Complementaridade dos regimes hidrológico e eólico

jul, 2010

Estudo energético da implantação de usinas eólicas na oferta de energia do sistema interligado nacional

A busca por fontes alternativas limpas promoveu na última década um forte crescimento da energia eólica, estando presente hoje em mais de 50 países, dos quais 13 contam com uma capacidade instalada superior a 1.000 MW. Dentre estes, destaca-se a Alemanha, que passou de 1.100 MW, em 1995, para 20.700 MW, em 2007, e tem como meta 45.000 MW até 2020. Este crescimento expressivo é resultado da evolução tecnológica que vem promovendo importantes ganhos de eficiência e redução de custos.

 

Atualmente, o aproveitamento de energia eólica é considerado uma das mais promissoras fontes naturais de energia, por ser limpa, renovável e perene. No Brasil, tendo como objetivo a diversificação da matriz elétrica, o governo instituiu em 26 de abril de 2002, por meio da Lei nº 10.438, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), contemplando incentivo à implantação de usinas eólicas, além de biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), sendo que, na primeira etapa do programa, a meta era a implantação de 1.400 MW para as usinas eólicas.

Embora o montante a ser instalado no âmbito do Proinfa, nesta primeira etapa, ainda seja muito pequeno, o potencial estimado para o aproveitamento dessa fonte no Brasil é muito elevado – da ordem de 25 GW –, sendo cerca de 15 GW na região Nordeste, conforme estimativa do potencial total e regional do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, elaborado pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel).

Motivados por solicitações de estudos energéticos exploratórios do comportamento do sistema com a introdução de montantes mais significativos de usinas eólicas na sua configuração e pela necessidade de esclarecer algumas questões quanto à influência das eólicas na energia firme das hidráulicas e no comportamento dos reservatórios de regularização, foi realizado um estudo energético por meio de modelos de simulação de usinas individualizadas (MSUI/Eletrobras) e também da operação de subsistemas equivalentes (Newave/Cepel), garantindo a abrangência necessária para elucidar pontos da matéria em questão.

Este trabalho apresenta como cenário de referência o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2007/2016 e as avaliações energéticas (dinâmica e estática) do impacto da substituição de usinas térmicas indicativas, não licitadas, de gás natural e óleos diesel e combustível, no Nordeste e Sudeste, por usinas eólicas indicativas no Nordeste e no Sul, abordando os seguintes aspectos:

• Benefícios para o Sistema Interligado Nacional (SIN);

• Complementaridade entre os regimes hidrológico e eólico, de forma a aumentar a energia garantida do sistema;

• Impacto no custo marginal de operação e custo total de operação;

• Mercado de energia total a ser atendido;

• Impacto na geração hidráulica e energia armazenada.

Principais premissas

Mantendo-se inalteradas as diretrizes e as premissas contidas no cenário de referência do PDE 2007/2016, foram adotadas as seguintes premissas para as análises energéticas, dinâmica e estática realizadas:

• Modelo estratégico de geração hidrotérmica a subsistemas equivalentes (Newave), desenvolvido pelo Cepel;

• Modelo de simulação a usinas individualizadas (MSUI), desenvolvido pela Eletrobras;

• No cronograma de expansão do PDE 2007/2016, destaca-se até o ano de 2016 a entrada de 15 GW de projetos estruturantes, como as Usinas Hidrelétricas (UHEs) de Jirau, Santo Antônio, Belo Monte e a Usina Termonuclear (UTN) de Angra III;

• Dados técnicos e operativos para as usinas eólicas indicativas estão de acordo com o Termo de Referência da Unidade Gestora do Proinfa (UEP-Proinfa) da Eletrobras;

• As usinas eólicas foram emuladas no modelo Newave como usinas térmicas, permitindo a consideração do custo de operação e manutenção variável;

• O horizonte de expansão e os limites de incrementos anuais de capacidade instalada para novas plantas de usinas eólicas, bem como a disponibilidade e sazonalidade (janeiro a dezembro) dos fatores de capacidade por subsistema, foram também obtidos do Termo de Referência do departamento UEP-Proinfa da Eletrobras;

• Foram considerados na simulação das alternativas módulos de usinas eólicas com potência de 100 MW cada;

• A disponibilidade eólica apresenta em média um fator de capacidade de 42% no Nordeste e de 32% no Sul, sendo maior nos meses em que é menor a energia natural afluente, período seco das regiões Sudeste e Nordeste.

Avaliação energética dinâmica

A avaliação energética dinâmica consiste na verificação das condições de atendimento à carga, levando em conta a sua verificação ao longo do horizonte de planejamento, a expansão do parque gerador, a sequência hidrológica adotada, o armazenamento e a sinergia do sistema, e a interdependência entre estes fatores.

Nas alternativas de expansão descritas a seguir, utilizou-se o modelo Newave em simulações dinâmicas abordando aspectos como o suprimento aos requisitos do mercado: energia armazenada, geração hidráulica, custo marginal de operação, custo total de operação e benefícios para o SIN da complementaridade entre os regimes hidrológico e eólico.

• Caso base – Simulação do PDE 2007/2016 disponibilizado pela EPE, sem nenhuma alteração;

• Alternativa eólica – Substituição de 4.600 MW de térmicas indicativas (2.200 MW de térmica a gás no Sudeste, 1700 MW de térmica a gás no Nordeste e 700 MW de Carvão no Nordeste), por usinas eólicas no Nordeste e no Sul.

Respeitando-se os limites de ampliação da capacidade instalada de novas plantas eólicas, foram realizadas ampliações do parque eólico no decorrer do horizonte de 2009 a 2013, tendo como critério de convergência a igualdade dos CMOs, para todos os anos, da alternativa eólica com o caso base. Esta metodologia faz com que as duas configurações dinâmicas estejam em uma mesma referência quanto às condições atendimento ao mercado, permitindo as comparações energético-operativas entre as alternativas.

Avaliação energética estática

A avaliação energética estática de um sistema gerador permite uma primeira visão de sua capacidade em atender aos requisitos do mercado. Em função do tipo de aplicação, estas avaliações pode

m considerar como disponibilidades energéticas as energias firmes, energias médias ou mesmos valores de energias garantidas associadas a critérios probabilísticos.

No estudo, utilizou-se o modelo Newave com as configurações estáticas do ano 2016 para o caso base e a alternativa eólica, buscando, a partir das cargas críticas atendidas a um critério de risco de 5% de ocorrência de déficit, mensurar o ganho de energia no SIN. Para a determinação da energia firme de um sistema, utilizamos o modelo MSUI por meio de simulações interativas da operação deste sistema (configuração estática), sujeitas a toda sequência de vazões naturais do histórico (1931-2007).

Partindo-se dos reservatórios cheios no primeiro mês hidrológico considerado, procura-se obter a carga que maximize o deplecionamento (o abaixamento do nível da água) dos reservatórios no mês correspondente ao final do período crítico do sistema, sem permitir a ocorrência de déficits. Desta análise verifica-se o acréscimo de energia firme no sistema, simulando com e sem as eólicas e compara-se ao acréscimo de energia firme local das usinas eólicas, obtendo assim o ganho de energia firme do sistema.

Para as simulações com o MSUI, utilizou-se a configuração hidráulica do PDE 2007/2016, considerando-se o montante de usinas eólicas encontradas na configuração dinâmica como uma usina hidráulica, de tal forma que a geração seja proporcional aos fatores mensais de carga.

Resultados da avaliação dinâmica

Evolução da potência instalada eólica

A Tabela 1 mostra a evolução da potência instalada das usinas eólicas ao longo do horizonte de 2009/2013. Ao todo foram necessários 66 módulos de 100 MW de usinas eólicas, 52 no Nordeste (NE) e 14 no Sul (S) para igualar os custos marginais de operação do caso eólico aos do caso base.

Tabela 1

Evolução da potência instalada das usinas eólicas no Nordeste e no Sul

 

 

2009

2010

2011

2012

2013

1ª Sem

2ª Sem

1ª Sem

2ª Sem

1ª Sem

2ª Sem

1ª Sem

2ª Sem

1ª Sem

2ª Sem

UEOL In. NE

 

100

 

200

 

500

 

600

 

1.700

 

2.300

 

3.500

 

4.000

 

4.700

 

5.200

UEOL In. S

 

100

 

200

 

400

 

500

 

700

 

800

 

1.000

 

1.100

 

1.300

 

1.400

Total

200

400

900

1.100

2.400

3.100

4.500

5.100

6.000

6.600

Portanto, na alternativa eólica, foram substituídas 4.600 MW de térmicas indicativas, correspondendo a uma disponibilidade de 4.154 MWmédios, por 6.600 MW de eólicas com uma disponibilidade energética correspondente a 2.632 MWmédios.

Custo marginal de operação e risco de qualquer déficit

A Tabela 2 apresenta, por subsistema e para cada alternativa, os custos marginais de operação (Tabela 2a) e o risco de qualquer déficit (Tabela 2b) para o horizonte do estudo. Pode-se observar que a evolução do parque eólico foi satisfatória na substituição das térmicas indicativas retiradas, possibilitando o retorno dos CMOs ao valor do custo marginal de expansão (CME) de 140 R$/MWh e o atendimento do risco de qualquer déficit menor do que 5%

, critérios de convergência utilizados no plano PDE 2007/2016.

Tabela 2

a) Custo marginal de operação R$/MWH

 

 

Sudeste

Sul

Nordeste

Norte

Base

Eólico

Base

Eólico

Base

Eólico

Base

Eólico

2006

78

78

87

86

43

44

66

66

2007

179

179

188

186

146

146

156

155

2008

114

114

125

124

109

108

113

113

2009

94

92

99

95

96

94

97

96

2010

131

133

129

129

138

134

140

137

2011

133

139

133

138

127

135

133

139

2012

132

139

127

130

129

133

133

139

2013

137

141

132

131

135

133

138

139

2014

84

77

81

71

84

74

84

75

2015

86

74

92

73

89

74

86

73

2016

112

102

117

100

115

101

109

99

 

b) Risco de qualquer déficit (%)

 

 

Sudeste

Sul

Nordeste

Norte

Base

Eólico< /p>

Base

Eólico

Base

Eólico

Base

Eólico

2006

0

0

2,4

2,1

0

0

0

0

2007

1,3

1,3

2,2

1,8

3,1

3,1

3,7

3,6

2008

1,8

1,8

3,8

3,5

3,3

3,3

2,9

3,1

2009

1,5

1,5

2,5

2

2,4

2,8

2,7

2,8

2010

3,1

3

2,4

2,1

3,8

3,1

3,8

3,1

2011

2,6

2,6

2,2

1,9

2

2,4

2,3

2,4

2012

2,4

2,6

1,3

1,6

1,5

1,4

1,6

1,8

2013

2

2,3

1

1,3

1,5

1,4

1,5

2,1

2014

2,3

2,3

1,8

1,6

1,2

1,4

1,1

1,3

2015

1,3

1,2

4,2

2,1

0,9

1,2

0,7

0,6

2016

1,3

1,3

3,5

1,5

1,3

1,4

1,1

1,1

Geração hidráulica total

Para as regiões Sudeste e Centro-Oeste, os resultados das simulações mostraram que, a partir do ano de 2009, ano inicial da expansão eólica, ocorreu gradativamente uma redução na geração hidráulica no período seco, à medida que a participação da energia eólica tornou-se mais efetiva. Esta menor geração da alternativa eólica, com picos mensais acima de 2.000 MWmédios (Figura 1a), é um forte indicador da complementaridade dos regimes hidrológico e eólico.

Na região Sul, observa-se que a alternativa eólica apresentou o mesmo comportamento de geração hidráulica que o caso base, com períodos úmidos e secos bem definidos e com sazonalidade complementar ao ocorrido nas regiões Sudeste e Centro-Oeste (Figura 1b).

Para a região Nordeste, os gráficos de geração hidráulica são representativos dos ganhos operativos que a complementaridade dos regimes hidrológico e eólico proporciona. No ano de 2014 (Figura 1c), nota-se uma perfeita complementaridade dos regimes, com uma geração hidráulica maior no período úmido do caso eólico, contrapondo-se a uma geração menor no período seco, podendo, assim, operar os reservatórios de forma mais
econômica.

Na região Norte, os gráficos de geração apresentaram as curvas características do regime hidrológico da região, com um aparente ganho operativo na entrada gradativa das eólicas no Nordeste, somada à entrada, em 2014, da UHE Belo Monte (Figura 1d).

Figura 1 – Geração hidráulica total.

a) Sudeste/Centro-Oeste; b) Sul; c) Nordeste; d) Norte.

Energia armazenada

A Tabela 3 apresenta a diferença de armazenamento total do SIN entre a alternativa eólica e o caso base. Pode-se observar que, à medida que a participação eólica torna-se mais efetiva, ocorre um aumento gradativo da energia armazenada na alternativa eólica.

 

Tabela 3

Tabela 3 – Diferença de armazenamento (alternativa eólica – caso base) (MW médios)

 

ANO

JAN

FEV

MAR

ABR

MAI

JUN

JUL

AGO

SET

OUT

NOV

DEZ

2009

244

335

413

350

307

252

276

360

516

586

709

631

2010

831

764

702

814

1.071

1.496

1.996

2.530

3.061

3.622

4.142

4.696

2011

4.832

4.096

3.056

2.870

3.226

3.657

4.486

5.586

6.962

8.423

9.688

10.530

2012

10.358

8.339

6.577

5.962

5.978

6.270

7.249

8.697

10.457

12.276

13.688

14.475

2013

13.459

11.112

8.991

8.210

8.173

8.381

9.227

10.657

12.494

14.806

16.810

17.961

2014

17.519

14.510

11.914

11.350

11.882

12.765

14.053

15.834

18.135

20.968

23.139

23.822

2015

22.521

19.101

15.733

14.245

14.020

14.384

15.540

17.095

19.183

21.419

22.805

23.978

2016

23.023

19.210

15.176

12.750

11.837

11.933

12.801

14.170

15.798

17.943

19.610

20.317

Nas regiões Sudeste e Centro-Oeste (Figura 2a), que apresentam grande capacidade de armazenamento no SIN, o aumento de energia armazenada terá, no ano de 2016, um acréscimo acima de 9.000 Mwmédios, no período úmido, e acima de 20.000 Mwmédios, no período seco.

Na região Sul (Figura 2b), a alternativa eólica apresentou um ganho de armazenamento, principalmente no período seco, mesmo mantendo o comportamento de geração hidráulica observado no caso base.

Para a região Nordeste (Figura 2c), a complementaridade eólica favoreceu um maior deplecionamento (redução do volume de água) dos reservatórios da região em troca de um aumento de energia armazenada nas regiões Sudeste e Centro-Oeste.

Na região
Norte (Figura 2d), verificam-se pequenos ganhos de energia armazenada no período úmido, limitados pela capacidade de armazenamento da UHE Tucuruí, e uma maior geração no período seco, como observado no período de agosto a novembro.

Figura 2 – Energia armazenada total.

a) Sudeste/Centro-Oeste; b) Sul; c) Nordeste; d) Norte.

Valor esperado do custo total de operação

A Tabela 4 apresenta a comparação do valor esperado do custo total de operação entre o caso base e a alternativa eólica. Com a substituição das térmicas indicativas pelas eólicas,
verifica-se o retorno ao equilíbrio oferta-demanda, com uma diferença pouco significativa, como pode ser observado pelo desvio padrão da medida. Cabe lembrar que o montante de energia eólica ofertado representa muito pouco em comparação ao total do SIN.

Tabela 4

Valor esperado do custo total de operação (R$ X 106)

 

Casos

Custo total de operação

(R$ x 106)

Desvio padrão

(R$ x 106)

Caso base

36.422,32

745,63

Alternativa eólica

35.668,09

772,97

Caso base – Alternativa eólica

754,23

 

Energia vertida

Foram feitas análises comparativas da energia vertida nos casos dinâmicos (base e eólico) para o horizonte 2009 a 2016, concluindo-se que não houve vertimento no período seco nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, conforme comportamento já observado no caso base. No subsistema Sul, a energia vertida apresenta o mesmo comportamento do caso base, tendo um aumento não significativo no caso eólico.

No período úmido, observa-se um aumento máximo da ordem de 1.780 MWmédios (no ano de 2016) no subsistema Sudeste. Cabe ressaltar que este aumento de vertimento é muito inferior aos ganhos nos níveis de armazenamento alcançados. A Figura 3 ilustra, para cada subsistema, o vertimento mensal médio para o ano de 2016.

Figura 3 – Vertimento mensal médio.

a) Sudeste/Cento-Oeste; b) Sul; c) Nordeste; d) Norte.

Resultados da avaliação estática

Carga crítica atendida

Por meio da simulação do modelo Newave, com as configurações estáticas do ano 2016 para o caso base e para a alternativa eólica, foram obtidas as cargas críticas que atendem a um critério de convergência dos subsistemas 2 x 2 (Sudeste-Sul e Nordeste-Norte) a um risco de 5% de ocorrência de déficit.

A Tabela 5 apresenta a carga crítica atendida, bem como a verificação do ganho de energia que a participação dos módulos eólicos proporcionaram ao SIN. Ressalta-se, no entanto, que o ganho de 340 MWmédios não pode ser considerado expressivo comparado ao tamanho da carga crítica e ao desvio padrão da convergência, porém existem ganhos operativos no Nordeste e Norte.

Tabela 5

Carga crítica e ganho de energia no SIN (MWmédios)

 

Caso base

Alternativa eólica

Diferença

Alternativa eólica – Caso EPE

(Ganho de energia)

Sudeste

48.794

48.744

-50

Sul

13.124

13.221

-13

Nordeste

12.874

13.113

239

Norte

8.787

8.951

164

Total

83.689

84.029

340

Participação dos blocos de geração na carga crítica

A Tabela 6 apresenta, seguindo a metodologia estabelecida na Portaria nº 303 do Ministério de Minas e Energia (MME), de 18 de novembro de 2004, os blocos hidráulicos, térmicos e eólicos referentes aos casos estáticos. Pode-se observar na alternativa eólica um aumento do bloco hidráulico de 570 MWmédios, que, adicionado aos 2.795 MWmédios do bloco eólico, obtêm-se 3.365 MWmédios de acréscimo do bloco de energia garantida das fontes renováveis.

Tabela 6

Participação dos blocos de geração na carga crítica (MWmédios)

 

Blocos de geração

Caso base

Alternativa eólica

Diferença

(base – eólico)

Bloco hidráulico

60.236

60.806

-570

Bloco térmico

20.740

17.716

3.025

Bloco eólico

0

2.795

-2.795

Total

80.976

81.317

-340

Ganho de energia firme no sistema

Para avaliar a influência da presença de usinas eólicas na energia firme das usinas hidráulicas do sistema brasileiro, as usinas eólicas foram representas como usinas hidráulicas a fio d’água, nas quais, no lugar da sazonalidade das vazões, levou-se em consideração a sazonalidade dos fatores de carga. Dessa forma o conjunto de usinas eólicas do Nordeste e o conjunto de usinas eólicas do Sul estariam representando “pseudo-bacias” hidrográficas.

Para a determinação do ganho de energia firme do sistema, foi utilizado o modelo MSUI. Foram feitas simulações estáticas para as configurações hidráulicas com e sem as usinas eólicas, com período crítico fixo de junho de 1949 a novembro de 1956, ou seja, o período crítico do sistema interligado, obtendo-se para ambas a energia firme total do sistema e a energia firme local das eólicas. Então, comparando-se o acréscimo da energia total do sistema proporcionado pelas eólicas com sua energia firme local, obteve-se o ganho de energia firme do sistema.

Esta avaliação foi realizada para a configuração hidráulica do ano 2016 do PDE 2007/2016 (caso base) somada ao montante de usinas eólicas simuladas na Alternativa Eólica, 5200 MW, para o Nordeste, e 1400 MW, para o Sul. A Figura 4 apresenta o diagrama com o respectivo cálculo do ganho de energia firme do sistema para a configuração simulada.

Pode-se concluir que não existe ganho de energia firme proporcionado pelas usinas eólicas e que as diferenças encontradas são inexpressivas, diante da energia firme total do sistema.


Figura 4 – Ganho de energia no SIN (MWmédios).

Conclusão

Pelos resultados da avaliação energética (dinâmica e estática), apresentados podem-se enumerar as seguintes conclusões:

• A complementaridade dos regimes hidrológico e eólico possibilitou uma maior sinergia, destacando-se um aumento acima de 10% na energia armazenada das regiões Sudeste e Centro-Oeste, responsáveis por mais de 60% da capacidade de armazenamento do Sistema Interligado Nacional (SIN);

• Esta maior sinergia entre os subsistemas possibilita uma melhor utilização do sistema de transmissão;

• A disponibilidade eólica de 2.632 MWmédios, embora inferior em 1.522 MWmédios, substituiu perfeitamente os 4.154 MWmédios de disponibilidade térmica do caso base;

• O aumento da energia vertida observada apenas no período úmido é muito inferior aos ganhos nos níveis de armazenamentos alcançados;

• Os ganhos de energia firme devido à complementaridade dos regimes hidrológico e eólico não se mostraram expressivos nesta análise energética, porém os ganhos operativos com o aumento da energia armazenada no Sudeste vão além do horizonte analisado neste estudo;

• As análises de sensibilidade foram feitas para uma expansão de 25 GW de potência em usinas eólicas e não foram verificados impactos no período crítico e ganhos de energia firme no SIN;

• A substituição de 3.900 MW de térmicas indicativas a gás por eólicas gera uma economia de gás em torno de 17 milhões de m³/dia para um consumo unitário de 4,4 milhões m³/dia/GW;

• Em relação ao custo variável de operação e manutenção das usinas eólicas, foi promovido um aumento em torno de 100%, obtendo-se resultados operativos idênticos aos apresentados, com apenas um pequeno acréscimo no custo total de operação;

• Toda a análise realizada foi simulada para uma versão mais atualizada do modelo Newave, sem modificações nas conclusões aqui já relatadas;

• Análises econômico-financeira e ambiental seriam importantes complementos a esta análise energética realizada.

Referências

– Cepel – Eletrobras – Ministério de Minas e Energia. Atlas do potencial elétrico brasileiro. 2001

– Eletrobras. MSUI – Modelo de simulação a usinas individualizadas. Manual do usuário. Versão 3.1. Fevereiro de 2008.

– Cepel – Projeto Newave. Modelo estratégico de geração hidrotérmica a subsistemas equivalentes. Manual do usuário. Versão 12.3. Fevereiro de 2005.

– Ministério de Minas e Energia (MME) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Plano decenal de expansão de energia elétrica 2007/2016. Brasília, março de 2006.

– DE/UEP – Eletrobras. Termo de referência. Estudo do impacto da implantação de usinas eólicas na oferta de energia do sistema interligado nacional. Outubro de 2007.

– DEN/DENO – Eletrobras. Informe Técnico 004/2008. Estudo energético da implantação de usinas eólicas na oferta de energia do sistema interligado nacional – Complementaridade dos regimes hidrológico e eólico. Março de 2008.

– Almeida, Renato Santos de. XVIII SNPTEE – GPL VII. Determinação do período crítico do sistema interligado nacional. Outubro de 2005.

– Eletrobras. Manual de critérios de planejamento da expansão da geração. Outubro de 1993.

 

*Fabiano Salomão de Oliveira é engenheiro eletrotécnico pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e pós-graduado em Planejamento Energético da Operação pela Universidade de Campinas. Tem dez anos de experiência em Planejamento Energético e, atualmente, trabalha no Departamento de Estudos Ener

géticos da Eletrobras.

Rafael Rigamonti é engenheiro eletricista pela Universidade Estadual Paulista “Júlio de Mesquitqa Filho” e mestrando em Engenharia de Sistemas e Computação pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Atualmente, trabalha na área de Estudos Energéticos na Eletrobras.

Lilian Laubenbachaer Sampaio é engenheira eletricista pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Atuou como engenheira de transmissão (subestações) e realizando estudos energéticos. Atualmente, é gerente da divisão de Planejamento de Expansão de Geração da Eletrobras.

Jorge Henrique Greco Lima é engenheiro da Cepel/Eletrobras.

Luiz Guilherme B. Marzano é doutor em engenharia elétrica e gerente de projetos da Cepel.

Sebastião Florentino da Silva é engenheiro eletricista.

Este trabalho foi originalmente apresentado durante a 22ª edição do Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (SNPTEE), realizada entre os dias 22 e 25 de novembro de 2009, em Recife (PE).

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