicato de Construção, Transmissão, Geração e Distribuição de Energia e Gás Natural de Mato Grosso (Sindenergia), Fábio Garcia, ressalta que o estado tem condição de aumentar a produção de energia, enquanto outros estados como São Paulo e Minas Gerais utilizam, respectivamente, 72% e 50% da capacidade de produção energética. O diretor do sindicato, Itamar Duarte, complementa que se não houver expansão no sistema energético os reflexos serão sentidos futuramente, diminuindo a confiabilidade no sistema. No estado, ainda há em estudo 4,5 mil MW e outros 8,2 mil MW ainda não prospectado.

Empecilhos
Burocracia na liberação das licenças ambientais, a demora no tempo de estudo e o custo de produção elevado são alguns dos empecilhos que adiam a construção das pequenas hidrelétricas em Mato Grosso. No país, essa situação também não é diferente. Para se ter ideia, no último leilão de energia oferecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) nenhuma PCH conseguiu viabilizar a venda de energia no Brasil. O preço mínimo para viabilizar uma pequena hidrelétrica é de R$ 144/Mwh, mas o valor cobrado no último leilão não passou de R$ 102/Mwh. O setor culpa que a desvalorização ocorre em função da concorrência com outras fontes geradoras de energia, como a UHE e a Eólica.

A burocracia para implantação das PCH´s é outro problema que atinge o setor. “Para instalar uma Eólica são necessários pelo menos dois anos de estudo até o funcionamento da unidade. Já para as pequenas hidrelétricas o tempo médio é de oito anos”, afirma o presidente do Sindenergia. O aquecimento da construção civil também tem inviabilizado a atividade. De acordo com o setor, o gasto com a construção da estrutura de uma hidrelétrica representa 60% do investimento total. Os outros 40% são com a compra de equipamentos.

Falha no sistema de Itaipu provoca falta de energia em vários estados

Uma falha no sistema de transmissão de Itaipu provocou o desligamento de quatro circuitos de transmissão entre a Usina de Itaipu e a subestação de Foz do Iguaçu. Com isso, as regiões Sul e Sudeste e os estados de Mato Grosso, Acre e Rondônia tiveram o Esquema Regional de Alívio de Carga (Erac) acionado e houve falta de energia em vários locais, segundo informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

saiba mais

• Falha em Itaipu deixa 53 mil sem energia elétrica no Oeste do Paraná
• Energia foi cortada em 18 municípios do Rio a pedido da ONS, diz Ampla
• Problema na usina de Itaipu deixa regiões de Goiás sem energia elétrica

De acordo com as Centrais Elétricas de Goiás (Celg), parte do estado também foi afetado. A  Empresa de Energia Elétrica de Mato Grosso do Sul (Enersul) informou que cinco municípios do estado ficaram sem energia elétrica durante três minutos. 

O problema provocou o desligamento da parte brasileira da Usina de Itaipu. No momento, a unidade estava gerando 5.700 Megawatts.

De acordo com informações da Assessoria de Planejamento e Comunicação do ONS, em casos assim, quando há grande perda de geração, o Erac procura restabelecer. Portanto, o que houve, foi um “corte planejado de carga”.

Segundo o ONS, o Erac corta cargas selecionadas pelas distribuidoras no montante necessário para estabelecer o equilíbrio entre geração e consumo, evitando, assim, um blecaute sem controle. O corte desta sexta-feira foi de aproximadamente 3 mil Megawatts.

A falta de energia aconteceu às 16h43 e, às 17h11, todas as distribuidoras já estavam autorizadas a fazer o religamento do sistema. De acordo com o operador, os estados afetados não chegaram a ficar completamente sem energia e o tempo necessário para o restabelecimento da energia pode variar de acordo com a distribuidora.

Perto das 18h30, o fornecimento de energia havia sido normalizado nos dez estados, segundo informações do ONS, que disse ainda que as causas da falha estão sob investigação.

EstadosNo oeste do Paraná, 53 mil consumidores ficaram sem energia. Apenas em Foz do Iguaçu, oito mil pessoas foram prejudicadas pela falta de energia. No estado, o problema foi normalizado às 17h04, segundo informações do Centro de Operação do Sistema da Companhia de Energia Elétrica do Paraná (Copel).

No Rio de Janeiro, a concessionária de energia elétrica Ampla informou que houve interrupção do fornecimento por 20 minutos em parte de 18 municípios da sua área de concessão no Rio.

Em Minas Gerais, a falha de transmissão atingiu menos de 5% da carga de energia, de acordo com a Companhia Energética do estado (Cemig). A empresa disse que, em média, o fornecimento de energia foi restabelecido de forma gradativa, em média, 20 minutos após a queda. A Cemig não soube dizer quantos consumidores no estado ficaram sem energia e quais regiões foram afetadas pelo problema.

A Eletropaulo informou, por volta de 19h, que sua rede não foi afetada pelo apagão. A concessionária fornece energia elétrica para a capital e outras cidades da Grande São Paulo. A empresa EDP Bandeirante, cujo abastecimento de luz abrange 28 municípios paulistas, disse que houve falha na distribuição apenas na Zona Leste de Guarulhos, Grande São Paulo, entre 16h43 e 17h08. Por volta de 19h30, a empresa informou que o sistema já estava normalizado.

A Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL), que atende 18 milhões de consumidores, informou que nas regiões atendida por suas distribuidoras, 147 mil clientes foram afetados, entre 16h43 e 17h, nas cidades de Santos, Sorocaba, Jundiaí, Araçatuba, Americana, Praia Grande, São Vicente, Mococa, Pedreira, Itaí e Agudos, no estado de São Paulo; e Gravataí e Lagoa Vermelha, no Rio Grande do Sul.

Em Mato Grosso, a Rede Cemat informou que a capital, Cuiabá, e as cidades de Alta Floresta, Apiacás, Cotriguaçu, Juruena, Nova Bandeirantes e Nova Monte Verde ficaram sem energia elétrica por exatos quatros minutos. A queda de energia no estado aconteceu às 15h44. Ainda segundo a concessionária de energia, cerca de 40 mil consumidores foram afetados pela interrupção, o que representa um comprometimento de 3,5% de toda a carga gerada no estado, segundo informações da Gerência de Operações da Rede Cemat.

Segundo o chefe de comunicação das Centrais Elétricas de Goiás (Celg), Alziro Zarur, o apagão atingiu parte de Inhumas, Porangatu, Santa Helena de Goiás e a região noroeste de Goiânia. De acordo com o gerente da superintendência de operações da Celg, João de Oliveira, o problema começou por volta das 16h20 e foi resolvido em menos de 30 minutos.

Cinco municípios de Mato Grosso do Sul ficaram sem energia elétrica durante três minutos na tarde desta sexta-feira (02). De acordo com a assessoria de imprensa da Empresa de Energia Elétrica de Mato Grosso do Sul (Enersul), com o problema em Itaipu, os dispositivos de segurança foram acionados e houve o desligamento de energia nos municípios de Miranda, Bonito, Bodoquena, Aquidauana e Dois Irmãos do Buriti às 15h43 (horário MS).

Escola Politécnica da UFRJ promoverá futuro na energia nuclear no Brasil na Primeira Semana da Energia Nuclear

Pela primeira vez o Brasil terá um encontro acadêmico sobre a energia nuclear. Trata-se da Primeira Semana de Energia Nuclear (SEN) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), cuja iniciativa é da Escola Politécnica/ COPPE, e dos alunos das duas primeiras turmas do Curso de Graduação de Engenharia Nuclear. Os interessados poderão se inscrever de graça, de 15 a 19 de agosto (segunda a sexta-feira).
O SEM tem o apoio e patrocínio do Ministério da Ciência e Tecnologia (Governo Federal); Indústrias Nucleares do Brasil (INB); Eletrobrás; Associação Brasileira de Energia Nuclear (ABEN), e Associação Brasileira para Desenvolvimento das Atividades Nucleares (ABDAN). O evento tem como objetivo promover o debate entre os setores relacionados à Engenharia e à Energia Nuclear e, ainda, divulgar e esclarecer questões sobre o primeiro Curso de Graduação em Engenharia Nuclear, iniciado em 2010.
A Cerimônia de abertura será no dia 15, das 9h às 11h30, no Auditório CGTEC. Na ocasião serão ministradas palestras e mesas-redondas sobre temas relacionados à Segurança de Instalações Nucleares, Ciclo do Combustível e Aplicações da Engenharia Nuclear, além de visitas ao Instituto de Engenharia Nuclear (IEN), Instituto de Radioproteção e Dosimetria (IRD), Instituto Nacional do Câncer (INCA) e laboratórios do Programa de Engenharia Nuclear (PEN).
Durante a SEN, terá destaque a importância da formação do engenheiro nuclear na composição de mão de obra especializada para atender a demanda por geração de energia. O evento objetiva, ainda, mapear o mercado para o setor e servir como elo entre as empresas que usam a energia nuclear e o futuro profissional, visando estreitar os laços entre ambos e desenvolver o setor no país, através da capacitação de mão de obra especializada. Atualmente, a UFRJ já conta com cursos de Mestrado e Doutorado em Engenharia Nuclear.
Dentre os assuntos da pauta do SEN, tem destaque o tema Desafios tecnológicos e de engenharia na Implantação da última etapa industrial do ciclo do combustível no país. De acordo com os organizadores do evento, a previsão é de que se formem, em media, 50 profissionais por ano no Curso de Engenharia Nuclear, mas esse número poderá ser maior.
De olho no mercado de trabalho-Na avaliação do professor de Análise de Segurança do PEN/DNC da UFRJ, Paulo Fernando Frutuoso e Melo, o mercado de engenharia nuclear é promissor. Ele ressalta um ‘caso’ relevante de uma aluna, que cursava o bacharelado em física na Unicamp, quando se mostrou interessada no Curso de Graduação em Engenharia Nuclear. A aluna prestou vestibular para a UFRJ e aproveitou os créditos dos dois primeiros anos do curso de origem na Unicamp, os quais são basicamente os mesmos dos dois primeiros anos na UFRJ - com exceção de algumas poucas disciplinas que ela cursou depois. Desse modo, ela começou a cursar, no ano passado, as disciplinas do terceiro ano do curso e, portanto, em 2012 ela se formará.
- Para ser aluno do curso de engenharia nuclear da Escola Politécnica é preciso vocação, pois a responsabilidade desse profissional será grande. Nós garantimos a excelência do ensino oferecido. Ao aluno, cabe a vontade de se tornar um profissional competente. Contudo, o mercado apresenta excelentes possibilidades para essa mão que estamos formando - frisa Fernando Frutuoso.
Segundo o coordenador do Programa de Energia Nuclear PEN/DNC da UFRJ, Su Jian, os profissionais formados no Curso de Engenharia Nuclear apresentarão uma base sólida e técnica/científica, capaz de absorver e desenvolver novas tecnologias no campo nuclear. Estarão capacitados também para uma atuação crítica e criativa na identificação e solução de problemas, considerando aspectos políticos, econômicos, sociais e ambientais que envolvem o tema da energia nuclear.
- A engenharia nuclear da Politécnica da UFRJ é considerada uma das melhores do mundo, o que leva os profissionais formados diretamente para o mercado de trabalho.
A primeira turma a se formar no curso oferecido pela UFRJ, em 2015, poderá ser absorvida pela Usina Nuclear de Angra 3 , avalia Su Jian.
Opções de trabalho- O engenheiro nuclear estará apto a trabalhar na indústria nuclear, com a exploração de minerais relevantes para a geração de energia elétrica, ou na concepção, construção e operação de reatores nucleares, bem como na gestão de aspectos de segurança relacionados ao uso de materiais radioativos.
O mercado para o setor não se restringe apenas ao trabalho na indústria nuclear. Áreas da medicina e da agricultura também têm demanda por estes profissionais. A SEN visa, ainda, fomentar a oferta de acadêmicos, que serão necessários para manter a excelência no desenvolvimento dos profissionais do setor.

Copel reforçará transmissão de energia no Paraná e São Paulo

A Copel recebeu autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel para implantar reforços nas instalações de transmissão em dois de seus empreendimentos: na subestação Cascavel Oeste, no Oeste do Paraná, e na linha de transmissão Araraquara 2 a Taubaté, em 500 mil volts, no interior do estado de São Paulo.

As obras autorizadas envolvem investimentos da ordem de R$ 36,8 milhões e irão assegurar um adicional anual de receitas de R$ 5,2 milhões à subsidiária de geração e transmissão de energia elétrica da Companhia. Os projetos básicos já estão sendo iniciados.

Cascavel
Os reforços autorizados para a subestação Cascavel Oeste, no Paraná, compreendem a instalação do terceiro banco de autotransformadore da unidade que será composto por tres equipamentos com potência individual de 200 MVA (megavolts-ampères), operando nas tensões de chegada de 525 mil e 230 mil volts e dos módulos de conexões associados além da ampliação do barramento de 525 mil volts.

Essa é a maior subestação do sistema de transmissão operado pela Copel, com potência de transformação de 1.200 MVA. O aumento da sua capacidade em 600 MVA vai proporcionar maior disponibilidade de energia para os consumidores estabelecidos em todo o Oeste e Sudoeste do Estado, com melhoria na segurança operacional e nos níveis de confiabilidade do sistema elétrico.

Para a instalação desses reforços de transmissão na subestação Cascavel Oeste, também será necessária a realocação de estruturas metálicas de três linhas de transmissão no terreno e no entorno da subestação. Uma das linhas é de propriedade da Copel, outra da Abengoa e a terceira, da Eletrosul.

A implantação dessas obras exigirá investimentos estimados em R$ 35,5 milhões, permitindo à subsidiária de geração e transmissão da Copel uma receita anual de R$ 5,1 milhões. Tal empreendimento representa 15% das metas físicas de expansão da transmissão relativamente à capacidade de transformação prevista no planejamento estratégico da Companhia até 2015.

São Paulo

Também foi aprovada pela Aneel a implantação de circuito duplo nos últimos 5,4 km da linha de transmissão em 500 mil volts que interligará as subestações Araraquara 2 e Taubaté, no interior de São Paulo, com lançamento somente do primeiro circuito.

Tal alternativa viabilizará a construção da futura conexão prevista entre as subestações Taubaté e Nova Iguaçu, no estado do Rio de Janeiro, por meio de uma linha de transmissão que também deverá operar na tensão de 500 mil volts.

Os impactos sociais e econômicos antevistos para a construção da linha até Nova Iguaçu serão significativamente atenuados, pois ela poderá compartilhar tanto as torres quanto a faixa de segurança da linha que a Copel está construindo e cujo traçado passa por uma região urbana de Taubaté cujo crescimento é bastante expressivo.

A execução dessa obra autorizada pela Aneel exigirá a utilização de uma nova série de estruturas metálicas adequadas à sustentação de dois circuitos de transmissão e a implantação de 11 torres autoportantes, sendo quatro do tipo ancoragem e sete do tipo suspensão.

Esses reforços na linha de transmissão entre Araraquara e Taubaté terão custo aproximado de R$ 1,3 milhão e vão proporcionar à Copel um aumento de R$ 140 mil na receita anual permitida para esse empreendimento.

A concessão para a construção dessa linha, que integra o Programa de Aceleração do Crescimento do Governo Federal, foi arrematada pela Copel em leilão promovido pela Aneel no dia 11 de junho de 2010.

Com 356 km de extensão, essa linha reforçará a rede básica de transmissão que atende ao maior pólo consumidor de eletricidade do país, permitindo escoar a energia proveniente das hidrelétricas de Jirau e Santo Antônio, em construção no rio Madeira, na Região Amazônica.

Brasil estuda construir hidrelétricas em 7 países da América Latina

O governo brasileiro realiza estudos para construir usinas hidrelétricas em ao menos sete países da América Latina.
América do Sul tem de dobrar capacidade energética até 2030 para evitar ameaça de apagão
Os projetos tentam atender à crescente demanda por energia da região, que vive um período contínuo de expansão econômica, mas, em alguns casos, enfrentam resistência local de ambientalistas e de críticos de um suposto "imperialismo" do Brasil.
As usinas, que gerariam cerca de 12 mil MW (Itaipu, a segunda maior hidrelétrica do mundo, gera 14 mil MW), seriam erguidas em associação com empreiteiras locais e também abasteceriam o mercado brasileiro.
Lançado neste ano, o Plano Decenal de Expansão de Energia cita projetos para a construção de hidrelétricas no Peru, na Bolívia, na Guiana e na fronteira com a Argentina.
Entre os projetos, estão seis usinas no Peru, que totalizariam aproximadamente 7 mil MW de capacidade instalada.
As hidrelétricas, listadas em acordo assinado em 2010 pelos então presidentes Luiz Inácio Lula da Silva e Alan García, custariam US$ 15 bilhões (cerca de R$ 23 bilhões) e seriam geridas pela Eletrobrás, estatal brasileira do setor elétrico.
No entanto, em junho, o Peru cancelou a licença provisória de um consórcio brasileiro para a construção da primeira das usinas, no rio Inambari. A decisão ocorreu em meio a protestos no departamento (Estado) de Puno, o mesmo que abrigaria a hidrelétrica, pela cassação de todas as concessões nos setores energético e minerador do Peru.
Para Sinval Gama, superintendente de operações internacionais da Eletrobrás, cabe agora à empresa esperar pelas novas diretrizes a serem definidas pelo governo do presidente Ollanta Humala, que assumiu o cargo em julho.
"Cada país é soberano, cabe aos investidores se adequar às regras", disse à BBC Brasil.
Manifestantes peruanos alegam que as usinas seriam mais benéficas ao Brasil do que ao Peru, já que o país andino arcaria sozinho com o prejuízo ambiental das obras.
Em resposta a este argumento, Gama afirma que o consórcio estuda formas de exportar a energia excedente a outros países, como Chile e Argentina. "Assim, a energia poderá ser exportada para onde o Peru achar melhor."


OUTROS PAÍSES


Na Bolívia, a Eletrobrás estuda a implantação da hidrelétrica Cachoeira Esperança, com 800 MW.
Na Guiana, a companhia verifica a viabilidade de uma usina com potência de 1.500 MW e está mapeando o potencial hidrelétrico total do país, estimado em 8 mil MW.
A energia poderá ser importada pelo Brasil por meio de interligações em Roraima e substituir o uso de combustíveis fósseis na região.
Há ainda duas usinas binacionais, que produziriam 2 mil MW, em estudo entre o Brasil e a Argentina, a serem instaladas no rio Uruguai.
Além desses empreendimentos, segundo Sinval Gama, a Eletrobrás iniciou negociações sobre possíveis investimentos no Suriname e na Guiana Francesa. Também há previsão de construção de uma hidrelétrica na Nicarágua.


DEFICIT ENERGÉTICO


Para Gama, embora a carência de energia na América Latina favoreça no longo prazo os planos de expansão da Eletrobrás, no curto prazo, pode acarretar em decisões equivocadas dos governos.
"Quando o sapato aperta, procura-se um sapato folgado e só depois é que se vê qual sapato é o melhor", disse.
Ele explica que a urgência em gerar energia pode fazer com que os países optem por investimentos com resultados mais rápidos, como em usinas termelétricas.
"Mas a solução por uma matriz limpa e renovável nunca pode ser de curto prazo", afirmou. Segundo Gama, a construção de uma hidrelétrica exige uma série de estudos e licenças que dificilmente são concluídos em menos de dez anos.


IMPERIALISMO BRASILEIRO


Ao mesmo tempo em que estimula a internacionalização da Eletrobrás, o governo brasileiro tenta evitar que os investimentos da estatal nos vizinhos sejam vistos com ressalvas pelas populações locais, como se refletissem uma espécie de "imperialismo brasileiro" na região.
Por isso, segundo um diplomata brasileiro ouvido pela BBC Brasil, o governo advoga que as relações com os vizinhos não devem ocorrer somente no campo econômico, mas também em cooperação em políticas sociais e em segurança nas fronteiras, por exemplo.
Quanto aos acordos energéticos, o Itamaraty diz que o Brasil busca situações em que haja ganhos para os dois lados e ampara as negociações em tratados internacionais, que tenham respaldo de todas as partes.

Aripuanã: Após atraso de 6 meses usina entra em operação

Por enquanto, estão sendo realizados testes.

 Após 6 meses de atraso, a Usina de Dardanelos, instalada no rio Aripuanã, está pronta para entrar em operação, gerando 261 megawatts (MW) de energia. As informações são do diretor técnico da Energética Águas da Pedra, Arfield Ramos Tomas, prevendo início das atividades em até uma semana, já que solicitação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para operação comercial foi apresentada. No empreendimento foram investidos R$ 580 milhões.

 "Agora é rápido, único problema é o baixo volume de água, porque com a seca a vazão diminuiu muito". Linhas de transmissão (LT) interligando Aripuanã às subestações em Brasnorte e Juína e então ao Sistema Integrado Nacional (SIN) estão concluídos. Gerente de operações da Empresa Brasileira de Terraplanagem e Engenharia Ltda (EBTE), Joeval Gusmão da Rosa, diz que o trecho de 207 km entre Brasnorte e Juína está concluído, após embargo indígena. "Desde início deste mês LT está pronta". Ela integra um empreendimento de 775 km de extensão no Estado.

 De acordo com informações da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o grupo de linhas possibilitará o escoamento de energia de diversas usinas instaladas e a serem construídas em Mato Grosso, agregando 1,120 mil MW de potência ao SIN. Conforme dados do primeiro balanço do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC 2) para período 2011-2014, apresentado nesta sexta-feira (29), associando a produção energética de Dardanelos à hidrelétrica de Estreito, no Rio Tocantins (MA/TO) e do Complexo Eólico Cerro Chato, no Rio Grande do Sul, mais 2 mil megawatts de energia entram em operação no país.

 Balanço do PAC 2 mostra que 14% das obras do setor de energia já foram concluídas, havendo 76% em andamento adequado, 9% que merecem atenção e 1% em situação preocupante.

Em Mato Grosso existe atualmente 49 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), com potência instalada de 645,92 MW. Conforme estudo apresentado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), entregue à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), entre 2014 e 2019 serão viabilizados projetos de 7 usinas hidrelétricas (UHE) em Mato Grosso, as quais permitirão gerar mais 4,072 mil MW de energia, somados aos atuais 1,95 mil MW, montante proporcional a 1,98% da potência total no país (108,26 mil MW) e 22% da região Centro-Oeste.

 No ultimo dia 27 foi assinado contrato de concessão do Lote A do Leilão de Transmissão 008/2010, na Aneel. Entre eles, da subestação de Lucas do Rio Verde, de 230/138 kV, arrematada pela Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. O deságio médio foi de 35,03%. A Receita Anual Permitida (RAP) ofertada foi de R$ 1,917 milhão. Obra deve gerar 120 empregos diretos, sendo entregue em 2 anos.

 Com empreendimento, crescimento da carga da cidade será suprido. Foram leiloados 7 empreendimentos, com 555 km de linhas de transmissão e 9 subestações, disputados por 14 empresas e 10 consórcios. Os investidores são brasileiros, espanhóis, chineses e portugueses.

Fonte: Redação - MT Notícias com GD

Sinop discutirá com governo federal compensações com hidrelétrica

Fonte: Só Notícias/Weverton Correa

A prefeitura de Sinop discutirá compensações com a construção da Usina Hidrelétrica Sinop (UHE Sinop), no município, este mês, com uma comissão do governo federal. O assunto será tratado dia 24, a possibilidade da União também assumir ações, principalmente nos setores da Saúde e Educação com a construção, visando a demanda de pessoas que devem desaguar no município e região, para trabalhar na obra.

Um dos objetivos seria "contar" com o governo para preparação da estrutura para acomodar a demanda, já que tanto compensações nas áreas sociais como ambientais, foram reiteradas em duas cartas abertas, elaboradas por lideranças dos municípios que serão afetados com a obra. Porém, estes documentos preveem a execução das medidas, estimadas em R$ 197 milhões, apenas por parte da empresa que vencer a concessão da usina. 

Rogério Rodrigues, secretário de Meio Ambiente, declarou os textos devem ser alterados para serem inclusas as ações que a União assumiria, já no próximo encontro de lideranças dos municípios que devem ser afetados com a UHE- Sinop, Colíder, Paranaíta, Claudia, Alta Floresta, Paranaíta, Nova Canaã e Itaúba-, em Alta Floresta, dia 19. Outros dois encontros já foram realizados em Sinop e Colíder, nos últimos dois meses.

Contudo, enquanto entidades discutem compensações, o processo de liberação da usina é moroso. Recentemente, conforme Só Notícias informou, o Ministério Público Estadual (MPE) requereu, no início do mês, anulação da licença ambiental da obra. O órgão apontou que laudos técnicos elaborados por professores da Universidade Federal de Mato Grosso (UFMT), a pedido do Ministério Público Estadual (MPE), demonstram uma série de vícios no Estudo e no Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA).

Entre essas irregularidades, o MP destacou omissões na delimitação das áreas de influência do empreendimento; falta de definição dos métodos de transposição de espécies ameaçadas de extinção em virtude a obra; além de falhas em relação às alterações do regime hidrológico do Rio Teles Pires.

A usina que terá capacidade de gerar 400 megawatts de energia será construída abrangerá território de Sinop, Itaúba, Sorriso, Ipiranga do Norte, Cláudia. O reservatório deve inundar pelo menos 23 mil hectares somente em Sinop. O número de empregos diretos e indiretos que devem ser gerados e o investimento que deve ser feito ainda não foram divulgados oficialmente. O processo de liberação pode durar até quatro anos e meio.

Aneel aprova estudos de inventário da bacia do rio Juruena

Potencial apontado foi de 8.945 MW para 22 aproveitamentos distribuídos em oito rios

Da Agência CanalEnergia, Planejamento e Expansão
10/08/2011 - 18:45h

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou a revisão do estudos de inventário hidrelétrico da bacia do rio Juruena, localizado na bacia hidrográfica do rio Amazonas, nos estados do Mato Grosso e Amazonas. O estudo feito pela Empresa de Pesquisa Energética identificou um potencial total de 8.945 MW, distribuídos em 22 aproveitamentos nos rios Juruena, Arinos, do Peixe, Juína, Papagaio, Buriti, Sacre e do Sangue. O rio Juruena é o que comporta mais aproveitamentos, sete em um total de 7.518 MW.

Em seguida vem o rio Juina, com quatro aproveitamentos somando  267 MW. Com três aproveitamentos, os rios Papagaio, com potencial de 261 MW, e o Buriti, de 140 MW. Os rios Arinos e do Peixe comportam dois aproveitamentos em um total de 44 MW e 206 MW, respectivamente. Os rios Sacre, com 34,5 W e do Sangue, com 75 MW admitem apenas um aproveitamento. A decisão foi publicada no Diário Oficial da União desta quarta-feira, 10 de agosto.