2. CARACTERIZAÇÃO DO EMPREENDIMENTO

2.1 APRESENTAÇÃO - topo

No final de 2003, o Governo Federal lançou um novo modelo para o setor elétrico brasileiro, que representa um avanço em relação à situação anterior. Nesta nova visão, foi criada a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que seria responsável pelo planejamento da oferta e demanda da energia no país, substituindo o antigo Mercado Atacadista de Energia (MAE) pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Entretanto, a questão da excepcionalidade da tarifa de comercialização da energia de base nuclear não foi contemplada, continuando a ser buscada uma solução pelo setor nuclear. Ainda assim, tais mudanças, continuadas com a publicação do Decreto Nº 5.163, de 30 de julho de 2004, mostram a vontade governamental de controlar de maneira firme o setor energético.

Angra 3, com potência térmica de 3.765 MWt e potência elétrica de 1.350 MWe, é um empreendimento da Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear a ser implantado na área da CNAAA, onde já se encontram instaladas e em operação as usinas Angra 1 e Angra 2. A capacidade de geração de energia elétrica prevista para Angra 3 é de 10,8 mil GWh/ano.

Assim como as duas usinas em operação, Angra 3 seria dotada de um reator do tipo PWR (Pressurized Water Reactor - reator a água pressurizada), que utiliza urânio enriquecido como combustível e água leve pressurizada para sua refrigeração. O reator PWR é utilizado em 25 países, entre os quais os Estados Unidos, a França e o Japão, os maiores usuários de energia elétrica de origem nuclear. Quase 60% dos reatores nucleares em funcionamento no mundo são desse tipo e sua maior aceitação em relação aos demais é atribuída, entre outros fatores, aos rigorosos princípios de segurança que são aplicados no projeto, na operação e na manutenção das usinas.

Nesse contexto, a construção de Angra 3, tem papel fundamental para a concretização do projeto global proposto para a CNAAA que objetiva: aumentar a oferta de energia elétrica nas regiões Sudeste e Centro-Oeste e reduzir, conseqüentemente, os riscos de déficit, principalmente nos períodos hidrológicos secos; aumentar a confiabilidade operacional do sistema elétrico nacional; e reduzir a dependência do Estado do Rio de Janeiro do suprimento externo de energia.

Dados da Eletrobrás apresentados na 6ª reunião de seu Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE), realizada em 5 de junho de 2001, indicam que o crescimento da demanda de energia elétrica no país não tem sido acompanhado de um crescimento adequado da oferta. Por outro lado, o excedente na capacidade de geração em relação à geração efetiva vem desaparecendo rapidamente, em conseqüência do aumento do consumo. Em 2000, o consumo médio per capita de energia elétrica, usualmente empregado como indicador da qualidade de vida da população, foi de 1.988 kWh, tendo crescido 14,5% em relação a 1996 (em parte devido à maior utilização de aparelhos eletroeletrônicos, que cresceu 7,4% de 1999 para 2000).

O consumo de energia elétrica tem apresentado taxas de crescimento maiores que as do PIB (Figura 1), o que pode ser associado à modernização dos setores econômicos, ao crescimento populacional e à expansão do setor informal da economia.



Figura 1 - Crescimento do PIB e do consumo de energia - 1993-2003.
Fontes: IBGE e BEN/MME, 2003.

Esses fatores têm compensado a redução do consumo resultante da utilização de tecnologias mais eficientes no uso da energia elétrica e explicam o comportamento da relação entre o crescimento do consumo e o PIB, que se aproxima da unidade nos ciclos mais dinâmicos da economia e tende a crescer, alcançando valores elevados em relação à unidade, nos períodos de baixo crescimento econômico.

A partir de 1998, tornou-se evidente que o país corria o risco de sofrer racionamentos de energia, o que de fato ocorreu em 2001. Se a demanda continuar crescendo sem que a geração seja aumentada, novos racionamentos e até blecautes poderão ocorrer. Para equacionar o problema, o Comitê Coordenador do Planejamento Energético (CCPE) elaborou o Plano Decenal 2002-2011, que tem como objetivo aumentar o suprimento de energia elétrica a curto e médio prazos, considerando as características da matriz energética do país, baseada no elevado potencial hidrelétrico do país, bem como a necessidade de sua complementação para minimizar a influência de regimes hídricos desfavoráveis.

A Figura 2 apresenta a variação do consumo de energia no Brasil no período de 1999 a 2003. Observa-se a queda no consumo no ano de 2001, conseqüência do racionamento ocorrido naquele ano.



Figura 2 - Variação do consumo de energia no Brasil - 1999-2003.
Fonte: Eletrobrás, Matriz Energética, 2004.

A Tabela 1 apresenta os parâmetros de crescimento considerados no Plano Decenal e a Tabela 2 os acréscimos de potência instalada previstos nesse Plano, segundo três cenários econômicos analisados pelo MME em 2002: superação da crise e crescimento elevado (A); superação da crise e crescimento sustentado (B); e crise recorrente (C). Aos valores da Tabela 2, devem ser adicionados 900 MW dos sistemas isolados e 12.900 MW provenientes de fontes alternativas (pequenas centrais hidrelétricas, de biomassa e eólicas).

Tabela 1 - Parâmetros de crescimento do Plano Decenal - 2002-2011.

Fonte: MME, 2002.

Tabela 2 - Acréscimos da potência instalada (MW).

Fonte: MME, 2002.

O plano prevê ainda a implantação de 2.605 km de linhas de transmissão de 500 kV, na interligação Norte-Sul, integrando os sistemas elétricos Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro-Oeste, os quais concentram mais de 95% da geração e do consumo de energia elétrica do país. Estudos técnicos e econômicos têm demonstrado que a diversidade hidrológica existente entre esses dois sistemas pode ser explorada economicamente por meio de um intercâmbio de energia elétrica. A expansão do sistema Norte/Nordeste em direção ao sul, associada à expansão do sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste em direção ao norte, irá fortalecer a interligação desses sistemas.

Também é abordada no plano a interligação com redes elétricas de países vizinhos, objetivando importar seus excedentes.

2.1.1 Importância de Angra 3 - topo

O planejamento do setor de energia elétrica deve considerar as dimensões e as peculiaridades do país, as soluções possíveis para o atendimento da demanda, a disponibilidade de fontes renováveis, em especial a hidrelétrica, as limitações das reservas nacionais de combustíveis fósseis e a existência de reservas significativas de combustível nuclear. O entendimento do papel reservado à participação da energia nuclear no planejamento envolve as seguintes considerações:

• Apesar da crescente utilização das energias eólica, solar e da biomassa, a geração de grandes blocos de energia elétrica continuará dependendo das usinas hidrelétricas, das termelétricas que utilizam combustíveis fósseis e das nucleares;

• Em virtude do grande impacto que a falta de energia elétrica provoca na economia e na qualidade de vida da população, a análise da competitividade das diversas fontes não deve ser feita apenas sob o aspecto econômico, sendo necessário levar em conta também outras variáveis, como a garantia do fornecimento de energia e a diversidade das fontes de geração, para minimizar vulnerabilidades;

• Face à limitação das reservas nacionais de combustíveis fósseis, têm de ser levadas em conta a possibilidade, a necessidade ou a maior atratividade econômica da utilização desses combustíveis em outros setores que não o de geração de eletricidade, uma vez que, enquanto as reservas minerais disponíveis no país podem ser controladas, as não disponíveis exigem, para sua obtenção, a transferência de recursos para o exterior;

• Face o tempo considerável requerido para a implantação de novas unidades de geração de energia elétrica e o estabelecimento de uma rede confiável de distribuição, o planejamento decenal do setor deve ser considerado como de curto prazo; o de longo prazo deve considerar um horizonte de 50 anos;

• A adoção de tecnologias que alterem radicalmente o cenário atual, como o emprego de reatores rápidos regeneradores e de fusão nuclear na geração de eletricidade, ou o uso intensivo de hidrogênio nos meios de transporte, requer um longo tempo de maturação. Como a tecnologia é muito importante na geração e na distribuição da energia elétrica, é prudente no planejamento, mesmo que de longo prazo, preservar a tecnologia nuclear absorvida e acompanhar sua evolução no mundo, visando o aprimoramento da utilização das reservas nacionais de urânio.

No Brasil, as usinas hidrelétricas continuarão a desempenhar um papel preponderante no suprimento da demanda, seja pelo baixo custo relativo da energia gerada, seja por utilizar uma fonte renovável. Entretanto, o país não pode prescindir da geração térmica.

Angra 3 está dentro da faixa de economia em que se situam as demais fontes térmicas e apresenta a vantagem de permitir a consolidação e o aprimoramento da experiência tecnológica já absorvida pelo país na área nuclear. Sua implantação reduzirá a necessidade na área Rio, que abrange os Estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo, de importação de energia elétrica gerada em outros Estados, o que resultará em um melhor desempenho do sistema elétrico interligado.

A entrada em operação de Angra 3 resultará na disponibilidade imediata de cerca de 10,8 mil GWh/ano de energia elétrica na área Rio, a um custo compatível com o custo marginal de expansão do sistema elétrico interligado. Em um contexto mais amplo, proporcionará uma ampliação da oferta de energia elétrica nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, reduzindo os riscos de déficit, principalmente nos períodos hidrológicos secos, além de agregar um aumento significativo à base técnica do sistema elétrico interligado, atendendo à política de diversificação da matriz energética nacional.

O Estado do Rio de Janeiro, o segundo Estado da Federação na formação do PIB brasileiro, necessita de um sistema elétrico consistente e confiável, condição essencial para a manutenção e a expansão de seu parque industrial e de suas demais atividades. Entretanto, ao contrário do que acontece com a energia primária, em que o Estado é o maior exportador nacional em função da extração de petróleo e gás natural, o Rio de Janeiro é um importador de energia elétrica. A energia elétrica gerada pelas concessionárias no Estado já foi inferior a 50% da demanda. O cenário mudou a partir de 2000, com um salto na geração, como pode ser visto na Tabela 3 e na Figura 3. O início da operação da usina de Angra 2 em 14 de julho de 2000, contribuiu visivelmente para este crescimento, adicionando ao sistema 1350MW.

Tabela 3 - Geração e consumo de eletricidade no Estado do Rio de Janeiro - 1980-2002.

Fonte: Balanço Energético do Estado do Rio de Janeiro 1980-1999, SEINPE, 1999. Balanço Energético Nacional (BEN), 2003.



Figura 3 - Geração e consumo de energia no Estado do Rio de Janeiro - 1980-2002.
Fonte: Balanço Energético do Rio de Janeiro 1980-1999, SEINPE 1990; BEM, 2003.

O Rio de Janeiro é sensível às decisões sobre os investimentos no setor elétrico a serem realizados fora de suas divisas. O Estado situa-se em ponta-de-linha e fica, assim, extremamente vulnerável a contingências operacionais, ocorrentes no sistema elétrico interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste. São conhecidas as dificuldades enfrentadas pelo Rio de Janeiro devido a problemas recentes de queda e de desligamento de linhas de transmissão de energia elétrica.

A energia recebida no Estado é gerada em usinas situadas de 392 a 1.229 km de distância de sua principal subestação, Adrianópolis (Figura 4). Uma queda nas linhas de transmissão de energia provenientes da Usina Hidrelétrica de Itaipu pode deixar o Rio de Janeiro às escuras e paralisar suas atividades produtivas.



Figura 4 - Distância entre as usinas hidrelétricas e a subestação de Adrianópolis.
Fonte: Eletronuclear

As participações de Angra 1 e 2 na geração de energia no país, em 2003, foram de 1,2% e 3% respectivamente, enquanto as usinas termelétricas responderam por 7,2%, as hidrelétricas por 77,4% e a parte importada por 11,2% (Figura 5). Embora a participação da energia nuclear seja pequena em termos globais, deve ser considerado que ela provém de apenas duas usinas. Só Angra 2, que é a de maior capacidade instalada (1.350 MW_e), gerou 10.498,5 GWh em 2001 e, segundo a publicação Nucleonics Week (2002), foi a 16ª usina nuclear mais produtiva do mundo, tendo atingido mais de 32 milhões de MWh ao final de 2003.



Figura 5 - Participação de Angra 1 e 2 na geração de energia.
Fonte: Eletrobrás, BEN/MME, agosto de 2004.

Angra 3 será uma usina praticamente idêntica a Angra 2 e sua entrada em operação não só resultará em um aumento substancial na base térmica do sistema Sudeste, como contribuirá para aumentar a confiabilidade operacional do sistema elétrico nacional e reduzir a dependência do Estado do Rio de Janeiro de suprimento externo.

A Tabela 4 mostra a matriz energética do Estado do Rio de Janeiro. Em destaque a participação da geração termonuclear, 29,35% sobre os 6.257,7 GW produzidos no Estado, representada pelas duas usinas em operação da CNAAA: Angra 1 e Angra 2. Hoje, dos empreendimentos voltados para a geração de energia em construção no Estado (Tabela 5), 99,63% são termelétricos.

Tabela 4 - Matriz energética do Estado do Rio de Janeiro - empreendimentos em operação.

Fonte: BIG - Banco de Informações de Geração, Aneel, dezembro de 2004.
Legenda:      CGH - Central Geradora Hidrelétrica
                   PCH - Pequena Central Hidrelétrica
                   UHE - Usina Hidrelétrica
                   UTE - Usina Termelétrica
                   UTN - Usina Termonuclear

Tabela 5 - Empreendimentos em construção no Estado do Rio de Janeiro.

Fonte: BIG - Banco de Informações de Geração, Aneel, dezembro de 2004.
Legenda:      PCH - Pequena Central Hidrelétrica
                   UTE - Usina Termelétrica

Se observarmos a matriz energética do Estado do Rio de Janeiro em um cenário futuro (com a construção e operação de Angra 3), apresentada na Tabela 6 abaixo, pode-se verificar que a participação da energia termonuclear passaria a ser de 36,63% sobre o total gerado.

Tabela 6 - Empreendimentos em operação no Estado do Rio de Janeiro - cenário futuro (*).

Fonte: BIG - Banco de Informações de Geração, Aneel, novembro de 2004.

Legenda:     CGH - Central Geradora Hidrelétrica
                   PCH - Pequena Central Hidrelétrica
                   UHE - Usina Hidrelétrica
                   UTE - Usina Termelétrica
                   UTN - Usina Termonuclear
(*) o cenário futuro se refere às usinas já liberadas para construção pela Aneel em 2004.

A Tabela 7, elaborada com base em estimativas de demanda e oferta constantes do Plano Decenal de Expansão 2001-2010, mostra a participação da energia nuclear no atendimento à demanda de energia elétrica no Brasil e nas regiões Sudeste e Centro-Oeste em 2009, verificando-se que o conjunto das usinas da CNAAA será responsável por 4,7 % da oferta de energia elétrica no sistema interligado e por 8,3% nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. A participação de Angra 3 será de 1,9% no sistema interligado e de 3,3% nas regiões Sudeste e Centro-Oeste.

Tabela 7 - Participação da energia nuclear na oferta e na demanda de energia elétrica - 2009.

Fonte: Plano Decenal de Expansão 2001-2010, CCPE.

2.2 HISTÓRICO - topo

As atividades no setor de energia nuclear no Brasil tiveram início após a Segunda Guerra Mundial, com a realização de pesquisas básicas na área de enriquecimento de urânio. Após a criação, em 1951, do Conselho Nacional de Pesquisas (CNPq), começou a ser formulada a política nacional de energia nuclear.

Em 1956, a American and Foreign Power Co. (AMFORP), que até 1965 controlou diversas concessionárias de energia no Brasil, divulgou sua intenção, não concretizada, de instalar uma usina nuclear de pequeno porte (10 MW_e) perto da cidade de Cabo Frio, no Estado do Rio de Janeiro. Em outubro do mesmo ano, começou a ser divulgada a idéia de se implantar uma usina nuclear com potência de 150 a 200 MW_e, às margens do rio Mambucaba, no município de Parati, também no Estado do Rio de Janeiro. Em dezembro de 1959, foi criada a Superintendência do Projeto Mambucaba e um consórcio de empresas nacionais e estrangeiras foi encarregado de realizar estudos mais profundos; porém o projeto foi abandonado face a conjuntura econômica do país à época.

Em agosto de 1962, a Lei Federal Nº 4.118 delegou à CNEN a competência para projetar, construir e operar usinas nucleares no Brasil. Outros estudos foram realizados por organizações nacionais e de outros países até que, em 1967, o Governo Federal resolveu dinamizar o programa de energia nuclear por meio de um projeto integrado ao plano de expansão do parque gerador nacional. A CNEN foi transferida para a jurisdição do Ministério das Minas e Energia (MME), ao qual já era subordinada a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás) e, em junho de 1967 foi constituído um grupo de trabalho integrado por representantes dessas três instituições, bem como do Conselho de Segurança Nacional, para estudar o assunto.

Em abril de 1968, como resultado do trabalho do grupo, a CNEN e a Eletrobrás assinaram um convênio, no qual foram estabelecidos os fundamentos para a implantação de um programa de geração de energia nuclear no país, com finalidades comerciais e integrada ao sistema elétrico existente, bem como definidas a competência e as atribuições de cada uma, ficando a Eletrobrás encarregada de projetar, construir e operar usinas nucleares no Brasil, diretamente ou através de suas subsidiárias.

Com base no Relatório Canambra, resultante de um estudo que envolveu o levantamento dos recursos energéticos da região centro-sul por consultoras canadenses, americanas e brasileiras, o grupo de trabalho recomendou um aumento da ordem de 500 MW_e na energia térmica gerada na região, até meados da década de 70, utilizando energia nuclear, com duplo objetivo: complementar as necessidades regionais de energia elétrica e criar no país condições para o desenvolvimento de técnicas e a aquisição de experiência no campo da geração elétrica nuclear, para atender a futuras necessidades.

Entre abril e junho de 1968, a Agência Internacional de Energia Atômica (IAEA - International Atomic Energy Agency), atendendo à solicitação do Governo brasileiro, enviou ao Rio de Janeiro um grupo de especialistas norte-americanos, ingleses, canadenses e suecos que, em conjunto com engenheiros da CNEN e da Eletrobrás, elaborou o documento Energia nuclear para a região centro-sul do Brasil, conhecido como Relatório Lane (sobrenome do líder do grupo, James A. Lane). Esse documento forneceu as bases para a implantação da primeira usina nuclear no país e foi importante na definição dos passos seguintes do programa nuclear brasileiro.

Para implantar a usina, a Eletrobrás escolheu, em 1969, sua maior subsidiária, Furnas Centrais Elétricas S.A., responsável pela geração e transmissão de energia elétrica na região Sudeste e em parte da região Centro-Oeste. Nessa escolha, foram considerados o fato de o sistema elétrico de Furnas ter dimensões compatíveis com a potência instalada prevista para a usina - cerca de 600 MWe - e a bem sucedida experiência da empresa na construção e operação de usinas hidrelétricas e termelétricas convencionais, além de seu pioneirismo nos sistemas de transmissão elétrica em alta e extra-alta tensões. Foi considerado também o fato de Furnas operar na região Sudeste, onde se situava a área escolhida para a implantação da usina, Itaorna, no município de Angra dos Reis, no Estado do Rio de Janeiro.

A seleção dessa área contou com a assessoria técnica das firmas norte-americanas Nuclear Utility Services Corp. (NUS) e Weston Geophysical Research Inc. e do professor George Virsch, do Departamento de Geociências da Universidade Cornell dos EUA, e tomou como base o documento "Escolha de locais para instalação de reatores de potência" da CNEN (1969).

O reator selecionado foi do tipo a água pressurizada (PWR), da empresa norte-americana Westinghouse Electric Corp. ,após concorrência internacional da qual participaram outros detentores da tecnologia PWR (Combustion Engineering Co. e Kraftwerk Union A.G., KWU), bem como detentores das tecnologias BWR (boiling water reactor, das empresas Asea e KWU) e SGHWR (steam-generating heavy-water reactors, da empresa The Nuclear Power Group Ltd., TNPG). A Westinghouse foi a empresa que previu a maior participação da indústria nacional no fornecimento de componentes e a usina, denominada Angra 1, foi construída entre março de 1972 e setembro de 1981, tendo entrado em operação comercial em janeiro de 1985.

O modelo de desenvolvimento do setor nuclear adotado na década de 70 apoiava-se na expectativa de crescimento da economia e da demanda de energia elétrica e em estimativas atraentes do custo da geração nuclear. Na época, a demanda de energia na região Sudeste, até 1990, estava estimada em cerca de 10.000 MWe e não poderia ser atendida pelas fontes então disponíveis, uma vez que o potencial hidrelétrico identificado como economicamente aproveitável seria totalmente utilizado até 1985 e a crise do petróleo, iniciada no final de 1973, inviabilizava a instalação de grandes usinas termelétricas a óleo. Nestas condições, o "Plano de instalações necessárias ao atendimento das necessidades de energia elétrica das regiões Sudeste e Sul do Brasil", conhecido como Plano 90, da Eletrobrás, que contemplava o período 1970-1990, estabelecia para o período 1980-1990 um mercado de seis a oito usinas nucleares de 1.200 MWe, além de Angra 1.

A experiência de outros países na implantação de seus programas nucleares indicava claramente que era necessário estabelecer uma concepção global para a implantação da energia nuclear no Brasil sob a coordenação do Governo Federal. Por outro lado, havia - se concluído que a construção de usinas nucleares por intermédio de concorrências sucessivas, considerando em cada caso apenas o preço mais conveniente, a exemplo do ocorrido em Angra 1, levaria a uma multiplicidade de tipos de usina e tecnologia, que inviabilizaria o estabelecimento de uma infra-estrutura de engenharia e industrial que assimilasse todos eles.

Razões de ordem técnica, econômica e política indicavam a necessidade de se estabelecer um programa de implantação de usinas nucleares, numa dimensão e num ritmo que permitissem a transferência de tecnologia, a participação crescente da engenharia e da indústria nacional, e a implantação do ciclo do combustível nuclear. Os estudos realizados pela CNEN indicavam a importância de se fixar uma linha de reatores para o programa nuclear e enfatizavam as dificuldades e a inviabilidade técnico-econômica de se desenvolver, em tempo hábil, uma linha própria de reatores.

Assim, em junho de 1974, a Eletrobrás autorizou Furnas a construir uma segunda usina nuclear, Angra 2, ao lado de Angra 1, e, um ano depois, o Decreto Nº 75.870 autorizou a ampliação da CNAAA mediante a construção de uma terceira Unidade, Angra 3, tendo sido escolhido para as novas usinas o mesmo tipo de reator (PWR) selecionado para Angra 1. O complexo nuclear formado pelas três usinas recebeu, por intermédio de Lei Federal, o nome de Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto - CNAAA, em homenagem ao pioneiro da energia nuclear no Brasil.

O programa nuclear concebido deveria atender o mercado identificado para as usinas nucleares e possibilitar a plena capacitação do país para projetar, construir e operar todas as instalações que compõem o denominado ciclo do combustível nuclear. Para tanto, o Governo Federal buscou parceria com os EUA e a França - que estabeleceram barreiras ao acesso do Brasil à tecnologia de enriquecimento de urânio - e com a então República Federal da Alemanha, que ofereceu condições mais condizentes com as pretensões brasileiras.

Em 27 de junho de 1975, o Brasil e a Alemanha assinaram o Acordo de cooperação no campo dos usos pacíficos da energia nuclear, conhecido como Acordo Nuclear Brasil-Alemanha, e um protocolo de cooperação industrial, que estabelecia as medidas destinadas à sua implementação. O acordo previa a construção de oito usinas nucleares e a transferência de toda a tecnologia necessária ao desenvolvimento do setor, mediante o aumento progressivo da participação da engenharia e da indústria nacionais na construção e na operação das usinas.

Entre 1972 e 1974, as atividades industriais do setor nuclear foram desenvolvidas pela Companhia Brasileira de Tecnologia Nuclear (CBTN), empresa subsidiária da CNEN, criada em 1972 para equacionar a implantação da energia nuclear com uma base industrial nacional. Em dezembro de 1974, a Lei Federal Nº 6.189 transferiu a atividade para a Empresas Nucleares do Brasil S.A. (Nuclebrás), criada como holding de um grupo de empresas responsáveis pela implantação do programa nuclear e contando com o acordo Brasil-Alemanha para assegurar a transferência de tecnologia do ciclo do combustível nuclear, da construção e da operação de usinas.

Ao sistema Nuclebrás foi conferido praticamente o monopólio da pesquisa mineral, da mineração, do beneficiamento e da metalurgia do urânio, inclusive da etapa crítica do enriquecimento, ou seja, da implantação do ciclo completo do combustível nuclear, bem como do planejamento, do projeto e da fabricação de usinas nucleares, padronizadas com reatores do tipo PWR e com a utilização de urânio levemente enriquecido como combustível. As atividades relacionadas à indústria de equipamentos nucleares também foram atribuídas ao sistema Nuclebrás.

Em julho de 1976, no âmbito do Acordo Nuclear Brasil-Alemanha, Furnas comprou os componentes importados das usinas Angra 2 e 3 da empresa alemã Kraftwerk Union (KWU), subsidiária da Siemens A.G. A KWU ficou com a responsabilidade técnica global do empreendimento, incluindo o estabelecimento dos critérios de projeto, o desenvolvimento dos projetos básico e detalhado dos sistemas do ciclo primário, a revisão dos serviços de projeto, o fornecimento dos equipamentos importados, a supervisão da montagem, o comissionamento das usinas e a garantia de desempenho dos equipamentos e das usinas como um todo. Do lado nacional, coube a então Nuclebrás Engenharia S.A. - Nuclen, criada em dezembro de 1975 como parte do sistema Nuclebrás, o detalhamento do projeto básico sob a supervisão da KWU, a fiscalização da construção e da montagem das usinas, a responsabilidade pela assistência técnica à engenharia e à indústria brasileiras para a absorção de tecnologia e o gerenciamento da aquisição dos equipamentos nacionais. O cronograma original previa a entrada em operação comercial de Angra 2 em maio de 1983, e de Angra 3, em dezembro de 1984.

De 1974 a 1981, quando Furnas era responsável pelo gerenciamento do empreendimento e pela provisão de recursos em moeda nacional para a construção, o cronograma de Angra 2 sofreu um atraso significativo, devido a problemas surgidos durante a execução das fundações do prédio do reator, que exigiram o reforço do estaqueamento inicialmente projetado, após um longo período de estudos e discussões técnicas com a CNEN.

Em outubro de 1980, o Decreto-Lei Nº 1.810 e o Decreto Nº 85.290 atribuíram à Nuclebrás a responsabilidade pela construção e a montagem das usinas relacionadas ao acordo Brasil-Alemanha, sendo então criada a Nuclebrás Construtora de Centrais Nucleares S.A. - Nucon, que assumiu, em julho de 1981, a responsabilidade pela construção de Angra 2 e 3. Furnas receberia as usinas prontas para operar em contrato do tipo turn-key e a entrada em operação ocorreria em junho de 1987, no caso de Angra 2, e em dezembro de 1988, no de Angra 3.

A partir de 1983, as reduções nas dotações orçamentárias, a não concretização da demanda de energia elétrica na quantidade prevista, o aumento do potencial hidrelétrico conhecido, os problemas ocorridos no início da operação de Angra 1 e a reformulação dos programas de pesquisa e desenvolvimento, acarretaram a desaceleração progressiva do ritmo de implantação das usinas. De 1986 em diante, os recursos passaram a cobrir pouco mais do que os custos fixos de manutenção da infra-estrutura implantada e dos equipamentos adquiridos, impossibilitando qualquer avanço na construção.

Em outubro de 1988, por intermédio do Decreto-Lei Nº 2.464, ratificado em 1989 pela Lei Nº 7.862, o Governo Federal reformulou o setor nuclear com base nas recomendações de um grupo de trabalho interministerial, coordenado pela Secretaria Geral do Conselho de Segurança Nacional e integrado por representantes da Seplan e dos ministérios das Minas e Energia e da Fazenda, com o objetivo de estabelecer as condições necessárias à viabilização da conclusão de Angra 2 e 3. Assim, a Nuclebrás foi extinta, as atividades de elaboração de projeto e de construção de usinas nucleares, assim como o treinamento de operadores, foram transferidas para o setor elétrico; a Nuclen teve sua razão social alterada para Nuclen Engenharia e Serviços S.A. e o simulador para treinamento de operadores foi transferido para Furnas, que reassumiu a construção e a montagem de Angra 2 e 3.

Em dezembro de 1989, o Artigo 3º da Lei Federal nº 7.915 consignou dotação no orçamento geral da União para complementar os recursos necessários à conclusão das usinas, porém os recursos não foram liberados, razão pela qual as atividades de construção, custeadas exclusivamente com recursos de Furnas, foram reduzidas ao mínimo.

Em 1991, com a aprovação da exposição de motivos 189/91, do então Ministério da Infra-Estrutura, que dispunha sobre o estabelecimento de uma política nacional de energia, o Governo Federal decidiu concluir Angra 2 e interromper a construção de Angra 3. Durante a elaboração do projeto foram criadas várias comissões para analisar o andamento e rever a viabilidade do empreendimento, tendo todas recomendado o prosseguimento das obras.

Ao longo de 1992, seguindo a orientação do Governo Federal, Furnas se empenhou para levantar os recursos necessários à conclusão de Angra 2. Os resultados e as ações propostas para viabilizar a conclusão do empreendimento foram incluídos na exposição de motivos interministerial 071/92, aprovada pelo Governo em 1993.

Em maio de 1995, o Governo Federal, tendo decidido privatizar o setor elétrico, incluiu Furnas no Programa Nacional de Desestatização (PND), pelo Decreto Nº 1.503. Entretanto, o Artigo 3o do Decreto Nº 1.204, de julho de 1994, havia excluído do programa as empresas públicas e as sociedades de economia mista que exercessem atividade de competência exclusiva da União, e, de acordo com o Artigo 177 da Constituição Federal, o inciso V desse artigo considerava como monopólio da União "a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados".

Para que Furnas pudesse ser privatizada, a CNAAA, complexo formado pelas três usinas nucleares, teria de sair de seu controle, o que levou o Governo Federal a determinar, por intermédio da Eletrobrás, que fosse feita a cisão dos ativos e passivos de Furnas referentes à CNAAA e que os mesmos fossem incorporados à Nuclen, ao amparo do Artigo 26 da Lei Nº 9.074, de julho de 1995. O processo foi concluído em maio de 1997, com a realização de assembléias gerais extraordinárias por Furnas e Nuclen, para aprovação da cisão e da incorporação, e com a autorização da constituição da nova organização por decreto presidencial. Em dezembro de 1997, outro decreto presidencial aprovou as alterações no estatuto social da Nuclen e sua nova razão social, que passou a ser Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear.

Em princípios de 1997, a Eletronuclear (àquela época Nuclen) iniciou a elaboração de um Estudo de Reavaliação de Angra 3, que tinha por objetivo principal a verificação da possibilidade de redução do custo de geração da usina, através de racionalizações e/ou otimizações que poderiam ser introduzidas no projeto, nas especificações, nos métodos de trabalho e em outros procedimentos e documentos técnicos.

Em março de 1998, como resultado intermediário deste Estudo de Reavaliação, a Eletronuclear submeteu à Eletrobrás e às autoridades superiores um Estudo Preliminar de Viabilidade de Angra 3 que era fruto destas avaliações internas, visando prioritariamente, a redução de todos os custos envolvidos no empreendimento. Neste Estudo Preliminar também se comparou Angra 3 com seus possíveis competidores, levando-se em conta o contexto do mercado em que as novas usinas deveriam inserir-se.

Este documento demonstrou também que seria possível obter uma redução nos custos de geração até então divulgados, como conseqüência de racionalizações de projeto e de otimizações organizacionais passíveis de serem implementadas no projeto.

Em fins de 1998, a Eletrobrás contratou a empresa Iberdrola (geradora espanhola com ampla experiência na área nuclear) e a Electricité de France (EDF) para realizar avaliações independentes do Estudo de Viabilidade submetido pela Eletronuclear e para fornecer pareceres independentes sobre os diversos aspectos envolvidos em empreendimentos desta natureza. Os estudos de ambas consultoras sinalizaram no sentido de que Angra 3 é uma usina viável dentro das condições especificadas de rentabilidade.

No final de 1999, a Eletronuclear decidiu promover uma reavaliação do estudo de viabilidade de Angra 3 e das auditorias independentes realizadas pela Electricité de France (EDF) e a Iberdrola, contidas nos documentos Technical economic feasibility study for the completion of Angra 3 Nuclear Plant e Central Nuclear 3 - Estudio de Viabilidad, respectivamente. A reavaliação, envolvendo a participação de uma instituição internacional independente de reconhecida competência técnica, tinha como objetivos verificar a conveniência da retomada da implantação do empreendimento e dar transparência à sua competitividade frente a outras fontes de energia. O trabalho foi feito pelo Electric Power Research Institute (EPRI), em associação com o Oak Ridge National Laboratory (ORNL), e os resultados, constantes do relatório A brief review of prior assessments of the cost to complete Angra 3, emitido em junho de 2001, ratificaram as conclusões dos três documentos analisados.

Em junho de 2000, paralelamente à reavaliação, o Decreto Nº 3.520 estruturou o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que havia sido criado em agosto de 1997 pela Lei Nº 9.478, tendo como objetivos promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país e estabelecer as diretrizes para programas específicos, entre os quais os relacionados à energia nuclear.

Em sua segunda reunião ordinária, realizada em dezembro de 2000, o CNPE analisou aspectos estratégicos, tecnológicos, socioambientais, operacionais e de mercado relacionados a Angra 3, enfocando o empreendimento isoladamente e sua contribuição para a diversificação da matriz energética do país; seu impacto sobre o sistema de suprimento de energia elétrica ao Estado do Rio de Janeiro e seu efeito na estimulação do setor nuclear como um todo e na otimização dos custos da Eletronuclear, tendo decidido que seriam levantados os seguintes dados para orientar os conselheiros, quanto às recomendações acerca de Angra 3 a serem encaminhadas ao Presidente da República:

• histórico da introdução da energia nuclear no Brasil;

• legislação e obtenção de licenças no setor nuclear;

• situação da geração termonuclear, incluindo a produção de Angra 1 e os problemas ocorridos no início de sua operação, bem como a construção e a entrada em operação de Angra 2;

• aspectos elétricos e energéticos relativos ao suprimento dos Estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo;

• tecnologia dos reatores brasileiros, incluindo o ciclo do combustível nuclear;

• aspectos estratégicos do parque nuclear nacional;

• aspectos socioambientais da geração de energia nuclear, incluindo a conservação ambiental, a produção e o acondicionamento de rejeitos radioativos, a implantação do plano de emergência, a inserção regional dos empreendimentos, a geração de empregos e a aceitação pública;

• experiência internacional da indústria nuclear em termos de participação na produção de eletricidade, comparativamente com outras fontes e programas em desenvolvimento;

• tendências da energia nuclear no mundo e em regiões específicas;

• situação de Angra 3 em termos de evolução do projeto, progresso físico, necessidade de recursos para sua conclusão, custos de produção e condições de comercialização da energia produzida.

Em junho de 2001, após a análise desses dados, os membros do CNPE solicitaram, de comum acordo com a Secretaria Nacional de Energia (SNE), informações complementares sobre:

• A importância de Angra 3, em termos de acréscimo na produção de energia e na receita da Eletronuclear;

• A indústria do ciclo do combustível nuclear, considerando a racionalização no uso da capacidade instalada na Indústrias Nucleares do Brasil (INB) e a implantação em suas instalações da unidade de enriquecimento isotópico, com tecnologia desenvolvida pela Marinha do Brasil;

• A situação atual do projeto e os equipamentos já entregues, explicitando sua atualidade, a conservação e o uso da mesma tecnologia em outros países;

• A confiabilidade do cronograma quanto à sua viabilidade em comparação com empreendimentos similares implantados no exterior e com Angra 2;

• A confiabilidade do orçamento em comparação com o de Angra 2 e com a avaliação de entidades externas (Iberdrola, EDF, GEPEA-USP, EPRI/ORNL);

• A competitividade econômica com as opções disponíveis para o aumento da oferta de energia (usinas hidrelétricas licitadas em 2001 pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, e usinas termelétricas a gás natural em implantação no âmbito do Programa Prioritário de Termelétricas - PPT);

• Os recursos financeiros para a conclusão de Angra 3 segundo hipóteses de modelagem, contemplando supplier’s credit, recursos próprios e financiamentos ao proprietário;

• O passivo contratual existente, relacionando contratos assinados, suas características e renegociações necessárias;

• O armazenamento de rejeitos radioativos, legislação correlata e solução definitiva para a disposição dos rejeitos de médio e baixo níveis de atividade;

• As perspectivas da geração de energia nuclear no Brasil após a conclusão de Angra 3 e a responsabilidade do Ministério de Ciência e Tecnologia na definição da política nacional de energia nuclear.

Em agosto de 2001, na segunda reunião ordinária do CNPE, foram submetidas à aprovação três propostas para a retomada da construção de Angra 3. A primeira propunha o estabelecimento de uma moratória para novos investimentos em reatores nucleares, incluindo Angra 3, até que outro caminho fosse definido por uma política nacional de geração de energia elétrica de origem nuclear de longo prazo.

A segunda propunha autorizar a Eletronuclear a revisar o orçamento para a conclusão de Angra 3 com o acompanhamento de entidade independente; dar continuidade aos processos de licenciamento ambiental e nuclear; promover as negociações necessárias ao equacionamento econômico, financeiro e orçamentário, bem como do passivo contratual; e realizar os trabalhos preliminares necessários ao início das obras civis, como drenagem, limpeza do terreno e recomposição do canteiro de obras, subordinando a assinatura de quaisquer contratos à aprovação prévia dos ministérios da Fazenda, do Planejamento e das Minas e Energia, bem como à definição, pela CNEN, de solução para a disposição dos rejeitos radioativos até a entrada em operação comercial do empreendimento.

A terceira proposta era idêntica à anterior, porém propunha vincular a assinatura dos contratos a uma nova autorização do CNPE, cerca de um ano depois.

A escolha da proposta a ser adotada foi adiada por solicitação do Ministério do Meio Ambiente, que pediu tempo para a análise do material e promoveu apresentações e debates sobre o empreendimento com a comunidade acadêmica, organizações não governamentais e Federação das Indústrias de São Paulo (Fiesp) e do Rio de Janeiro (Firjan). Em seguida, convocou uma reunião do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), realizada em 14 de novembro de 2001, para consolidar seu posicionamento ante o CNPE.

Em dezembro de 2001, na quarta reunião ordinária do CNPE, a retomada da implantação de Angra 3 foi aprovada pela Resolução Nº 5, desde que tivessem ocorrido previamente os seguintes eventos: aprovação, pelos ministérios da Fazenda, do Planejamento, Orçamento e Gestão e das Minas e Energia, de proposta da Eletronuclear para o equacionamento econômico, financeiro e orçamentário para a conclusão de Angra 3; aprovação, pelo Ministério do Meio Ambiente, de proposta da Eletronuclear para o equacionamento ambiental de Angra 3, levando em conta a Moção 031 aprovada na 32ª Reunião Extraordinária do Conama; e definição pela CNEN de solução para o armazenamento dos rejeitos de baixo e médio níveis de radioatividade, a ser implementada até a entrada da usina em operação comercial.

Na mesma Resolução, foi concedida autorização à Eletronuclear para revisar o orçamento para a conclusão de Angra 3, com o acompanhamento de entidade independente; para retomar os processos de licenciamento nuclear e ambiental; para negociar o equacionamento do passivo contratual; para negociar o equacionamento econômico, financeiro, orçamentário e ambiental do empreendimento, incluindo os financiamentos necessários e um tratamento específico para o fundo de descomissionamento; para executar a drenagem, a limpeza da área e a recomposição do canteiro de obras; e para realizar estudos comparativos de custos de geração por Angra 3 e outras fontes de energia.

Ficou decidido ainda que, após a conclusão de Angra 3, a implantação de novas usinas nucleares ficaria condicionada à avaliação do uso de tecnologia nuclear para a geração de energia, a ser feita por um grupo de estudos formado e integrado por representantes de universidades, instituições de pesquisa, entidades empresariais e representantes dos ministérios das Minas e Energia, do Meio Ambiente e do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, sob a coordenação do Ministério de Ciência e Tecnologia e custeada pela Eletronuclear. A empresa deveria se estruturar como uma prestadora de serviços na área nuclear, preservando o conhecimento existente por meio de um programa específico, e o Ministério de Minas e Energia criaria um grupo de acompanhamento das ações da Eletronuclear, relacionadas às questões abordadas na Resolução, formado por um representante de cada ministério componente do CNPE, pelo presidente da Eletronuclear e por um membro da sociedade civil indicado pelo Ministério das Minas e Energia.

Ao longo de 2001, as atividades de engenharia relacionadas à implantação de Angra 3 concentraram-se no desenvolvimento de estudos técnicos, na revisão de documentos do projeto básico e na elaboração do projeto executivo.

Em 2002, foram desenvolvidas as seguintes atividades:

• estabelecimento e implementação das ações para os equacionamentos econômico-financeiro, ambiental e da disposição de rejeitos do empreendimento, consubstanciadas no documento "Angra 3 - Plano de atendimento às exigências e expectativas do CNPE e Conama para a retomada do empreendimento";

• contratação da Fundação Getúlio Vargas (FGV) e da Belgatom para a avaliação comercial dos contratos de fornecimento nacionais firmados, visando sua renegociação, e para a definição da forma e das condições de aquisição dos demais suprimentos;

• contratação da Fundação de Apoio à Universidade de São Paulo (Fusp) para a elaboração de estudo dos impactos da entrada em operação de Angra 3 quanto aos aspectos relacionados à inserção elétrica e energética;

• contratação da Fundação Coppetec, da UFRJ, para a elaboração de estudo comparativo de custos de geração nuclear e de outras fontes de energia elétrica;

• conclusão do estudo de orçamento e das condições gerais do projeto, elaborado pela Fusp;

• contratação de instituições científicas e universitárias para a elaboração da caracterização e do diagnóstico dos meios físico, biótico e socioeconômico das áreas de influência direta e indireta do empreendimento, bem como de empresa para integrar esses estudos de forma a compor o EIA e o Rima de Angra 3;

• renegociação do contrato com a Andrade Gutierrez para a execução das obras civis;

• assinatura de termo de cooperação entre a Eletronuclear e a CNEN para o equacionamento da disposição definitiva dos rejeitos radioativos.

• contratação da Fundação de Apoio a Universidade de São Paulo - Fusp, para elaboração de um relatório com a análise independente dos investimentos necessários e do cronograma para implantação da usina termonuclear Angra 3, com vistas a subsidiar a tomada de decisão pelo CNPE, em cumprimento a decisão constante da Resolução Nº 5, da reunião de 05 de dezembro de 2001, sobre a construção dessa usina, no sentido de "revisar o orçamento para concluir Angra 3 com a realização de um acompanhamento independente", englobando: a) avaliação do planejamento físico e orçamentário da construção de Angra 3 em termos de prazos e custos, com ênfase na transparência da estimativa dos custos remanescentes para completar o empreendimento; b) análise das modificações cogitadas pela Eletronuclear para Angra 3 em relação a Angra 2; c) análise dos custos das obrigações e compromissos ao manter paralisada a construção de Angra 3 e d) análise dos custos decorrentes, caso a decisão venha a ser a de não construir a usina.

Em julho de 2002, a Portaria do MME - Ministério de Minas e Energia Nº 131 cria o Grupo de Trabalho com o objetivo de acompanhar as ações da Eletronuclear, relativas à retomada de Angra 3, conforme disposto no art. 5º da Resolução CNPE Nº 5. Em setembro do mesmo ano, pela Resolução CNPE Nº 8, considerando as conclusões do relatório apresentado pelo CNPE através do Grupo de Acompanhamento das ações da Eletronuclear, considerando a disposição da Eletrobrás de garantir o financiamento do empreendimento, considerando a Moção do Conama Nº 031 de novembro de 2001, considerando os trabalhos relacionados ao empreendimento Angra 3 e considerando o Plano Decenal de expansão do Sistema Elétrico 2002 - 2011 delibera que a Eletronuclear deva adotar medidas para a retomada de Angra 3, tais como: (art. 4º) proposta de financiamento para a construção de Angra 3, bem como para a amortização da dívida nos primeiros anos de operação.

Em julho de 2003, pela Resolução Nº 7, o CNPE resolve constituir um Grupo de Trabalho para analisar o contexto e as implicações técnicas, ambientais, sociais e econômicas relativas ao empreendimento Angra 3 e extingüe o Grupo de Acompanhamento das ações da Eletronuclear que havia sido criado pelo art. 5º da Resolução Nº 5.

Pela Portaria de 18 de maio de 2004, a Ministra de Estado de Minas e Energia designa, nos termos do art. 2º da Resolução Nº 7, um Grupo de Trabalho composto pelos representantes dos Ministérios: de Minas e Energia, do Planejamento, Orçamento e Gestão, da Ciência e da Tecnologia e do Meio Ambiente, para analisar o empreendimento Angra 3, no prazo de 180 dias, a contar da data de publicação da Portaria.

2.3 JUSTIFICATIVAS - topo

A energia elétrica pode ser gerada a partir de fontes renováveis e não renováveis. As fontes renováveis são a água, o sol, o vento, o mar e a madeira, utilizados para a geração de energia hidrelétrica, eólica, das marés e geotérmica. As não renováveis são o carvão mineral, o gás natural, os derivados de petróleo e o urânio, empregados na geração térmica de energia elétrica.

2.3.1 Justificativas Técnicas - topo

Das usinas que utilizam fontes renováveis, as hidrelétricas são a única opção viável técnica e economicamente para a geração de grandes blocos de energia elétrica firme. As demais, em que pese a possibilidade de seu emprego para o atendimento a pequenas demandas em regiões que possuam condições naturais adequadas, não são uma opção garantida de produção contínua de energia elétrica. A luz solar e os ventos são intermitentes, exigindo nas usinas uma capacidade extra de acumulação de energia, para que o fornecimento seja confiável. Por sua vez a biomassa requer uma área de extensão considerável (400.000 ha para cada 1.000 MWe gerados) para o plantio de árvores. A geração de energia a partir das marés ainda não dispõe de tecnologia suficientemente desenvolvida.

Das usinas que utilizam fontes não renováveis, as opções óbvias no caso do Brasil são as usinas nucleares e a gás natural, tendo em vista as limitações das reservas nacionais dos outros combustíveis fósseis e a existência de reservas significativas, além de comprovadas, de gás natural e de urânio.

A fonte térmica para a geração de energia elétrica nas usinas nucleares é o urânio, sendo que os reatores tanto podem utilizar nêutrons térmicos, de baixa energia cinética, quanto nêutrons rápidos, de alta energia.

Os reatores nucleares térmicos (que funcionam com os nêutrons térmicos) são os mais comuns, e são classificados segundo os materiais utilizados como combustível, para a sua refrigeração e como moderador de nêutrons. Podem ser divididos em três grandes linhas conceituais:

• reatores a água leve (Light-Water Reactors - LWR);

• reatores a água pesada pressurizada (Pressurized Heavy-Water Reactors - PHWR); e

• reatores a gás (Gas-Reactors - GR).

Os reatores nucleares térmicos subdividem-se conforme a Tabela 8 a seguir.

Tabela 8 - Tipos de reatores nucleares térmicos e suas subdivisões.

Fonte: Eletronuclear.

Os reatores nucleares rápidos (que funcionam com nêutrons rápidos) atualmente em uso são conhecidos como reatores rápidos regeneradores (Fast-Breeder Reactors - FBR).

Para as usinas integrantes da CNAAA, foram escolhidos reatores do tipo PWR, que utilizam urânio enriquecido e água leve como refrigerante / moderador. Esses reatores foram desenvolvidos nos Estados Unidos e o primeiro exemplar fabricado foi instalado no submarino nuclear Nautilus, da Marinha americana, lançado ao mar em 1955. Destinado à propulsão da embarcação, esse primeiro reator, projetado e construído pela Westinghouse, foi adaptado pela empresa para a geração de energia elétrica e instalado na usina de Shippingport (60 MWe de potência instalada), que entrou em operação em 1957.

A tecnologia dos reatores tipo BWR foi desenvolvida, também nos Estados Unidos, pela General Electric Co. (GE), e a primeira usina nuclear a utilizá-los foi Dresden 1 (220 MWe de potência instalada), que entrou em operação em 1960.

Nas décadas de 60 e 70, vários reatores dos tipos PWR e BWR foram instalados em usinas americanas e exportados para outros países. Além da Westinghouse, dois outros fabricantes americanos entraram no mercado de reatores PWR, a Babcock & Wilcox Co. e a Combustion Engineering Co. Neste período, a Westinghouse transferiu a tecnologia de construção dos reatores PWR para a empresa alemã Siemens, que introduziu melhorias, sobretudo na parte de instrumentação e controle, por intermédio da Siemens Kraftwerk Union AG (KWU), bem como para a francesa Framatome e a japonesa Mitsubishi Heavy Industry Ltd. (MHI). A GE associou-se à empresa alemã AEG, à sueca Asea-Atom e às japonesas Toshiba Corp. e Hitashi Ltd. para a construção de usinas BWR.

Na década de 50, a então União Soviética iniciou estudos visando a fabricação de reatores nucleares, e desenvolveu simultaneamente duas tecnologias, a dos reatores do tipo VVER, equivalentes aos reatores americanos PWR, e a dos reatores a urânio enriquecido resfriados a água leve e moderados a grafite, do tipo LWGR ou RBMK.

Segundo dados da International Atomic Energy Agency (IAEA), das 439 usinas nucleares em operação no mundo em 2003, totalizando uma capacidade instalada líquida de 364,61 GWe (bruta de 387 GWe), 80,87% utilizavam reatores resfriados e moderados a água leve comum dos tipos PWR, BWR ou VVER (versão soviética para o PWR). Os reatores PWR são utilizados em 27 países e compreendem 60,59% dos reatores instalados no mundo (Figura 6), considerando-se os VVER.



Figura 6 - Usinas nucleares em operação (de um total de 439) em 2003.
Fonte: IAEA, agosto de 2004.
Nota: VVER é a versão soviética do PWR.

Em termos de capacidade instalada líquida, do total de 364,61 GWe em operação em 2003, os reatores resfriados e moderados a água leve representam 86,77% do total em operação, sendo 65,37% do tipo PWR (Figura 7), considerando-se os VVER. Das 59 usinas nucleares em operação na França, 58 dispõem de reator do tipo PWR, sendo que nesse país a energia nuclear responde por aproximadamente 76% da energia produzida.



Figura 7 - Capacidade instalada líquida (em MWe) por tipo de usina em operação em 2003.
Fonte: IAEA, agosto de 2004.

Das 25 usinas nucleares em construção em agosto de 2004, 56% serão equipadas com reatores PWR e 28%, com reatores VVER (Tabela 9).

Tabela 9 - Usinas nucleares em construção - 2004.

(*)              ABWR: reator avançado a água fervente refrigerado e moderado a água leve
                   PHWR: reator pressurizado moderado e refrigerado a água pesada
                   PWR: reator pressurizado moderado e refrigerado a água leve
                   BWR: reator a água fervente refrigerado e moderado a água leve
                  VVER: reator pressurizado refrigerado e moderado a água leve (versão soviética do PWR)
                   LWGR: reator resfriado a água leve e moderado a grafite
Fonte: AIEA, agosto de 2004.

Nos Estados Unidos, país detentor do maior parque gerador de energia nuclear do mundo, atualmente com 104 usinas em operação e 98.298 MWe de potência instalada em 2003, foi estabelecido um conjunto de ações destinadas a fortalecer a geração de energia nuclear, que inclui a ampliação em cerca de 20 anos da vida útil das unidades em operação, o desenvolvimento de reatores mais econômicos, seguros e não poluidores e o estabelecimento de Yuka Mountain como local de disposição definitiva dos rejeitos radioativos de alta atividade, provenientes de todas as atividades nucleares do país (militares, energéticas, industriais e de saúde). Até setembro de 2004, 26 usinas já haviam tido aprovação para ampliação de suas vidas úteis, somando-se assim 22.795 MW de potência, e outras 19 usinas aguardavam a liberação pelo órgão regulador americano Nuclear Regulatory Commission - NRC (ver Tabela 10).

Tabela 10 - Usinas nucleares dos EUA - ampliação da vida útil em 20 anos.

Fonte: NEI (Nuclear Agency Institute), setembro de 2004.

As usinas PWR, especialmente as projetadas e construídas pela Siemens/KWU, têm apresentado um ótimo desempenho operacional, tanto no que diz respeito à quantidade de energia elétrica gerada, quanto em relação ao fator de disponibilidade acumulado. As dez maiores usinas geradoras de energia elétrica nuclear do mundo são do tipo PWR, sendo que as três primeiras delas e outras cinco são usinas alemãs da Siemens/KWU.

A maior aceitação dos reatores do tipo PWR é atribuída à sua confiabilidade, proporcionada pelo rigor dos princípios de segurança que são aplicados ao projeto, à operação e à manutenção das usinas, e a economicidade, proporcionada pela economia de escala decorrente da construção de reatores de grande porte, pela padronização e a conseqüente redução do tempo de construção, licenciamento e por sua estrutura relativamente simples e compacta, graças à utilização de urânio enriquecido como combustível e às propriedades térmicas e neutrônicas favoráveis da água leve, usada simultaneamente como refrigerante e moderador.

Quanto à segurança na geração nuclear, cabe salientar que por todo o exposto acima e tendo em vista a experiência de países tecnologicamente mais adiantados, como Estados Unidos, França, Japão e Alemanha, a adoção pelo Brasil de usinas dotadas de reatores do tipo PWR é a mais correta.

2.3.2 Justificativas Econômicas - topo

A característica fundamental do Sistema Elétrico Brasileiro, que o particulariza e o diferencia de outros países, é que quase 90% da capacidade de geração instalada é de origem hidráulica, chegando a cerca de 95%, se for considerada a produção efetiva média de energia elétrica no País. Essas proporções devem permanecer em patamares elevados, nos horizontes de curto e médio prazos, em razão da melhor competitividade econômica da geração por hidroeletricidade frente a outros insumos energéticos.

Ademais, a existência no Brasil de grandes reservatórios hídricos com capacidade de regularização plurianual, condição desfrutada por pouquíssimos países, esse fato sugere que quaisquer que sejam os arranjos institucionais que possam vir a ser pretendidos na matriz elétrica brasileira, a hidroeletricidade continuará a desempenhar o principal papel nesse contexto.

Entretanto, as lições aprendidas a partir do racionamento de energia elétrica imposto à população brasileira no período entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, mesmo que este forte contingenciamento do consumo de energia elétrica não possa ser atribuído unicamente ao baixo volume de chuvas no verão de 2001, que antecedeu à crise e que se mostrou muito inferior à média de longo termo, recomendam uma maior diversificação de matriz elétrica, visando diminuir a grande dependência de fatores sazonais a que a hidroeletricidade está submetida.

Alie-se a essa questão, o fato de que as fontes hídricas mais econômicas e mais próximas às regiões de maior consumo - Sudeste e Sul - já vêm sendo utilizadas em sua maior parte e tendem a se esgotar no médio prazo. As grandes reservas disponíveis encontram-se localizadas na Região Amazônica, cujo aproveitamento exigirá gastos consideráveis na implantação, e na construção de linhas de transmissão, que, devido à distância aos grandes centros consumidores, acarretarão significativas perdas de energia, contribuindo para aumentos de custos.

No tocante à evolução do consumo brasileiro de eletricidade, pode-se inferir que a taxa de crescimento do consumo de energia elétrica será superior àquela que representa o crescimento econômico. Tal assertiva pode ser verificada pelo fator de elasticidade, comparando-se a taxa média de consumo anual de eletricidade e a do crescimento econômico, apresentada na Tabela 11, para as décadas de 70, 80 e 90.

Tabela 11 - Comparação entre os crescimentos médios do consumo de energia elétrica e do PIB.

Fonte: Eletronuclear

Descartando-se a década de 80, que apresentou um fator de elasticidade fora do padrão, pode-se considerar que a tendência do crescimento do consumo de eletricidade se manterá cerca de 40% superior ao crescimento do PIB. Assumindo-se que o crescimento econômico médio do país nesta década situe-se em 4,5% ao ano, o crescimento do consumo elétrico deverá situar-se em torno de 6% ao ano.

Visando garantir suprimentos que correspondam a esse crescimento de consumo projetado, o Governo busca formas de diversificar a matriz elétrica nacional, cujo maior exemplo é o Programa Proinfa, no qual está prevista a utilização de diversas fontes energéticas, como por exemplo a energia eólica e a biomassa, bem como o aproveitamento de pequenos recursos hídricos, por meio das PCHs - Pequenas Centrais Hidrelétricas.

Outra opção para a diversificação da matriz é a utilização de fontes térmicas convencionais, representadas principalmente pelo carvão mineral, pelos derivados do petróleo, pelo gás natural e pelo urânio.

As fontes térmicas comerciais disponíveis para geração de energia elétrica em grandes blocos são o carvão mineral, os derivados de petróleo, o gás natural e o urânio, cujos conteúdos energéticos são apresentados na Tabela 12. O carvão só é econômico quando aproveitado nas proximidades de suas jazidas, sendo que o carvão extraído no sul do país, apesar de seu baixo poder calórico e alto teor de cinzas e enxofre, tem sido aproveitado por usinas situadas na região, como a de Candiota, localizada no Rio Grande do Sul.

Tabela 12 - Conteúdo energético dos principais combustíveis.

(*) FBR - Fast Breeder Reactor
Fonte: International Nuclear Societies Council, Report on nuclear power.

Quanto aos derivados de petróleo, a produção brasileira não é suficiente para atender à demanda atual e sua utilização para a geração de energia em larga escala acarretaria um aumento significativo nas importações, deixando o parque gerador dependente do fornecimento externo e, portanto, vulnerável às oscilações de preço e às crises freqüentes sofridas pelo setor no mercado mundial.

Em relação ao gás natural, até recentemente, as restrições à utilização desta fonte eram semelhantes às atribuídas aos derivados de petróleo. Em 2001, a geração nacional do produto, considerando seus diferentes usos (industrial, comercial e residencial), foi de 14 bilhões de metros cúbicos, dos quais mais de 45% oriundos do Estado do Rio de Janeiro e cerca de 4,6 bilhões de metros cúbicos importados, sobretudo da Bolívia (83,7% das importações). A reavaliação recente, pela Petrobras, do volume contido no Campo BS-400 (mais de 400 bilhões de metros cúbicos), situado na Bacia de Campos, no litoral de São Paulo e junto à região Sudeste, o maior mercado consumidor do país, mais do que dobrou as reservas brasileiras até então avaliadas em 230 bilhões de m³ e colocou o país no caminho da auto-suficiência. Entretanto, as usinas termelétricas a gás provocam impactos consideráveis no meio ambiente, com a emissão de dióxido de carbono, um dos responsáveis pelo efeito estufa, e dióxido de enxofre, um dos indutores da chuva ácida.

Quanto ao urânio, utilizado nas usinas nucleares, o Brasil tem uma das maiores reservas do mundo ocidental: 309 mil toneladas identificadas em apenas um quarto do território brasileiro (Indústrias Nucleares do Brasil - INB, 2001), quantidade suficiente para alimentar 32 usinas nucleares equivalentes a Angra 3 por toda sua vida útil.

Ainda no contexto da utilização do urânio, a construção de Angra 3 permitirá a recuperação econômica do montante de cerca de US$ 750 milhões já investidos na aquisição dos principais componentes importados da chamada "Ilha Nuclear", bem como interromperá o processo de gastos anuais sem retorno, oriundos da estocagem, preservação e seguros dos equipamentos já adquiridos.

O orçamento de referência para a conclusão da implantação do empreendimento equivale a US$ 1.835 milhões (base dezembro de 2001), valor este proveniente das conclusões de estudo independente realizado pela Universidade de São Paulo através de sua Fundação de Apoio Técnico, em atendimento a requisitos estabelecidos por Resolução do CNPE - Conselho Nacional de Política Energética.

Observe-se que o valor orçado para a retomada e conclusão do empreendimento, que engloba todas as fases de implantação: licenciamento, atividades preparatórias, conclusão do projeto de engenharia, construção civil, montagem eletromecânica, comissionamento e todos os testes de potência, é corroborado, com pequenas variações a depender do modelo de implantação idealizado, por outras avaliações independentes, que precederam à análise da Universidade de São Paulo, realizadas por consultorias independentes contratadas para auditar números apresentados em Estudo de Viabilidade pela própria Eletronuclear.

Esses consultores, a geradora espanhola Iberdrola, a companhia francesa EDF - Electricité de France e o instituto de pesquisa norte-americano EPRI - Electric Power Research Institute, além de concluírem por estimativas orçamentárias muito próximas do valor apresentado pela Eletronuclear, posteriormente ratificado pela Universidade de São Paulo (compatíveis com o investimento em centrais nucleares no exterior), ressaltam que o custo de produção de Angra 3 situa-se no patamar de competitividade quando comparada ao custo de geração de usinas térmicas a gás natural em ciclo aberto ou combinado. Note-se que os custos de geração aqui referenciados englobam o investimento necessário para a implantação do empreendimento (US$ 1.835 milhões), os custos de Operação e Manutenção, bem como os custos do combustível nuclear.

A justificativa econômica para a construção de Angra 3 pode ser sumarizada nos seguintes aspectos:

• Orçamento para conclusão compatível e comparável àqueles oriundos da implantação de usinas nucleares de mesmo porte no exterior.

• Recuperação econômica dos investimentos já realizados em Angra 3 (cerca de US$ 750 milhões).

• Interrupção do processo de gastos anuais sem retorno, da ordem de US$ 20 milhões, para a estocagem e conservação de equipamentos e outras despesas (seguros, estruturas, etc.).

• Custo de geração, de acordo com estudos realizados por consultores externos (Fusp, Coppetec e Mercados de Energia) compatível com os de usinas térmicas a gás natural e inferior aos de outras energias alternativas (carvão, biomassa e eólica).

• Minimização, comparativamente à geração térmica a gás natural, do risco cambial e do impacto na balança de pagamento, devido a:

° Uso de combustível de baixo custo e que apresenta somente uma pequena parcela da sua composição em moeda estrangeira.

° Maior parcela do investimento ainda a ser realizada em moeda nacional.

° Aumento da demanda na NUCLEP (fábrica de equipamentos pesados, criada no âmbito do Acordo Nuclear Brasil-Alemanha, localizada em Itaguaí, RJ), impulsionando sua viabilidade econômica e reduzindo os gastos com recursos orçamentários do Tesouro Nacional.

° Aumento de encomendas em fabricantes e construtores nacionais, com a conseqüente criação de empregos.

• Aumento da receita e garantia de escala econômica a Indústrias Nucleares do Brasil S.A - INB, fabricante do combustível nuclear.

• Desoneração do Tesouro Nacional do custeio às atividades operacionais da INB.

• Utilização do urânio, matéria prima estratégica nacional, beneficiada no país, cujas reservas são a sexta maior em nível mundial.

2.3.3 Justificativas Socioambientais - topo

As fontes com maior potencial de geração hídrica encontram-se na Amazônia, que reúne cerca de 43% do potencial hidrelétrico nacional. Nessa região, que abrange as regiões Norte e Centro-Oeste do país, os rios são caudalosos e a superfície é bastante plana. Qualquer barragem inundaria grandes áreas, exigiria a desapropriação de grandes extensões de terras e o deslocamento das populações nelas instaladas. Além disso, a Amazônia concentra uma enorme riqueza biológica e uma grande área de terras indígenas. Assim, a formação de grandes reservatórios certamente traria conseqüências negativas para o meio ambiente.

As dificuldades para a implantação de usinas hidrelétricas na Amazônia são de ordens técnica, econômica e ambiental, aí incluindo-se dificuldades de licenciamento, morosidade na obtenção da emissão de posse das propriedades a serem inundadas e impossibilidade de inundar terras indígenas sem a aprovação do Congresso, o que desestimula a participação do setor privado nesses empreendimentos. Assim, as fontes térmicas convencionais e nucleares de energia constituem opções viáveis para complementar a demanda, em especial nos períodos hidrologicamente desfavoráveis, ou para o atendimento localizado em períodos de restrições à transmissão de energia elétrica.

A utilização de combustíveis fósseis no mundo tem provocado impactos ambientais negativos, entre os quais o efeito estufa - provocado pela emissão de dióxido de carbono ou gás carbônico, metano e óxido nitroso - e a chuva ácida, provocada pelas emissões de dióxido e trióxido de enxofre e de óxidos de nitrogênio. O fato de as usinas nucleares não emitirem qualquer desses gases é importante na comparação com outras fontes térmicas de energia.

Em relação às usinas termelétricas a carvão, a fonte de geração de energia elétrica mais utilizada no mundo e responsável por cerca de 40% de toda a energia elétrica gerada no planeta, as vantagens das usinas nucleares em termos ambientais são significativas. Em comparação com uma usina termelétrica moderna, que utiliza carvão pulverizado e técnicas avançadas de redução de emissão de poluentes, uma usina nuclear do porte de Angra 3 evitaria a emissão anual para a atmosfera de cerca de 2,3 mil toneladas de material particulado, 14 mil toneladas de dióxido de enxofre, 7 mil toneladas de óxidos de nitrogênio e 10 milhões de toneladas de dióxido de carbono (Figura 8). Em comparação com uma usina termelétrica a gás, as emissões anuais evitadas por uma usina nuclear do porte de Angra 3 seriam de cerca de 30 toneladas de dióxido de enxofre, 12,7 mil toneladas de óxidos de nitrogênio e 5 milhões de toneladas de dióxido de carbono (Figura 9)

Figura 8 - Comparação de usina nuclear com usina a carvão.
Fonte: SIEMENS

(*) MP = material particulado



Figura 9 - Comparação de usina nuclear com usina a gás.
Fonte: International Nuclear Societies Council

Outro aspecto a ser considerado é a área necessária para a implantação de cada tipo de usina. Para efeito de comparação, a Tabela 13 apresenta as áreas requeridas para a implantação de usinas que utilizam fontes de geração renováveis e não renováveis, com 1.000 MW_e de capacidade, verificando-se que as primeiras exigem áreas muito maiores que as segundas, acarretando, conforme o caso, gastos com desapropriações e com indenização de benfeitorias, deslocamento de população, alagamento de áreas naturais ou produtivas e descaracterização da flora e da fauna, com impactos sociais e biológicos significativos.

Quanto a esses aspectos, as usinas que utilizam fontes não renováveis são mais favoráveis, pois ocupam áreas muito menores, que podem ser implantadas em locais onde esses impactos sejam menores ou não ocorram, além da proximidade aos centros de consumo, com economia em termos de linhas de transmissão.

Tabela 13 - Áreas necessárias para a implantação de usinas com 1.000 MWe de capacidade.

Fonte de energia Tipo de usina Área necessária (ha) Nuclear e gás natural. 50
(*) Valores indicativos, visto que a área depende da topografia do local de implantação.
Fonte: International Nuclear Societies Council

Além disso, os recursos hídricos das regiões Sul e Sudeste estão quase esgotados no que diz respeito ao seu aproveitamento para a geração de energia elétrica. Os recursos hídricos mais abundantes estão na Amazônia e seu aproveitamento é praticamente inviável, principalmente por questões ambientais: a região é muito plana, exigindo o alagamento de áreas extensas para a formação de reservatórios; há muita terra indígena, cuja inundação necessita da aprovação do Congresso, que demanda um processo moroso e de resultados imprevisíveis; e a alteração do ecossistema pode ter conseqüências realmente danosas, sem falar na reação negativa da sociedade civil organizada.

As demais fontes renováveis de energia são inviáveis para a geração de grandes quantidades de energia, além de dependerem de fenômenos naturais não controláveis, (como é o caso da energia solar e da energia eólica) e de áreas excessivamente grandes, dentre as quais, a energia geotérmica é o exemplo extremo. As fontes térmicas constituem opções viáveis para complementar a demanda de energia, em especial nos períodos hidrologicamente desfavoráveis. Entretanto, à exceção das usinas nucleares, acarretam danos ambientais consideráveis ou dispêndios, também consideráveis, para o controle das emissões de poluentes.

Adicionalmente, as usinas nucleares podem ser instaladas nas proximidades dos centros de consumo, dispensando extensas linhas de transmissão e evitando o transporte de grandes fluxos de energia entre regiões; não dependem de fenômenos naturais, como o regime hídrico, o que facilita as compensações de potência reativa, ou seja, as regulações de tensão elétrica; e necessitam de áreas pequenas para sua implantação, o que reduz sobremaneira ou até elimina os impactos sociais relacionados ao deslocamento de população.

No caso de Angra 3 em particular, há uma vantagem adicional, que é o fato de a usina estar projetada para ser implantada em local onde já se encontram em operação duas outras usinas nucleares, que dispõem de pessoal com cultura consolidada em termos de proteção e segurança, e com cerca de 30 anos de experiência técnica na área.

Especificamente na área social, a implantação de Angra 3 resultará na criação de maiores oportunidades de trabalho em âmbito regional: terá uma média de 3.613 empregos anuais, atingindo-se um total máximo de 9.100 empregos na fase de pico da construção da usina, dos quais 5.700 associados à montagem eletromecânica. Para a fase de operação, a usina deverá proporcionar aproximadamente 770 empregos por toda a vida útil, sem contar o âmbito nacional, com a crescente participação da mão-de-obra e tecnologia próprias, em virtude da criação de programas de nacionalização e qualificação de peças e componentes em processo de contínuo desenvolvimento.

2.3.4 Justificativas Locacionais - topo

Desde o início da implantação de usinas nucleares no Brasil, a área ocupada pela CNAAA foi dimensionada para comportar três unidades, duas das quais - Angra 1 e Angra 2 - já se encontram em operação. A terceira será Angra 3.

A escolha final do sítio de Angra 1, precedida de estudo de alternativas ao longo do litoral, de dezoito meses de duração, obedeceu à "Norma para Escolha de Locais para Instalação de Reatores de Potência", objeto da Resolução CNEN - 09/69, de 25 de junho de 1969.

De acordo com a referida Norma, a seleção do local envolveu, entre outros, estudos relacionados à topografia, uso da terra e da água, hidrografia, oceanografia, meteorologia, geologia e sismologia, e contou com a assessoria técnica das firmas norte-americanas Nuclear Utility Services Corp. (NUS) e Weston Geophysical Research Inc. e do professor George Virsch, do Departamento de Geociências da Universidade Cornell, dos Estados Unidos.

Itaorna, localizada no município de Angra dos Reis, Estado do Rio de Janeiro, foi escolhida por estar situada em uma baía protegida, em área de baixa densidade populacional, de condições geológicas favoráveis e próxima dos centros de abastecimento e consumo.

A implantação das três unidades no mesmo local objetivou maximizar o aproveitamento da infra-estrutura necessária ao funcionamento das usinas, incluindo os recursos logísticos, técnicos e de mão-de-obra especializada.

Além disso, a CNAAA se encontra a 190 km da Fábrica de Elementos Combustíveis (FEC) do Complexo Industrial de Resende (CIR), pertencente às Indústrias Nucleares do Brasil (INB) e próxima dos principais centros consumidores de energia elétrica do país (133 km da cidade do Rio de Janeiro, 216 km da cidade de São Paulo e 343 km da cidade de Belo Horizonte).

2.4 DESCRIÇÃO DO EMPREENDIMENTO - topo

2.4.1 Descrição de Usina Nuclear com reator tipo PWR (Pressurized Water Reactor) - topo

Em uma usina nuclear, o reator é uma fonte geradora de calor cuja função é similar à da fornalha da caldeira de uma usina termelétrica convencional, ou seja, fornecer energia térmica para a produção do vapor que aciona as turbinas. Como energia não pode ser criada, mas apenas transformada de uma modalidade para outra, nesse tipo de usina a energia nuclear inicial é transformada primeiramente em energia térmica, depois em energia mecânica e, por fim, em energia elétrica, que é a forma mais econômica de ser utilizada e transportada a longa distância.

O calor é liberado em um reator nuclear, quando núcleos de átomos pesados físseis, como o do urânio 235, capturam nêutrons livres em baixa velocidade, denominados nêutrons térmicos, e se transformam em núcleos instáveis que, a seguir, fissionam-se em dois fragmentos mais leves dotados de enorme energia cinética e liberam raios gama juntamente com dois ou três nêutrons livres em alta velocidade, denominados nêutrons rápidos (Figura 10). Esses nêutrons, depois de desacelerados ou termalizados por um meio moderador, no caso, a água leve, têm condições de fissionar outros núcleos de urânio 235, que emitem mais fragmentos de fissão e liberam outros dois ou três nêutrons, fazendo com que o número de fissões ocorra em uma reação em cadeia auto-sustentável (Figura 11).

Os fragmentos ou produtos de fissão, que consistem em diversos nuclídeos radioativos ou radionuclídeos, sofrem desintegração espontânea ou decaimento radioativo por meio da emissão de nêutrons e/ou de radiação alfa, beta ou gama. O choque dos fragmentos de fissão com os núcleos dos átomos do material das pastilhas de combustível nuclear transformam a expressiva energia cinética com que são liberados em grande quantidade de energia térmica.



Figura 10 - Processo de fissão nuclear
Fonte: NATRONTEC (1999a)

Figura 11 - Reação em cadeia auto-sustentável
Fonte: NATRONTEC (1999a)

O combustível nuclear distingue-se dos combustíveis fósseis das usinas termelétricas convencionais por seu alto conteúdo específico de energia e, em conseqüência, por exigir uma logística de abastecimento, transporte e armazenamento mais simples. A fissão de 1 kg de urânio libera a mesma quantidade de energia calorífica que a combustão de 12.000 barris de petróleo ou de 2.000 toneladas de carvão mineral de boa qualidade. Assim, diferentemente de uma caldeira, os reatores nucleares contêm todo o combustível do qual necessitam para um prolongado período de operação. Em geral, a cada ano, apenas um terço do combustível contido no núcleo do reator é substituído.

A potência térmica, isto é, a taxa de calor liberada pelo reator, é controlada pela variação da taxa de fissões (número de fissões por segundo) que ocorrem no núcleo e que depende do número de nêutrons térmicos disponíveis para causá-las. A diminuição e o aumento de nêutrons - e, por conseguinte, da taxa de fissão - são promovidos respectivamente pela inserção e a retirada das barras de controle do interior dos elementos combustíveis imersos em água e/ou pela elevação e a redução da concentração de boro na água de refrigeração do núcleo do reator ("circuito primário").

Os reatores PWR são projetados para funcionar com coeficientes negativos de temperatura para o combustível e a água de refrigeração. Isso significa que um aumento na temperatura do combustível ou da água de refrigeração, devido ao aumento da potência do reator ou à redução da carga do grupo turbogerador, acarreta uma redução na quantidade de nêutrons disponíveis para fissão e, em conseqüência, na potência do reator ou em sua taxa de subida. Assim, o núcleo do reator PWR possui certo autocontrole, denominado segurança intrínseca, que tende a protegê-lo nos casos de desequilíbrio de carga entre o grupo turbogerador e o reator. Esta característica protetora inexiste nos reatores russos do tipo RBMK ou LWGR, nos quais o coeficiente de temperatura é positivo em certas circunstâncias, podendo ocasionar uma subida repentina e descontrolada da potência do reator, como no acidente de Chernobyl.

O xenônio 135 é um dos produtos de fissão mais comuns e um grande absorvedor de nêutrons. O teor deste elemento depende da potência do reator e pode afetá-la negativamente, pois o aumento da potência aumenta sua concentração. Este aumento tende a reduzir a potência, porém sua ação só é sentida horas após a variação da potência. A sua importância aumenta ao longo do ciclo de vida do combustível devido ao decréscimo gradativo da quantidade de energia potencial no núcleo, em decorrência de depleção ou queima (burn-up) dos núcleos de urânio 235 do combustível, a ponto de impedir, às vezes por até 24 horas, o reinício da partida do reator após seu desligamento.

A água de refrigeração do reator (água comum desmineralizada), devido a sua alta temperatura, é submetida à alta pressão para não se transformar em vapor, e assim manter uma taxa efetiva de transferência de calor. Essa água circula no denominado circuito primário, no núcleo do reator, removendo o calor liberado pela fissão nuclear. Quatro trocadores de calor, denominados geradores de vapor, transferem o calor para a água de alimentação, que circula isoladamente no denominado circuito secundário, transformando-a em vapor saturado seco, que é direcionado para rodar a turbina mediante a transformação da energia térmica do vapor em energia mecânica nos bocais expansores e palhetas.

Para produzir energia elétrica, a turbina a vapor - um conjunto uniaxial de turbinas de alta e de baixa pressão - aciona um gerador elétrico a ela acoplado. Após a expansão nos diversos estágios da turbina, com a conseqüente redução de sua pressão e temperatura, o vapor é condensado e bombeado para o lado secundário dos geradores de vapor, de forma a realimentá-los, completando o ciclo termodinâmico, cujo rendimento térmico é da ordem de 33%, e dando continuidade ao processo de produção de vapor.

Por um terceiro sistema, isolado dos demais, circula a água utilizada para a condensação do vapor de exaustão das turbinas de baixa pressão. Denominada água de circulação ou de resfriamento, essa água é captada em uma fonte fria externa, que no caso das usinas da CNAAA é o mar, e devolvida ao mesmo após ser usada. A Figura 12 apresenta um diagrama esquemático dos circuitos primário e secundário, e do circuito da água de resfriamento de uma usina nuclear PWR típica.



Figura 12 - Circuitos primário, secundário e da água de resfriamento.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

Uma das vantagens desse tipo de usina nuclear é que o circuito primário, que contém material radioativo, fica isolado do circuito secundário por duas barreiras, que são os feixes de tubos dos geradores de vapor e dos condensadores. A água do mar circula nos condensadores sem contato com a água do circuito secundário, que por sua vez não entra em contato com a água de refrigeração do reator, do circuito primário. Isso impede que a água do mar seja contaminada pela água do circuito primário no caso de vazamento nos tubos dos geradores de vapor.

Uma usina nuclear PWR é dotada ainda de diversos sistemas auxiliares, que complementam o sistema de refrigeração do reator; de sistemas de segurança, destinados a resfriar o núcleo do reator e limitar as doses de radiação em caso de anormalidades; e de sistemas de alimentação elétrica de emergência, dotados de geradores Diesel, destinados a suprir os sistemas de proteção e de segurança em casos de blecautes por quedas na alimentação elétrica da usina, pelo gerador elétrico, ou na rede externa, proveniente das linhas de transmissão. Ao todo, Angra 3 possuirá 113 sistemas auxiliares.

2.4.2 Localização - topo

A CNAAA, onde Angra 3 será implantada, situa-se no distrito de Cunhambebe, município de Angra dos Reis, Estado do Rio de Janeiro, cerca de 133 km da cidade do Rio de Janeiro, 216 km da cidade de São Paulo e 343 km de Belo Horizonte (ver Anexo 1 - Mapa 01 - Situação e Localização).

A Central Nuclear, com área aproximada de 1.250 ha, tem seus lados norte, leste e oeste parcialmente protegidos por montanhas com elevações que variam entre 200 e 700 metros. O lado sul está voltado para o mar - Baía da Ilha Grande.

O principal acesso rodoviário ao local é a rodovia federal BR-101 (Rio-Santos), que faz a ligação com a cidade do Rio de Janeiro. O acesso à cidade de São Paulo é feito inicialmente pela BR-101, até Caraguatatuba, no Estado de São Paulo, daí pela rodovia estadual SP-99, até São José dos Campos, e em seguida pela rodovia federal BR-116, até a capital do Estado. Essas ligações permitem o acesso rodoviário ao restante do país.

O Mapa 01 - Situação e Localização (Anexo 1) mostra a localização da CNAAA, bem como a localização de Angra 3 dentro da central nuclear.

O Anexo 4 - Planta Esquemática das Áreas Restritas, Pontos de Emissões, Locais de Lançamento de Efluentes Líquidos e Sistema de Abastecimento de Água Doce - CNAAA (Unidades 1, 2 e 3) - mostra a disposição das três Unidades (Angra 1, 2 e 3) na CNAAA.

2.5 ARRANJO GERAL E DESCRIÇÃO DOS EDIFÍCIOS/ESTRUTURAS PRINCIPAIS - topo

O projeto de Angra 3 prevê a construção de vários edifícios e estruturas de apoio, distribuídos conforme mostrado na Planta - Arranjo Geral da Unidade 3 da CNAAA - Angra 3 (Anexo 5).

O Edifício do Reator, formado pela estrutura interna (UJA) e pela estrutura externa (Reator-Annulus - UJB), é de concreto armado com 60,40 m de diâmetro externo e 0,60 m de espessura, que envolve a esfera de contenção e abriga o sistema de resfriamento de emergência do núcleo. A edificação está projetada para constituir uma barreira biológica à radiação ionizante durante a operação normal da usina e em casos de acidente, bem como para proteger a esfera de contenção de ventanias, tempestades, ondas de pressão de explosão e terremotos.

A esfera de contenção é de aço e tem 3 cm de espessura, 56 m de diâmetro interno e destina-se a barrar os materiais radioativos produzidos no núcleo do reator e no circuito primário. A esfera foi projetada para resistir à pressão de 5,3 bar_man a 145ºC, que se desenvolveria no caso de ruptura de uma tubulação de um dos circuitos de refrigeração do reator, seguida de vaporização de toda a água contida nos circuitos primário e secundário. Tal situação é conhecida como acidente com perda de líquido refrigerante e designada pela sigla LOCA, de Loss-Of-Coolant Accident.

A esfera de contenção envolve completamente o reator, o sistema de geração de vapor, a piscina dos elementos combustíveis usados e o depósito dos elementos combustíveis novos, bem como a blindagem biológica de concreto, de 1,2 a 2 m de espessura, que circunda o vaso de pressão do reator, como pode ser visto de forma ilustrativa na Figura 13.



Figura 13 - Estruturas internas à esfera de contenção. A estrutura de cor vermelha representa o vaso de pressão do reator.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

Anexo ao prédio do reator, está localizado o Compartimento de Válvulas de Vapor Principal e Água de Alimentação (UJE). No Edifício Auxiliar do Reator (UKA) se encontram as instalações de tratamento dos rejeitos gasosos, líquidos e sólidos resultantes dos sistemas instalados no prédio do reator e do próprio prédio auxiliar do reator. No Edifício Auxiliar do Reator está instalado um controle de acesso ao prédio do reator e ao próprio Edifício Auxiliar do Reator. O controle das operações da usina encontra-se no Edifício de Controle (UBA).

As galerias de água de resfriamento dos condensadores e os transformadores principais (três) e auxiliares (dois) estão conectados ao Edifício das Turbinas (UMA), no qual se localiza o Turbogerador. Os demais edifícios são os de Alimentação de Emergência e Água Gelada (ULB), o Edifício dos Geradores de Emergência e Água Gelada (UBP), Laboratório Convencional (ULD), da Administração (UYA) e Auxiliar da Administração (UYB).

Complementam as instalações da usina os tanques de água desmineralizada (dois), a estrutura de tomada d' água e casas de bombas (UPC/1+2UQB), a estrutura de tratamento de efluentes líquidos convencionais (UGN), a estação de tratamento de esgotos (UGV), os tanques separadores e coletores de óleo (UGX), a chaminé de descarga de gases (UKH), o poço de selagem (UQJ), o poço de coleta da água de refrigeração de serviço (UQM), a oficina fria (UST), o almoxarifado de lubrificantes em uso (4USU) e a área de estocagem de cilindros de gases (UTG).

O acesso à usina é controlado através do Prédio da Portaria Principal (UYF).

O sistema de refrigeração do reator requer, para seu funcionamento, diversos sistemas auxiliares e complementares. Os sistemas auxiliares estão destinados a injetar, escoar, purificar, desgaseificar, ajustar a concentração de ácido bórico e adicionar produtos químicos à água de refrigeração, enquanto os complementares, tratam os rejeitos.

Os principais sistemas auxiliares são: controle de volume, purificação da água de refrigeração, tratamento e armazenamento da água de refrigeração e controle de produtos químicos. Os principais sistemas complementares são: de ventilação, tratamento de rejeitos gasosos radioativos e tratamento de rejeitos líquidos.

2.5.1 Descrição do Sistema de Dissipação de Calor - topo

O sistema de água de refrigeração dos condensadores é isolado dos demais, e circula a água utilizada para a condensação do vapor de exaustão das turbinas de baixa pressão. Denominado sistema de água de refrigeração principal, essas águas são captadas em uma fonte fria externa, que no caso das usinas da CNAAA é o mar. Após a utilização nos condensadores essas águas são devolvidas ao mar. A Figura 12 (página 50) apresenta um diagrama esquemático dos circuitos primário e secundário, e do circuito da água de refrigeração de uma usina nuclear PWR típica.

O fluxograma geral de processo do sistema de dissipação de calor é apresentado na Figura 14. Após circular pelos condensadores para condensar o vapor de exaustão das turbinas (água de circulação) e demais trocadores de calor dos sistemas convencionais e de segurança da usina (água de serviço), a uma vazão total de 77 m³/s, as águas de refrigeração de Angra 3 irão se juntar às águas de refrigeração de Angra 1 e 2 (40 e 77 m³/s, respectivamente) e, através de túnel escavado na rocha, serão lançadas a uma vazão total aproximada de 194 m³/s, no Saco Piraquara de Fora, em local suficientemente distante do local de captação da água do mar. Em operação normal, a remoção das cargas térmicas correspondentes faz com que a temperatura das águas de refrigeração fique cerca de 8ºC acima da temperatura de captação. As plantas - Sistema de Água de Circulação, Estrutura de Descarga no Saco Piraquara de Fora, folhas 1 e 2 (Anexo 7 e Anexo 8), descrevem as características dimensionais da referida estrutura.

No caso de uma eventual indisponibilidade do túnel de descarga (por manutenção ou evento natural) as usinas serão desligadas e suas cargas térmicas residuais removidas apenas pelos sistemas de água de refrigeração de serviço (bombas de segurança). Neste caso a restituição ao mar das águas dos sistemas de refrigeração de serviço das 3 Unidades da CNAAA será feita através do duto de descarga de água de refrigeração de serviço (UQT), com uma vazão total de 9,8 m³/s. O ponto de descarga desse duto se encontra localizado no Costão de Ponta Grande, em Itaorna. A temperatura do fluxo de descarga desses sistemas deverá estar cerca de 5°C acima da temperatura de captação.

Os sistemas de água de refrigeração de serviço possuem também bombas de emergência que são acionadas somente em eventos naturais de baixa probabilidade. Nesse caso, a vazão total requerida para o resfriamento será cerca de 2,1 m³/s (Angra 1, 2 e 3) e a temperatura de descarga dessas águas deverá ficar, nas primeiras horas após o desligamento das usinas, aproximadamente 9°C acima da temperatura de captação.

O Anexo 4 - Planta Esquemática das Áreas Restritas, Pontos de Emissões, Locais de Lançamento de Efluentes Líquidos e Sistema de Abastecimento de Água Doce - CNAAA (Unidades 1, 2 e 3) mostra a localização da tomada d' água (estrutura UPC - detalhada no Anexo 6 - Planta - Estrutura da Tomada d' água Principal (UPC - 1/2 UQB) - vista superior) e descarga de água de refrigeração no Saco Piraquara de Fora (Anexo 7 e Anexo 8), bem como o duto de descarga de água de refrigeração de serviço (UQT).



Figura 14 - Fluxograma de Dissipação de Calor
Fonte: Eletronuclear

2.5.2 Descrição dos Sistemas de Lançamento e Tratamento de Efluentes Líquidos - topo

Os efluentes líquidos convencionais e radiológicos gerados na área da CNAAA provêm dos sistemas de refrigeração principal (água de circulação), dos sistemas de água de refrigeração de serviço (trocadores de calor dos sistemas de refrigeração dos componentes convencionais e de segurança) (ver Figura 14 do capítulo 2.5.1), de tanques de neutralização, do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais e dos sistemas de tratamento de efluentes sanitários de cada uma das três usinas.

Em cada usina da CNAAA em operação (Angra 1 e 2) e para os esgotos sanitários domésticos efluentes dos prédios de apoio às Usinas da CNAAA, há uma estação de tratamento de esgotos sanitários. As estações foram projetadas para atender as condições normais de operação das usinas e as paradas para manutenção.

À semelhança da usina de referência Angra 2, Angra 3 terá também uma estação de tratamento de esgotos sanitários do tipo lodo ativado e aeração prolongada. Maiores detalhes são apresentados no item 2.10.3.1, neste documento.

2.5.3 Sistema de Geração de Energia e Unidades Operacionais - topo

Os principais dados caracterizadores do Sistema de Geração de Energia da usina de Angra 3 são apresentados na Tabela 14 abaixo.

Tabela 14 - Características do Sistema de Geração de Energia.

Fonte: Eletronuclear

2.5.3.1 Circuito Primário - topo

O reator de Angra 3, do tipo PWR, resfriado e moderado à água leve pressurizada a 157 bar, com potência térmica de 3.765 MWt e potência elétrica de 1.350 MWe, compõe-se basicamente de um vaso de pressão e um núcleo. O vaso de pressão é um cilindro com 5 m de diâmetro interno, 9,8 m de altura, 25,6 cm de espessura de parede e 506 toneladas de peso, fabricado em aço forjado de baixa liga e granulação fina, com revestimento interno em aço inoxidável, fabricado pela firma alemã Gütehoffnungshütte.

O núcleo é formado pelas estruturas de suporte dos 193 elementos combustíveis, pelos elementos combustíveis, que são justapostos de modo a formar uma geometria aproximadamente octogonal, e pelas barras de controle (Figura 15 e Figura 16). A tampa do vaso e a parte superior da estrutura de suporte e fixação do núcleo são removíveis, para permitir a recarga dos elementos combustíveis. O calor proveniente do processo de fissão do combustível é gerado no núcleo do reator.



Figura 15 - Corte transversal do reator.
Fonte: NATRONTEC (1999a)



Figura 16 - Corte longitudinal do reator.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

O combustível nuclear do reator é o urânio enriquecido, presente na forma de pastilhas cerâmicas de dióxido de urânio, de formato cilíndrico, tendo cada pastilha 9,11 mm de diâmetro e 11 mm de altura, empilhadas no interior de tubos fabricados de uma liga de zircônio e estanho ("Zircaloy 4"); esses tubos comumente denominados "varetas de combustível" (Figura 17), são hermeticamente fechados e internamente pressurizados com gás hélio, que reduz as tensões e deformações durante a operação nuclear, bem como aumenta a resistência à fadiga de material. Varetas de combustíveis são montadas em "elementos combustíveis", sendo o núcleo completo de combustível nuclear constituído de um total de 193 elementos combustíveis, cada um deles com 236 varetas de combustível.



Figura 17 - Vareta de combustível com pastilhas de dióxido de urânio.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

No interior do vaso de pressão do reator são introduzidos aproximadamente 105 toneladas de dióxido de urânio na forma de pastilhas cerâmicas, que se destacam por sua notável capacidade de retenção dos chamados "produtos de fissão" derivados das reações nucleares, bem como por sua resistência ao ataque químico do meio refrigerante.

Para maior economia dos nêutrons gerados no reator e melhor aproveitamento da energia potencial do combustível, que resulta em ciclos de vida mais longos, de 18 a 24 meses, bem como para proteger o vaso de pressão contra a fragilização imposta pelo alto fluxo neutrônico, o núcleo inicial é carregado com um sistema de baixa fuga de nêutrons (in-out) com elementos combustíveis de três valores de enriquecimento (em peso) de urânio 235: 1,9%, 2,5% e 3,2%. Na região central do núcleo são colocados elementos combustíveis com 2,5% de enriquecimento, combinados com elementos com 1,9%; na região intermediária mais próxima do centro, elementos com 2,5% combinados com elementos com 3,2%; na região intermediária mais próxima à borda, elementos com 3,2% e, na borda, elementos com 1,9%.

Em cada recarga do reator, cerca de um terço dos elementos combustíveis presentes no núcleo é substituído por quantidade equivalente de elementos combustíveis novos, de acordo com o esquema conhecido como in-out, em que os novos elementos combustíveis, com enriquecimento igual ou maior a 3,2%, são distribuídos nas regiões central e intermediária próxima à borda, associadamente aos elementos mais reativos do ciclo anterior, que poderão ser remanejados para garantir uma geração de potência mais uniforme no núcleo. Dos restantes, cerca de dois terços dos elementos combustíveis menos reativos do ciclo anterior, aproximadamente um terço é transferido para a piscina de combustíveis irradiados e um terço é posicionado na periferia do núcleo. O enriquecimento dos elementos combustíveis novos é aumentado progressivamente de 3,6 a 4,3% nas recargas subseqüentes.

Visando o estabelecimento da reatividade inicial desejada e o "achatamento" da distribuição axial de potência do reator para minimizar os fatores de pico de potência, são utilizadas no núcleo varetas de "veneno queimável", contendo gadolínio, que é um excelente absorvedor de nêutrons. O núcleo do reator dispõe de 193 elementos combustíveis, cada um com 3,9 m de altura e 832 kg de peso, sendo 542 kg de urânio. O elemento combustível é composto de 236 varetas e 20 tubos-guia, distribuídos em arranjos de 16 x 16 unidades e mantidos no lugar por grades espaçadoras (Figura 18). Para minimizar os picos de potência, será realizada substituição de varetas de urânio (apenas 4, 8 ou 12) por varetas com gadolínio misturado ao urânio. Em Angra 3 serão utilizados elementos combustíveis do tipo fuel assembly with optimized cladding and upgraded structure (montagem de combustível com revestimento otimizado e estrutura aperfeiçoada), que apresentam vantagens construtivas e operacionais em relação aos do tipo convencional.



Figura 18 - Elemento combustível.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

As barras de controle (61 unidades) são utilizadas para controlar a potência e possibilitar o desligamento rápido do reator, sendo distribuídas em grupos de 20 varetas absorvedoras presas pela extremidade superior a uma peça que, pelo seu formato, é chamada de "aranha". As varetas absorvedoras movimentam-se verticalmente, dentro de tubos-guia situados no interior de 61 dos 193 elementos combustíveis (Figura 19), e são fabricadas com uma liga fortemente absorvedora de nêutrons, composta de 80% de prata, 15% de índio e 5% de cádmio. Cada barra de controle é acionada por um mecanismo eletromagnético, montado sobre a tampa do vaso do reator. O desligamento rápido do reator, interrompendo instantaneamente a reação em cadeia, ocorre com a queda por gravidade, dentro do núcleo, de todas as barras de controle, mediante a interrupção da corrente elétrica nas bobinas de atracamento desses mecanismos. Os elementos combustíveis e suas respectivas barras de controle podem ser retirados e recolocados como uma unidade integrada, durante o recarregamento do núcleo do reator.



Figura 19 - Elemento combustível com barra de controle.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

O sistema de refrigeração do núcleo do reator (Figura 20) remove o calor liberado pelo combustível nuclear (3.765 MWt) e o proveniente da dissipação de potência das quatro bombas de refrigeração do reator (17 MW_t) e os transporta para os quatro geradores de vapor. A refrigeração é proporcionada pela água contida no sistema, que serve também para reduzir a velocidade dos nêutrons, propiciando condições adequadas para a fissão nuclear; para absorver nêutrons, em função da concentração de boro na água, que tende a reduzir o número de nêutrons; e para controlar ou interromper a reação em cadeia.



Figura 20 - Perspectiva isométrica do sistema de refrigeração do reator.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

A água de refrigeração do núcleo circula com uma vazão de 18.800 kg/s, por quatro circuitos fechados, cada um deles contendo uma bomba de refrigeração e um gerador de vapor. As quatro bombas de refrigeração são do tipo "centrífugo, vertical, de um estágio", sendo cada uma delas acionada por um motor elétrico de velocidade constante de grande potência (7,5 MW operando a temperatura ambiente e 5,6 MW operando com a água na temperatura nominal de funcionamento). Os quatro geradores de vapor propiciam a transferência de energia térmica da água de refrigeração do reator (circuito primário) para a água do circuito secundário do reator, em direção às turbinas e ao gerador elétrico acionado pelas mesmas (Figura 21).

Figura 21 - Corte longitudinal do gerador de vapor.
Fonte: NATRONTEC (1999a)

A água de refrigeração entra pela parte inferior do núcleo do reator à temperatura de 291,3°C e sai pela parte superior a 326,1°C, com o reator a plena potência, sendo mantida na condição de líquido sub-resfriado a uma pressão constante de 157 bar_man por meio do pressurizador localizado em um dos circuitos de refrigeração do reator (Figura 22). No pressurizador está localizada a única região do ciclo primário que contém vapor e líquido saturado. Por meio da vaporização desse líquido, com aquecedores elétricos, e da condensação do vapor se mantém automaticamente constante a pressão do sistema de refrigeração do reator. Este sistema absorve os eventuais surtos (contração e expansão da água de refrigeração provocadas por desequilíbrios entre a potência do reator e a carga do grupo turbogerador).

Figura 22 - Corte longitudinal do pressurizador
Fonte: NATRONTEC (1999a)

Os geradores de vapor são instalados em uma cota superior à do reator, para promover o resfriamento natural do núcleo no caso extremo de perda das quatro bombas. O sistema de refrigeração é fechado e separado dos circuitos de água e vapor do circuito secundário, constituindo, assim, uma das barreiras contra a liberação de radioisótopos para o meio ambiente, o que torna desnecessária a blindagem radiológica da turbina. O sistema permite otimizar as condições químicas da água e dos materiais empregados nos sistemas dos circuitos primário e secundário, minimizando a corrosão dos componentes e a contaminação radioativa dos sistemas do circuito primário.

2.5.3.2 Circuito Secundário - topo

O circuito secundário compreende o espaço entre os feixes tubulares e a carcaça dos geradores de vapor; um grupo uniaxial turbogerador com 1.800 rpm de velocidade, 1.350 MWe de potência nominal e 1.275 MWe de potência líquida, composto de uma turbina de alta pressão e três de baixa pressão acopladas a um gerador elétrico; três condensadores; três bombas de condensado e água de alimentação; e três conjuntos de aquecedores de baixa e dois de alta pressão.

O gerador de vapor é um trocador de calor de superfície montado verticalmente, com 21,5 m de altura e 480 toneladas de peso, dotado de um feixe de tubos em forma de U fabricado com uma liga especial (Incoloy 800). A água de refrigeração do reator flui dentro dos tubos de cada gerador de vapor a uma vazão de 4.400 kg/s, transferindo calor para a água de alimentação, que é bombeada para o interior das carcaças dos geradores de vapor.

O vapor saturado seco a 63,5 bar_man e 280,3°C, aí gerado, é conduzido com uma vazão de 2.056 kg/s para acionar as turbinas e em seguida é condensado nos condensadores, ao trocar calor com a água do mar que circula dentro dos tubos. Esse condensado, constituído de água desmineralizada, hidrazina e amônia para prevenir a corrosão e combater a presença de oxigênio dissolvido, é novamente bombeado para os quatros geradores de vapor pelas bombas de condensado e de água de alimentação, a uma vazão de 514 kg/s, com aquecimento gradativo até 218°C no percurso, por meio de trens de trocadores de calor que utilizam o vapor extraído das turbinas. Os feixes tubulares dos geradores de vapor constituem, além disso, barreiras que impedem a passagem de impurezas radioativas, eventualmente existentes no circuito primário, para o circuito secundário de água-vapor.

2.5.3.3 Circuito de Água de Resfriamento - topo

A água de resfriamento, utilizada para a condensação do vapor de exaustão das turbinas de baixa pressão, é captada no mar, na enseada de Itaorna. Ao atravessar os condensadores, a elevação de temperatura da água de resfriamento é de 8°C com a usina operando com sua potência total. As temperaturas mínima e máxima da água do mar a 8m de profundidade na captação de água de Angra 2 são de 17,5°C a 30,7°C e de 25,5°C a 38,7°C na descarga.

Para evitar a incrustação biológica marinha, também chamada de bioincrustração, dos equipamentos e sistemas que têm contato com a água do mar, nela será aplicado hipoclorito de sódio como biocida. A descrição sucinta do processo de produção e da aplicação do biocida é apresentada a seguir (item 2.5.3.4.5).

2.5.3.4 Principais Sistemas Auxiliares - topo

2.5.3.4.1 Sistema de controle de volume - topo

Durante as operações de partida e parada da usina e nas variações no nível de potência, ocorrem variações na densidade e na quantidade da água de refrigeração do reator, induzidas por variações na temperatura desta. Tais alterações são compensadas pelo sistema de controle de volume, que atua em função da variação de nível do pressurizador, armazenando temporariamente a água de refrigeração em excesso e devolvendo-a ao circuito primário quando a complementação é necessária.

O fluxo normalmente desviado, por hora, do sistema de refrigeração do reator continuamente para o sistema de controle de volume corresponde a 10% da massa total da água de refrigeração, mas pode chegar a 20% com duas bombas de carregamento operando simultaneamente. O desvio é feito através dos trocadores de íons (leitos de resina de troca iônica) e de um desgaseificador. As partes do sistema localizadas além do trocador de íons e/ou do desgaseificador contêm água de refrigeração, cuja concentração de radionuclídeos já foi reduzida, ficando de 10 a 1.000 vezes menor, com exceção do césio. Com a desgaseificação, a concentração de gases nobres, inicialmente existentes no refrigerante do reator é reduzida de 100 vezes.

2.5.3.4.2 Sistema de purificação da água de refrigeração do reator - topo

As substâncias radioativas produzidas na fissão nuclear são predominantemente sólidas, como os isótopos de césio, cério e estrôncio; estes ficam retidos na microestrutura do material combustível e passam para a água de refrigeração por fissuras microscópicas eventualmente surgidas nas paredes de algumas varetas de combustível. Na água de refrigeração, além disso, devido à sua exposição ao fluxo neutrônico no núcleo do reator, formam-se radioisótopos de cobalto, ferro e manganês, a partir de mínimas quantidades de produtos de corrosão/erosão presentes nessa água, mas cuja formação não pode ser totalmente evitada.

Há também substâncias radioativas gasosas, como iodo, xenônio e criptônio, que escapam da microestrutura do combustível e se acumulam nos plenos de gás de fissão das varetas de combustível, passando parcialmente para a água de refrigeração por eventuais fissuras nas paredes de algumas varetas. O trício, radioisótopo do hidrogênio, é gerado na própria água de refrigeração a partir do boro utilizado no controle da reatividade do reator, enquanto o radioisótopo Nitrogênio-16 resulta da ativação neutrônica sofrida pelo oxigênio dissolvido na água de refrigeração.

Para fins de purificação e desgaseificação, uma parte do fluxo total de água de refrigeração que circula no reator é extraída continuamente pelo sistema de controle de volume, purificada em leito de resinas trocadoras de íons contidas em filtros de leito misto e reinjetada no sistema de refrigeração do reator. Um dos leitos é carregado com Li+ e o outro com H+. O trocador de lítio é o mais usado e, quando é preciso reduzir a concentração de lítio ou césio, o trocador de H+ é posto em operação.

Entretanto, como essas resinas trocadoras de íons não podem reter gases nobres (como são os radioisótopos de xenônio e de criptônio produzidos na fissão nuclear), nem oxigênio gasoso livre (produzido por radiólise da água no núcleo do reator), assim como também não podem reter hidrogênio gasoso (injetado na água de refrigeração com a finalidade de reduzir a presença de oxigênio livre nesse líquido), a extração desses gases é feita pelo desgaseificador, conectado ao sistema de controle de volume, após o sistema de purificação. Esses mesmos gases são também extraídos continuamente, através do arraste com nitrogênio gasoso de todos os sistemas auxiliares que contém água de refrigeração do reator, e, posteriormente, enviados para o sistema de tratamento de rejeitos gasosos radioativos.

2.5.3.4.3 Sistema de tratamento e de armazenamento da água de refrigeração do reator - topo

Diariamente, a concentração de ácido bórico diluído na água de refrigeração tem que ser reduzida, a fim de compensar a taxa de queima (burn-up) do combustível, que depende da potência e do tempo de operação do reator. A redução é feita mediante a substituição de parte da água de refrigeração, em quantidades crescentes ao longo do ciclo de vida do combustível, determinadas pelo sistema de controle de ácido bórico, devendo corresponder a uma redução de 3 ppm de boro por dia. A água de refrigeração retirada é transferida, após purificação, para um tanque de armazenamento e posteriormente enviada ao sistema de tratamento que, por sua vez a separa em água desmineralizada e solução concentrada de ácido bórico. Esses produtos são novamente armazenados e, quando necessário, reinjetados no reator pelo sistema de controle de ácido bórico.

2.5.3.4.4 Sistema de controle de produtos químicos - topo

Esse sistema permite a injeção no sistema de refrigeração do reator, para fins de inibição de mecanismos de corrosão, de hidróxido de lítio (para ajuste do valor do pH) e de hidrazina (para eliminação de oxigênio dissolvido). A injeção de hidrazina é feita unicamente no retorno do reator à operação (após paradas para recarga de combustível nuclear, por exemplo), caso necessário.

2.5.3.4.5 Produção de Hipoclorito de Sódio e sua aplicação como agente biocida na água do mar - topo

A incrustação biológica marinha é um processo resultante do crescimento de bactérias, algas e invertebrados sésseis (fixos) sobre superfícies. Embora a incrustação marinha seja um processo natural, quando desenvolvida sobre estruturas feitas pelo ser humano, estimula a corrosão, aumenta a massa da instalação e confere uma distorção das configurações iniciais das estruturas.

A usina Angra 3 será provida de sistema análogo ao da usina Angra 2 de produção/injeção de hipoclorito de sódio na água do mar para resfriamento dos condensadores principais.

O íon hipoclorito é produzido em unidades de eletrólise por oxidação anódica dos íons cloreto disponíveis na água do mar. Cada usina, , tem seu sistema próprio de produção de solução a 2,5 g/L de hipoclorito de sódio em células de eletrólise.

A água do mar contém cerca de 33 g/L de cloreto de sódio (NaCl), dos quais aproximadamente 8% são convertidos em hipoclorito de sódio nos sistemas de produção. Nesse processo de produção eletrolítica de hipoclorito de sódio, é gerado hidrogênio (gasoso) como sub-produto. O hidrogênio gerado (cerca de 130 m³/h, na unidade de produção da usina Angra 2) é liberado para a atmosfera sem sofrer nenhum tratamento, por desnecessário.

A unidade de produção de hipoclorito de sódio de Angra 2 produz até 180 m³/h de solução de hipoclorito de sódio a 2,5 g/L. Mas essa produção é controlada em função das necessidades de injeção contínua dessa solução na água do mar que é captada na Tomada d'Água (UPC) da usina e é utilizada como água de resfriamento nos condensadores principais. A solução de hipoclorito de sódio é injetada nessa água captada do mar, de modo que, por mistura/diluição nos até 80 m³/s de água captada, resulte uma concentração de hipoclorito de sódio de até 1 ppm (1 miligrama por quilo de água do mar).

O parâmetro de controle - nesse processo de produção e de injeção de hipoclorito de sódio na água do mar captada - é o valor da concentração de hipoclorito na água do mar lançada no poço de selagem principal, mantida em 0,2 a 0,3 ppm (0,2 a 0,3 miligramas por quilo de água do mar) e que depende do "consumo" de hipoclorito pela matéria orgânica existente na água do mar captada. É que o teor de matéria orgânica na água do mar é variável, dependendo das estações do ano, temperatura da água, etc..

O sistema de produção de hipoclorito de sódio basicamente não armazena esse produto, que é injetado na Tomada d'Água (UPC), na mesma quantidade em que é produzido. Assim, se menos hipoclorito de sódio é requerido na injeção na Tomada d'Água (porque o "consumo" desse produto pela matéria orgânica tenha diminuído), a produção de hipoclorito de sódio é reduzida e ajustada ao valor necessário, através da redução da densidade de corrente nos eletrodos das células eletrolíticas das unidades de produção, mantendo-se a vazão de processo de 160 a 180 m³/h constante. A diminuição do consumo de energia elétrica nas células de eletrólise acarreta menores densidades de corrente elétrica e, conseqüentemente, menor produção (menor concentração) de hipoclorito de sódio (e de hidrogênio, como subproduto). Se maiores quantidades de hipoclorito de sódio são necessárias em um determinado período de tempo (porque o "consumo" desse produto pela matéria orgânica presente na água do mar captada tenha aumentado), aumenta-se a aplicação de energia nas células eletrolíticas pelo aumento da densidade de corrente nos eletrodos; com isso, se produz uma solução mais concentrada do produto e uma concentração também maior de hipoclorito de sódio na água do mar captada, na qual o produto é injetado.

Ocasionalmente, os bancos de células eletrolíticas precisam ter removidos os depósitos de cálcio e magnésio formados no interior das próprias células. Esses depósitos são formados por carbonatos/hidróxidos de cálcio e magnésio, derivados da própria composição da água do mar, que contém íons Ca ²⁺ e Mg ²⁺ em quantidades apreciáveis, sendo parte inerente ao próprio processo de eletrólise da água do mar para a produção de íons hipoclorito. A formação desses depósitos diminui progressivamente o rendimento de produção de hipoclorito de sódio, os quais também tendem a obstruir o fluxo normal de líquidos que passa através das células eletrolíticas.

A remoção desses resíduos sólidos é simplesmente efetuada pelo tratamento com ácido clorídrico, injetado em forma de uma solução a 5% HCl no interior das células. Os resíduos sólidos de carbonatos/hidróxidos de cálcio e magnésio reagem prontamente com o ácido presente, regenerando os íons Ca ²⁺ e Mg ²⁺ em solução, sendo assim completamente eliminados. Os líquidos resultantes desse tratamento contém ainda ácido clorídrico livre e são neutralizados e trazidos à faixa de pH entre 5 e 9, antes de serem transferidos para o sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais de Angra 2, onde são misturados aos demais efluentes líquidos convencionais de outras fontes.

O esquema de produção de hipoclorito de sódio a partir da água do mar na usina de Angra 2 é mostrado na . É necessário aqui ressaltar o fato de que o antigo procedimento de "dosagens de choque" que havia sido previsto no projeto original do sistema de tratamento biocida da usina Angra 2, foi integralmente abandonado e jamais praticado. O único procedimento adotado é o da "dosagem contínua", nas duas usinas da CNAAA, assim como o será também na usina Angra 3.

Figura 23 - Angra 2 - Esquema da produção de solução de hipoclorito de sódio a partir da água do mar e injeção do produto na tomada d´água
Fonte: NATRONTEC, 1999a.

2.5.3.5 Principais Sistemas Complementares - topo

2.5.3.5.1 Sistema de ventilação - topo

O ar ambiente na área de acesso controlado pode conter substâncias radioativas, provenientes de vazamentos de drenos ou dos trabalhos de manutenção em sistemas que contenham produtos radioativos. Para remover essas substâncias, os ramais de exaustão do sistema de ventilação de Angra 3 serão equipados com filtros mecânicos, para sólidos particulados, bem como de carvão ativado, para iodo gasoso.

No envoltório da contenção do reator, a contaminação radioativa pode resultar da ativação do ar próximo ao vaso de pressão do reator, por reações de captura de nêutrons, e de vazamentos eventuais no circuito primário, que podem liberar pequenas quantidades de substâncias radioativas no ar circundante. Em todos esses casos, a contaminação só é capaz de atingir as salas dos equipamentos. O principal produto da ativação do ar é o argônio 41 e a ativação ocorre somente na região imediatamente ao redor do vaso de pressão do reator. Qualquer produto radioativo disperso no ar e gases são removidos por filtragem ou purga do ar.

2.5.3.5.2 Sistema de tratamento de rejeitos gasosos radioativos - topo

Os espaços vazios dos tanques (exceto o de controle de volume) e dos componentes que contêm ou processam a água de refrigeração, são mantidos com pressão subatmosférica, com o objetivo de evitar o vazamento de gases de fissão para a área de acesso controlado da usina. Devido à redução de pressão nesses tanques, em sua área livre são encontrados gases de fissão, hidrogênio e, em caso de vazamento nos sistemas, ar e oxigênio. Para evitar altas concentrações de hidrogênio, que tendem a formar misturas explosivas em contato com o oxigênio, é feita uma renovação constante do ar na área gasosa dos tanques, através de uma circulação forçada de nitrogênio pelos compressores do sistema. Isso mantém a concentração de hidrogênio em um valor seguro, abaixo de 4%. O fluxo de circulação é enviado para um
recombinador, de hidrogênio e oxigênio, formando água.

Pelos compressores e nos recombinadores circula também, continuamente, um fluxo de gases extraídos pelo desgaseificador dos sistemas que contêm água de refrigeração ou que são arrastados por meio de nitrogênio. Uma parte desse fluxo passa por um leito de retardo com carvão ativado, onde os átomos de xenônio e criptônio são retidos, por mais de 60 dias e por mais de 60 horas, respectivamente, através de sucessivas adsorções e dessorções, propiciando uma redução substancial de sua atividade radioatividade.

2.5.3.5.3 Sistema de tratamento de rejeitos líquidos radioativos - topo

Esse sistema foi projetado para tratar anualmente cerca de 20.000 m³ de rejeitos líquidos radioativos provenientes do sistema de refrigeração do reator, dos laboratórios, dos sistemas de descontaminação e da lavanderia. O tratamento inclui filtração, evaporação e precipitação química. Os rejeitos líquidos tratados são transferidos para tanques de monitoramento e só são liberados para descarga quando a concentração de substâncias radioativas situa-se abaixo dos limites estabelecidos pelos órgãos de controle ambiental. Se tal concentração não é obtida, os rejeitos são devolvidos ao sistema de tratamento e novamente submetidos ao processo de purificação. Válvulas de descarga que se intertravam automaticamente impedem a liberação de efluentes líquidos que contenham doses inadmissíveis de produtos radioativos para o meio externo.

Os resíduos dos evaporadores, são descarregados nos tanques de concentrados, para serem encaminhados ao sistema de processamento de rejeitos sólidos radioativos.

2.5.4 Sistema de Transmissão de Energia Elétrica - topo

De acordo com a configuração atual do circuito elétrico da CNAAA, a energia elétrica gerada em 60 Hz e 25 kV pelo gerador elétrico alimenta a rede de alta tensão de 500 kV, por intermédio de três transformadores elevadores de tensão monofásicos conectados em banco de 25/525 kV, situados na área da usina. Os equipamentos elétricos auxiliares da usina são normalmente alimentados por meio de dois transformadores abaixadores de tensão trifásicos de 25/13,8 kV e através do transformador de 138 kV para 13,8 kV, em casos de transferências automáticas ou manuais e desligamentos da usina.

A energia gerada na CNAAA é transportada na tensão de 500 kV até a subestação de Furnas por uma de linha de transmissão de aproximadamente 1.400 m, situada na área da CNAAA, ao ar livre. A subestação de Furnas, por sua vez, é interligada às subestações de Grajaú e São José, no Estado do Rio de Janeiro, e Cachoeira Paulista, no Estado de São Paulo. Com a entrada de Angra 3 em operação, será instalada uma quarta linha que conectará a subestação de Furnas à subestação de Adrianópolis, no Estado do Rio de Janeiro.

Para o suprimento das cargas nas operações de parada da usina, bem como no caso de perda do sistema de 500 kV, está prevista uma outra interligação com o sistema elétrico de Furnas, constituída de uma linha de transmissão trifásica aérea, com capacidade contínua de 76 MVA, e de uma subestação de 138 kV com dois barramentos paralelos, também instalados na área da usina. A transmissão será feita por três linhas de 138 kV provenientes da Usina Termelétrica de Santa Cruz (Sistema Furnas), e o suprimento por meio de um transformador trifásico de 138/13,8 kV localizado na usina. Além disso, a subestação de 138 kV está interligada à subestação de 500 kV por uma linha de transmissão e um transformador trifásico de 138/500 kV, para aumentar a disponibilidade e a confiabilidade do suprimento elétrico
externo.

Os transformadores serão com isolamento a óleo, ficarão situados na área externa aos prédios da usina, montados sobre bases dotadas de caixa de brita e tanque para coletar eventuais vazamentos de óleo. Os tanques terão capacidade para conter todo o volume de óleo dos transformadores.

2.5.5 Produtos químicos utilizados nas fases de construção, comissionamento e operação - topo

Nas fases de construção, comissionamento e operação de Angra 3 serão consumidos vários produtos químicos em quantidades variadas. A Tabela 15 indica os produtos químicos utilizados na usina de referência Angra 2, à exceção dos produtos lubrificantes, óleos isolantes de transformadores e produtos químicos utilizados em laboratórios de análise (esses últimos, utilizados em quantidades comparativamente inexpressivas, entre reagentes, indicadores, padrões, etc., todos eles caracteristicamente utilizados em laboratórios de controle de qualidade).

Tabela 15 - Angra 2 - Produtos químicos a serem utilizados nas fases de construção, comissionamento e operação da usina, referência para Angra 3.

Fonte: Eletronuclear

2.6 EMPREENDIMENTOS ASSOCIADOS - topo

Os principais empreendimentos associados a Angra 3 são:

• Angra 1 - usina nuclear de 657 MWe que junto com Angra 2 e Angra 3 compõem a CNAAA;

• Angra 2 - usina nuclear de 1350 MWe que junto com Angra 1 e Angra 3 compõem a CNAAA;

• Centro de Gerenciamento de Rejeitos (CGR) - é composto de três depósitos, sendo que os Depósitos 1 e 2 recebem os rejeitos de baixo e médio níveis de radioatividade provenientes de Angra 1. O Depósito 3 do CGR, que está em fase de licenciamento ambiental junto ao Ibama, receberá adicionalmente os rejeitos de baixo e médio níveis de radioatividade de Angra 2. Quanto a Angra 3, esta não utilizará o CGR (Depósitos 1, 2 ou 3), estando planejado que a disposição de seus rejeitos de média e baixa radioatividade se dará no Depósito Definitivo de Rejeitos Radioativos, cuja entrada em operação está prevista para ocorrer juntamente com Angra 3.

• Subestação Principal - onde será alimentada a rede de alta tensão, por intermédio de três transformadores de tensão monofásicos de 25/525 kV, que receberão a energia gerada em Angra 3. A subestação pode ser vista na Figura 24;

Figura 24 - Vista da subestação principal da CNAAA. Ao fundo as usinas de Angra 1 e 2.
Fonte: MRS Estudos Ambientais (2003)

• Rede de Alta Tensão de 500 kV - que receberá a energia gerada em 60 Hz e 25kV nos geradores;

• Linha de Transmissão de 1.400 metros, que transportará a energia (em tensão de 500 kV) gerada na CNAAA;

• Subestação de Furnas (500 kV) - que recebe a energia gerada na CNAAA e interliga a rede com três subestações (duas no Estado do Rio de Janeiro e uma no Estado de São Paulo). Com o início das operações de Angra 3, será instalada uma quarta linha conectando a rede à outra subestação no Estado do Rio de Janeiro;

• Subestação de 138 kV - que realizará outra interligação com o Sistema Furnas, para o caso de perdas no sistema de 500 KV;

• Linha de transmissão de 138 KV - que interligará a subestação de 138 kV à subestação de 500 kV, por meio de um transformador trifásico de 138/500 KV;

• Estrutura de Descarga da Água de Refrigeração - um canal / galeria será construído para interligar o sistema de descarga de água de refrigeração de Angra 3 à galeria / túnel que recebe também as águas dos sistemas de água de refrigeração de Angra 1 e 2 e conduz os referidos efluentes para lançamento no Saco Piraquara de Fora. (ver detalhes no Anexo 4, Anexo 7, Anexo 8 e Figura 25);

• Laboratório de Monitoração Ambiental (LMA) - criado em 1978, o LMA fica em Mambucaba, a aproximadamente 10 km da CNAAA, desenvolvendo um trabalho de monitoração e controle ambiental permanente na região. Tem como objetivo principal elaborar, implementar e executar os programas e estudos necessários para permitir a avaliação dos possíveis impactos causados pela operação da Central Nuclear no meio ambiente e na população da região. Nota: Água pré-tratada, água potável, água desmineralizada e vapor auxiliar a serem consumidos na Unidade 3, não serão produzidos no "site" da usina Angra 3.

A água pré-tratada a ser utilizada em Angra 3 provirá da Estação de Pré-tratamento d' Água ("EPTA"), já existente, que já abastece as Unidades 1 e 2, através de tubulação de interligação dessa Estação com a nova Unidade (Ver detalhes no Anexo 4 - Planta Esquemática das Áreas Restritas, Pontos de Emissões, Locais de Lançamento de Efluentes Líquidos e Sistema de Abastecimento de Água Doce - CNAAA (Unidades 1, 2 e 3)).

A rede de abastecimento de água potável da Unidade 2 será conectada à da futura Unidade 3, por meio de tubulação de interligação entre essas duas usinas.

A água desmineralizada a ser consumida na Unidade 3, basicamente como água de processo, será produzida nas atuais instalações da Unidade 2; haverá apenas a necessidade de construir uma tubulação específica de interligação entre essas Unidades.

Figura 25 - Vista da estrutura de descarga da água de resfriamento das usinas da CNAAA, no Saco Piraquara de Fora.
Fonte: MRS Estudos Ambientais (2003)

2.7 CRONOGRAMA DE ATIVIDADES - topo

O cronograma executivo de Angra 3 prevê 66 meses para a sua implantação, englobando as atividades de construção civil, a montagem eletromecânica, o comissionamento de equipamentos e sistemas, bem como a fase de testes operacionais. Este prazo inicia-se com os trabalhos de concretagem da laje de fundo do Edifício do Reator e encerra-se com o fim dos Testes de Demonstração de Potência da Planta.

Neste cronograma executivo de 66 meses estão programados os seguintes marcos principais:

Marco 0: Início da Concretagem da laje de fundo do Edifício do Reator.

Mês 9: Início da Montagem da Esfera da Contenção.

Mês 10: Início da Montagem dos Tanques "Civil Dependents".

Mês 13: Início da Concretagem do Prédio do Reator e início da Montagem e Sistemas de Ventilação.

Mês 17: Início da Montagem Elétrica.

Mês 22: Início da Montagem da Tubulação.

Mês 32: Início da Montagem dos Barramentos do Gerador Elétrico.

Mês 35: Ligação da Rede Externa de 138 kV.

Mês 46: Início do Comissionamento de Sistemas.

Mês 51: Início dos Testes de Pressão do Circuito Primário e Ligação da Rede Principal de 500 kV.

Mês 52: Início dos Testes de Pressão da Esfera de Contenção

Mês 56: Início da Primeira Operação a Quente.

Mês 60: Início do Carregamento do Núcleo do Reator.

Mês 63: Primeira Criticalidade do Núcleo do Reator, Início dos Testes de Potência e Sincronização com a Rede Principal de 500 kV.

Mês 66: Fim dos Testes de Potência e Início da Operação Comercial.

Na elaboração do cronograma, tomou-se como base a experiência do planejamento de diversas usinas nucleares no mundo do tipo PWR de projeto alemão já construídas e/ou projetadas, e similares a Angra 2, tais como: usina nuclear ISAR 2 (usina do KONVOI da Alemanha); usina nuclear BROKDORF (Alemanha); projeto alemão para usina nuclear no Reino Unido (BNFL -British Nuclear Fuels Limited); usina nuclear AKKUYU (Turquia) etc; foi levada também em consideração a experiência adquirida pelo corpo técnico da Eletronuclear na construção, montagem eletromecânica e comissionamento de Angra 2.

O prazo de 66 meses para Angra 3 é perfeitamente exeqüível, uma vez que basicamente já se dispõe de todo o projeto. O projeto de Angra 3 é praticamente idêntico ao de Angra 2 "conforme construído", status: dezembro/2000, com atualizações na área de Instrumentação & Controle, e de outras pequenas alterações ou melhorias para se manter a planta no "estado da arte" da tecnologia.

Antes do início da concretagem da laje de fundo do Edifício do Reator está programado um período de 9 a 12 meses, a ser utilizado em atividades preliminares, tais como a execução dos serviços preparatórios de engenharia, a instalação da infra-estrutura do canteiro de obras e os procedimentos relativos ao processo licenciatório.

O cronograma, apresentado na próxima página, indica as principais fases, prazos e marcos necessários para a implantação de Angra 3.

No tocante ao descomissionamento, tratado de forma mais detalhada no item 2.8 deste Volume, este é definido como um conjunto de medidas tomadas para retirar de serviço, com segurança, uma instalação nuclear, reduzindo a radioatividade residual a níveis que permitam liberar o local para uso irrestrito.

Clique aqui para ver o Cronograma Geral.

2.8 DESCOMISSIONAMENTO - topo

O processo de descomissionamento das usinas nucleoelétricas é regulado no âmbito do licenciamento nuclear e a análise sobre o final de sua vida econômica tem sido uma questão permanente para as empresas proprietárias dessas usinas. No caso das usinas nucleares brasileiras, desde a entrada em operação de Angra 1, a questão tem sido tratada com o cuidado necessário, acompanhando o desenvolvimento do assunto ao redor do mundo.

Os primeiros trabalhos desenvolvidos com vistas ao tratamento da questão remontam à época dos preparativos para a entrada em operação de Angra 1, oportunidade em que se obteve do órgão regulador do setor de energia elétrica autorização para arrecadar, pela via tarifária, uma quota mensal de recursos destinados à formação de um fundo para suportar o descomissionamento da usina, depois de encerrada sua operação comercial.

Nestes quase 20 anos desde os primeiros estudos, seguiram-se outros trabalhos e reavaliações periódicas. No ano de 2000, com a entrada em operação de Angra 2, implementou-se um processo de arrecadação de recursos para o descomissionamento de Angra 2 à semelhança do adotado para a primeira usina nuclear brasileira.

A Usina Nuclear de Angra 1, de 657 MW de potência elétrica instalada, iniciou sua operação comercial em 1985, com amparo na Autorização Provisória para Operação (APO), concedida pelo órgão regulador brasileiro, a CNEN. Em 1994, recebeu sua Autorização para Operação Permanente (AOP), para um período de 30 anos. A Usina Nuclear de Angra 2, de 1350 MW de potência elétrica instalada, entrou em operação em 2000, conforme Autorização para Operação Inicial (AOI) de 24/03/2000 e tem uma vida útil projetada para 40 anos.

A extensão da vida útil das usinas da CNAAA é estratégica, uma vez que com o amadurecimento da indústria nuclear, vem ocorrendo uma progressiva melhoria de índices de desempenho e segurança do parque nuclear em operação, fazendo com que estas se tornem vantajosamente competitivas, em relação às outras alternativas de geração de energia.

O parque nuclear americano, por exemplo, com mais de 100 usinas, que na década de 70 apresentava um fator de capacidade médio ao redor de 70%, vem melhorando progressivamente, apresentando um fator de capacidade médio acima de 90% em 2000 e 2001. Na CNAAA, a usina de Angra 1 apresenta fatores de capacidade em torno de 80% desde 1996, com Angra 2 operando com 91% de capacidade no seu primeiro ano de operação.

No contexto da viabilização de Angra 3, o CNPE estabeleceu na sua Resolução Nº 5, de 05 de dezembro de 2001, que autoriza a realização dos trabalhos para licenciamento nuclear e ambiental, uma série de requisitos a serem atendidos pela Eletronuclear.

Dentre as condicionantes apresentadas na Moção No 031 do Conama, referenciada no Parágrafo II do Artigo 1o da Resolução No 5 do CNPE, incluem-se aquelas relacionadas a preocupação no sentido de assegurar-se condições técnicas e financeiras para o futuro descomissionamento das unidades da CNAAA.

A CNEN, no item 8.10 de sua Norma NE-1.04 - "Licenciamento de Instalações Nucleares", estabelece que para o encerramento das atividades de operação de uma usina nucleoelétrica, a organização operadora deverá iniciar um procedimento formal de Cancelamento da Autorização de Operação Permanente.

De acordo com essa Norma, a organização operadora deverá encaminhar à CNEN um requerimento demonstrando que a desmontagem da instalação e a disposição de suas partes será realizada de forma segura, de acordo com as normas específicas a serem estabelecidas pela CNEN e que não acarretarão prejuízos à saúde e à segurança da população do entorno, do trabalhador e do meio ambiente.

Quanto ao método escolhido para realizar o descomissionamento, não há uma tendência mundial firmada a respeito no atual momento, já que cada país tem suas particularidades próprias. Os principais métodos atualmente considerados são:

1. Confinamento provisório;

2. Desmantelamento parcial;

3. Desmantelamento total;

4. Confinamento provisório seguido de desmantelamento parcial;

5. Confinamento provisório seguido de desmantelamento total;

6. Conversão de uma usina nuclear em um depósito para armazenamento de rejeitos radioativos.

Dependendo das particularidades associadas à própria usina, várias soluções distintas das apresentadas poderão vir a ser utilizadas. Contudo, a que vier a ser adotada provavelmente será uma combinação das alternativas citadas. Com exceção das alternativas 3 e 5, as demais soluções são provisórias. Espera-se, contudo, que com o decorrer do tempo todas as alternativas levem ao desmantelamento total da usina, variando somente a tecnologia aplicável a esse processo de desmantelamento.

A CNEN desenvolve estudos sobre a regulamentação do assunto, incluindo a escolha dos locais para depósito de rejeitos e a responsabilidade dos órgãos oficiais envolvidos, bem como as demais interfaces envolvidas (meio ambiente, segurança, proteção radiológica etc).

2.9 RECURSOS NATURAIS UTILIZADOS - topo

Os recursos minerais a serem utilizados na construção de Angra 3, tais como brita e areia para a fabricação de concreto e aterros serão provenientes dos fornecedores existentes na região do empreendimento e sua aquisição estará a cargo da(s) contratada(s) da Eletronuclear para a execução dos serviços de obras civis.

Dessa maneira, o licenciamento oriundo destas atividades estará a cargo da contratada e seus fornecedores, sendo um item contratual da Eletronuclear a apresentação de toda documentação e licenças necessárias para a execução dos serviços.

2.10 RESÍDUOS NÃO RADIOATIVOS - topo

Assim como os rejeitos radioativos gerados nas usinas da CNAAA, os resíduos não radioativos podem ser gasosos, líquidos e sólidos ou pastosos. Estes resíduos, antes de serem liberados para o meio-ambiente, são processados e tratados de modo que seus poluentes eventualmente presentes (e/ou que excedam os limites permitidos para liberação no meio ambiente), sejam trazidos a valores abaixo dos limites máximos de concentração, para liberação, tais como definidos e estabelecidos pela Legislação Ambiental vigente no País.

2.10.1 Resíduos Sólidos (Não Radioativos) - topo

Os resíduos sólidos orgânicos e sucatas a serem produzidos em decorrência da construção e da operação de Angra 3, seguirão todas as diretrizes já estabelecidas e praticadas em toda a CNAAA.

A CNAAA utiliza para a destinação a ser dada aos resíduos industriais, o Sistema de Manifesto de Resíduos Industriais, que consiste no conhecimento e na destinação a ser dada pelo gerador, pelo transportador e pelo receptor desses resíduos, através de formulário próprio da Feema, denominado "Manifesto de Resíduos". Essa é a forma pela qual a Eletronuclear ajuda a subsidiar o controle dos resíduos gerados no Estado do Rio de Janeiro, evitando seu encaminhamento para locais não-licenciados, como parte integrante do Sistema de Licenciamento de Atividades Poluidoras. Na CNAAA, a Divisão de Meio Ambiente e Segurança do Trabalho, aparece como o principal responsável e coordenador desse sistema, conforme mostra a Figura 26.



Figura 26 - Diagrama da Sistemática Operacional para o descarte de Resíduos Industriais
gerados na CNAAA.
Fonte: Eletronuclear
(*) Quando pertinente

2.10.1.1 Resíduos Sólidos (Não Radioativos) - Fase de Construção - topo

Durante a fase de desenvolvimento da construção e montagem de Angra 3, haverá a necessidade do descarte de resíduos sólidos (não radioativos), provenientes de restos de materiais orgânicos, lamas, produtos de limpeza química, esgoto orgânico, entulhos de obra, sobras de madeira, restos de alvenaria, pontas de vergalhão de aço de construção, latas de tinta e solventes vazias, os quais serão depositados em recipientes de coleta seletiva, em locais previamente definidos no Canteiro de Obras. Posteriormente, e se for o caso, serão acondicionados em invólucros apropriados para descarte por empresa licenciada, contratada para este fim, à semelhança do que foi efetuado em Angra 2. Temporariamente, podem ser transportados para áreas já existentes dentro das instalações da CNAAA, especificamente destinadas ao armazenamento temporário e seleção destes resíduos.

Os resíduos industriais, como restos de sucatas, pontas de ferro de construção, serão acondicionados em caçambas metálicas, distribuídas em pontos estrategicamente definidos, dentro do Canteiro de Obras, e posteriormente transportados para armazenamento em áreas já existentes dentro das instalações da CNAAA, especificamente destinadas à seleção e posterior alienação para reprocessamento e reaproveitamento.

Os resíduos químicos, restos de solventes e latas de tintas, serão acondicionados em recipientes apropriados e encaminhados para empresas especializadas no seu descarte final.

Os resíduos provenientes da limpeza química das redes de tubulações dos sistemas da planta, na fase de montagem e comissionamento, serão conduzidos através de bombeamento até bacias de coleta e tratamento com agentes químicos, com vistas à redução dos níveis de concentração de poluentes a valores inferiores aos limites máximos permitidos, antes do descarte dos efluentes no meio ambiente, após controle e liberação formal para esse fim.

No caso dos resíduos dos processos de britagem, se houver, serão construídos tanques de decantação, onde serão coletados os resíduos provenientes do processo de lavagem da brita, para segregação do material sedimentar e liberação dos efluentes limpos ao sistema de drenagem pluvial; os resíduos sólidos coletados serão transportados para descarte em bota fora apropriado.

2.10.1.2 Resíduos Sólidos (Não Radioativos) - Fase de Operação - topo

Como já dito anteriormente, Angra 3 seguirá as diretrizes já estabelecidas e praticadas na CNAAA. Atualmente, os resíduos sólidos não radioativos derivados da operação da CNAAA são comercializados, se ainda possuírem valor comercial residual como nos casos de sucatas (ferrosa, não-ferrosa, metálica de modo geral, vendidas para reprocessamento), dos óleos e lubrificantes (vendidos para posterior refino), ou encaminhados para tratamentos/destinações específicas, de acordo com cada tipo de resíduo (reciclagem, reprocessamento, incineração, etc.), através de contratações de serviço específicas. Na Tabela 16 são apresentadas as quantidades anuais (em toneladas) comercializadas e co-processadas de resíduos sólidos no período de 2001 a 2003.

Tabela 16 - CNAAA - Destino dado aos Resíduos Sólidos (Não Radioativos) gerados no período de operação de 2001 a 2003.

Fonte: Eletronuclear

Resíduos que possam ser categorizados como "lixo comum" são encaminhados definitivamente para aterro licenciado pela Feema.

As quantidades anuais dos diferentes resíduos sólidos não-radioativos, gerados na CNAAA entre 2001 a 2003, podem ser vistos na Tabela 17, a seguir:

Tabela 17 - CNAAA - Resíduos sólidos convencionais gerados no período de 2001 a 2003.

Fonte: Eletronuclear

2.10.1.2.1 Resíduos Sólidos Não Radioativos Provenientes das Áreas Restritas - topo

Todos os resíduos sólidos não radioativos gerados nas Áreas Restritas da CNAAA são segregados e monitorados quanto à contaminação radioativa que possam conter. Evidentemente, quando os níveis de contaminação radioativa encontram-se abaixo dos limites permitidos para liberação no meio ambiente, os resíduos sólidos são liberados para as Áreas Livres. Caso contrário, o resíduo sólido é considerado como "contaminado" e segue, então, os procedimentos apropriados, tais como descritos no item 2.12.4.2 - Gerenciamento dos Rejeitos Sólidos Radioativos.

Materiais sólidos particulados ou granulados, tais como: areia, materiais resultantes de reparos de pisos ou paredes, ou mesmo resinas trocadoras de íons, somente são removidos das Áreas Controladas após prévia coleta de amostras pela Proteção Radiológica, para realização de análises espectrométricas, antes de serem liberados. Caso os resultados da espectrometria gama utilizada nessas análises apontem níveis de radioatividade menores que os definidos na Norma CNEN-NE-5.01 - "Transporte de Materiais Radioativos" e no "Basic Safety Standards - Safety Series 115", os materiais são então liberados como "não-contaminados".

No caso específico de resinas trocadoras de íons já exauridas, utilizadas em sistemas auxiliares das usinas (p.ex.:unidades de desmineralização de água), a liberação desse material é condicionada às normas de manuseio de resíduos industriais, visto que se trata de materiais utilizados em sistemas "não nucleares" das usinas, portanto intrinsecamente não associados a riscos de contaminação radioativa.

2.10.2 Rejeitos Gasosos Não Radioativos (Emissões Atmosféricas) - topo

As emissões atmosféricas de rejeitos gasosos convencionais de Angra 3, restringir-seão praticamente àquelas provenientes da combustão do óleo Diesel utilizado na Caldeira Auxiliar, bem como dos motores dos grupos geradores Diesel do Sistema de Emergência 1 e 2, também responsáveis pelo acionamento alternativo das bombas do sistema de água de alimentação de emergência. A Caldeira Auxiliar, assim como os motores Diesel citados, não são operados continuamente. A Caldeira Auxiliar é praticamente operada quando a usina nuclear está fora de operação normal, enquanto os motores Diesel o são por ocasião da realização de testes rotineiros, ou durante situações em que tenham que ser operados para cumprir funções de emergência.

Além das emissões associadas à combustão de óleo Diesel mencionadas no parágrafo anterior, um outro rejeito gasoso deve ser citado, qual seja o gás hidrogênio que se forma como sub-produto no processo de produção de hipoclorito de sódio (utilizado no tratamento da água do mar usada no resfriamento do vapor de exaustão das turbinas de baixa-pressão) a partir da eletrólise da água do mar. O hidrogênio gasoso gerado nesse processo é, no entanto, lançado na atmosfera sem nenhum tratamento, por desnecessário. A produção de hipoclorito é mantida em níveis praticamente constantes durante a operação normal da usina, sendo reduzida a valores inferiores, circunstancialmente, durante as paradas da mesma, quando as necessidades de hipoclorito de sódio são reduzidas.

Em Angra 2, o consumo nominal de óleo Diesel, referência para a usina Angra 3, é de 1.400 kg/hora na Caldeira Auxiliar e de 30,13 kg/hora nos grupos Diesel-geradores (com dois grupos de 5.400kW cada e quatro grupos de 900 kW cada, de potência)

Em Angra 1, o consumo nominal de óleo Diesel é de 78,78 kg/hora na Caldeira Auxiliar e de 5,11 kg/hora nos grupos Diesel-geradores (com dois grupos de 5.400 kW cada, e dois grupos de 2.850 kW cada, de potência).

As emissões, na atmosfera, de rejeitos gasosos convencionais da operação futura da usina Angra 3, têm como referência, as emissões equivalentes derivadas da atual operação da usina de Angra 2, apresentadas na Tabela 18.

As emissões, na atmosfera, de rejeitos gasosos convencionais atualmente derivadas da operação da usina Angra 1, estão indicadas na Tabela 19.

Em ambas as usinas, Angra 1 e Angra 2, as emissões atmosféricas estão abaixo dos valores máximos fixados pela Resolução Nº 8/90 do Conama, no que diz respeito a dióxido de enxofre. Ressalte-se que essa Resolução restringe-se apenas às emissões resultantes da combustão de óleo combustível (não incluindo aí, especificamente, o óleo Diesel) e de carvão mineral.

Tabela 18 - Angra 2 Emissões atmosféricas convencionais.

Fonte: Eletronuclear

Tabela 19 - Angra 1 - Emissões atmosféricas convencionais.

Fonte: Eletronuclear

2.10.3 Efluentes Líquidos Não Radioativos - topo

A operação da usina Angra 3 requererá, assim como hoje requerem as usinas Angra 1 e Angra 2, grandes quantidades de água para vários de seus sistemas que utilizam água desmineralizada (circuitos fechados) e água do mar (circuito aberto) para fins de resfriamento, assim como águas pré-tratada e desmineralizada, em vários sistemas, como insumos de processo. A operação da usina Angra 3 seguirá o mesmo modelo da usina Angra 2, no que se refere aos efluentes líquidos convencionais, inclusive no que diz respeito aos tratamentos que sofrerão, antes de serem liberados para o meio ambiente.

Essas águas, para que possam ser utilizadas, sofrem processos de tratamento e/ou de condicionamento químico em função de suas origens e finalidades. Processos de tratamento, ou de condicionamento de águas, são praticados com auxílio de produtos químicos e geram rejeitos convencionais, na forma de efluentes líquidos derivados desses processos ou dos usos que são feitos dessas águas como insumos de processo.

Rejeitos na forma de efluentes líquidos somente serão liberados para o meio ambiente se conformes com limites estabelecidos por padrões e normas em vigor no território nacional, estabelecidos pelos órgãos nacionais de meio ambiente. Para que essa liberação tenha lugar, os efluentes líquidos que contenham níveis de contaminantes em concentrações superiores aos limites estabelecidos precisam ser previamente submetidos a tratamentos adequados e capazes de reduzir essas concentrações aos níveis compatíveis e dentro dos limites permitidos para liberação no ambiente externo.

Os principais efluentes líquidos (rejeitos) convencionais atualmente gerados no âmbito das usinas da CNAAA, provêm dos sistemas de resfriamento dos condensadores do vapor exausto das turbinas de baixa pressão (basicamente água do mar), assim como do tanque de neutralização de efluentes, das bacias de tratamento de efluentes, dos poços de drenos dos respectivos edifícios das turbinas, dos tanques de separação de água/óleo dos transformadores principais, auxiliares e de reserva, assim como dos sistemas de tratamento, de efluentes sanitários de cada usina (efluentes sanitários são apresentados separadamente no sub-item 2.10.3.1).

Os efluentes líquidos que virão do sistema de resfriamento dos condensadores principais de Angra 3, assim como os das demais usinas hoje em operação, terão o Saco Piraquara de Fora como destino final, e os demais, provenientes dos respectivos sistemas de tratamento, serão descarregados no poço de selagem principal. Águas derivadas de precipitações pluviométricas serão dirigidas para canais de drenagem que desembocam em Itaorna.

Os efluentes líquidos convencionais da usina Angra 3, potencialmente contaminados quimicamente, serão submetidos a tratamento prévio nos tanques do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais, em modelo idêntico ao atualmente praticado na usina Angra 2 (e a ser igual e futuramente implantado na usina Angra 1).

Os valores dos parâmetros, rotineiramente controlados, determinados nos efluentes líquidos convencionais que têm origem na operação da usina Angra 1 são mostrados na Tabela 20, que apresenta também as médias anuais e os valores máximos e mínimos do período de 2001 a 2003. Esses valores foram obtidos dos Relatórios de Acompanhamento de efluentes (RAE) integrantes do Programa de Autocontrole das Unidades 1 e 2 (Angra 1 e 2) da CNAAA, dos relatórios do Programa de Monitoração e Controle da Qualidade das Águas PMCQA (PA-MA 09 e 2PA-MA 09) e dos relatórios do Programa Especial de Controle e Monitoração dos Efluentes Líquidos Convencionais de Angra 2 (substituído pelo Programa de Autocontrole, a partir de abril de 2003). A cada mês, são apresentados os valores mínimos, médios e máximos relativos a cada parâmetro de interesse. Nessa mesma Tabela 20, os valores médios correspondem à média aritmética dos valores mensais, determinados ao longo de cada ano, e os valores máximos e mínimos, aos maiores e aos menores valores dos máximos e dos mínimos (maximum maximorum e o minimum minimorum), no mesmo período (anual).

Em Angra 1, os efluentes líquidos convencionais provenientes do sistema de resfriamento dos condensadores (água do mar), principais componentes dessa usina, que operam continuamente com vazão de 40 m³/s (efluentes esses que também incluem os efluentes radioativos tratados), apresentaram no mesmo período considerado de 2001 a 2003, concentrações de poluentes inferiores ou no interior das faixas permitidas pela Feema para lançamento no meio ambiente. Situação semelhante ocorreu com os demais efluentes convencionais, da mesma usina e de outros sistemas, com raras exceções.

Tabela 20 - Angra 1 - Valores dos Parâmetros de Controle dos Efluentes Líquidos Convencionais e Lançados no Meio ambiente, no Período de 2001 a 2003.

Fonte: Relatório de Acompanhamento de Efluentes - RAE
(Programa de Autocontrole de Efluentes Líquidos de Angra 1 - Procon Água)
(* 1) Legislação Ambiental
Norma NT-202.R-10 e Diretriz DZ-215.R-3 - Feema
(* 2) Somente houve lançamento para esse sistema nos meses de janeiro e junho, e os valores obtidos para os parâmetros temperatura, pH, óleos e graxas e material flutuante encontravam-se abaixo do limite legal.
(< LD) - Abaixo do limite detectável.

Em Angra 2, durante operação normal, os efluentes líquidos convencionais provenientes do sistema de resfriamento dos condensadores (água do mar) constituem também o principal efluente líquido descartado continuamente no poço de selagem principal, não sendo submetidos qualquer processo de tratamento antes desse lançamento, por desnecessário, com vazão de 77 m³/s. Durante paradas da usina essa vazão pode ser reduzida, eventualmente. Esse mesmo poço de selagem principal recebe todos os demais efluentes líquidos provenientes de todos os demais sistemas dessa usina, inclusive os efluentes radioativos tratados. Modelo idêntico será adotado na usina Angra 3. A Tabela 21 resume os valores dos parâmetros controlados, no período de 2001 a 2003 das várias correntes de efluentes geradas em Angra 2, antes do início da operação do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais, ocorrido posteriormente (em 2003).

Tabela 21 - Angra 2 - Valores dos Parâmetros Controlados nas Correntes de Efluentes Líquidos derivados da Operação da Usina no Período de 2001 a 2003.

Fonte: Relatórios de Acompanhamento de Efluentes - RAE
        (Programa de Autocontrole de Efluentes Líquidos de Angra 2 - Procon ÁGUA);
Relatórios do Programa Especial de Controle e Monitoramento dos efluentes Líquidos Convencionais de Angra 2
        (substituído pelo Programa de Autocontrole, a partir de abril de 2003).
(* ) Legislação Ambiental
        Norma NT-202.R-10 - "Critérios e Padrões para Lançamento de Efluentes Líquidos" - Feema;
        Resolução Conama nº 20, de 18 de junho de 1986 - Artigo 21
(* 1) O sistema de separação água / óleo (Tanques 1 UGX e 2 UGX) não foi mais monitorado a partir de abril de 2003, devido a implantação do Procon ÁGUA para Angra 2, conforme estabelecido pela Feema.
(* 2) Nos períodos de 2001 e 2002 não foram realizadas medidas de temperatura na ETE de Angra 2

Em Angra 2, os efluentes líquidos convencionais provenientes de drenagens de prédios e tanques, bem como dos transformadores elétricos, que possam conter óleos como impurezas, tanto em operação normal quanto em paradas da usina, são encaminhados para duas estruturas distintas de separação de água-óleo, respectivamente 1UGX e 2UGX.

O processo de separação água-óleo não envolve adição de nenhum produto químico, pois trata-se apenas de uma separação física. A fase aquosa, já descontaminada de óleos, escoa através de vertedouros, em direção a tanques de coleta intermediários, de onde é transferida por bombas para os tanques do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais da usina Angra 2. A Estrutura 1UGX de Separação de Água-Óleo pode tratar até 216 m³/hora de efluentes contendo óleos como impurezas, enquanto que a Estrutura 2UGX tem capacidade para processar até 72 m³/hora de efluentes contendo óleos. Os teores
de óleos dos efluentes líquidos, após terem sido tratados em ambas as estruturas, são sempre inferiores a 20 ppm.

O sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais (GNB) instalado na usina Angra 2 tem capacidade para processar até 608 m³/dia, durante os períodos de operação normal da usina e nas paradas da mesma. O GNB é provido de bombas de recirculação e misturação associadas a misturadores ar-líquido estáticos submersos e aspersores estáticos ar-líquido. O sistema é capaz de recircular até 400 m³/hora de líquidos no interior de cada bacia, com todo o líquido passando através dos misturadores ar-líquido/aspersores ar-líquido.

O sistema GNB trata efluentes líquidos de várias origens dessa mesma usina, inclusive os efluentes aquosos, já livres de óleos, provenientes das duas estruturas de separação água-óleo. Os efluentes são tratados em duas bacias de tratamento (de 608 m³ de capacidade, cada uma), operadas alternadamente em ciclos diários de "recepção/acumulação de efluentes" e de "tratamento de efluentes" propriamente dito. Trata-se de um sistema basicamente destinado a remover amoníaco (NH₃) e hidrazina (N₂H₄) contidos nesses efluentes, que devem ser trazidos a níveis inferiores, respectivamente, a 5 ppm de nitrogênio amoniacal (correspondentes a 6 ppm NH₃) e 1 ppm N₂H₄, que são os limites máximos permitidos para lançamento no meio ambiente. Esse mesmo sistema é também utilizado para fins de correção de pH.

A remoção de amoníaco (NH₃) é feita por aeração dos efluentes, que precisam ser preliminarmente levados a pH 12, por meio da adição de quantidades previamente calculadas de hidróxido de sódio a 50%. Após a remoção do amoníaco, o pH dos efluentes é reajustado para a faixa de 5 a 9, através da adição de quantidades previamente calculadas de ácido sulfúrico (a 96% H₂SO₄), antes de ser lançado no meio ambiente (poço de selagem principal).O ciclo de processamento de cada carga de efluentes que demande esse processo de remoção de amoníaco requer até 20 horas, usualmente, desde que as concentrações iniciais não ultrapassem 15 ppm NH3.

A destruição de hidrazina é praticada através da adição de peróxido de hidrogênio a 50% e, nesse processo, a hidrazina é transformada em nitrogênio e água. A destruição da hidrazina pode ser feita concomitantemente com a remoção do amoníaco, caso a carga de efluentes contenha esses dois poluentes em níveis superiores aos máximos permitidos para liberação no meio ambiente. A operação de destruição de hidrazina requer, usualmente, períodos de processamento de aproximadamente 6 horas.

Finalmente, a carga de efluentes que necessite apenas de correção de pH à faixa de 5 a 9, é tratada ou com hidróxido de sódio (a 50% NaOH) ou com ácido sulfúrico (a 96% H₂SO₄), conforme seja necessário elevar-se ou diminuir-se o pH, para que seja trazido para o interior da faixa de 5 a 9.

Após concluído o tratamento requerido por cada carga de efluentes líquidos de (até) 608 m³, amostras dos líquidos tratados são levadas a exame em laboratório para determinação dos valores dos parâmetros de controle, os quais, estando em conformidade com os limites estabelecidos, determinam a oficialização, através de protocolos de liberação, dos efluentes tratados para a subseqüente descarga no poço de selagem principal, unindo-se ao principal efluente líquido de processo da usina Angra 2, que são os efluentes derivados dos condensadores, qual seja, a água do mar utilizada no resfriamento do vapor exausto das turbinas de baixa pressão do circuito secundário dessa mesma usina, em direção ao Saco Piraquara de Fora.

A Tabela 22 mostra os valores dos parâmetros de controle de cargas de efluentes líquidos liberados para o poço de selagem principal da usina Angra 2, após terem recebido tratamentos para eliminação de amoníaco e/ou hidrazina, além do tratamento para ajuste do pH para o interior da faixa de valores permitida para lançamento no meio ambiente, no seu novo e atual sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais.

Tabela 22 - Angra 2 - Valores dos Parâmetros Controlados nos Efluentes Líquidos após Tratamento no Sistema de Tratamento de Efluentes Líquidos Convencionais, liberados para o Poço de Selagem Principal, no período de agosto de 2003 a julho de 2004.

Clique aqui para visualizar a tabela 22

(*) O parâmetro SE foi substituído por OGme
RNFT - Resíduos Não Filtráveis Totais
N-NH4 -Nitrogênio AmoniacalOGme - Óleos e Graxas de origem mineral
SE - "Solúveis em Éter" (Óleos e Graxas)
Obs.: A parada da Usina de Angra 2 ocorreu no período de 13/05/04 a 11/06/04.

Os óleos removidos e/ou recuperados dos efluentes líquidos, nas duas estruturas de separação de água-óleo (1UGX e 2UGX), constituem rejeitos não contaminados com substâncias radioativas, que são acumulados e alienados, juntamente com os óleos recuperados de toda a CNAAA, como "óleos usados" para retratamento, refinamento, etc., por empresas particulares que os adquirem para reaproveitamento.

Em Angra 3, haverá apenas uma única e exclusiva estrutura de separação de água-óleo. Tal como hoje ocorre em Angra 2, também em Angra 3 os efluentes líquidos, após separados de óleos, serão encaminhados ao correspondente sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais para processamento, antes de serem liberados para o poço de selagem principal e daí para o meio externo.

Na usina Angra 2, durante paradas para recarga de combustível nuclear, o principal rejeito líquido (não se considerando a água do mar que circula pelos condensadores principais, que aliás não requer nenhum pós-tratamento e é descarregada diretamente no poço de selagem principal) é a água de processo do circuito secundário de água-vapor. O circuito secundário de água-vapor contém uma quantidade de líquido da ordem de 1.800 m3. Esse líquido é constituído basicamente por água desmineralizada condicionada apenas com amoníaco/hidrazina, com um teor de amoníaco (NH3) de até 15 ppm (portanto, além do limite permitido para lançamento no meio ambiente, que é de 6 ppm NH3) e de hidrazina (N2H4), da ordem de 0,1 ppm (portanto, abaixo do limite permitido para lançamento no meio ambiente, que é de 1 ppm N2H4).

Como o amoníaco existente na água do circuito secundário deriva da decomposição térmica sofrida pela hidrazina, continuamente adicionada à água como "agente anti-oxigênio", antes das paradas da usina essa adição é suspensa cerca de uma semana, com a usina ainda em operação, nessas circunstâncias, o teor de amoníaco na água do circuito secundário é paulatinamente reduzido a teores inferiores a 5 ppm NH3, o que permite o lançamento direto dessa água no poço de selagem principal, sem necessidade de ser submetida a qualquer tratamento. No entanto, essa água, durante as paradas da usina, é transferida para as bacias do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais, antes de ser descartada no poço de selagem principal, e é submetida, assim, aos mesmos procedimentos de liberação para o meio ambiente, usualmente adotados. Logicamente, por não ser necessário tratamento, o tempo de processamento dessa água do circuito secundário é consideravelmente reduzido, permitindo seu lançamento final no poço de selagem principal sem dificuldade.

Na Figura 27 é mostrado o esquema de interligações das várias correntes de efluentes líquidos convencionais da usina Angra 2 e na Figura 28 o esquema congênere para a futura usina Angra 3. Na Figura 29 é mostrado o diagrama de blocos representativo do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais de Angra 2, idêntico ao sistema congênere a ser implantado na usina Angra 3.

Figura 27 - Angra 2 - Esquema das interligações das várias correntes de efluentes líquidos convencionais (Rejeitos Líquidos)



Figura 28 - Angra 3 - Esquema das interligações (futuras) das várias correntes de efluentes líquidos convencionais (rejeitos líquidos)



Figura 29 - Angra 2 - Diagrama de blocos representativos do sistema de tratamento de efluentes líquidos convencionais (rejeitos líquidos)

2.10.3.1 Efluentes Líquidos Sanitários - topo

O tratamento dos esgotos sanitários, gerados nas fases de construção e operação de Angra 3, também dará origem a efluentes que serão descartados no meio ambiente aquático de Itaorna, dentro dos padrões e limites de lançamento legais em vigor (Resolução Conama Nº 20/86 e NT-202.R.10 da Feema).

Os esgotos sanitários gerados pelo contingenciamento na fase de construção e montagem de Angra 3, serão coletados em caixas coletoras de esgoto, dentro dos padrões normativos, localizadas no Canteiro de Obras, sendo encaminhados através de ramais, por vias subterrâneas, até uma Estação de Tratamento de Esgoto - ETE, a ser construída na fase de implantação do Canteiro de Obras.

Os sedimentos de resíduos orgânicos provenientes da limpeza das cavas de fundação (lama) serão lançados através do sistema de bombeamento.

O tratamento a ser implantado, similar à ETE em operação em Angra 2, é do tipo processo biológico de lodo ativado e aeração prolongada, sendo os efluentes lançados subseqüentemente em canais de drenagem que desembocam na enseada de Itaorna. O fluxograma esquemático do sistema de tratamento (ETE) de Angra 2, similar ao que será implantado em Angra 3, é apresentado abaixo, na Figura 30.

Atualmente há três estações de tratamento de esgotos sanitários na CNAAA, uma para cada Unidade em operação (Angra 1 e 2) e a terceira que atende aos prédios de apoio da CNAAA. São projetadas para o atendimento nas condições normais de operação das usinas, como também nas paradas das mesmas, para troca de elementos combustíveis ou manutenções. A localização das quatro ETEs (inclui-se a estação a ser construída para Angra 3), bem como seus respectivos locais de lançamento de efluentes pode ser vista no Anexo 4 - Planta Esquemática das Áreas Restritas, Pontos de Emissões, Locais de Lançamento de Efluentes Líquidos e Sistema de Abastecimento de Água Doce - CNAAA (Unidades 1, 2 e 3).

As estações de tratamento são monitoradas quanto à qualidade dos efluentes tratados, por meio de medições diárias de vazões e de pH nas saídas dos sistemas de tratamento, bem como por análises de laboratório efetuadas em amostras coletadas nos mesmos locais, para fins de avaliação de materiais sedimentáveis e RNFT (resíduos não filtráveis totais), com freqüência semanal, e de DBO5, com freqüência quinzenal. Os procedimentos adotados atendem a norma técnica NT-202.R-10 (Critérios e Padrões para Lançamento de Efluentes Líquidos) e as diretrizes DZ-942.R-7 (Diretriz de Implantação do Programa de Autocontrole de Efluentes Líquidos, Procon Água) e DZ-215.R-3 (Diretriz de Controle de Carga Orgânica Biodegradável em Efluentes Líquidos de Origem Não-industrial), da Feema, bem como a Resolução Conama 20 (em seu artigo 21).



Figura 30 - Angra 2 - Fluxograma esquemático do sistema de tratamento de esgotos sanitários.
Fonte: Eletronuclear / Planep Engenharia Ltda.

Os resultados da monitoração realizada no período de janeiro/2001 a dezembro/2003 constam da Tabela 23. Verifica-se, no caso de Angra 1 e 2, que, apesar da variação havida na carga afluente devida à variação no número de funcionários presentes durante a operação normal das usinas e nas paradas, os efluentes das respectivas estações de tratamento não apresentaram problemas quanto ao atendimento do limite de lançamento para a DBO5; entretanto, no que se refere aos demais parâmetros de controle, esses apenas ultrapassaram os limites legais pelo menos uma vez nesse mesmo período.

Tabela 23 - CNAAA - Características e Parâmetros de Controle dos Efluentes Sanitários das Usinas Angra 1 e 2 e dos prédios de apoio da CNAAA lançados nos Canais de Drenagem, no período de 2001 - 2003.

Fonte: Eletronuclear (Programa de Monitoração e Controle da Qualidade das Águas - PA - MA 09 e 2 PA - MA 09)

O pH abaixo de 5 (ácido) pode ser explicado pela existência de menores volumes de carga afluente nos períodos de operação das usinas, visto que as estações de tratamento foram projetadas para atender os períodos de parada, quando a quantidade de pessoas trabalhando é maior. A maior remoção de DBO5 nos períodos de operação gera uma quantidade maior de CO2, o que provoca redução do pH e torna necessária sua correção antes do lançamento do esgoto tratado no meio ambiente. Por outro lado, as variações nas características dos efluentes sanitários podem também justificar os desvios observados quanto aos materiais sedimentáveis e aos RNFT (resíduos não filtráveis totais), pois elas alteram as condições de operação do sistema e demandam tempo, para que possam ser adaptadas às novas condições de processo.

A monitoração dos efluentes da ETE que atende aos prédios de apoio da CNAAA apresentou valores acima dos permitidos para resíduos sedimentáveis, causados por problemas operacionais na respectiva estação de tratamento. Por outro lado, a reduzida carga afluente resultou em "pH ácido" e concentração máxima de DBO5 acima do limite legal.

Controle e monitoração da água do mar

No que se refere ao controle e monitoração dos efluentes líquidos lançados no mar, os canais de drenagem das usinas Angra 1 e Angra 2 desembocam em Itaorna e as águas de resfriamento dos condensadores dessas duas usinas (assim como, futuramente, também os da usina Angra 3) são lançadas no Saco Piraquara de Fora. No âmbito da Eletronuclear, a qualidade da água é monitorada nos locais de lançamento, em cinco pontos, tais como caracterizados na Tabela 24.

A monitoração compreende a realização de análises físico-químicas e bacteriológicas dos parâmetros de interesse. A metodologia adotada (parâmetros, número de amostras, periodicidade das coletas/análises e os valores permitidos) é demonstrada na Tabela 25. Os resultados da referida monitoração, para o período de 2001 - 2003, são apresentados na Tabela 26.

Tabela 24 - Pontos de monitoração da qualidade da água do mar das áreas dos lançamentos de efluentes.

Fonte: Eletronuclear (Programa de Monitoração e Controle da Qualidade das Águas - PA - MA 09 e 2 PA - MA 09

Tabela 25 - Parâmetros monitorados nas áreas de lançamento de efluentes.

Fonte: Eletronuclear (Programa de Monitoração e Controle da Qualidade das Águas - PA - MA 09 e 2 PA - MA 09)

Tabela 26 - Valores dos Parâmetros de Controle Monitorados nos Efluentes Líquidos lançados no Mar, período 2001 a 2003.

Fonte: Relatórios do Programa de Monitoração e Controle da Qualidade das Águas (2PA-MA 09).
(* ) Legislação Aplicável
Resolução Conama nº 20, de 18 de junho de 1986 - Artigo 8
Norma NT-319 - "Critérios de Qualidade de Água para Preservação de Fauna e Flora Marinhas Naturais "  Feema;
Norma NT-311 - "Critérios de Qualidade de Água de Recreação em Água Salgada - Contato Primário"- Feema;

Quanto ao aspecto bacteriológico, não foi constatada existência de coliformes fecais nas amostras coletadas nos pontos AM-5 (Enseada de Itaorna), no período de janeiro/2002 a dezembro/2003, e AM-9 (Praia do Velho, Saco Piraquara de Fora), no período de janeiro/2000 a dezembro/2003, fato que indica que os efluentes sanitários não estão contaminando a água do mar nos locais de lançamento.

Considerando-se que o sistema de tratamento de esgotos sanitários da usina Angra 3 será idêntico à usina Angra 2, seus efluentes sanitários deverão apresentar, tanto quantitativa quanto qualitativamente, os mesmos valores e condições apresentados na Tabela 27 para a usina Angra 2. E, como a monitoração correntemente levada a efeito na CNAAA já demonstra a eficiência dos sistemas de tratamento de efluentes sanitários, inclusive no que se refere especificamente ao item "coliformes fecais", de fato não há razões que possam levar à suposição de que os efluentes sanitários provenientes de Angra 3 venham futuramente alterar a qualidade da água do corpo hídrico receptor.

Tabela 27 - Angra 2 - Valores dos Parâmetros de Controle Monitorados nos Efluentes Líquidos lançados no Mar,período 2001 a 2003.

Fonte: Eletronuclear, Programa de Monitoração e Controle da Qualidade das Águas (PA - MA 09 e 2 PA - MA 09).

2.11 REJEITOS RADIOATIVOS - CONCEITOS, CLASSIFICAÇÕES E GENERALIDADES - topo

2.11.1 Radiação - topo

Toda matéria se compõe de átomos e a maioria deles é estável; as exceções, os que têm núcleos instáveis, são chamados de "radioativos", pois para estabilizarem seus núcleos emitem radiação.

A radiação pode ser de dois tipos:

• A ionizante, que, sob forma de partículas ou radiação eletromagnética, é capaz de adicionar ou remover elétrons de átomos ou moléculas, tem como exemplo as partículas alfa e beta, raios gama, raios-X e nêutrons.

• A não ionizante, sem a mesma capacidade de adicionar ou remover elétrons de átomos ou moléculas, tem como exemplo as ondas de radar, ondas de rádio, micro-ondas e a luz visível.

A luz do sol é a forma mais conhecida de radiação e transporta energia em ondas eletromagnéticas nas três faixas de freqüência: curta, média e longa.

A classificação das ondas de energia em faixas de freqüência é feita em função de sua velocidade, comprimento de onda e freqüência. A freqüência é proporcional ao comprimento de onda e quanto mais curta for a onda, maior é sua freqüência e, quanto mais freqüente, maior é a quantidade de energia por ela conduzida. Neste extremo, situa-se a faixa de ondas curtas e no outro, a faixa de ondas longas, que inclui as ondas mais compridas e, portanto, menos freqüentes e com menor conteúdo de energia. Na radiação proveniente do sol, usada como exemplo anteriormente, os raios ultravioletas pertencem à faixa de ondas curtas e os raios infravermelhos, à faixa de ondas longas.

A radiação natural ou "de fundo", é aquela com a qual o planeta convive. É também chamada pelos especialistas como background.

O fallout é a incorporação à biosfera dos radionuclídeos resultantes das experiências com bombas atômicas.

A radiação natural é, apesar das emissões de radionuclídeos artificiais pelas atividades humanas e do fallout, a maior fonte de exposição do ser humano - aproximadamente 88% do total. Ela tem um componente externo, que compreende os raios cósmicos e a radiação emitida por elementos naturais existentes na biosfera e na crosta terrestre, e componentes internos oriundos dos elementos naturais incorporados pelo homem como, por exemplo, o potássio 40 e o carbono 14.

A dose efetiva causada pela radiação natural varia bastante geograficamente, existindo regiões onde seu valor chega a ser vinte vezes superior à média do planeta, que é igual a 2,4 mSv por ano. No Brasil, os moradores de Guarapari (sede do Município) e do povoado de Meaípe, no Espírito Santo, recebem doses significativas de radiação natural, porque o solo nestas regiões é rico em areia monazítica, a qual contém elementos radioativos. Em Guarapari, a dose média anual recebida pela população residente é da ordem de 12mSv/ano, enquanto que a de Meaípe está por volta de 38 mSv/ano. Estas doses médias são muito superiores às estabelecidas pela CNEN para o controle dos efluentes radioativos das Centrais Nucleares, que é de 1 mSv/ano.

A radiação tem origem nos átomos, unidades básicas de constituição de todas as formas de matéria. A maior parte dos átomos é estável, mas há também átomos instáveis, isto é, átomos radioativos, que contêm quantidades excessivas de energia e a emitem num processo de decaimento sucessivo, até atingir a estabilidade. A emissão é feita sob a forma de ondas (gama) ou partículas com alta velocidade (alfa ou beta), que são ionizantes por sua capacidade de produzir partículas eletricamente ativas, chamadas íons, nos materiais a elas expostos.

Há diversos tipos de radiação ionizante. As partículas alfa são, comparativamente às partículas beta, de maior dimensão e de maior massa, possuindo carga elétrica positiva, pouco poder de penetração na matéria e pequeno alcance no ar. Por outro lado, as partículas beta (elétrons de alta energia) são, comparativamente às partículas alfa, de pequenas dimensões, de muito menor massa, possuem carga elétrica negativa, maior poder de penetração na matéria e de alcance no ar (Tabela 28). As partículas alfa têm densidade relativamente elevada, carga elétrica positiva e pouco poder de penetração, enquanto as partículas beta são elétrons em movimento ultra-rápido. Os raios X e os raios gama, assim como a luz, são constituídos de energia deslocada em ondas, portanto sem movimentação de matéria. No entanto, estas têm enorme poder de penetração e atravessam o corpo humano com grande facilidade, sendo que somente podem ser atenuadas por barreiras de alta densidade como, por exemplo, concreto, chumbo ou água (Figura 31).



Figura 31 - Poder de penetração das emissões alfa, beta e gama.
Fonte: EIA da Unidade III do DIRR (MRS Estudos Ambientais, 2003).

Tabela 28 - Propriedades dos tipos de radiação ionizante.

Fonte: EIA da Unidade III do DIRR (MRS Estudos Ambientais, 2003).

As partículas alfa, embora possam ser barradas com facilidade, pois possuem poder de penetração muito baixo, são perigosas quando os elementos que as emitem são inalados ou absorvidos pelo organismo humano através de ferimentos, uma vez que, pelo seu tamanho, colidem com os átomos das células e perdem energia rapidamente, infligindo maior dano biológico que outras formas de radiação ionizante.

O ser humano é exposto à radiação ionizante de duas maneiras diferentes:

• a fonte emissora está externa a seu corpo;

• incorporação de elementos radioativos via inalação, ingestão e/ou absorção através da pele e/ou ferimentos.

No primeiro caso, para proteger-se, o ser humano deve aplicar os três princípios básicos de proteção radiológica:

• tempo: a dose recebida é diretamente proporcional ao tempo de exposição à radiação. Portanto, quanto menor for este tempo menor será a sua dose;

• distância: a dose recebida é inversamente proporcional à distância entre o ser humano e a fonte de radiação. Conseqüentemente, quanto mais distante dela permanecer, menor será também a sua dose; e

• blindagem: consiste em uma barreira de material apropriado colocada entre a fonte radioativa e o homem, a qual tem por finalidade reduzir a intensidade inicial da radiação incidente.

A segunda maneira de exposição à radiação ionizante, inalada, ingerida e/ou absorvida através da pele e/ou ferimentos, deve ser evitada através da utilização de equipamentos de proteção individual (EPI) apropriados a cada condição radiológica, tais como: máscaras com filtros mecânicos, autônomas ou com suprimento externo de ar; vestimentas especiais de pano, papel e/ou plástico; luvas de pano, cirúrgicas e/ou de borracha; galochas, botas e/ou sapatilhas de plástico. Uma vez encontrado, o material radioativo dentro do organismo humano, o seu metabolismo deve ser acelerado para diminuir ao máximo as doses nos diversos órgãos que por ela possam ser afetados.

2.12 GERAÇÃO DE MATERIAL RADIOATIVO EM ANGRA 3 - topo

Todos os elementos radioativos produzidos em uma usina nuclear têm sua origem no núcleo do reator ou em suas imediações. Os dois grandes processos responsáveis pela sua produção são a fissão nuclear e a ativação por nêutrons.

No processo de fissão, um núcleo de urânio absorve um nêutron e divide-se em dois, dando origem a dois novos elementos, os quais são radioativos. Estes elementos, resultantes da fissão, são denominados de produtos de fissão e são eles os grandes responsáveis pela radioatividade existente numa usina nuclear. Mas, como eles são produzidos no interior do combustível, para que possam contaminar a água do circuito primário, eles têm que atravessar duas barreiras. A primeira delas é a própria matriz cerâmica das pastilhas de combustível. Neste caso, os produtos de fissão têm que se deslocar por difusão através da pastilha até atingirem o espaço livre entre esta e a parede da vareta combustível. Este processo é muito lento, de modo que apenas uma fração muito pequena do inventário destes produtos consegue fazê-lo. Uma vez vencida esta etapa, uma passagem para a água do primário só é possível se alguma vareta apresentar defeito perdendo sua estanqueidade. Rigorosos controles exercidos nas fases de projeto, fabricação, transporte etc., têm feito com que a incidência de defeitos no combustível seja mínima.

A ativação por nêutrons é um processo pelo qual reações nucleares, iniciadas pela absorção de nêutrons em elementos presentes no campo neutrônico, dão origem a substâncias radioativas. Este processo pode se dar dentro do combustível ou fora dele, bastando para isso a presença de nêutrons. Isótopos de plutônio e netúnio, por exemplo, são produzidos dentro do combustível por este processo. Os isótopos radioativos produzidos fora do combustível podem ter duas origens. A primeira delas é a partir de elementos estáveis que constituem o próprio refrigerante primário ou que nele estejam dissolvidos. Como exemplos, pode-se citar o nitrogênio (N-16) produzido a partir do oxigênio da água e o trício (H-3) produzido a partir do boro, o qual é propositadamente diluído sob a forma de ácido bórico no refrigerante para efeitos de controle. A segunda é a partir de elementos, também estáveis, que constituem os materiais em contato com o refrigerante, dentro do sistema primário ou dos demais sistemas a ele conectados. Estes elementos entram na água do primário por processos de erosão e corrosão e, ao passarem pelo núcleo do reator, são ativados. Entre estes produtos ativados estão o ferro (Fe-59), o cobalto (Co-60) e o manganês (Mn-54).

2.12.1 Substâncias Radioativas nos Sistemas da Usina - topo

A produção e o fluxo de substâncias radioativas nos sistemas mais relevantes da usina são apresentados a seguir. Os valores aqui mostrados foram obtidos através de um cálculo modelo fundamentado em valores típicos dos vários parâmetros que têm influência nos níveis de atividade dos sistemas e componentes da usina. Uma discussão mais detalhada do modelo utilizado pode ser encontrada em DIAS (1993).

a) Sistema de Refrigeração do Reator

Produtos de Fissão: Durante a operação de uma usina nuclear, é impossível excluir a ocorrência de pequenos defeitos no revestimento de varetas, de combustível. Tais defeitos reduzem a capacidade de retenção destas varetas, podendo ocasionar uma fuga reduzida de produtos de fissão para o sistema de refrigeração do reator. Entretanto, como este é um sistema fechado, ele permite que mesmo uma quantidade relativamente alta de produtos de fissão escape para o refrigerante sem prejudicar a operação da usina.

A composição dos produtos de fissão que porventura escapem para o refrigerante corresponde aproximadamente a uma composição prevista pelo modelo de difusão. De acordo com este modelo, que é adotado aqui como base de cálculo para a atividade do sistema de refrigeração do reator, a razão entre a taxa de liberação de atividade para o refrigerante, F e a taxa de produção de atividade no combustível, B é inversamente proporcional à raiz quadrada da constante de decaimento, λ do radionuclídeo considerado:

Uma discussão mais detalhada do modelo de difusão pode ser encontrada em SCHRÜFER (1974).

A adequabilidade do modelo de difusão foi verificada através de inúmeras medições efetuadas tanto em reatores a água fervente quanto em reatores a água pressurizada. Ele se aplica muito bem aos gases nobres e pode ser usado para halogênios com uma boa aproximação.

Desta forma, uma taxa de liberação é designada a um radionuclídeo representativo de cada grupo, isto é, um gás nobre e um halogênio; em seguida, são calculadas as taxas de liberação para os outros radionuclídeos de interesse em cada grupo, de acordo com o modelo de difusão. Os radionuclídeos de referência escolhidos e suas respectivas taxas de liberação são mostrados abaixo:

Xe-133         1,7 x 10⁵ Bq/s.MWt

I-131            7,8 x 10⁴ Bq/s.MWt

Os valores acima foram escolhidos com base em medições efetuadas em usinas em operação, de tal forma que as concentrações de radioatividade assim obtidas nunca ou apenas raramente sejam excedidas durante a operação normal.

A concentração de radioatividade no sistema de refrigeração do reator não depende apenas das taxas de liberação de radioatividade para o mesmo mas, também, da eficiência dos sistemas de purificação e desgaseificação. O refrigerante do reator é constantemente purificado por filtros de troca iônica numa vazão mínima de 10% de sua massa total por hora. Esta vazão pode ser duplicada através da operação de uma segunda bomba de carregamento. O refrigerante pode ser desgaseificado de modo semelhante, embora a operação sem desgaseificação seja também possível. Contudo, o refrigerante é sempre desgaseificado antes da abertura do sistema de refrigeração do reator por qualquer razão.

Produtos de fissão podem também ser produzidos diretamente no refrigerante como resultado da existência de impurezas de urânio na superfície externa das varetas de combustível. Neste caso, as quantidades envolvidas são muito pequenas e podem ser desprezadas.

Produtos de Corrosão: O sistema de refrigeração do reator sempre contém elementos resultantes de processos de corrosão que acontecem nas superfícies internas do mesmo. Estes elementos podem ser transportados através do sistema inteiro, podem ser também depositados em locais diferentes do sistema e em seguida arrastados novamente pelo refrigerante. Sempre que eles passam ou são depositados em regiões de alto fluxo neutrônico, eles são ativados e se tornam radioativos. Como os processos envolvidos são complexos e aleatórios, uma estimativa das concentrações de radioatividade através de modelos matemáticos não fornece resultados satisfatórios. Por esta razão, as concentrações de radioatividade dos produtos de corrosão são estimadas a partir da experiência operacional de usinas semelhantes.

Produtos de Ativação: O produto de ativação mais importante no que concerne à blindagem do sistema primário é o isótopo de nitrogênio, N-16. Ele é formado através de reações nucleares com nêutrons rápidos, a partir do oxigênio da água presente no sistema; ele emite radiações gama de alta energia, mas sua meia-vida de 7,35 segundos é muito curta para que ele seja de alguma importância fora do sistema de refrigeração do reator.

Outros produtos de ativação de meia vida curta como N-17, O-19, N-13, F-18 e Na-24 são também formados por reações nucleares, mas suas concentrações de radioatividade no sistema são muito baixas e são normalmente desprezíveis.

Trício: A presença de trício no sistema de refrigeração do reator se deve basicamente a dois processos principais:

• Fissão ternária dentro do combustível e posterior difusão através do revestimento para o refrigerante;

• Reações de captura de nêutrons com o boro e com o lítio adicionados ao refrigerante.

Pode ser encontrado na literatura que entre 0,1% e 1% do trício produzido por fissão ternária no combustível difundam através do revestimento de zircaloy em direção ao sistema de refrigeração.

Investigações efetuadas em usinas nucleares, durante vários ciclos, com elementos combustíveis defeituosos indicaram que a liberação através de defeitos nas varetas não é significativa.

Medições, repetidamente efetuadas em usinas nucleares, têm indicado que para usinas com reatores a água pressurizada, do tipo da de Angra 2 e 3, a produção total esperada de trício se situe entre 10 e 20 GBq/MWe.

Neste volume assume-se uma produção anual de 34 TBq de trício.

A Tabela 29 abaixo mostra as taxas de liberação de radioatividade, para o sistema de refrigeração do reator, dos produtos de fissão, ativação, corrosão e de trício, bem como as respectivas concentrações de radioatividade resultantes neste sistema para as várias condições de operação dos sistemas de purificação e desgaseificação.

Tabela 29 - Taxas de Liberação de radioatividade para o sistema de refrigeração do reator.

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).
Legenda: R é a fração da massa de refrigerante purificada ou desgaseificada por hora.
λ=Constante de decaimento.

b) Sistema de Controle Volumétrico

Este sistema está diretamente conectado ao sistema de refrigeração do reator. Ele opera em condições de pressão e temperatura bastante inferiores às do primário e possibilita a condução de uma certa quantidade de refrigerante através de um filtro de troca iônica e de um desgaseificador. O filtro é operado continuamente enquanto que o desgaseificador pode ser operado intermitentemente.

Todas as partes de sistemas a montante dos sistemas de purificação e desgaseificação apresentam as mesmas concentrações de radioatividade do sistema primário a não ser no caso do N-16 cuja meia vida é extremamente curta. As partes de sistemas a jusante dos sistemas de purificação e desgaseificação, como, por exemplo, as bombas de carregamento de alta pressão e linhas associadas, contêm refrigerante purificado, cuja concentração de radioatividade é reduzida de um fator entre 10 e 1000 (a menos do césio). Se a desgaseificação estiver em linha, as concentrações de radioatividade dos gases nobres são reduzidas de um fator de pelo menos 100. A Tabela 30 abaixo mostra o conteúdo de radioatividade do tanque de controle volumétrico.

Tabela 30 - Radioatividade no tanque de controle volumétrico (Bq).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).

c) Sistema de Purificação do Refrigerante

O sistema de purificação do refrigerante dispõe de dois filtros de troca iônica. Um deles está carregado com íons Li+ e o outro com íons de H+. O filtro carregado com lítio é o mais freqüentemente usado, pois possui uma boa capacidade de retenção para a maioria dos radionuclídeos, exceto o césio. Quando se torna necessário reduzir a concentração de césio ou lítio no sistema de refrigeração do reator, o filtro carregado com H+ é posto em operação.

Os valores abaixo se aplicam aos fatores de descontaminação do filtro de purificação do refrigerante:
                                Iodo                               1000
                                Rubídio                            2
                                Césio                              1,2
                                Estrôncio                         20
                                Produtos de corrosão         20

O refrigerante do circuito primário pode ser purificado através destes filtros, a uma taxa de 10% ou 20% de sua massa total por hora. As radioatividades acumuladas em um filtro carregado com Li+ após um ano de operação, a uma taxa de 10% por hora, são mostradas na Tabela 31 abaixo. Também são mostradas as radioatividades remanescentes no filtro para vários períodos de tempo após sua retirada de operação.

Tabela 31 - Radioatividade no filtro de purificação do refrigerante (Bq).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).

d) Sistemas de Tratamento e Armazenagem do Refrigerante

Diariamente, uma certa quantidade de refrigerante é substituída por água desmineralizada para compensar a queima (consumo) de urânio. Esta quantidade aumenta continuamente ao longo do ciclo, devendo corresponder à retirada de cerca de 3 ppm de boro por dia. O refrigerante retirado é dirigido a um tanque de armazenagem. Os tanques de armazenagem são usados seqüencialmente. Sempre que um tanque atinge a metade de sua capacidade, a conexão é intercambiada para o tanque seguinte e o conteúdo existente é processado na planta de evaporação do refrigerante após passar por um filtro de troca iônica. O processo de evaporação resulta em uma solução de ácido bórico a 4%, a qual é descarregada para os tanques de armazenagem de ácido bórico. O vapor resultante da evaporação é condensado e desgaseificado, podendo retornar ao sistema para uso posterior ou, então, ser enviado ao sistema de armazenagem de rejeitos líquidos.

A radioatividade em um tanque de armazenagem de refrigerante atinge um valor máximo imediatamente antes do processo de evaporação. Como a concentração de boro no refrigerante decresce ao longo do ciclo, o tempo necessário para encher um tanque também decresce, tendo como conseqüência um aumento, a cada enchimento, da radioatividade máxima do tanque. O valor mais alto ocorre no final do ciclo. De maneira semelhante, o filtro de troca iônica, o evaporador e o tanque de armazenagem de ácido bórico atingem sua radioatividade máxima no final de cada evaporação. Como a freqüência de evaporação
aumenta ao longo do ciclo e existe um efeito cumulativo causado pela radioatividade residual oriunda das evaporações anteriores, as maiores radioatividades nestes componentes ocorrem, também, no final do ciclo. A Tabela 32 abaixo mostra estas radioatividades após cerca de 23 evaporações, assumindo-se uma taxa de purificação do refrigerante de 10% por hora.

Tabela 32 - Radioatividade nos sistemas de tratamento e armazenagem do refrigerante (Bq).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).
Legenda: TAR -Tanque de Armazenagem do Refrigerante; FTI - Filtro de Troca Iônica ; ERP - Evaporador do Refrigerante
Primário; TAB - Tanque de Ácido Bórico

e) Sistema de Processamento de Rejeitos Gasosos

Os tanques de armazenagem do refrigerante, o tanque de alívio do pressurizador, o desgaseificador do refrigerante, os tanques de armazenagem de ácido bórico, os evaporadores do refrigerante e vários tanques de dreno estão todos conectados ao sistema de tratamento de rejeitos gasosos. Os espaços vazios destes componentes são purgados continuamente por uma mistura de gases composta predominantemente por nitrogênio. Uma parte desta mistura é desviada para uma série de filtros de carvão ativado, que constituem a assim chamada linha de retardo.

O sistema de processamento de rejeitos gasosos é projetado como um sistema fechado. Apenas nos casos em que, por alguma razão, haja introdução de massa neste sistema, esta deve ser compensada através da liberação de uma quantidade correspondente pela chaminé. Isto é efetuado por uma válvula de controle localizada a jusante da linha de retardo. A quantidade liberada é diluída no fluxo total de exaustão da usina e transferida para a atmosfera.

A radioatividade no sistema de tratamento de rejeitos gasosos depende fortemente do regime de operação do desgaseificador do refrigerante. Quando este não está em operação, a radioatividade é muito baixa.

Devido aos tempos de retardo relativamente longos de 60 dias para o Xe e 60 horas para o Kr, apenas o Xe-133 e o Kr-85 são de alguma importância no que concerne à liberação na atmosfera a partir deste sistema. A Tabela 33 abaixo mostra as radioatividades na parte de baixa pressão (volume livre de componentes e tanques) e na parte de alta pressão (linha de retardo) do sistema. Foi assumida, neste caso, uma taxa de desgaseificação de 10% por hora. Também são mostradas as taxas de liberação de radioatividade para a atmosfera em Bq/h, assumindo-se uma liberação mássica contínua correspondente a 1Nm3/h. Conservativamente, tempos de retardo de 40 dias para o Xenônio e 40 horas para o criptônio foram assumidos neste cálculo.

Tabela 33 - Radioatividade no sistema de tratamento de rejeitos gasosos (Bq) e liberação pela chaminé (Bq).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).

f) Sistema de Remoção de Calor Residual

As bombas de remoção de calor residual são ligadas, aproximadamente, seis horas após o desligamento do reator. A redução de volume resultante do resfriamento do refrigerante é compensada pelo sistema de controle volumétrico através da injeção de água. Durante este tempo, o sistema de purificação do refrigerante não opera, sendo reativado apenas ao final deste procedimento.

Inicialmente, o sistema de remoção de calor residual pode possuir uma concentração de radioatividade igual ou menor que aquela do sistema de refrigeração do reator. Esta radioatividade é então reduzida pelo sistema de purificação da piscina de elementos combustíveis durante os trabalhos de recarga. Quando o reator é colocado novamente em operação, o sistema de remoção de calor residual é isolado e sua radioatividade continua diminuindo devido ao decaimento radioativo.

g) Sistema de Ventilação

O ar no edifício do reator pode ser contaminado de duas maneiras distintas:

• Por ativação, através de reações de captura de nêutrons nas imediações do vaso de pressão do reator;

• Por eventuais vazamentos do sistema de refrigeração do reator, que podem liberar pequenas quantidades de substâncias radioativas para o ar deste edifício.

Em ambos os casos, apenas o ar das salas de equipamentos é afetado. Isto se deve ao fato de que a pressão nestas salas é mantida sempre abaixo daquela das salas de operação, evitando-se assim um espalhamento da contaminação.

O principal produto de ativação é o Ar-41 produzido junto ao vaso de pressão do reator no espaço existente entre este vaso e sua blindagem adjacente. Uma pequena troca de ar entre este espaço e as salas de equipamentos (cerca de 1 m3/h) leva a uma liberação de, aproximadamente, 370 MBq/h para estas salas. Como o volume total de ar nesta região é de 10.000 m3, e, considerando-se que 1000 m3/h são extraídos para manter o gradiente negativo de pressão, a concentração de radioatividade de Ar-41 resultante é de cerca de 77.000 Bq/m3. As concentrações de radioatividade de substâncias radioativas devidas aos eventuais vazamentos do sistema de refrigeração do reator são obtidas com base em uma taxa de vazamento de 10 kg/h e uma taxa de recirculação de ar nestas salas de 8000 m3/h. Os valores
resultantes são mostrados na Tabela 34 abaixo, para as várias condições de operação dos sistemas de purificação e desgaseificação.

Os fatores de retenção mínimos assumidos para o filtro de recirculação são mostrados
abaixo:
                                Gases Nobres                             1

                                Halogênios (orgânico)                  10

                                Halogênios (elementos)                100

                                Aerossóis                                  1000

As quantidades correspondentes liberadas para a atmosfera são ilustradas na Tabela 35 seguinte. É importante salientar que a chaminé de descarga de gases é o único ponto possível de liberação de radioatividade para a atmosfera durante a operação normal da usina.

Tabela 34 - Concentrações de radioatividades nas salas de equipamentos (Bq/m3).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).

Tabela 35 - Liberação de radioatividades das salas de equipamentos (Bq/h).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).

h) Sistemas de Armazenagem e Tratamento de Rejeitos Radioativos Líquidos

Os rejeitos líquidos produzidos na área de acesso controlado da usina são coletados em tanques de armazenagem antes de seu processamento. Dependendo de sua origem e do seu grau de contaminação, estes rejeitos são classificados em dois grupos. O primeiro grupo, com concentrações de radioatividade entre 3,7 e 370 MBq/Mg, consiste em rejeitos mais fortemente contaminados originários de drenos de salas que abrigam componentes radioativos, de laboratórios e de equipamentos de descontaminação. O outro grupo, com concentrações de radioatividade entre 37 e 3700 kBq/Mg, consiste de líquidos levemente contaminados oriundos de ralos de salas de operação, lavanderias e chuveiros da área controlada, como também da água de regeneração do sistema de desmineralização da purga dos geradores de vapor.

Rejeitos contaminados são processados por evaporação e armazenados provisoriamente em tanques de monitoração até serem liberados para o mar. A unidade de evaporação garante um fator de descontaminação mínimo de 10⁶.

Para que o conteúdo de um tanque de monitoração seja liberado, sua concentração de radioatividade não pode exceder 18,5 MBq/Mg. Se a concentração estiver acima deste valor, o conteúdo do tanque será reprocessado.

A lama das unidades de evaporação são conduzidas aos tanques de concentrado para posterior imobilização no sistema de processamento de concentrados radioativos.

A Tabela 36 abaixo mostra o conteúdo de radioatividade de alguns componentes importantes do sistema em questão.

É importante salientar que o poço de selagem UQJ, é o único ponto por onde é efetuada a descarga de rejeitos líquidos da usina.

Tabela 36 - Radioatividade nos sistemas de rejeitos líquidos (Bq).

Fonte: PSAR - Preliminar Safety Analysis Report - Angra 3 (Eletronuclear, 2002).
TM - Tanque de Monitoração

i) Sistema Água - Vapor

O sistema água - vapor é separado do sistema de refrigeração do reator através dos tubos dos geradores de vapor e é, por esta razão, normalmente livre de substâncias radioativas.

Apesar da ótima experiência operacional obtida até o presente em usinas semelhantes, pequenos vazamentos nos tubos dos geradores de vapor são levados em consideração no projeto dos sistemas.

Liberações não controladas de radioatividade do sistema secundário são substancialmente evitadas por várias características incorporadas ao projeto:

• O ar removido pelo sistema de vácuo do condensador é monitorado continuamente e liberado através da chaminé;

• As linhas de purga do sistema (i.e. do tanque de água de alimentação) descarregam para o condensador;

• Selagem líquida é usada onde necessário para evitar nuvens de vapor no teto do edifício.

A radioatividade do sistema de água de alimentação é monitorada continuamente na purga dos geradores de vapor para detectar eventuais vazamentos. Adicionalmente, são colhidas amostras a intervalos de tempo pré-estabelecidos, as quais são analisadas em laboratório para a determinação de sua composição. Amostras adicionais são também colhidas e analisadas se a radioatividade total sofrer alguma alteração significativa. Tudo isto faz com que a composição radioativa da água de alimentação seja conhecida com precisão a qualquer momento.

A transferência de iodo radioativo para a fase vapor só é possível através da umidade residual do vapor, a qual é normalmente inferior a 0,25%. Isto é assegurado através de medições efetuadas durante o comissionamento da usina.

O nível de radioatividade no sistema secundário é limitado, de tal forma que a concentração de radioatividade de I-131 no vapor principal não exceda o valor de 37 kBq/Mg.

Além das medições de radiação mencionadas acima, as linhas de vapor principal são monitoradas continuamente por detectores posicionados externamente junto a estas linhas, os quais são capazes de acusar o ingresso de radioatividade no sistema secundário e, imediatamente, desencadear as contramedidas necessárias através do sistema de proteção do reator, assim como seu desligamento imediato, desligamento da turbina, etc..

Este sistema de detecção consiste de 3 contadores Geiger-Müller e 3 cintiladores de iodeto de sódio NaI(Tl) em cada linha de vapor principal, segundo uma lógica 2 de 3. Em faixas de potência alta, predomina a medição de N-16 pelos contadores Geiger-Müller, enquanto que a potências mais baixas, a detecção de gases nobres através dos cintiladores de NaI(Tl) assume uma importância maior.

A Tabela 37 abaixo, mostra as concentrações de radioatividade em componentes importantes do sistema água - vapor. As taxas de purificação e de desgaseificação do refrigerante assumidas são de 10% por hora.

Tabela 37 - Concentrações de radioatividades em componentes do circuito secundário (Bq/mg).