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RELATÓRIO TÉCNICO Nº: RL-9550.00-6520-940-TAG-001
CLIENTE: TRANSPORTADORA ASSOCIADA DE GÁS S.A. - TAG FOLHA: 1 de 29
PROGRAMA: OT/SS/CC:
- ÁREA: GASODUTOS DA TAG
TAG/DO/GTO
TÍTULO:
RELATÓRIO DE SIMULAÇÃO TERMO-HIDRÁULICA
AFERIÇÃO DE CAPACIDADE DO SISTEMA – CASO BASE
CLASSIFICAÇÃO:
INTERNO
EMPRESA CONTRATADA: RESPONSÁVEL TÉCNICO / RÚBRICA:
N° CONTRATO: N° CREA: ARQUIVO ELETRÔNICO:
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. DESCRIÇÃO E/OU FOLHAS ATINGIDAS
0
A
B
C
D
EMISSÃO ORIGINAL. PARA INFORMAÇÃO.
ATENDIMENTO A COMENTÁRIOS DA ANP.
ALTERAÇÃOS NOS ITENS 6 e 7, ANEXO II e IV.
ALTERAÇÕES NO ITEM 8.1 E NA Tabela 13, Tabela 16, Tabela 19, Tabela 20 E Tabela 21 DECORRENTES
DA CORREÇÃO DO PCS DO GÁS DA MALHA NORTE.
ATENDIMENTO AO OFÍCIO Nº 20/2021/SIM-CSM/SIM/ANP-RJ-e
REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H
DATA 09/02/2021 07/03/2021 23/03/2021 12/05/2021 18/06/2021
PROJETO CAPACIDADE CAPACIDADE CAPACIDADE CAPACIDADE CAPACIDADE
EXECUÇÃO T. ANDRADE T. ANDRADE T. ANDRADE M. CRUZ T. ANDRADE
VERIFICAÇÃO C. SAYÃO C. SAYÃO C. SAYÃO T. ANDRADE M. CRUZ
APROVAÇÃO B. AMORIM B. AMORIM B. AMORIM B. AMORIM B. AMORIM AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO DE PROPRIEDADE DA TAG, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
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RELATÓRIO DE SIMULAÇÃO TERMO-HIDRÁULICA AFERIÇÃO DE CAPACIDADE DO SISTEMA – CASO BASE
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ÍNDICE
1. OBJETIVO ....................................................................................................................... 6
2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA ............................................................................. 6
3. DEFINIÇÕES, TERMOS E SIGLAS ............................................................................ 6
4. DESCRIÇÃO DO SISTEMA .......................................................................................... 7
4.1. SISTEMA NORTE ........................................................................................................... 7
4.2. SISTEMA INTEGRADO ................................................................................................. 8
5. DADOS BÁSICOS ........................................................................................................ 16
5.1. CONDIÇÕES DE SIMULAÇÃO ................................................................................. 16
5.2. GÁS PARA USO DO SISTEMA ................................................................................. 17
5.3. MARGEM OPERACIONAL E PERDAS DE CARGA ............................................. 17
5.4. ELEVAÇÃO ................................................................................................................... 18
6. CENÁRIOS DE TRANSPORTE ................................................................................. 18
7. RESULTADOS .............................................................................................................. 23
8. CONCLUSÃO ................................................................................................................ 28
8.1. Capacidade do Sistema Norte no cenário base.................................................. 28
8.2. Capacidade do Sistema Integrado no cenário base .......................................... 28
9. ANEXOS ......................................................................................................................... 29
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Esquemático do sistema Urucu-Coari-Manaus 8
Figura 2 – Esquemático do Sistema Nordeste 9
Figura 3 – Esquemático do Sistema Nordeste – Malha Bahia 9
Figura 4 – Esquemático do Sistema GASENE 10
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Características de projeto dos gasodutos e ramais do Sistema Norte 10
Tabela 2 – Características de projeto dos gasodutos e ramais do Sistema Integrado 11
Tabela 3 – Características dos pontos de recebimento do Sistema Norte 11
Tabela 4 – Características dos pontos de recebimento do Sistema Integrado 12
Tabela 5 – Características dos pontos de entrega do Sistema Norte 12
Tabela 6 – Características dos pontos de entrega do Sistema Nordeste 13
Tabela 7 – Características dos pontos de entrega do Sistema GASENE 14
Tabela 8 – Características de projeto das estações de compressão do Sistema Norte
15
Tabela 9 – Características de projeto das estações de compressão do Sistema
Integrado 15
Tabela 10 – Características de projeto das estações redutoras de pressão e
controladoras de vazão do Sistema Norte 15
Tabela 11 – Características de projeto das estações redutoras de pressão e
controladoras de vazão do Sistema Integrado 16
Tabela 12 – Características do gás natural 17
Tabela 13 – Cenário de injeção de vazão nos pontos de recebimento do Sistema
Norte 19
Tabela 14 – Cenário de injeção de vazão nos pontos de recebimento do Sistema
Nordeste 19
Tabela 15 – Cenário de injeção de vazão nos pontos de recebimento do Sistema
GASENE 20
Tabela 16 – Cenário de distribuição de vazão nos pontos de entrega do Sistema Norte
20
Tabela 17 – Cenário de distribuição de vazão nos pontos de entrega do Sistema
Nordeste 21
Tabela 18 – Cenário de distribuição de vazão nos pontos de entrega do Sistema
GASENE 22
Tabela 19 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de recebimento do
Sistema Norte 23
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Tabela 20 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de entrega do
Sistema Norte 23
Tabela 21 – Condições operacionais resultantes nas estações de compressão do
Sistema Norte 24
Tabela 22 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de recebimento do
Sistema Integrado 24
Tabela 23 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de entrega do
Sistema Integrado 24
Tabela 24 – Condições operacionais resultantes nas estações de compressão do
Sistema Integrado 27
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1. OBJETIVO
O presente relatório tem como objetivo apresentar os resultados das análises de capacidade
realizadas através de simulação termo-hidráulica em regime permanente, dos gasodutos do
Sistema Norte e Sistema Integrado para o cenário Base.
2. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
2.1 MD-9550.00-6520-940-TAG-001_RC – Memorial Descritivo do Cenário Base para
Cálculo de Capacidade do Sistema de Transporte da TAG
2.2 MD-9550.00-6521-940-TAG-001 – Memorial Descritivo da Parametrização dos Modelos
Termo Hidráulicos
3. DEFINIÇÕES, TERMOS E SIGLAS
• A JUSANTE – termo utilizado para mencionar instalações que estão localizadas depois de
determinado ponto de referência.
• A MONTANTE – termo utilizado para mencionar instalações que estão localizadas antes
de determinado ponto de referência.
• ESTAÇÃO DE COMPRESSÃO (ECOMP) – são instalações próprias da companhia que
compõe o sistema de transporte de gás natural, composta principalmente por
compressores. Elas ficam situadas em pontos logísticos e estratégicos, com o intuito de
comprimir o gás natural, elevando a pressão do fluido contido no gasoduto, e, por
consequência, acrescendo maior energia ao gás, o que possibilita e potencializa a
continuidade da movimentação da molécula.
• ESTAÇÃO REDUTORA DE PRESSÃO (ERP) – são instalações que possuem como
objetivo o rebaixamento da pressão do gás natural, visando atender especificações
técnicas das instalações a jusante.
• GÁS ou GÁS NATURAL – mistura de hidrocarbonetos constituída essencialmente de
metano, outros hidrocarbonetos e gases não combustíveis, que se extrai de reservatórios
naturais, que se encontra no estado gasoso nas Condições Base e em conformidade com
a Resolução ANP no 16/2008, ou outra que vier a substituí-la.
• INSTALAÇÕES – são os dutos e todas as estações correlatas utilizadas para disponibilizar
ou receber o gás, conforme o caso.
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• MEMORIAL DESCRITIVO (MD) – Documento que descreve um conjunto de atividades,
procedimentos, serviços ou processos e outros.
• PONTO DE ENTREGA (PE) – ponto nos Gasodutos de Transporte no qual o gás natural é
entregue pelo TRANSPORTADOR ao CARREGADOR ou a quem este venha a indicar.
• PONTO DE RECEBIMENTO (PR) – ponto nos Gasodutos de Transporte no qual o gás é
entregue ao TRANSPORTADOR pelo CARREGADOR ou por quem esta venha a indicar.
• SERVIÇO DE COMPRESSÃO (SCOMP) – são serviços prestados por terceiros em
instalações que possuem o mesmo objetivo e semelhante construção às ECOMPs.
Entretanto, trata-se de estações de compressão terceirizadas, com o intuito de prestar o
serviço de compressão de gás natural.
• TERMO DE COMPROMISSO DE CESSAÇÃO DE CONDUTA (TCC) – É um termo de
compromisso assinado pela Petrobras com o Conselho Administrativo de Defesa
Econômica (CADE), em 08/07/2019, através do qual este carregador se compromete,
dentre outras providências, a indicar nos sistemas de transporte da da TAG quais são os
volumes de injeção e retirada máxima em cada ponto de recebimento e zona de entrega,
por área de concessão de cada companhia distribuidora local e consumos próprios,
perante a ANP e os referidos transportadores, dentro dos limites de Quantidade Diária
Contratada dos contratos de serviço de transporte atuais
4. DESCRIÇÃO DO SISTEMA
4.1. SISTEMA NORTE
O sistema de transporte do Norte, também nomeado de Urucu-Coari-Manaus, interliga o Pólo de
Processamento de Arara, onde é processado o gás da Província Petrolífera de Urucu, ao Pólo
Industrial de Manaus.
Esse sistema é composto pelo trecho Urucu-Coari, com 18 polegadas de diâmetro nominal e 276
km de extensão, pelo trecho Coari-Manaus, com diâmetro nominal de 20 polegadas e 382 km de
extensão, 9 ramais diretamente interligados à linha tronco, que totalizam 140,1 km de extensão,
8 Estações Redutoras de Pressão (ERPs) e duas Estações de Compressão (ECOMPs) de
Juaruna e Coari.
A Figura 1 apresenta o esquemático do Sistema Norte.
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Figura 1 – Esquemático do sistema Urucu-Coari-Manaus
4.2. SISTEMA INTEGRADO
O sistema de transporte Integrado da TAG compreende diversos gasodutos, ramais, pontos de
entrega (PEs), pontos de recebimento (PRs) e sistemas de compressão (Estações de
Compressão – ECOMPs e Serviços de Compressão – SCOMPs), distribuídos nos estados do
Rio de Janeiro, Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Alagoas, Pernambuco, Paraíba, Rio Grande do
Norte e Ceará.
A Figura 2, Figura 3 e Figura 4 apresentam os esquemáticos do sistema integrado.
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Figura 2 – Esquemático do Sistema Nordeste
Figura 3 – Esquemático do Sistema Nordeste – Malha Bahia
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Figura 4 – Esquemático do Sistema GASENE
As características técnicas, conforme projeto, utilizadas na simulação são apresentadas nas
tabelas a seguir. Demais dados de projeto, estão disponíveis nos documentos de engenharia
de cada instalação.
Tabela 1 – Características de projeto dos gasodutos e ramais do Sistema Norte
GASODUTO/RAMAL UF DIÂMETRO
(pol)
EXTENSÃO
(km)
PMOA
(kgf/cm²)
RUGOSIDADE
(microns)
URUCU-COARI (GARSOL) AM 18 279,96 120,0 9
COARI-MANAUS (GASCOM) AM 20 383,81 120,0 9
RAMAL COARI AM 4 25,80 80,0 9
RAMAL CODAJÁS AM 3 19,1 80,0 9
RAMAL ANORI AM 3 27,50 80,0 9
RAMAL ANAMÃ AM 3 23,70 80,0 9
RAMAL CAAPIRANGA AM 3 7,10 80,0 9
RAMAL MANACAPURU AM 3 7,60 80,0 9
RAMAL IRANDUBA AM 3 7,60 80,0 9
RAMAL APARECIDA AM 14 17,87 80,0 9
RAMAL MAUÁ AM 14 3,85 62,0 9
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Tabela 2 – Características de projeto dos gasodutos e ramais do Sistema Integrado
GASODUTO/RAMAL UF DIÂMETRO
(pol)
EXTENSÃO
(km)
PMOA
(kgf/cm²)
RUGOSIDADE
(microns)
GASFOR CE/RN 12/10 383 100,00 45
RAMAL TERMOFORTALEZA CE 10 1,5 100,00 45
RAMAL ARACATI CE 4 6,14 50,00 45
RAMAL AÇU-SERRA DO MEL (GASMEL) RN 14 31,22 100,00 18
NORDESTÃO RN/PB/PE 12 424,43 100,00 45
LOOP NORDESTÃO PE 12 32,16 100,00 45
GASALP AL/PE 12 204,5 100,00 45
RAMAL TERMOPERNAMBUCO PE 16 11,07 100,00 45
CATU-PILAR BA/SE/AL 26 439,9 100,00 9
ATALAIA-ITAPORANGA (GAI) SE 14 29,34 100,00 9
RAMAL FAFEN I SE 8 8,53 100,00 9
RAMAL FAFEN II SE 8 13,25 40,00 9
SANTIAGO-CAMAÇARI 14" (SAN-CAM 14) BA 14 34,65 51,00 45
SANTIAGO-CAMAÇARI 18" (SAN-CAM 18) BA 18 34,72 51,00 45
CANDEIAS-CAMAÇARI 12" (CAN-CAM 12) BA 12 37,31 51,00 45
CANDEIAS-CAMAÇARI 14" (CAN-CAM 14) BA 14 41,90 51,00 45
CANDEIAS-ARATU 12"¹ BA 12 22,05 51,00 45
GASCAV RJ/ES 28 302,9 100,00 9
RAMAL UTG SUL ES 10 9,91 100,00 9
CACIMBAS-VITÓRIA 26” ES 26 118,0 100,00 9
CACIMBAS-VITÓRIA 16” ES 16 12,43 52,00 9
GASCAC ES/BA 28 948,2 100,00 9
¹ O gasoduto Candeias-Aratu 12” está temporariamente sem movimentação e por isso ele não
foi considerado para fins dos estudos apresentados. A TAG está avaliando o tema e adotará os
procedimentos adequados tão logo seja definido um plano de ação em relação a este ativo.
Tabela 3 – Características dos pontos de recebimento do Sistema Norte
PONTO DE RECEBIMENTO UF
PRESSÃO
MÁXIMA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO
MÍNIMA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/d)
VAZÃO
MÍNIMA
(mil m³/d)
PR Polo de Processamento de Arara (Urucu) AM 120,0 120,0 7.685 1.500
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Tabela 4 – Características dos pontos de recebimento do Sistema Integrado
PONTO DE RECEBIMENTO UF
PRESSÃO
MÁXIMA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO
MÍNIMA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/d)
VAZÃO
MÍNIMA
(mil m³/d)
PR Caucaia (GNL Pecém) CE 100,0 58,0 7.000 1.000
PR Guamaré I RN 100,0 60,0 4.000 2.000
PR Guamaré II RN 100,0 45,0 3.000 100
PR Marechal Deodoro (UPGN Pilar) AL 100,0 66,0 2.600 100
PR Atalaia I SE 100,0 40,0 3.100 2.000
PR Atalaia II SE 35,0 22,0 1.500 150
PR Pojuca II (UPGN Santiago) BA 33,0 26,0 3.000 320
PR São Francisco do Conde I (UPGN Candeias) BA 37,0 23,0 3.000 300
PR São Francisco do Conde II (EVF Manati) BA 38,0 34,0 6.000 1.000
PR São Francisco do Conde III (GNL TRBA) BA 100,0 52,5 6.000 1.000
PR São Sebastião do Passé - GNL BA BA 100,0 50,0 14.000 1.400
PR ETC Cacimbas ES 100,0 50,0 20.000 500
PR UTG Sul Capixaba (UTGSUL) ES 100,0 50,0 2.000 200
PR TECAB RJ 100,0 50,0 20.000 3.000
As UPGN a montante aos pontos de recebimento destacados em cinza foram desmobilizadas.
Tabela 5 – Características dos pontos de entrega do Sistema Norte
PONTO DE ENTREGA UF
VAZÃO
MÍNIMA
(Mm³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
SAÍDA MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
SAÍDA MÁXIMA
(Mm³/dia)
PE Anamã AM 1,5 15 40,0 80,0 34,0 50,0
PE Anori AM 1,5 15 40,0 80,0 34,0 50,0
PE Aparecida AM 150 2.500 50,0 80,0 16,0 23,0
PE Caapiranga AM 1,5 15 40,0 80,0 34,0 50,0
PE Coari AM 17,5 175 40,0 80,0 34,0 50,0
PE Codajás AM 6 60 40,0 80,0 34,0 50,0
PE Iranduba AM 6 60 40,0 80,0 34,0 38,0
PE Manacapuru AM 17,5 175 40,0 80,0 34,0 50,0
PE Mauá (PIEs) AM 65 1.075 40,0 60,0 16,0 23,0
PE REMAN AM 25 400 49,0 62,0 40,0 50,0
PE UTE Aparecida AM 100 1.200 50,0 80,0 45,4 60,0
PE UTE Mauá AM 200 2.800 40,0 60,0 36,0 50,0
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Tabela 6 – Características dos pontos de entrega do Sistema Nordeste
PONTO DE ENTREGA UF
VAZÃO
MÍNIMA
(Mm³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE
ENTRADA
MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE
ENTRADA
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE SAÍDA
MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE SAÍDA
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PE Águas Claras SE 5 45 38,0 100,0 30,0 45,00
PE Aquiraz CE 65 650 40,0 100,0 9,0 15,00
PE Aracaju SE 50 340 40,0 98,0 14,0 21,00
PE Araçás BA 3 30 38,0 100,0 30,0 39,00
PE Aracati CE 3,5 40 39,0 41,0 14,0 20,00
PE Aratu Manati BA 100 1.000 26,0 51,0 25,0 27,00
PE Aratu Residual BA 100 1.000 26,0 51,0 25,0 27,00
PE Cabo PE 380 1.070 35,0 100,0 25,0 30,00
PE Camaçari Manati BA 420 4.200 21,0 35,0 20,0 32,00
PE Camaçari Residual BA 274 2.700 21,0 35,0 21,0 35,00
PE Candeias Manati BA 20 200 23,0 51,0 22,0 30,00
PE Candeias Residual BA 40 400 23,0 38,0 22,0 33,00
PE Carmópolis II - SERGÁS SE 5 60 40,0 100,0 13,5 18,50
PE Carmópolis II - UO-SEAL SE 60 600 40,0 100,0 8,5 18,00
PE Catu BA 20 200 25,0 33,0 25,0 33,00
PE Caucaia CE 4 45 40,0 100,0 14,0 20,00
PE Cexis BA 3 30 23,0 51,0 22,0 37,00
PE Dow-Química BA 120 1.200 23,0 51,0 21,0 32,00
PE Estação KM 370 CE 170 1.700 50,0 100,0 50,0 100,00
PE Estância SE 10 90 38,0 100,0 30,0 45,00
PE FAFEN-BA BA 200 2.960 21,0 35,0 21,0 35,00
PE FAFEN-SE SE 150 1.500 50,0 100,0 23,0 31,50
PE Fazenda Alvorada BA 6 60 38,0 100,0 32,0 41,00
PE Fazenda Bálsamo BA 3 30 38,0 100,0 31,0 41,00
PE Fazenda Belém CE 18 160 40,0 100,0 15,0 19,00
PE Fortaleza CE 27,5 550 40,0 100,0 9,5 15,00
PE Goiana II PE 250 1.000 44,5 100,0 35,5 40,00
PE Goianinha RN 7 70 40,0 100,0 30,0 43,00
PE Ielmo Marinho RN 1,5 8 35,0 100,0 24,0 34,00
PE Igarassu PE 47 129 35,0 100,0 25,0 30,00
PE Igarassu II PE 24 93 35,0 100,0 25,0 30,00
PE Itaporanga SE 3,5 35 38,0 100,0 30,0 45,00
PE Jaboatão PE 100 400 49,5 100,0 36,0 42,00
PE Macaíba RN 150 1.010 40,0 100,0 35,0 44,00
PE Mamanguape PB 2,5 25 40,0 100,0 34,0 36,00
PE Manguinhos SE 15 100 24,0 27,5 22,0 27,50
PE Marechal Deodoro AL 300 600 56,0 70,0 38,0 48,00
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Nº: RL-9550.00-6520-940-TAG-001
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RELATÓRIO DE SIMULAÇÃO TERMO-HIDRÁULICA AFERIÇÃO DE CAPACIDADE DO SISTEMA – CASO BASE
TAG/DO/GTO
PONTO DE ENTREGA UF
VAZÃO
MÍNIMA
(Mm³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE
ENTRADA
MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE
ENTRADA
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE SAÍDA
MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE SAÍDA
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PE Mossoró RN 10 300 38,0 100,0 34,5 41,00
PE Pacajus CE 75 225 40,0 100,0 10,5 17,00
PE Paulista PE 42 202 35,0 100,0 25,0 30,00
PE Pecém CE 9 90 38,0 100,0 14,0 19,00
PE Pedras de Fogo PB 120 264 40,0 100,0 31,5 35,00
PE Penedo AL 5 50 40,0 100,0 34,0 45,00
PE Recife PE 96 389 50,0 70,0 25,0 30,00
PE Rio Largo AL 40 400 60,0 100,0 38,0 50,00
PE RLAM 14'' BA 240 2.400 23,0 38,0 23,0 38,00
PE RLAM 6” BA 40 400 23,0 38,0 23,0 38,00
PE RNEST PE 350 2.800 40,0 100,0 32,5 48,00
PE Santa Rita CG PB 20 200 40,0 100,0 35,0 44,00
PE Santa Rita JP PB 50 375 39,0 100,0 26,0 33,00
PE São Miguel dos Campos AL 5 50 40,0 100,0 34,0 37,00
PE Socorro SE 15 200 24,0 27,5 22,0 27,50
PE Suape PE 250 1.200 45,0 100,0 25,5 35,00
PE UPGN Candeias BA 150 1.500 34,0 38,0 34,0 38,00
PE UTE Chesf BA 310 3.100 21,0 35,0 21,0 35,00
PE UTE José de Alencar CE 180 1.580 40,0 100,0 34,0 51,00
PE UTE Pernambuco PE 275 2.600 40,0 99,8 33,0 38,00
PE UTE Termoaçu RN 250 2500 40,0 100,0 31,0 47,00
PE UTE Termobahia - RLAM 10'' BA 150 1.500 23,0 51,0 23,0 51,00
PE UTE Termofortaleza CE 216 1.705 45,0 100,0 33,0 42,00
Tabela 7 – Características dos pontos de entrega do Sistema GASENE
PONTO DE ENTREGA UF
VAZÃO
MÍNIMA
(Mm³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE SAÍDA
MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
SAÍDA
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PE Anchieta ES 120 1.200 50,0 100,0 34,0 44,0
PE Cachoeiro do Itapemirim ES 50 500 50,0 100,0 34,0 44,0
PE Campos RJ 50 500 50,0 100,0 34,0 44,0
PE Eunapólis BA 50 500 50,0 100,0 33,0 44,0
PE Int SDV 02 ES 150 1.500 n/a n/a 50,0 100,0
PE Itabuna BA 50 500 50,0 100,0 33,0 44,0
PE Linhares ES 10 48 50,0 100,0 50,0 100,0
PE Mucuri BA 50 500 50,0 100,0 33,0 44,0
PE São Mateus ES 30 280 50,0 100,0 48,5 100,0
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TAG/DO/GTO
PONTO DE ENTREGA UF
VAZÃO
MÍNIMA
(Mm³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA MÁXIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO
DE SAÍDA
MÍNIMA
(Mm³/dia)
PRESSÃO DE
SAÍDA
MÁXIMA
(Mm³/dia)
PE TECAB RJ 3.000 20.000 50,0 100,0 50,0 100,0
PE UTE Linhares ES 130 1.300 40,0 100,0 34,0 51,0
PE Vale ES 170 1.700 25,0 42,0 9,0 13,0
PE Veracel BA 50 500 40,0 100,0 30,0 44,0
PE Viana ES 50 500 50,0 100,0 34,0 44,0
PE Vitória ES 400 4.000 28,0 42,0 25,0 42,0
Tabela 8 – Características de projeto das estações de compressão do Sistema Norte
ESTAÇÃO DE
COMPRESSÃO
PRESSÃO MÍNIMA
DE SUCÇÃO
(kgf/cm²g)
PRESSÃO MÁXIMA
DE DESCARGA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/dia)
TEMPERATURA
MÁXIMA DE
DESCARGA
(°C)
GÁS
COMBUSTÍVEL
(mil m³/d)
ECOMP Juaruna 70,0 120,00 7.625 55 60
ECOMP Coari 70,0 120,00 7.625 55 60
Tabela 9 – Características de projeto das estações de compressão do Sistema Integrado
ESTAÇÃO DE
COMPRESSÃO
PRESSÃO
MÍNIMA DE
SUCÇÃO
(kgf/cm²g)
PRESSÃO MÁXIMA
DE DESCARGA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/dia)
TEMPERATURA
MÁXIMA DE
DESCARGA
(°C)
GÁS
COMBUSTÍVEL
(mil m³/d)
ECOMP Aracruz 50,00 100,00 21.000 50 102
ECOMP Catu 50,00 100,00 20.000 50 152
ECOMP Piúma 60,00 100,00 21.000 50 153
ECOMP Prado 50,00 100,00 21.000 50 153
SCOMP Aracati 45,00 100,00 1.756 50 13
SCOMP Macaiba 47,00 100,00 2.719 50 24
SCOMP Santa Rita 40,00 100,00 2.260 50 14
SCOMP Pilar 55,00 100,00 9.000 50 62
SCOMP Catu 24,00 65,00 2.000 50 21
Tabela 10 – Características de projeto das estações redutoras de pressão e controladoras de
vazão do Sistema Norte
ESTAÇÃO REDUTORA DE
PRESSÃO UF
PRESSÃO
MÍNIMA DE SAÍDA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO
MÁXIMA DE SAÍDA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÍNIMA
(mil m³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/dia)
ERP Coari AM 45,0 80,0 17,5 175
ERP Codajás AM 64,0 80,0 6,0 60
ERP Anori AM 45,0 80,0 1,5 15
ERP Anamã AM 45,0 80,0 1,5 15
ERP Caapiranga AM 45,0 80,0 1,5 15
ERP Manacapuru AM 45,0 80,0 17,5 175
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TAG/DO/GTO
ESTAÇÃO REDUTORA DE
PRESSÃO UF
PRESSÃO
MÍNIMA DE SAÍDA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO
MÁXIMA DE SAÍDA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÍNIMA
(mil m³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/dia)
ERP Iranduba AM 49,5 80,0 400 4.000
ERP Manaus AM 49,0 60,0 225 4.275
Tabela 11 – Características de projeto das estações redutoras de pressão e controladoras de
vazão do Sistema Integrado
ESTAÇÃO REDUTORA
DE PRESSÃO UF
PRESSÃO
MÍNIMA DE SAÍDA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO
MÁXIMA DE SAÍDA
(kgf/cm²g)
VAZÃO
MÍNIMA
(mil m³/dia)
VAZÃO
MÁXIMA
(mil m³/dia)
ERP ARACATI CE 39,00 50,00 3,5 40
ERP RECIFE PE 50,00 70,00 100 400
ERP JABOATÃO PE 49,50 70,00 100 400
ECV GASENE BA 50,00 65,00 500 10.000
ERP CATU BA 48,00 51,00 500 10.000
ECV CATU BA 27,00 33,00 20 1.800
ERP SAN-CAM 14 BA 21,00 35,00 350 3.500
ERP SAN-CAM 18 BA 21,00 35,00 650 6.500
ERP CAN-CAM 12 BA 21,00 35,00 900 2.600
ERP CAN-CAM 14 BA 21,00 35,00 900 3.400
ERP SFC – MÓDULO I BA 48,00 51,00 1.000 6.000
ERP SFC – MÓDULO II BA 36,00 38,00 1.000 6.000
ERP TIMS ES 41,00 52,00 400 4.000
Vale ressaltar que os modelos computacionais construídos consideraram a integridade da
malha de gasodutos na sua condição original de projeto. Toda e qualquer condição que difere
da original no sentido de reduzir a capacidade da malha é tratada como algo transitório e que
será devidamente corrigido.
5. DADOS BÁSICOS
5.1. CONDIÇÕES DE SIMULAÇÃO
Os seguintes dados básicos foram utilizados na simulação termo-hidráulica:
• Software utilizado: PipelineStudio, versão 5.0.0
• Regime de escoamento: permanente
• Condições de referência de vazão: 20 ºC e 1 atm
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• Coeficiente global de transferência de calor: 1,5 W/m²K
• Temperatura ambiente média Norte e Nordeste (verão): 33 °C
• Temperatura ambiente média GASENE (verão): 30 °C
• Equação de fator de atrito: Colebrook
• Equação de estado do gás – Sistema Integrado: BWRS
• Equação de estado do gás – Sistema Norte: Sarem
• Equação de viscosidade do gás: LGE
• Características do gás:
Tabela 12 – Características do gás natural
ORIGEM CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 N2
ETC Cacimbas 1,0 89,7 7,4 0,7 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 1,0
EVF Manati 0,4 88,9 3,7 0,7 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 5,8
GNL Bahia 0,2 92,2 4,0 0,6 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 2,9
GNL Pecém 0,2 92,2 4,0 0,6 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 2,9
Polo de Arara 0,2 74,2 10,7 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 14,7
TECAB 1,0 96,1 2,0 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7
UPGN Guamaré 0,9 91,1 6,8 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8
UPGN Pilar 1,2 92,6 4,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5
UPGN Santiago 1,1 88,7 9,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,9
UTG Sul 0,3 88,6 6,8 2,4 0,5 0,6 0,1 0,1 0,1 0,6
5.2. GÁS PARA USO DO SISTEMA
Os valores de consumo de gás combustível das estações de compressão utilizados nas
simulações foram obtidos nas folhas de dados dos acionadores, considerando a utilização dos
compressores na máxima potência. Esses valores são apresentados na Tabela 8 e Tabela 9.
O volume de gás utilizado nos aquecedores de pontos de entrega e estações podem ser
considerados desprezíveis em relação aos volumes movimentados e, portanto, não foram
considerados.
5.3. MARGEM OPERACIONAL E PERDAS DE CARGA
Foi adotada a margem operacional de 5,0%, em vazão, para todo o sistema. Sobre o
recebimento de gás nos gasodutos, considerou-se uma perda de carga de 1 kgf/cm²g na saída
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do ponto de recebimento e dos sistemas de compressão, devido à perda de carga nas
tubulações e nos equipamentos existentes nessas instalações (medidores de vazão, gás
coolers, controles contra sobre-pressão, etc.). O detalhamento dos valores de perda de carga
considerados, encontra-se descritos no Anexo I do MD-9550.00-6521-940-TAG-001.
Para cada PE foi considerada uma perda de carga conforme as instalações existentes em cada
ponto (1 kgf/cm²g para cada subsistema da estação - filtragem, aquecimento, regulagem,
medição e tubulações).
5.4. ELEVAÇÃO
Para o perfil de elevação dos gasodutos e ramais, foram consideradas as informações obtidas
através dos documentos de engenharia de planta e perfil. Para o traçado da elevação foram
estabelecidos pontos notáveis, sendo eles: PE, PR, SCOMP, ECOMP, ERP, EDG, travessias
de grandes rios/lagos, diferenciais de elevação acima de 100 m, conexão com outros dutos.
As curvas são apresentadas nas figuras presentes no Anexo III - PERFIL DE ELEVAÇÃO.
6. CENÁRIOS DE TRANSPORTE
Para as análises pertinentes a capacidade de transporte da TAG, tendo como premissa o
cenário base de transporte, foi utilizado como referência o Cenário 1 Modificado descrito no
item 4 do MD-9550.00-6520-940-TAG-001, no qual, a partir do Cenário 1, houve a postergação
do volume entregue ao PE UTE Termoaçu até a etapa de entrega de volumes referentes ao
TCC.
Para estabelecer os valores de vazão de entrega do Cenário 1 Modificado, foram realizadas
etapas de análise e busca de maximização de capacidade de transporte respeitando-se as
condições físicas e operacionais do sistema, bem como os direitos dos contratos legados
atualizados pelas últimas informações acerca da alocação de capacidade enviadas pela
Petrobras (em 07/10/2020), em cumprimento do Termo de Cessação de Conduta firmado entre
a Petrobras e o CADE (Conselho Administrativo de Defesa Econômica) em 08/07/2019. Além
disso, foram consideradas as pressões máximas de entrega, somada a perda de carga
existente.
Para as vazões referentes aos pontos de injeção de gás no sistema, a TAG considerou as
informações do agente incumbente Petrobras, em especial no que tange à produção nacional
e, especialmente à necessidade de escoamento do gás associado, razão pela qual foi dada
prioridade à injeção do gás de produção nacional nos Pontos de Recebimento da TAG. Este
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volume foi definido pela reserva de capacidade conforme informada pela Petrobras nos termos
do TCC, uma vez que, atualmente, este agente detém os dados sobre a injeção futura nestes
pontos.
Alguns PRs da TAG possuem maior capacidade física de recebimento de gás do que o volume
que a Petrobras indicou como reserva no TCC. Esse fato gera diferentes cenários de análises da
capacidade de transporte, visto que o volume de injeção em alguns pontos pode ser maior do
que o utilizado no atual estudo. Entretanto, conforme premissa apresentada anteriormente, nos
pontos de injeção de gás natural fruto da produção nacional, o presente estudo restringiu-se aos
volumes indicados pela Petrobras. Caso, no futuro, apareçam novos produtores nos poços de
produção que alimentam esses PRs, com novas prospecções de injeção, esta premissa poderá
ser revista e novos cenários poderão ser traçados.
Em seguida foi considerada a injeção pelo Terminal de Cabiúnas (TECAB), cuja fonte de gás é
a produção nacional e possui “interconexão” com a NTS. O volume considerado, da mesma
forma, foi aquele indicado pela Petrobras no TCC, dado que este carregador detém todos os
contratos a montante no sistema de transporte.
Por fim, para esgotamento da capacidade remanescente, são utilizados os suprimentos via
terminais de GNL, sendo estes limitados pela capacidade física de tais instalações.
As ECOMPs e os SCOMPs que compõem o sistema de transporte da TAG, ocorrendo a
necessidade de utilização de tais estações, foram consideradas em sua condição de máxima
pressão de descarga.
Tabela 13 – Cenário de injeção de vazão nos pontos de recebimento do Sistema Norte
PONTO DE RECEBIMENTO
VAZÃO @
8318 kcal/m³
(mil m³/dia)
INJEÇÃO DE GÁS
COMBUSTÍVEL (mil m³/d)
PR Polo de Processamento de Arara (Urucu) 6.563 120
Obs.: Para o Sistema Norte as vazões foram consideradas com referência ao PCS de 8318 kcal/m³ (referente ao gás de Urucu).
Tabela 14 – Cenário de injeção de vazão nos pontos de recebimento do Sistema Nordeste
PONTO DE RECEBIMENTO
VAZÃO @
9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
INJEÇÃO DE GÁS
COMBUSTÍVEL (mil m³/d)
PR Caucaia (GNL Pecém) 5.006 13,0
PR Guamaré I 0 0,0
PR Guamaré II 130 0,0
PR Marechal Deodoro (UPGN Pilar) 1.100 0,0
PR Atalaia I 0 0,0
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PONTO DE RECEBIMENTO
VAZÃO @
9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
INJEÇÃO DE GÁS
COMBUSTÍVEL (mil m³/d)
PR Atalaia II 0 0,0
PR Pojuca II (UPGN Santiago) 1.000 21,0
PR São Francisco do Conde I (UPGN Candeias) 0 0,0
PR São Francisco do Conde II (EVF Manati) 2.500 0,0
PR São Francisco do Conde III (GNL TRBA) 6.000 0,0
As UPGN a montante aos pontos de recebimento destacados em cinza foram desmobilizadas
Tabela 15 – Cenário de injeção de vazão nos pontos de recebimento do Sistema GASENE
PONTO DE RECEBIMENTO
VAZÃO @
9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
INJEÇÃO DE GÁS
COMBUSTÍVEL (mil m³/d)
PR São Sebastião do Passé - GNL BA 10.365 238,0
PR ETC Cacimbas 8.000 0,0
PR UTG Sul Capixaba (UTGSUL) 600 0,0
PR TECAB 10.900 153,0
Tabela 16 – Cenário de distribuição de vazão nos pontos de entrega do Sistema Norte
PONTO DE ENTREGA VAZÃO @8318 kcal/m³
(mil m³/dia)
PE Anamã 13
PE Anori 15
PE Aparecida 2.109
PE Caapiranga 12
PE Coari 57
PE Codajás 33
PE Iranduba 0
PE Manacapuru 0
PE Mauá (PIEs) 652
PE REMAN 227
PE UTE Aparecida 1.200
PE UTE Mauá 2125
Obs.: Para o Sistema Norte as vazões foram consideradas com referência ao PCS de 8318 kcal/m³ (referente ao gás de Urucu).
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TAG/DO/GTO
Tabela 17 – Cenário de distribuição de vazão nos pontos de entrega do Sistema Nordeste
PONTO DE ENTREGA VAZÃO @ 9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
PE Águas Claras 45
PE Aquiraz 296
PE Aracaju 340
PE Araçás 30
PE Aracati 9
PE Aratu Manati 197
PE Aratu Residual 354
PE Cabo 403
PE Camaçari Manati 3.300
PE Camaçari Residual 1.760
PE Candeias Manati 200
PE Candeias Residual 400
PE Carmópolis II - SERGÁS 60
PE Carmópolis II - UO-SEAL 600
PE Catu 200
PE Caucaia 15
PE Cexis 8
PE Dow-Química 412
PE Estação KM 370 1.700
PE Estância 90
PE FAFEN-BA 2.960
PE FAFEN-SE 1.500
PE Fazenda Alvorada 60
PE Fazenda Bálsamo 30
PE Fazenda Belém 63
PE Fortaleza 350
PE Goiania II 242
PE Goianinha 38
PE Ielmo Marinho 0
PE Igarassu 53
PE Igarassu II 44
PE Itaporanga 35
PE Jaboatão 145
PE Macaíba 344
PE Mamanguape 6
PE Manguinhos 100
PE Marechal Deodoro 600
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PONTO DE ENTREGA VAZÃO @ 9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
PE Mossoró 34
PE Pacajus 59
PE Paulista 100
PE Pecém 90
PE Pedras de Fogo 89
PE Penedo 50
PE Recife 225
PE Rio Largo 230
PE RLAM 14'' 2.242
PE RLAM 6” 0
PE RNEST 2.244
PE Santa Rita CG 113
PE Santa Rita JP 119
PE São Miguel dos Campos 50
PE Socorro 200
PE Suape 305
PE UPGN Candeias 3
PE UTE Chesf 3.100
PE UTE José de Alencar 0
PE UTE Pernambuco 2.600
PE UTE Termoaçu 1.300
PE UTE Termobahia - RLAM 10'' 1.500
PE UTE Termofortaleza 1.705
Tabela 18 – Cenário de distribuição de vazão nos pontos de entrega do Sistema GASENE
PONTO DE ENTREGA VAZÃO @ 9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
PE Anchieta 1.200
PE Cachoeiro do Itapemirim 500
PE Campos 500
PE Eunapólis 500
PE Int SDV 02 1.500
PE Itabuna 500
PE Linhares 48
PE Mucuri 500
PE São Mateus 280
PE TECAB 0
PE UTE Linhares 1.300
RELATÓRIO TÉCNICO
Nº: RL-9550.00-6520-940-TAG-001
REV. D
ÁREA: INSTALAÇÕES DE GÁS NATURAL
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TÍTULO
RELATÓRIO DE SIMULAÇÃO TERMO-HIDRÁULICA AFERIÇÃO DE CAPACIDADE DO SISTEMA – CASO BASE
TAG/DO/GTO
PONTO DE ENTREGA VAZÃO @ 9400 kcal/m³
(mil m³/dia)
PE Vale 1.183
PE Veracel 500
PE Viana 500
PE Vitória 2.817
7. RESULTADOS
A seguir são apresentados os valores resultantes de vazão e pressão na entrada do ponto de
recebimento, dos pontos de entrega e as condições operacionais dos sistemas de compressão,
obtidos na simulação termo-hidráulica.
Tabela 19 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de recebimento do Sistema
Norte
PONTO DE RECEBIMENTO VAZÃO
(mil m³/dia)
PRESSÃO DE
SAÍDA
(kgf/cm²)
INJEÇÃO DE GÁS
COMBUSTÍVEL (mil m³/d)
PR Polo de Processamento de Arara (Urucu) 6.563 119,00 120
Tabela 20 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de entrega do Sistema
Norte
PONTO DE ENTREGA VAZÃO
(mil m³/dia)
PRESSÃO DE
ENTRADA
(kgf/cm²)
PE Anamã 13 78,60
PE Anori 15 78,22
PE Aparecida 2.109 69,63
PE Caapiranga 12 78,85
PE Coari 57 76,76
PE Codajás 33 76,07
PE Iranduba 0 74,57
PE Manacapuru 0 79,00
PE Mauá (PIEs) 652 59,14
PE REMAN 227 60,00
PE UTE Aparecida 1.200 69,63
PE UTE Mauá 2125 59,14
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TAG/DO/GTO
Tabela 21 – Condições operacionais resultantes nas estações de compressão do Sistema
Norte
ESTAÇÃO DE
COMPRESSÃO
VAZÃO
(mil m³/d)
PRESSÃO DE
DESCARGA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO DE
SUCÇÃO
(kgf/cm²g)
GÁS
COMBUSTÍVEL
(mil m³/d)
ECOMP Juaruna 6.503 120,00 86,52 60
ECOMP Coari 6.386 120,00 93,22 60
Tabela 22 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de recebimento do Sistema
Integrado
PONTO DE RECEBIMENTO VAZÃO
(mil m³/dia)
PRESSÃO DE
SAÍDA
(kgf/cm²)
INJEÇÃO DE GÁS
COMBUSTÍVEL (mil m³/d)
PR Caucaia (GNL Pecém) 5.006 97,00 13
PR Guamaré I 0 97,20 0
PR Guamaré II 130 97,20 0
PR Marechal Deodoro (UPGN Pilar) 1.100 66,61 0
PR Atalaia I 0 82,48 0
PR Atalaia II 0 n/a 0
PR Pojuca II (UPGN Santiago) 1.000 32,00 21
PR São Francisco do Conde I (UPGN Candeias) 0 37,00 0
PR São Francisco do Conde II (EVF Manati) 2.500 37,00 0
PR São Francisco do Conde III (GNL TRBA) 6.000 99,00 0
PR São Sebastião do Passé - GNL BA 10.364 74,59 238
PR ETC Cacimbas 8.000 79,97 0
PR UTG Sul Capixaba (UTGSUL) 600 85,49 0
PR TECAB 10.900 99,00 153
Tabela 23 – Distribuição de vazão e pressão resultante nos pontos de entrega do Sistema
Integrado
PONTO DE ENTREGA VAZÃO
(mil m³/dia)
PRESSÃO DE ENTRADA
(kgf/cm²)
PE Águas Claras 45 83,60
PE Anchieta 1.200 85,49
PE Aquiraz 296 80,24
PE Aracaju 340 82,48
PE Araçás 30 96,10
PE Aracati 9 40,98
PE Aratu Manati 197 42,69
PE Aratu Residual 354 42,69
PE Cabo 403 84,82
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TAG/DO/GTO
PONTO DE ENTREGA VAZÃO
(mil m³/dia)
PRESSÃO DE ENTRADA
(kgf/cm²)
PE Cachoeiro do Itapemirim 500 88,74
PE Camaçari Manati 3.300 35,00
PE Camaçari Residual 1.760 35,00
PE Campos 500 94,18
PE Candeias Manati 200 37,00
PE Candeias Residual 400 37,00
PE Carmópolis II - SERGÁS 60 77,56
PE Carmópolis II - UO-SEAL 600 77,56
PE Catu 200 31,98
PE Caucaia 15 92,24
PE Cexis 8 45,35
PE Dow-Química 412 44,14
PE Estação KM 370 1.700 97,00
PE Estância 90 84,94
PE Eunapólis 500 93,40
PE FAFEN-BA 2.960 35,00
PE FAFEN-SE 1.500 64,66
PE Fazenda Alvorada 60 91,94
PE Fazenda Bálsamo 30 93,00
PE Fazenda Belém 63 97,35
PE Fortaleza 350 83,91
PE Goiana II 242 64,89
PE Goianinha 38 50,87
PE Ielmo Marinho 0 98,47
PE Igarassu 53 69,18
PE Igarassu II 44 69,75
PE Int SDV 02 1.500 80,10
PE Itabuna 500 87,16
PE Itaporanga 35 82,27
PE Jaboatão 145 69,00
PE Linhares 48 80,29
PE Macaíba 344 99,00
PE Mamanguape 6 55,34
PE Manguinhos 100 27,56
PE Marechal Deodoro 600 66,61
PE Mossoró 34 96,02
PE Mucuri 500 68,17
PE Pacajus 59 77,37
PE Paulista 100 71,08
PE Pecém 90 96,97
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PONTO DE ENTREGA VAZÃO
(mil m³/dia)
PRESSÃO DE ENTRADA
(kgf/cm²)
PE Pedras de Fogo 89 61,32
PE Penedo 50 73,44
PE Recife 225 69,36
PE Rio Largo 230 97,17
PE RLAM 14'' 2.242 37,00
PE RLAM 6” 0 37,00
PE RNEST 2.244 88,47
PE Santa Rita CG 113 59,10
PE Santa Rita JP 119 59,10
PE São Mateus 280 73,52
PE São Miguel dos Campos 50 69,39
PE Socorro 200 27,62
PE Suape 305 89,87
PE TECAB 0 99,00
PE UPGN Candeias 3 37,00
PE UTE Chesf 3.100 35,00
PE UTE José de Alencar 0 96,98
PE UTE Linhares 1.300 80,00
PE UTE Pernambuco 2.600 87,96
PE UTE Termoaçu 1.300 94,24
PE UTE Termobahia - RLAM 10'' 1.500 37,00
PE UTE Termofortaleza 1.705 96,35
PE Vale 1.183 42,24
PE Veracel 500 92,05
PE Viana 500 83,60
PE Vitória 2.817 42,24
A TAG utiliza como padrão de mínima pressão de entrega a pressão máxima de saída do PE +
1 kgf/cm² por skid – se limitando a PMOA do duto. Entretanto, para alguns PEs essa regra não
é possível de ser aplicada devido a características específicas de cada ponto:
• Os pontos de entrega da EDG Camaçari (PE Camaçari Residual, PE Camaçari Manati,
PE UTE CHESF e PE FAFEN-BA) possuem diferentes pressões máximas de saída,
entretanto, entretanto como a pressão máxima de entrada desses PEs é de 35 kgf/cm²,
adotamos como pressão máxima de entrega a pressão de 35 kgf/cm².
• Os pontos de entrega da EDG São Francisco do Conde - SFC (PE UPGN Candeias, PE
Candeias-Manati, PE Candeias-Residual, PE RLAM 6, PE RLAM 14 e PE Termobahia)
possuem diferentes pressões máximas de entrada e saída, entretanto, como o header de
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TAG/DO/GTO
alimentação desses pontos dentro da EDG SFC possui pressão máxima operacional
admissível de 37 kgf/cm², consideramos esse valor como sendo a pressão máxima e
mínima de entrega para esses pontos.
• A pressão de entrega no PE Catu deveria ser de 38 kgf/cm² (33+5), entretanto esse ponto
é alimentado pelo PR Pojuca que possui pressão máxima de injeção de 32 kgf/cm²,
sendo assim, a pressão mínima de entrega do PE Catu considerada foi de 31 kgf/cm².
• Os PEs Linhares e São Mateus possuem como pressão mínima de entrega o valor de
100 kgf/cm², entretanto, com as atuais configurações do sistema é impossível realizar a
entrega do gás a essa pressão. Dessa forma a pressão mínima de entrega desses dois
pontos considera a pressão mínima de saída do PE + 1 kgf/cm² por skid – se limitando a
PMOA do duto.
• A pressão máxima de entrega nos PEs Vale e Vitória deveria ser de kgf/cm² 47,0 kgf/cm²
(42+5), entretanto como a pressão máxima de entrada desses PEs é de 42 kgf/cm²,
adotamos como pressão máxima de entrega a pressão de 42 kgf/cm².
• A pressão de entrega no PE Estação KM 370 deveria ser de 100 kgf/cm², entretanto esse
ponto é alimentado pelo PR GNL Pecém que possui pressão máxima de injeção de 97
kgf/cm², sendo assim, a pressão máxima de entrega do PE Estação KM 370 considerada
foi de 97 kgf/cm².
Tabela 24 – Condições operacionais resultantes nas estações de compressão do Sistema
Integrado
ESTAÇÃO DE
COMPRESSÃO
VAZÃO (mil
m³/d)
PRESSÃO DE
DESCARGA
(kgf/cm²g)
PRESSÃO DE
SUCÇÃO
(kgf/cm²g)
GÁS
COMBUSTÍVEL
(mil m³/d)
SCOMP Aracati 778 100,00 67,98 13
SCOMP Macaiba 842 100,00 47,03 24
SCOMP Santa Rita DESLIGADA DESLIGADA DESLIGADA DESLIGADA
SCOMP Pilar 7.822¹ 100 66,58 62
SCOMP Catu 779 51,00² 31,97 21
ECOMP Catu 10.574 100,00 68,53 152
ECOMP Prado 9.019 100,00 61,51 153
ECOMP Aracruz DESLIGADA DESLIGADA DESLIGADA DESLIGADA
ECOMP Piúma DESLIGADA DESLIGADA DESLIGADA DESLIGADA
¹ O trecho 1 do GASALP foi alinhado para a sucção do SCOMP Pilar
² A pressão de descarga do SCOMP Catu ficou limitada a 51 kgf/cm² devido a pressão máxima
operacional do gasoduto a jusante.
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TAG/DO/GTO
Os perfis resultantes de pressão e vazão dos gasodutos, obtidos na simulação termo-hidráulica
são apresentados no Anexo IV - PERFIL RESULTANTE DE PRESSÃO E VAZÃO desse
relatório.
8. CONCLUSÃO
8.1. Capacidade do Sistema Norte no cenário base
Para o cenário de transporte utilizado no presente relatório, com base nas premissas
apresentadas e nos resultados da simulação, a capacidade de transporte do Sistema Norte da
TAG é de 6.443 mil m³/d, sendo limitada pelo valor de injeção máxima através do PR Urucu.
Para o transporte desta vazão são necessários, adicionalmente, 120 mil m³/d de gás de uso do
sistema, para a utilização como gás combustível dos compressores, através do PR Urucu.
8.2. Capacidade do Sistema Integrado no cenário base
Para o cenário de transporte utilizado no presente relatório, com base nas premissas
apresentadas e nos resultados da simulação, a capacidade de transporte do Sistema Integrado
da TAG é de 45.176 mil m³/d, com as seguintes limitações:
• Sistema GASENE: a capacidade máxima de entrega dos PEs e a vazão máxima da ERP
TIMS limita a capacidade de entrega desse sistema;
• Malha Bahia: a capacidade máxima de injeção dos PRs (conforme premissas
apresentadas) e a pressão máxima de entrega na EDG Camaçari limitam a capacidade
do sistema;
• Catu-Pilar: a capacidade máxima de entrega dos PEs limita a capacidade do gasoduto;
• Pilar-Pecém: o diâmetro dos principais dutos desse sistema (GASALP, Nordestão e
GASFOR) gera uma significativa perda de carga, fazendo com que o perfil baixo de
pressão do sistema não viabilize o acionamento do SCOMP Santa Rita. A pressão de
sucção do SCOMP Macaíba e SCOMP Aracati limitam a capacidade de escoamento do
sistema. O PE Termoaçu gera uma restrição de escoamento no sistema, onde os altos
volumes para atendimento a esse ponto de entrega associados a grande perda de carga
gerada pelo diâmetro dos gasodutos que o alimentam, impactam significativamente a
capacidade de escoamento do GASFOR e Nordestão. Desta forma, visando maximizar a
capacidade do sistema, postergamos a entrega de gás para esse PE nos nossos
estudos, resultando numa otimização dos volumes entregues para os outros pontos
dessa região. Importante ressaltar que essa ação adotada em nossa metodologia não
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TAG/DO/GTO
gera prejuízos aos volumes destinados a Térmica de Açu através do contrato firme com a
Petrobras, visto que o sistema de transporte da TAG não possui capacidade para atender
a toda reserva solicitada no TCC e que a média de consumo desse ponto é de
aproximadamente 1.000 mil m³/d.
Para o transporte da vazão supramencionada são necessários, adicionalmente, 425 mil m³/d
de gás de uso do sistema, para a utilização como gás combustível dos compressores. Os
valores de capacidade do sistema indicados nesse estudo são líquidos de GUS, sendo
necessário considerar as seguintes injeções para fins de Gás de Uso do Sistema:
• O volume de gás correspondente ao GUS de 153 mil m³/d para acionar a ECOMP Prado
está sendo injetado no sistema através do PR TECAB
• O volume de gás correspondente ao GUS de 238 mil m³/d (152 + 62 + 24) para acionar a
ECOMP Catu e os SCOMPs Pilar e Macaíba está sendo injetado no sistema através do
PR São Sebastião do Passé
• O volume de gás correspondente ao GUS de 21 mil m³/d para acionar o SCOMP Catu
está sendo injetado no sistema através do PR Pojuca II
• O volume de gás correspondente ao GUS de 13 mil m³/d para acionar o SCOMP Aracati
está sendo injetado no sistema através do PR GNL Pecém
9. ANEXOS
Anexo I - STEADY STATE REPORT SISTEMA NORTE Anexo II - STEADY STATE REPORT SISTEMA INTEGRADO Anexo III - PERFIL DE ELEVAÇÃO Anexo IV - PERFIL RESULTANTE DE PRESSÃO E VAZÃO
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