TAG/DO/GTO RELATÓRIO DE SIMULAÇÃO TERMO …

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

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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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ÁREA: INSTALAÇÕES DE GÁS NATURAL

FOLHA: 2 de 29

TÍTULO

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


Nordeste 19


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


Tabela 24 – Condições operacionais resultantes nas estações de compressão do


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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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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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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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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


VAZÃO @

9400 kcal/m³

(mil m³/dia)

INJEÇÃO DE GÁS


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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VAZÃO @

9400 kcal/m³

(mil m³/dia)

INJEÇÃO DE GÁS


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


VAZÃO @

9400 kcal/m³

(mil m³/dia)

INJEÇÃO DE GÁS


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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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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(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


(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

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(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


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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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


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


(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


(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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(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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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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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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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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TAG/DO/GTO RELATÓRIO DE SIMULAÇÃO TERMO …