UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ANÁLISE DA PARTICIPAÇÃO DO GÁS NATURAL NA
MATRIZ ENERGÉTICA E A APLICAÇÃO DESSE
COMBUSTÍVEL NO PROCESSO DE PELOTIZAÇÃO
DE MINÉRIO DE FERRO
Autor: Leandro Alexandre Ribeiro Taets
Orientador: Prof. Dr. Rogério José da Silva
Itajubá, Dezembro de 2014
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
Leandro Alexandre Ribeiro Taets
Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica
da Universidade Federal de Itajubá, como parte dos requisitos para a obtenção
do título de Mestre em Engenharia Mecânica
Área de concentração: Conversão de Energia
Orientador: Prof. Dr. Rogério José da Silva
Itajubá, Dezembro de 2014
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ANÁLISE DA PARTICIPAÇÃO DO GÁS NATURAL NA
MATRIZ ENERGÉTICA E A APLICAÇÃO DESSE
COMBUSTÍVEL NO PROCESSO DE PELOTIZAÇÃO
DE MINÉRIO DE FERRO
Composição da Banca Examinadora:
Prof. Dr. Luciano Fernando dos Santos Rossi – UTFPR
Prof. Dr. Marcelo José Pirani – IEM/UNIFEEI
Prof. Dr. Rogério José da Silva – IEM/UNIFEI
Itajubá, Dezembro de 2014
I
DEDICATÓRIA
Dedico esta dissertação a Thays,
por todo o apoio que ela me deu
na elaboração deste trabalho.
II
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus que me deu inteligência suficiente para compreender
um tema tão extenso e bastante complexo.
Agradeço também aos meus pais que sempre me incentivaram nos estudos e sempre
ofereceram as melhores condições para que eu e todos os meus irmãos pudéssemos nos
dedicar aos estudos.
Agradeço a minha esposa, Thays, que nesses últimos meses teve que abrir mão da
minha presença em casa para que eu pudesse dedicar tempo para as disciplinas e para elaborar
a dissertação.
Agradeço, também, aos meus colegas de Gasmig, especialmente ao Leonardo Marcos
Valladares e Daniel Alvarenga Ferreira, que muito contribuíram na elaboração dessa
dissertação, sugerindo assuntos e emprestando livros e artigos que serviram de referências
bibliográficas para este trabalho. Ao amigo Leonardo, desejo boa sorte no retorno às
atividades na Petrobras.
Por fim, agradeço ao Prof. Rogério José da Silva, que aceitou orientar um aluno que
possuía um tempo muito reduzido para dedicar ao trabalho. Agradeço pela sua paciência e
orientação em muitos assuntos que inicialmente não eram tão familiares.
III
RESUMO
TAETS, L. A. R. (2014), Análise da participação do gás natural na matriz energética e a
aplicação desse combustível no processo de pelotização de minério de ferro, Dissertação
(Mestrado em Conversão de Energia) – Instituto de Engenharia Mecânica, Universidade
Federal de Itajubá.
O consumo de energia cresce em ritmo acelerado em todo o mundo. A análise da matriz
energética mundial indica que as principais fontes de energia primária são os combustíveis
fósseis: petróleo, carvão mineral e gás natural. A participação do gás natural na matriz
energética mundial tem crescido nos últimos anos, especialmente em substituição ao carvão
mineral e ao óleo combustível. Desta forma, o presente trabalho apresenta um estudo
detalhado sobre a participação do gás natural no mercado mundial e brasileiro de energia
primária. O gás natural representa 12 % da matriz energética brasileira e tem apresentado
sucessivos crescimentos. A utilização do gás natural em processos industriais traz uma série
de benefícios operacionais e ambientais. Dentre estes benefícios pode-se destacar: redução de
custos de operação e manutenção, e redução de emissões de poluentes atmosféricos,
especialmente CO2. Do ponto de vista econômico é analisada a evolução dos preços dos
combustíveis no mercado brasileiro, mostrando que, apesar das recentes altas, o custo do gás
natural ainda é viável para a maioria das aplicações comerciais e industriais. Todas as
vantagens e benefícios da utilização do gás natural são demonstradas pelo estudo do processo
de pelotização do minério de ferro. Observa-se que a substituição do óleo combustível pelo
gás natural contribui para a redução das emissões de CO2 para a atmosfera em cerca de 45 %.
Aliada a redução das emissões de CO2 a utilização do gás natural também traz redução de
custos da ordem de 3 %. Sendo assim, pode-se concluir que o gás natural é uma excelente
opção de combustível para o processo de pelotização.
Palavras-chaves: gás natural, pelotização de minério de ferro, emissões de CO2.
IV
ABSTRACT
TAETS, L. A. R. (2014), Analysis of the share of natural gas in the energy matrix and the
application of this fuel in the pelletizing process iron ore, Dissertation (Masters in Energy
Conversion) – Institute of Mechanical Engineering, Federal University of Itajubá.
Energy consumption in the world has grown rapidly. The analysis of global energy indicates
that the main primary energy sources are fossil fuels: oil, coal and natural gas. The share of
natural gas in the world energy matrix has grown in recent years, especially in substitution of
coal and fuel oil. Thus, this paper presents a detailed study of the share of natural gas in the
world and Brazilian market of primary energy. Natural gas accounts for 12 % of the Brazilian
energy matrix and has presented successive growth. The use of natural gas in industrial
processes brings a series of operational and environmental benefits. Among these benefits can
be highlighted: reduced operating and maintenance costs, and reduced emissions of air
pollutants, especially CO2. From an economic point of view is analyzed the evolution of fuel
prices in the Brazilian market, showing that, despite recent high, the cost of natural gas is still
viable for most commercial and industrial applications. All the advantages and benefits of
using natural gas are demonstrated by studying the pelletizing process iron ore. It is observed
that the substitution of fuel oil by natural gas contributes to the reduction of CO2 emissions
into the atmosphere by about 45 %. Allied to reduce CO2 emissions the use of natural gas also
brings reduction of 3 % of order cost. Thus, it can be concluded that natural gas is an
excellent fuel option for pelletizing process.
Keywords: natural gas, pelletizing of iron ore, CO2 emissions.
V
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Evolução do consumo de energia ao longo dos anos .............................................. 1
Figura 2 – Participação dos combustíveis na matriz energética mundial ................................. 3
Figura 3 – Gasodutos brasileiros e dos países vizinhos ........................................................... 4
Figura 4 – Formas de ocorrência do gás natural .................................................................... 12
Figura 5 – Condicionamento do gás natural.......................................................................... 13
Figura 6 – Parcelas resultantes do processamento do gás natural .......................................... 14
Figura 7 – Custo X Distância dos modais de transporte de gás natural .................................. 15
Figura 8 – Cadeia de abastecimento do gás natural do poço ao consumidor .......................... 16
Figura 9 – Aplicações do gás natural .................................................................................... 17
Figura 10 – Aplicações do gás natural na indústria ............................................................... 19
Figura 11 – Aplicações petroquímicas do gás natural ........................................................... 20
Figura 12 – Diagrama esquemático do ciclo aberto .............................................................. 24
Figura 13 – Diagrama esquemático do ciclo combinado ....................................................... 25
Figura 14 – Rendimento energético do processo de cogeração ............................................. 26
Figura 15 – Reservas mundiais provadas de combustíveis fósseis (mtep) ............................. 28
Figura 16 – Reservas brasileiras provadas de combustíveis fósseis (mtep)............................ 28
Figura 17 – Consumo mundial de energia primária, por combustível (milhões de toneladas
equivalentes de petróleo - mtep) ........................................................................................... 31
Figura 18 – Distribuição percentual das fontes primárias de energia no mundo .................... 31
Figura 19 – Maiores consumidores de energia primária 2012-2013 (mtep) ........................... 32
Figura 20 – Consumo per capita de energia 2012 (tep/ano) .................................................. 33
Figura 21 – Evolução do consumo mundial de energia ......................................................... 34
Figura 22 – Distribuição das reservas provadas de gás natural (%) ....................................... 35
Figura 23 – Relação entre as reservas e a produção de gás natural (anos) ............................. 37
Figura 24 – 30 maiores consumidores de gás natural no ano de 2013 (bilhões de m³) ........... 38
Figura 25 – Consumo per capita de gás natural em 2013 (tep) ............................................. 39
Figura 26 – Movimentações de gás natural 2013 (bilhões de m³ por ano) ............................. 41
Figura 27 – Malha de gasodutos de transporte em operação no Brasil .................................. 42
Figura 28 – Esquema de rede de distribuição de gás natural ................................................. 44
Figura 29 – Companhias distribuidoras estaduais de gás canalizado ..................................... 45
Figura 30 – Malha de gasodutos dos EUA............................................................................ 46
VI
Figura 31 – Extensão e densidade de gasodutos.................................................................... 47
Figura 32 – Malha de gasodutos e oleodutos da China.......................................................... 48
Figura 33 – Malha de gasodutos de transporte da Europa ..................................................... 49
Figura 34 – Matriz energética brasileira ............................................................................... 54
Figura 35 – Evolução da matriz energética brasileira a partir do ano de 2003 ....................... 55
Figura 36 – Balanço de gás natural no Brasil (milhões de m³/dia)......................................... 56
Figura 37 – Variação histórica na concentração de dióxido de carbono atmosférico (ppmv) . 72
Figura 38 – Índices que regulam o preço da commodity do gás natural (US$/MMBtu) ......... 86
Figura 39 – Evolução dos preços do gás natural para a distribuidora (US$/MMBTU) .......... 88
Figura 40 – Evolução dos preços do gás natural para a distribuidora (R$/GCal) ................... 89
Figura 41 – Variação dos preços do gás natural e do IPCA (%) ............................................ 90
Figura 42 – Competitividade do gás natural em São Paulo ................................................... 91
Figura 43 – Esquema de produção do sínter ......................................................................... 96
Figura 44 – Exemplos de sínter ............................................................................................ 96
Figura 45 – Fluxograma do processo de sinterização ............................................................ 97
Figura 46 – Pátio de armazenagem de pellet feed ................................................................. 99
Figura 47 – Produção mundial de minério de ferro ............................................................. 100
Figura 48 – Exemplo de pátio de estocagem de minério ..................................................... 102
Figura 49 – Moinho de bolas .............................................................................................. 103
Figura 50 – Espessador e tanques de homogeneização da Vale ........................................... 103
Figura 51 – Disco de pelotamento ...................................................................................... 104
Figura 52 – Processo de formação das pelotas cruas ........................................................... 105
Figura 53 – Pelotas de minério de ferro cruas ..................................................................... 105
Figura 54 – Produção de pelotas por tipo de forno utilizado ............................................... 106
Figura 55 – Diagrama esquemático de um forno rotativo para pelotização .......................... 107
Figura 56 – Forno de pelotização do tipo grelha-móvel ...................................................... 108
Figura 57 – Carros de grelha .............................................................................................. 108
Figura 58 – Secagem ascendente ........................................................................................ 109
Figura 59 – Secagem descendente ...................................................................................... 110
Figura 60 – Corte transversal da zona de queima do forno de pelotização ........................... 111
Figura 61 – Perfil de temperaturas das pelotas no forno de pelotização ............................... 112
Figura 62 – Processo de produção de pelotas...................................................................... 113
Figura 63 – Distribuição do consumo energético – Samarco ............................................... 126
Figura 64 – Preços nominais do minério de ferro (US$/t) ................................................... 136
VII
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Composição típica do gás natural distribuído em Minas Gerais ........................... 10
Tabela 2 – Resolução ANP 16 - 17/06/2008 ......................................................................... 10
Tabela 3 – Consumo de gás natural por setor, ano base 2012................................................ 17
Tabela 4 – Centrais Termelétricas a gás natural em operação no Brasil ................................ 23
Tabela 5 – Relação reservas provadas e produção dos combustíveis fósseis ......................... 29
Tabela 6 – Principais produtores mundiais de gás natural 2013 ............................................ 36
Tabela 7 – Movimentações de gás natural em 2013 (bilhões de m³)...................................... 40
Tabela 8 – Importações brasileiras de gás natural nos últimos anos (milhões m³/dia) ............ 43
Tabela 9 – Volume de gás natural distribuído no Brasil, por companhia (milhões m³/dia) .... 50
Tabela 10 – Número de consumidores de gás natural no Brasil ............................................ 51
Tabela 11 – Número de consumidores de gás natural ........................................................... 52
Tabela 12 – Classificação dos combustíveis ......................................................................... 63
Tabela 13 – Propriedades do ar atmosférico ......................................................................... 64
Tabela 14 – Composição do gás natural ............................................................................... 65
Tabela 15 – Composição volumétrica e molar do gás natural................................................ 66
Tabela 16 – Coeficientes de balanceamento da equação de combustão (kmol/s) ................... 66
Tabela 17 – Formação de CO2, baseado na Equação (29), com 10 % de excesso de ar.......... 67
Tabela 18 – Resultados de combustão para alguns combustíveis gasosos ............................. 68
Tabela 19 – Composição, em base mássica, de um carvão mineral betuminoso .................... 68
Tabela 20 – Principais gases do efeito estufa ........................................................................ 71
Tabela 21 – Composição elementar do óleo combustível 1A ................................................ 73
Tabela 22 – Composição elementar do carvão mineral de Candiota ...................................... 74
Tabela 23 – Composição volumétrica e molar do gás natural................................................ 75
Tabela 24 – Fator de emissão de CO2 ................................................................................... 76
Tabela 25 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL.............................................................. 77
Tabela 26 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL.............................................................. 77
Tabela 27 – Fatores de emissão de NOx para diferentes combustíveis fósseis ....................... 80
Tabela 28 – Características das partículas............................................................................. 82
Tabela 29 – Fatores de emissão de material particulado........................................................ 83
Tabela 30 – Políticas de preços de gás natural praticados no Brasil ...................................... 87
Tabela 31 – Teor médio de ferro para diferentes minerais .................................................... 93
VIII
Tabela 32 – Classificação dos minérios ................................................................................ 95
Tabela 33 – Comparativo entre a sinterização e a pelotização ............................................... 97
Tabela 34 – Composição média das pelotas cruas............................................................... 114
Tabela 35 – Coeficientes da Equação (54) .......................................................................... 115
Tabela 36 – Calor de calcinação do CaCO3 ........................................................................ 117
Tabela 37 – Calor de oxidação da magnetita....................................................................... 119
Tabela 38 – Calor para aquecimento da hematita ................................................................ 120
Tabela 39 – Energia necessária para endurecimento da pelota ............................................ 120
Tabela 40 – Entalpia dos componentes do ar ...................................................................... 122
Tabela 41 – Contribuição do combustível e do ar no fornecimento de calor........................ 123
Tabela 42 – Balanço de massa do forno.............................................................................. 124
Tabela 43 – Consumo anual de gás natural das plantas de pelotização em estudo ............... 127
Tabela 44 – Consumo anual de óleo combustível das plantas de pelotização em estudo...... 128
Tabela 45 – Quantidade de calor fornecida pelos combustíveis .......................................... 129
Tabela 46 – Emissões de CO2 ............................................................................................ 131
Tabela 47 – Participação do gás natural, como fonte de energia térmica no segmento de
pelotização brasileiro ......................................................................................................... 132
Tabela 48 – Consumo de combustíveis para fins térmicos em indústrias de mineração e
pelotização no Brasil .......................................................................................................... 133
Tabela 49 – Emissão total de CO2 nas plantas de pelotização brasileiras ............................ 134
Tabela 50 – Conversão de unidades de energia ................................................................... 135
Tabela 51 – Consumo energético em MMBTU .................................................................. 135
Tabela 52 – Custo do gás natural para produção de 1 t de pelotas ....................................... 136
Tabela 53 – Custo do óleo combustível para produção de 1 t de pelotas ............................. 137
Tabela 54 – Custo do gás natural nas plantas de pelotização da Vale em MG ..................... 137
Tabela 55 – Custo do óleo combustível nas plantas de pelotização da Vale em MG ........... 138
IX
SUMÁRIO
1.
INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 1
1.1.
OBJETIVOS ............................................................................................................... 5
1.2.
ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................................. 6
2.
GÁS NATURAL ......................................................................................................... 8
2.1.
HISTÓRICO E DEFINIÇÃO DO GÁS NATURAL .................................................... 8
2.2.
CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL ......................................................... 11
2.3.
APLICAÇÕES DO GÁS NATURAL ....................................................................... 16
2.3.1.
APLICAÇÃO ENERGÉTICA DO GÁS NATURAL ............................................. 17
2.3.2.
APLICAÇÕES NÃO ENERGÉTICAS DO GÁS NATURAL ............................... 19
2.3.3.
APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 22
3.
MERCADO MUNDIAL DE ENERGIA PRIMÁRIA ................................................ 27
3.1.
PANORAMA GERAL .............................................................................................. 27
3.2.
PANORAMA DO GÁS NATURAL ......................................................................... 34
3.2.1.
PRODUÇÃO E CONSUMO.................................................................................. 34
3.2.2.
TRANSPORTE DO GÁS NATURAL ................................................................... 38
3.2.3.
DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL ................................................................. 43
4.
O GÁS NATURAL NA MATRIZ ENERGÉTICA DO BRASIL .............................. 53
5.
VANTAGENS OPERACIONAIS E AMBIENTAIS DA UTILIZAÇÃO DO GÁS ... 58
5.1.
COMBUSTÃO.......................................................................................................... 58
5.1.1.
COMBUSTÍVEIS .................................................................................................. 62
5.1.2.
OXIDANTES E EXCESSO DE AR ...................................................................... 64
5.1.3.
COMBUSTÃO DE COMBUSTÍVEIS GASOSOS ................................................ 65
5.1.4.
COMBUSTÃO PARA COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS E SÓLIDOS ...................... 68
5.2.
EMISSÃO DE POLUENTES .................................................................................... 69
5.2.1.
DIÓXIDO DE CARBONO (GÁS CARBÔNICO) – CO2 ....................................... 71
5.2.2.
ÓXIDOS DE NITROGÊNIO – NOX ...................................................................... 77
5.2.3.
DIÓXIDO DE ENXOFRE - SO2............................................................................ 81
5.2.4.
MATERIAL PARTICULADO .............................................................................. 82
6.
FORMAÇÃO DOS PREÇOS DO GÁS NATURAL ................................................. 84
7.
APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL EM FORNOS DE PELOTIZAÇÃO DE
MINÉRIO DE FERRO ........................................................................................................ 92
X
7.1.
INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 92
7.2.
MINÉRIO DE FERRO .............................................................................................. 93
7.3.
PELOTIZAÇÃO ....................................................................................................... 98
7.4.
PROCESSO DE PRODUÇÃO DE PELOTAS ........................................................ 101
7.4.1.
PREPARAÇÃO DA MATÉRIA-PRIMA ............................................................ 101
7.4.2.
FORMAÇÃO DAS PELOTAS CRUAS .............................................................. 104
7.4.3.
PROCESSAMENTO TÉRMICO DO MATERIAL.............................................. 106
7.5.
CÁLCULO
DO
CONSUMO
DE
COMBUSTÍVEL
PARA
FORNOS
DE
PELOTIZAÇÃO ................................................................................................................ 113
7.6.
COMPARATIVO DE CONSUMO ENTRE OS COMBUSTÍVEIS ......................... 127
7.6.1.
ANÁLISE DE EMISSÕES DE CO2 NA PELOTIZAÇÃO................................... 129
7.6.2.
ANÁLISE DE CUSTOS DE COMBUSTÍVEIS NA PELOTIZAÇÃO................. 135
8.
CONCLUSÕES E SUGESTÕES ............................................................................ 139
8.1.
CONCLUSÕES ...................................................................................................... 139
8.2.
SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS .................................................... 141
9.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 142
XI
SIGLAS E ABREVIATURAS
ABEGÁS
Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado
ANDA
Associação Nacional para Difusão de Adubos
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP
Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
BEN
Balanço Energético Nacional
BP
British Petroleum
BTU
British Thermal Unit
C
Consumo de Combustível
CDL
Companhia Distribuidora Local
COV
Composto Orgânico Volátil
ECO2
Emissões de CO2
EIA
Energy Information Administration
ERP
Estação de Regulagem de Pressão
EPE
Empresa de Pesquisa Energética
FE
Fator de Emissão de CO2
FGV
Fundação Getúlio Vargas
GASMIG
Companhia de Gás de Minas Gerais
GLP
Gás Liquefeito de Petróleo
GNC
Gás Natural Comprimido
GNL
Gás Natural Liquefeito
GNV
Gás Natural Veicular
GTL
Gas to Liquids
H
Entalpia
IBGE
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IGP-M
Índice Geral de Preços de Mercado
IPCA
Índice de Preço ao Consumidor Amplo
LGN
Líquidos de Gás Natural
m
Massa
XII
MME
Ministério de Minas e Energia
mtep
Milhões de Toneladas Equivalentes de Petróleo
n
Número de Moles
ONS
Operador Nacional do Sistema Elétrico
P
Pressão
PEAD
Polietileno de Alta Densidade
ppmv
Partes por Milhão em Base Volumétrica
PPT
Programa Prioritário de Termoeletricidade
PCI
Poder Calorífico Inferior
PCS
Poder Calorífico Superior
Q
Quantidade de Calor
R
Constante Universal dos Gases
TBG
Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil Bolívia
T
Temperatura
tep
Tonelada Equivalente de Petróleo
TSB
Transportadora Sulbrasileira
UPGN
Unidade de Processamento de Gás Natural
V
Volume
ΔH
Variação de Entalpia
ρ
Massa Específica
1
1. INTRODUÇÃO
A trajetória do ser humano na Terra é marcada por um consumo crescente de energia.
Cook (1971) apresentou a evolução do consumo de energia por pessoa desde milhares de anos
atrás, nas sociedades primitivas, quando a necessidade energética era da ordem de 8.000
kJ/dia (o equivalente a 0,2 litros de petróleo), até chegar próximo a 1.000.000 kJ/dia
(equivalente a 25 litros de petróleo), no fim do século XX. A Figura 1 apresenta esta
evolução.
Figura 1 – Evolução do consumo de energia ao longo dos anos
Fonte: Cook, 1971
Os seres humanos primitivos (cerca de 1.000.000 a.C.) dependiam quase que
exclusivamente da força muscular e o combustível utilizado tinha como fonte a energia
fornecida pelos alimentos. Com o passar dos anos as sociedades primitivas diversificaram as
fontes de suprimento de energia (100.000 a.C.) incluindo a madeira para o aquecimento e para
preparo de alimentos. As sociedades agrícolas (5.000 a.C.) adicionaram a força muscular dos
animais às suas fontes de energia, ampliando muito o consumo de energia. Por volta do ano
1.000 d.C. iniciou-se a utilização da água, do vento, do carvão e do gás natural como fonte de
2
energia. A revolução industrial ocorrida na segunda metade do século XIX ampliou
radicalmente o consumo de energia. A utilização da água, do vento, do carvão, do gás natural
e do petróleo, como fontes de energia, aumentou de maneira significativa e o uso de máquinas
a vapor e da eletricidade cresceu rapidamente. Nas sociedades industrializadas atuais a
economia depende fortemente do petróleo, de seus derivados e da eletricidade. Grande parte
do consumo concentra-se na indústria e nos transportes (COOK, 1971).
Diversos organismos nacionais e internacionais elaboram estatísticas sobre a
utilização de combustíveis e fazem previsões para os próximos anos do mercado energético.
Dentre estes organismos, podem-se destacar como referências no assunto as publicações da
British Petroleum – BP, e da Empresa de Pesquisa Energética – EPE. A BP elabora
anualmente o BP Statistical Review of World Energy que apresenta diversas estatísticas sobre
o consumo de combustíveis ao redor do mundo. A EPE, órgão ligado ao Ministério de Minas
e Energia, publica anualmente o Balanço Energético Nacional – BEN. Estes organismos
apontam para um grande aumento na participação do gás natural na matriz energética,
crescimento superior ao observado no petróleo e no carvão mineral, que são, atualmente, as
duas principais fontes de energia primária.
O Balanço Energético Nacional – BEN 2012 (EPE, 2012a) demonstra que no ano
base de 2011 o gás natural representava 10 % da matriz energética, sendo que a produção
média diária, em 2011, foi da ordem de 65,9 milhões de m³, enquanto que, em média, 28,7
milhões de m³ foram importados diariamente, sobretudo da Bolívia. O consumo total
brasileiro, portanto, aproxima-se dos 95 milhões de m³ diários. Neste valor está incluído tanto
o gás fornecido para o mercado consumidor (indústrias, geração elétrica, veículos e mercado
residencial) quanto o gás utilizado pela Petrobras na exploração e produção de petróleo e
derivados. Dados publicados no BEN 2013 (EPE, 2013), ano base 2012, mostram um
crescimento superior a 12 % no consumo de gás natural, frente a um crescimento de 0,9 % do
PIB e 4,1 % na oferta interna de energia. Demonstrando, desta forma, um significativo
crescimento da participação do gás natural na matriz energética nacional.
Previsões da British Petroleum - BP (2012) sobre o consumo mundial de energia,
para o período de 2011-2030, apontam que o consumo de gás natural será o que apresentará
maior crescimento dentre os combustíveis fósseis. Enquanto a demanda mundial por gás
natural crescerá na ordem de 2 % ao ano, a procura por petróleo e seus derivados deverá
3
crescer menos de 1 % ao ano. A Figura 2 apresenta a evolução da participação dos
combustíveis na matriz energética mundial. O gás natural, juntamente com as energias
renováveis, deverá apresentar incremento na participação, ao passo que o petróleo e o carvão
deverão sofrer grandes reduções.
Petróleo
Carvão
Gás
Hidráulica
Nuclear
Renováveis
Figura 2 – Participação dos combustíveis na matriz energética mundial
Fonte: BP, 2012
Para o Brasil as expectativas de crescimento do consumo de gás natural são mais
fortes. Ainda de acordo com a BP (2012) o crescimento na produção de todos os tipos de
energia, até 2030, deverá ser superior a 80 %. Por sua vez, a produção de gás natural deverá
crescer mais de 140 %, sendo superior ao crescimento da produção de petróleo, previsto em
87 %. Já a demanda pelo gás natural deverá ter um incremento superior a 130 %, sendo a
maior alta dentre os combustíveis fósseis. A expansão da infraestrutura de transporte e
distribuição de gás será o principal gargalo para que o país possa concretizar as previsões.
A legislação brasileira, desde a década de 1990, aponta para o incremento da
participação do gás natural na matriz energética nacional. A Lei nº 9478, de 06 de Agosto de
1997, que dispõe sobre a Política Energética Nacional, as atividades relativas ao monopólio
do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do
Petróleo, prevê logo no Art. 1º que as políticas nacionais de utilização de energia deverão
incrementar, em bases econômicas, a utilização do gás natural (BRASIL, 1997). O Conselho
4
Nacional de Política Energética, criado através do Decreto nº 3520, de 21 de junho de 2000,
também prevê em seu Art. 1º que a Política Energética Brasileira deverá, dentre outros
princípios, incrementar a utilização do gás natural (BRASIL, 2000).
O crescimento da oferta e da demanda do gás natural no Brasil deverá passar,
necessariamente, pelo incremento da infraestrutura de transporte e distribuição deste
combustível. A Figura 3 apresenta os gasodutos de transporte em operação, em implantação e
em estudo no Brasil e nos países vizinhos.
Figura 3 – Gasodutos brasileiros e dos países vizinhos
Fonte: Gasnet, 2013a
Observa-se a grande concentração dos gasodutos de transporte, atualmente em
operação, na zona litorânea brasileira, enquanto que boa parte do interior do Brasil, com
grandes polos econômicos e industriais, não possui infraestrutura de transporte, e
consequentemente de distribuição, deste combustível.
5
Dentre os vários aspectos positivos da utilização do gás natural destaca-se que entre
os combustíveis fósseis ele é o que apresenta menor potencial de poluição. Reduzindo a
quantidade de CO2, materiais particulados e compostos de enxofre emitidos para a atmosfera.
As vantagens ambientais e econômicas oferecidas pelo gás natural são estudadas, neste
trabalho, por meio da aplicação do combustível no processo de pelotização de minério de
ferro. O processo de pelotização é fundamental para o aproveitamento de finos de minério que
são produzidos no processo de mineração. As pelotas produzidas necessitam de tratamento
térmico para adquirir características adequadas para a aplicação em alto forno siderúrgico. No
processo de tratamento térmico há o consumo de grandes quantidades de energia. O BEN
2013 (EPE, 2013) indica que a indústria de mineração e pelotização representa quase 5 % do
consumo final de energia do Brasil. Cerca de 70 % da energia utilizada no processo de
pelotização é destinada para fins térmicos, ou seja, para a geração de calor. Os combustíveis
normalmente utilizados para este fim são o gás natural ou o óleo combustível. A aplicação do
gás natural no processo de pelotização trouxe ganhos de produtividade e redução de emissões
de gases de efeito estufa (EPE, 2013). Pelos motivos descritos acima o processo de
pelotização de minério de ferro foi escolhido para ser analisado.
1.1. OBJETIVOS
O presente trabalho tem três objetivos principais:
- Analisar a infraestrutura de gasodutos existentes no Brasil, avaliando se a malha de
gasodutos está corretamente dimensionada para a expansão do consumo previsto para os
próximos anos;
- Avaliar quais são as vantagens operacionais e ambientais da utilização do gás
natural no processo de pelotização de minério de ferro;
- Analisar, se do ponto de vista econômico, é viável a substituição do óleo combustível
pelo gás natural no processo de pelotização de minério de ferro.
6
1.2. ESTRUTURA DO TRABALHO
Este estudo está dividido em nove capítulos, incluindo a introdução ao tema
escolhido, apresentado no Primeiro Capítulo e as Referências Bibliográficas apresentadas no
Capítulo Nove.
O Primeiro Capítulo, destinado a Introdução, apresenta o tema escolhido para o
estudo, detalhando a motivação para a escolha do assunto. Neste Capítulo também são
apresentados os objetivos almejados e a estrutura do trabalho.
O Segundo Capítulo é destinado a caracterizar o gás natural, apresentando o histórico
da utilização desse combustível e a sua definição, de acordo com a Lei do Petróleo vigente no
Brasil. Também apresenta-se a cadeia produtiva do combustível, desde o poço de produção
até o consumidor final. O Capítulo é encerrado com as aplicações energéticas (como
combustível) e não energéticas (basicamente matéria-prima de processos químicos e
petroquímicos) do gás natural.
O mercado mundial de energia primária é apresentado no Terceiro Capítulo. O
panorama do comércio internacional é exibido, detalhando a composição da matriz energética
mundial. Neste Capítulo estão contidas estatísticas sobre a produção e o consumo das
principais fontes mundiais de energia primária: petróleo, carvão mineral e gás natural.
Especial destaque é dada a participação do gás natural na matriz energética mundial. Também
são apresentados conceitos sobre o transporte e a distribuição do gás natural. A partir das
informações contidas neste Capítulo é possível observar que a malha de transporte e de
distribuição de gás natural no Brasil é bastante reduzida em comparação com países da
Europa, com os Estados Unidos, com a China e o Japão.
O Quarto Capítulo foca na evolução da participação do gás natural na matriz
energética brasileira. O balanço do gás natural no Brasil, publicado pelo Ministério de Minas
e Energia, é apresentado. A análise do balanço demonstra que a produção e a importação do
gás natural têm crescido nos últimos anos o que tem permitido o aumento da oferta de gás
natural para o mercado.
7
O Quinto Capítulo destina-se a apresentar uma revisão bibliográfica sobre
combustíveis, processo de combustão e sobre a emissão dos principais poluentes
atmosféricos: dióxido de carbono (CO2), óxidos de nitrogênio (NOx), dióxido de enxofre
(SO2) e material particulado. A partir destes conceitos é possível demonstrar as vantagens
operacionais e ambientais da utilização do gás natural. As reações de combustão demonstram
que a queima do gás natural emite menos CO2 do que a queima do carvão mineral e do óleo
combustível.
O Sexto Capítulo discute a formação dos preços internacionais e nacionais do gás
natural. Neste Capítulo são discutidos os principais índices utilizados na formação e nos
reajustes dos preços do gás natural. O histórico de preços praticados nos últimos anos também
é apresentado. Observa-se que no período compreendido entre 2007 e 2014 o gás natural
sofreu sucessivos aumentos nos preços, com índices muito superiores à inflação. A Petrobras
tem praticado uma política de descontos sobre os preços dos contratos, porém a
competitividade do combustível diminuiu muito nos últimos anos.
O Sétimo Capítulo aborda o processo de pelotização de minério de ferro. O Capítulo
inicia-se com a descrição do processo de pelotização, onde são abordadas as principais etapas
de produção do material. Em seguida é elaborado o cálculo do consumo energético para o
processamento térmico do material. A energia térmica é necessária para elevar a temperatura
das pelotas a 1.350 °C. No processamento térmico ocorrem reações de calcinação é de
oxidação dos materiais constituintes das pelotas. A partir da determinação da necessidade
energética é possível determinar o consumo de combustível. O Capítulo é encerrado com um
comparativo entre o gás natural e o óleo combustível. As variáveis consideradas no
comparativo são: consumo de combustível, emissões de CO2 e custo do combustível. A partir
dos cálculos realizados é demonstrado que o uso do gás natural reduz as emissões de CO2 e
gera economia financeira.
O Oitavo Capítulo é destinado a apresentação das conclusões e recomendações para
trabalhos futuros.
8
2. GÁS NATURAL
2.1. HISTÓRICO E DEFINIÇÃO DO GÁS NATURAL
Apesar de já existir na natureza há milhões de anos, o homem só começou a utilizar o
gás natural cerca de mil anos antes de Cristo. O primeiro uso registrado se deu na China, onde
o gás era distribuído através de um sistema de bambus e utilizado principalmente na
iluminação (GASMIG, 2004).
No Ocidente, a descoberta se deu graças ao cientista italiano Alessandro Volta.
Caminhando pelas margens do Lago Maior, no norte da Itália, ele descobriu por acaso que,
agitando as águas de um pântano com uma vareta, bolhas que exalavam um gás inflamável
eram produzidas. O Ocidente descobria assim o gás natural. No século XVIII, foram definidas
pela Ciência as características dos gases inflamáveis e Alessandro Volta e outros cientistas
identificaram o metano, principal elemento da constituição do gás natural (GASMIG, 2004).
A exploração comercial iniciou-se de fato em 1820, com a descoberta de uma jazida
na Pensilvânia (EUA). Em 1930, foram descobertas outras jazidas, incentivando pesquisas de
melhores equipamentos de exploração e melhores tubos para transporte do gás. Outro grande
avanço ocorreu como resultado de grandes jazidas descobertas no Mar do Norte em 1965
(GASMIG, 2004).
Para Monteiro e Silva (2010) a história do gás canalizado iniciou-se no Brasil no
século XIX desenvolvendo-se em ritmo satisfatório até a primeira metade do século XX.
Porém, entre as décadas de 1950 e 1990, o setor entrou em estagnação, sendo que em muitos
locais houve regressão. Apesar de, na primeira metade do século passado, existirem redes de
distribuição de gás canalizado nas cidades de Porto Alegre, Salvador, Taubaté, Santos, Belém
e Recife, as únicas companhias distribuidoras realmente atuantes localizavam-se nas cidades
do Rio de Janeiro e São Paulo.
Ainda de acordo com Monteiro e Silva (2010) a distribuição de gás canalizado no
Rio de Janeiro ocorreu por intermédio do Barão de Mauá, que em 1851 assinou contrato para
iluminação a gás na cidade. Já em São Paulo a distribuição de gás iniciou-se em 1872 quando
9
a San Paulo Gas Company recebeu autorização do Império para a prestação de serviços de
distribuição de gás canalizado. Ao longo dos anos diversos tipos de gases foram distribuídos
pelas companhias do Rio de Janeiro e de São Paulo, sendo que o gás de carvão foi distribuído
até 1972. De 1972 a 1989 o gás manufaturado de nafta era distribuído, sendo que a
distribuição do gás natural iniciou-se no início dos anos 1990.
Em 1996, a Petrobras assinou contrato de compra e venda de gás com a Bolívia. O
volume inicial de importação foi de 4,1 milhões de m³ por dia, sendo que o volume importado
atualmente é de 30 milhões de m³ por dia (MONTEIRO e SILVA, 2010).
A definição formal do gás natural no Brasil é dada pela lei 9.478/97, conhecida como
lei do petróleo, em seu Capítulo III, seção I, artigo 6º, item II:
Gás natural é todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas
condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios
petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros.
(BRASIL, 1997)
Para Garcia (2002) o gás natural é um combustível fóssil, formado basicamente por
metano, em uma proporção de 80 a 90 %, etano (de 5 a 10 %) e outros gases em menores
proporções (propano, butano, pentanos, hexanos, gás carbônico, nitrogênio e gases raros).
Ainda segundo Garcia (2002) o gás natural pode ser encontrado no subsolo ou no fundo do
mar, em depósitos naturais de rochas sedimentares, associado ou não ao petróleo. Sua origem
é a decomposição de plantas e animais, resultado de um processo de milhões de anos.
De acordo com a Gasmig (2013), empresa responsável pela distribuição do gás
natural no Estado de Minas Gerais, a composição típica deste combustível distribuído no
Estado é o apresentado na Tabela 1.
A qualidade do gás natural comercializado no Brasil, seja de origem nacional ou de
origem importada, é regulamentada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis, através da resolução ANP n° 16, de 17 de junho de 2008. Os limites
impostos pela resolução da ANP estão apresentados na Tabela 2.
10
Tabela 1 – Composição típica do gás natural distribuído em Minas Gerais
Composição Química
Elemento
Percentual (%)
Metano
89,0
Etano
6,0
Propano
1,8
C4+
1,0
CO2
1,5
N2
0,7
Fonte: Gasmig, 2013
Tabela 2 – Resolução ANP 16 - 17/06/2008
Limite
Característica
Unidade
Poder calorífico superior
Índice de Wobbe
Número de metano, mín.
Metano, min.
Etano, máx.
Propano, máx.
Butanos e mais pesados, máx.
Oxigênio, máx.
Inertes (N2+CO2), máx.
CO2, máx.
Enxofre Total, máx.
Gás Sulfídrico (H2S), máx.
Ponto de orvalho de água a 1atm, máx.
Ponto de orvalho de hidrocarbonetos a 4,5
MPa, máx.
Mercúrio, máx.
kJ/ m³
kJ/m³
% mol.
% mol.
% mol.
% mol.
% mol.
% mol.
% mol.
mg/m3
mg/m3
ºC
ºC
10
-39
Centro-Oeste,
Sudeste e Sul
35.000 a 43.000
46.500 a 53.500
65
85,0
12,0
6,0
3,0
0,5
8,0
6,0
3,0
70
13
10
-39
-45
15
15
Norte
Nordeste
34.000 a 38.400
40.500 a 45.000
anotar
68,0
12,0
3,0
1,5
0,8
18,0
0
µg/m³
anotar
Fonte: ANP, 2013
De acordo com a Gasmig (2004) o gás natural possui seis características importantes:
a) o gás natural não é tóxico e sua inalação acidental pode causar asfixia;
b) sua densidade, em relação ao ar, é igual a 0,6. Isto significa que ele é mais leve que o
ar e em caso de vazamento se dissipa na atmosfera naturalmente;
c) o gás é incolor e inodoro em seu estado natural. O cheiro característico (mercaptana) é
inserido em sua composição para identificar eventuais vazamentos;
d) o gás natural é inflamável apenas quando atinge temperaturas superiores a 622 ºC, o
que dificulta muito qualquer tipo de queima acidental;
e) o gás natural não é explosivo, apesar de ser inflamável. Se houver combustão, ele
manterá a chama sem explosões até que seu suprimento se esgote;
f) de todos os combustíveis utilizados atualmente, o gás natural é um dos menos
poluentes, dispensando por isso equipamentos de filtragem dos gases de combustão.
11
Ainda de acordo com a Gasmig (2004) as principais características físicas e químicas
do gás natural são:
a) Poder calorífico superior (PCS): quantidade de energia liberada na forma de calor, na
combustão completa de uma quantidade definida de gás com o ar à pressão constante.
Os produtos de combustão são considerados na mesma temperatura dos reagentes. O
valor típico do PCS, para o gás natural, é de 9.400 kcal/m³ (VAZ et al, 2008);
b) Limite de inflamabilidade: proporção entre combustível e ar na qual a combustão é
possível. No caso do gás natural o limite de inflamabilidade varia entre 5 – 15 % em
volume (VAZ et al, 2008);
c) Temperatura de ignição espontânea: 622 ºC;
d) Velocidade de chama: é definida como a velocidade, em relação ao gás não queimado,
na qual uma chama adiabática normal propaga-se através de uma mistura homogênea
de gases. A velocidade de chama do gás natural varia entre 35 a 50 cm/s (GREEN e
PERRY, 2008);
e) Temperatura de chama: é a temperatura da zona onde ocorre a reação entre o
combustível e o oxidante, geralmente o ar. A temperatura da chama do gás natural é de
1.945ºC quando a reação ocorre com ar e 2.810 ºC quando ocorre com oxigênio
(GREEN e PERRY, 2008);
f) Ponto de ebulição: -162 °C;
g) Ponto de Fulgor: é definido como a menor temperatura na qual o combustível libera
vapor em quantidade suficiente para formar uma mistura inflamável por uma fonte
externa de calor. Esta temperatura para o gás natural é de – 189 °C (GARCIA, 2002);
h) Massa específica: 0,766 kg/m3 considerando temperatura de 20 °C e pressão de 1 atm.
2.2. CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL
Para Vaz et al (2008) a cadeia produtiva do gás natural pode ser tratada como uma
rede de inter-relacionamentos entre os vários atores participantes do processo de produção e
beneficiamento do gás.
A cadeia de produção do gás natural inicia-se na etapa de exploração, que divide-se
em duas fases. A primeira fase consiste em testes sísmicos que verificam a ocorrência de
12
rochas reservatórios em bacias sedimentares, formações necessárias para a ocorrência do gás
natural. Caso as análises sísmicas indiquem a presença de tais formações, inicia-se a segunda
etapa da exploração, que consiste na perfuração de um poço pioneiro e de poços que
delimitam o tamanho da reserva (MONTEIRO e SILVA, 2010).
Os reservatórios de gás natural são compostos por rochas porosas que aprisionam gás
e petróleo. Dependendo da relação existente entre o gás e o petróleo no poço, classifica-se o
gás quanto ao seu estado: gás associado ou gás não-associado, conforme apresentado na
Figura 4 (MONTEIRO e SILVA, 2010).
Figura 4 – Formas de ocorrência do gás natural
Fonte: Tavares e Mendonça, 2013
Ainda conforme Monteiro e Silva (2010) o gás associado é aquele que, no
reservatório, está dissolvido no óleo ou sobre o óleo na forma de uma capa de gás. Nesse
caso, a produção do gás é vinculada a produção de petróleo, sendo o gás utilizado para
ampliação da produção de petróleo ou consumida na geração de energia na unidade de
produção. Por outro lado, o gás não-associado está, no reservatório, livre ou em presença de
quantidades muito pequenas de petróleo.
Na exploração de petróleo e gás o interesse econômico é somente na produção de
hidrocarbonetos. Porém, na extração dos produtos dos poços, sejam eles terrestres ou
marítimos, além dos hidrocarbonetos (gás e óleo), também são obtidas impurezas (água, CO2,
compostos ácidos, areia, dentre outros) que devem ser retirados (THOMAS, 2001). Sendo
assim, após a etapa de exploração e produção o gás natural passa por diversos processos com
o objetivo de separar o óleo, do gás e da água e condicioná-lo aos parâmetros de qualidade
13
exigidos. Estas etapas são denominadas de condicionamento e processamento e são realizadas
nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) (MONTEIRO e SILVA, 2010).
Segundo Thomas (2001) o condicionamento é um conjunto de processos físicos e
químicos que visam remover ou reduzir impurezas e contaminantes presentes no gás, de modo
a atender as especificações de mercado, segurança, transporte ou posterior processamento. As
principais especificações que são observadas no condicionamento do gás natural são: teores
de compostos de enxofre, de dióxido de carbono e de água, ponto de orvalho e poder
calorífico. Nesta etapa dois processos são fundamentais:
a) Desidratação: são processos de absorção ou adsorção para a retirada de água presente
no gás;
b) Dessulfurização: são processos de absorção química ou física para a retirada de gases
ácidos (CO2 e compostos de enxofre).
A Figura 5 apresenta um diagrama de blocos das principais etapas do condicionamento
do gás natural.
Figura 5 – Condicionamento do gás natural
Fonte: Santos, 2009
O gás extraído dos poços de produção é denominado gás úmido ou gás rico, uma vez
que possui, além do metano – C1 e etano – C2, parcelas mais pesadas, como o butano – C4 e o
14
propano – C3, que possuem valor industrial (SHREVE e BRINK JR., 1997). As UPGN
separam as parcelas mais pesadas do gás natural, denominadas de Líquidos de Gás Natural –
LGN. O LGN é composto pelo Gás Liquefeito de Petróleo – GLP e gasolina natural (C5 –
pentano e seus isômeros, C6 – hexano e seus isômeros, C7+ – demais compostos com sete ou
mais carbonos na sua composição). O gás residual, ou gás pobre é a parcela comercializada
pelas companhias distribuidoras de gás natural (MONTEIRO e SILVA, 2010). A Figura 6
apresenta as parcelas resultantes do processamento do gás natural.
Figura 6 – Parcelas resultantes do processamento do gás natural
Fonte: Esteves e Matz, 2013
O gás residual, ou gás processado, resultante das UPGN é transportado,
principalmente, através de dutos, denominados gasodutos, desde o local do processamento até
a transferência para as companhias distribuidoras de gás natural. Os gasodutos transportam
grandes volumes de gás natural, com tubulações de grandes diâmetros e operam com alta
pressão. Outras formas de transporte do gás natural são: Gás Natural Liquefeito – GNL ou o
Gás Natural Comprimido – GNC. A escolha do modal de transporte depende de vários
fatores, sendo os principais, volume de gás transportado, distância entre a fonte de suprimento
e o consumo e investimento necessário na construção da infraestrutura (MONTEIRO e
SILVA, 2010).
De acordo com Rodrigues (2012) o transporte de gás natural exige investimento
significativo. Conforme pode ser observado na Figura 7 os modais de transporte variam de
15
acordo com a distância envolvida. Para o transporte internacional de gás natural, que ocorre
principalmente por via marítima, o modal mais viável é o GNL, com a movimentação do gás
ocorrendo através de navios chamados de metaneiros. Para movimentações terrestres o
gasoduto ainda é a melhor opção, porém exigem contratos de fornecimento de longo prazo
para viabilizar os investimentos.
Figura 7 – Custo X Distância dos modais de transporte de gás natural
Fonte: Rodrigues, 2012
A última etapa da cadeia de suprimento do gás natural é a distribuição, função que no
caso brasileiro, é efetuada pelas companhias distribuidoras de cada estado, que possuem
concessão para a realização de tais serviços. A transferência de propriedade das empresas
transportadoras para as companhias distribuidoras ocorre nas estações de transferência de
custódia, denominadas City Gates. No City Gate equipamentos específicos realizam medições
e regulam a pressão de entrega do gás. Neste ponto também é realizada a odorização do gás,
conforme exigência da legislação (MONTEIRO e SILVA, 2010).
A Figura 8 apresenta a cadeia de suprimento do gás natural, desde o local de produção
até o consumidor final.
16
Figura 8 – Cadeia de abastecimento do gás natural do poço ao consumidor
Fonte: Monteiro e Silva, 2010
2.3. APLICAÇÕES DO GÁS NATURAL
De acordo com Esteves e Matz (2013) o gás natural possui uma ampla gama de
aplicações podendo ser utilizado para fins energéticos, como combustível, ou não energético,
sendo utilizado em indústrias químicas ou na geração de energia elétrica. Para Shreve e Brink
Jr. (1997) o gás natural, além de ser o gás combustível predominante mundialmente, também
é utilizado como matéria-prima para diversas sínteses. O gás de síntese obtido da reforma do
gás natural pode ser utilizado para a obtenção de metanol, hidrogênio e outros compostos
líquidos, que por sua vez produzem ácidos, combustíveis e amônia. A amônia é um
componente fundamental para o mercado brasileiro, uma vez que serve de matéria-prima para
a produção de fertilizantes nitrogenados, produto muito utilizado pela indústria agropecuária,
sendo que mais de 70 % da demanda nacional é importada (ESTEVES e MATZ, 2013). A
Figura 9 apresenta as principais utilizações do gás natural.
17
Figura 9 – Aplicações do gás natural
Fonte: Esteves e Matz, 2013
2.3.1. APLICAÇÃO ENERGÉTICA DO GÁS NATURAL
Como fonte de energia térmica, ou como combustível, o gás natural é utilizado nos
setores energético, industrial, comercial, institucional (repartições públicas), residencial e
automotivo (ESTEVES e MATZ, 2013). A Tabela 3 apresenta o consumo do gás natural
como combustível em diversos setores econômicos.
Tabela 3 – Consumo de gás natural por setor, ano base 2012
Setor
Consumo em 2012 (mtep)
Consumo em 2012 (%)
Setor Energético
5.700
29,3
Setor Comercial/Público
270
1,4
Setor Residencial
336
1,7
Setor Agropecuário
0
0,0
Setor de Transportes Rodoviário
1.942
10,0
Setor Industrial
11.192
57,6
Cimento
34
0,3
Ferro-gusa e aço
1.072
9,6
Ferroligas
3
0,0
Mineração e pelotização
765
6,8
Química
2.740
24,5
Não ferrosos e outros da metalurgia
873
7,8
Têxtil
360
3,2
Alimentos e Bebidas
738
6,6
Papel e Celulose
812
7,3
Cerâmica
1.493
13,3
Outras indústrias
2.300
20,6
Fonte: EPE, 2013
18
No setor energético, o gás natural é utilizado em motores e turbinas, para geração de
energia elétrica. Em processos de geração distribuída ou cogeração, o gás natural é fonte
energética para a produção de energia elétrica e vapor (ESTEVES e MATZ, 2013). Nos dados
da Tabela 3 não está contabilizado o volume de gás fornecido para usinas termelétricas. O
BEN (EPE, 2013) apresenta o gás natural como a segunda principal fonte de combustível para
o setor energético, ficando atrás apenas do bagaço de cana.
Nos setores comercial e público o gás natural é aplicado em fornos e aquecedores,
podendo ser utilizado no preparo de alimentos, aquecimento de água e no aquecimento de
ambientes (ESTEVES e MATZ, 2013). Neste setor a energia elétrica é a fonte preferencial
com aproximadamente 90 % do mercado (EPE, 2013).
Nas residências o gás natural é utilizado no preparo de alimentos e aquecimento de
água. Neste setor o gás ainda representa muito pouco, sendo que a energia elétrica domina o
setor seguido pelo GLP – Gás Liquefeito de Petróleo e lenha (EPE, 2013).
Nos transportes, o gás natural é utilizado apenas no segmento rodoviário, em veículos
de pequeno porte. No Brasil, apenas nos últimos anos tem-se discutido sobre a utilização do
Gás Natural Veicular – GNV em veículos de grande porte, como caminhões e ônibus, porém
ainda não há nenhum projeto em escala comercial sendo implantado (GASNET, 2013b).
Sendo assim, o segmento de transporte ainda é dominado pelo Diesel, que representa quase 50
% do consumo do setor (EPE, 2013).
Na indústria o gás natural possui inúmeras aplicações, podendo ser utilizado em
motores, turbinas e caldeiras, para geração de eletricidade e vapor; em fornos, de cerâmica, de
tratamento térmico; ou em aquecedores, de fluídos térmicos, por exemplo. A utilização do gás
natural na indústria pode ser dividida através da temperatura de trabalho, conforme
apresentado na Figura 10. A maior aplicação do gás natural na indústria é em equipamentos
de alta temperatura, nesta subdivisão está concentrado o maior consumo de gás natural
industrial.
19
Figura 10 – Aplicações do gás natural na indústria
Fonte: Esteves e Matz, 2013
2.3.2. APLICAÇÕES NÃO ENERGÉTICAS DO GÁS NATURAL
Além da aplicação energética, como combustível, o gás natural também é utilizado
para fins não energéticos. Dentre as principais utilizações não energéticas do gás natural
pode-se destacar: injeção em reservatório, matéria-prima para indústrias petroquímicas e
matéria-prima para fertilizantes. De acordo com o BEN (EPE, 2013) o consumo final de gás
natural com fins não energéticos, no ano base de 2012, atingiu 898 mil tep, equivalente a 2,8
milhões de m³/dia.
De acordo com Thomas (2001) parte do gás processado nas UPGNs é consumida
internamente nas próprias unidades produtoras. Parte deste gás é utilizada para a elevação
artificial do petróleo, denominado gas-lift, outra parcela do gás é injetada nos poços
produtores com o objetivo de promover a recuperação secundária do petróleo. As duas
estratégias têm como objetivo ampliar a capacidade de recuperação de petróleo. De acordo o
Boletim mensal de acompanhamento da indústria do gás natural (MME, 2014a), em 2013,
foram reinjetados, em média, 10,6 milhões de m³/dia. Este volume representa quase 14 % do
volume de gás natural produzido no Brasil, porém, a Petrobras tem trabalhado na redução
deste percentual, disponibilizando o maior volume possível ao mercado.
20
A indústria petroquímica representa mais de 70 % da produção química de compostos
orgânicos. Existem, hoje, mais de 3.000 substâncias petroquímicas, muitas delas produzidas
em grande escala. As matérias-primas básicas são: o gás natural, o GLP, o gás de processos de
craqueamento, os destilados líquidos (C4 a C9), os destilados de processos de craqueamento
especiais e as frações aromáticas. O setor petroquímico, baseado no gás natural, depende da
abundância e do baixo custo desta matéria-prima (SHREVE e BRINK JR., 1997). A Figura
11 apresenta a ampla faixa de produtos sintetizados a partir do gás natural.
Figura 11 – Aplicações petroquímicas do gás natural
Fonte: Shreve e Brink Jr., 1997
De acordo com Esteves e Matz (2013) a primeira etapa da conversão do gás natural
em outros produtos é denominada reforma, processo fundamental para que o gás natural possa
ser sintetizado em outros produtos. Nesta reação, o metano (CH4) presente no gás natural
sofre uma reforma, na presença de vapor e de catalisadores, produzindo o gás de síntese,
composto por monóxido de carbono (CO) e hidrogênio (H2). A reação de reforma está
apresentada na Equação (1).
21
CH4 + H2O  CO + 3 H2
(1)
O gás de síntese produzido poderá seguir três diferentes rotas, gerando produtos
distintos. A primeira rota, destinada principalmente para produção de amônia, utiliza o
hidrogênio do gás de síntese fazendo-o reagir com o nitrogênio presente no ar. A reação
ocorre na presença de catalizador em leito fluidizado, formando amônia. Este processo é
conhecido como Haber-Bosch. Em seguida, a amônia obtida reage com dióxido de carbono,
processo realizado para a síntese da ureia (ESTEVES e MATZ, 2013). A reação da síntese da
amônia está apresentada na Equação (2) e a síntese da ureia está apresentada nas Equações (3)
e (4).
N2 + 3 H2  2 NH3 (amônia)
(2)
2 NH3 + CO2  H2N-COONH4 (carbamato de amônio)
(3)
H2N-COONH4  H2O + (NH2)2CO (ureia)
(4)
Dados da Associação Nacional para Difusão de Adubos – ANDA (2013) mostram que
o Brasil é o 4º maior consumidor mundial de fertilizantes, atrás da China, Índia e Estados
Unidos. Em 2012 foram consumidas mais de 29,5 milhões de toneladas de fertilizantes, sendo
que quase 70 % do produto utilizado no país foi importado. A Petrobras tem prevista para os
próximos anos a implantação ou ampliação de quatro novas unidades de produção de amônia
e ureia objetivando a redução da dependência de importação de produtos nitrogenados
(ESTEVES e MATZ, 2013).
O gás de síntese pode seguir uma segunda rota destinada a produção de metanol. A
síntese do metanol é atualmente uma das mais importantes existentes na química orgânica. O
processo baseia-se na reação do monóxido de carbono e hidrogênio na presença de
catalisadores (SHREVE e BRINK JR., 1997). De acordo com Esteves e Matz (2013) o
metanol é utilizado na produção de biodiesel, além de ser aplicado na indústria química como
precursor de formaldeído, acetato de metila, ácido acético, etileno, propileno e dimetil éter.
As reações de produção do metanol a partir do gás de síntese são apresentadas nas Equações
(5) e (6).
22
CO + 2 H2  CH3OH
(5)
CO2 + 3 H2  CH3OH + H2O
(6)
O mercado brasileiro demandou, em 2011, mais de 885 mil toneladas de metanol.
Cerca de 70 % deste valor foi importado principalmente do Chile e da Venezuela. As novas
unidades de produtos nitrogenados, em implantação pela Petrobras, aumentaram a oferta
interna de metanol e de seus derivados (ESTEVES e MATZ, 2013).
A terceira rota possível para o gás de síntese utiliza o processo Fischer-Tropsch para a
produção de hidrocarbonetos líquidos. Este processo, também conhecido como Gas to Liquids
– GTL, foi desenvolvido na Alemanha em 1923 com o foco de produzir hidrocarbonetos
líquidos a partir do carvão. Neste processo é fundamental o controle de temperatura, uma vez
que as reações são muito exotérmicas. Temperaturas altas geram uma quantidade maior de
hidrocarbonetos leves que nem sempre são interessantes (ESTEVES e MATZ, 2013). A
reação fundamental do processo Fischer-Tropsch está apresentada na Equação (7).
(2n+1)H2 + nCO  CnH2n+2 + nH2O
(7)
2.3.3. APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
De acordo com o BEN (EPE, 2013) o consumo de gás natural para geração de
energia elétrica atingiu uma média diária de 27,6 milhões de m³ no ano de 2012, ao passo que
em 2011 a média diária foi de 15,7 milhões de m³. Pode-se observar assim, que o volume de
gás natural destinado à geração de energia elétrica teve um expressivo aumento, de 75,7 %,
entre os anos de 2011 e 2012. O Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás
Natural (MME, 2014a) mostra uma tendência de aumento no consumo de gás natural para
geração termelétrica. A média diária observada em 2013 foi de 38,9 milhões de m³. Até o mês
de Junho de 2014 a média diária cresceu para 45,8 milhões de m³. A escassez de chuvas
registrada nos últimos meses de 2014 reduziu o nível dos reservatórios das usinas
hidrelétricas, o que exigiu uma maior operação das usinas termelétricas.
A aplicação do gás natural para a geração de energia elétrica pode ser dividida em
duas modalidades: geração termelétrica e cogeração.
23
A principal modalidade é a utilização do gás natural para geração exclusiva de
eletricidade. Neste processo, o gás, em geral, serve como combustível para turbinas a gás. As
turbinas a gás são máquinas complexas que comprimem o ar, misturando-o com o
combustível com o objetivo de obter-se a combustão. Os gases gerados no processo de
combustão possuem alta temperatura, provocando o movimento de turbinas conectadas a
geradores elétricos. Desta forma, a energia térmica presente no combustível transforma-se em
energia mecânica que logo a seguir é convertida em energia elétrica (ANEEL, 2008).
Ainda segundo a ANEEL (2008) o desenvolvimento das turbinas a gás é
relativamente recente, após a segunda guerra mundial. O uso mais intenso destes
equipamentos tem ocorrido somente nos últimos 20 a 30 anos, devido a maior oferta de gás
natural e também a melhoria dos rendimentos termodinâmicos das máquinas (ANEEL, 2008).
A Tabela 4 apresenta as principais usinas a gás natural em operação no Brasil.
Tabela 4 – Centrais Termelétricas a gás natural em operação no Brasil
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Usina
Governador Leonel Brizola
Mário Lago
Norte Fluminense
Uruguaiana
Termopernambuco
Cuiabá
Araucária
Fernando Gasparian
Luiz Carlos Prestes
Barbosa Lima Sobrinho
Santa Cruz
Camaçari
Fortaleza
Baixada Fluminense
Jesus Soares Pereira
Euzébio Rocha
Aureliano Chaves
Termoceará
William Arjona
Luiz O. R. Melo
Celso Furtado
Sepé Tiaraju
Camaçari Muricy
Rômulo Almeida Unidade I
Juiz de Fora
Potência (MW)
1.058
923
826
640
533
529
484
576
386
386
350
347
347
344
323
249
226
220
206
204
186
170
152
138
87
Fonte: ONS, 2014
Município
Duque de Caxias
Macaé
Macaé
Uruguaiana
Ipojuca
Cuiabá
Araucária
São Paulo
Três Lagoas
Seropédica
Rio de Janeiro
Dias D´Ávila
Caucaia
Seropédica
Alto do Rodrigues
Cubatão
Ibirité
Caucaia
Campo Grande
Linhares
São Francisco do Conde
Canoas
Camaçari
Camaçari
Juiz de Fora
Estado
RJ
RJ
RJ
RS
PE
MT
PR
SP
MS
RJ
RJ
BA
CE
RJ
RN
SP
MG
CE
MS
ES
BA
RS
BA
BA
MG
24
A geração de energia elétrica, a partir do gás natural, em usinas termelétricas pode
ocorrer de duas formas. A forma mais simples e de implementação mais barata denomina-se
ciclo aberto (ou ciclo simples). Neste sistema os gases que saem da turbina são resfriados e
liberados para a atmosfera por meio de uma chaminé (ANEEL, 2008). De acordo com o Plano
Decenal de Expansão de Energia 2021 (EPE, 2012b), no ciclo simples, a eficiência
termodinâmica do processo é de 38,7 %, ou seja, de cada 100 unidades de combustível que
entram na câmara de combustão aproximadamente 39 se transformam em energia elétrica,
sendo o restante perdido.
De acordo com a MME (2014a) a produção média das usinas termelétricas movidas a
gás natural em operação no Brasil é superior a 8.000 MW.
A Figura 12 ilustra o diagrama de uma central termelétrica de ciclo aberto, com os
seus principais componentes.
Figura 12 – Diagrama esquemático do ciclo aberto
Fonte: Esteves e Matz, 2013
No ciclo combinado, os gases que saem da turbina e que ainda estão em alta
temperatura, são encaminhados para caldeiras onde produzem vapor em alta pressão. Este
vapor é então direcionado para turbinas onde é expandido, provocando o movimento da
turbina. Assim, a característica básica de termelétricas a ciclo combinado é a operação
conjunta de turbinas movidas a gás e a vapor. Esta tecnologia é recente, sendo aplicada
principalmente a partir da década de 1980, e passa por processo de expansão em todo o
mundo, inclusive no Brasil. Este sistema requer maiores investimentos, porém a eficiência do
25
processo de geração é maior, chegando a casa dos 50 % (ANEEL, 2008). A Figura 13
apresenta um diagrama com os principais componentes de uma central termelétrica com ciclo
combinado.
Figura 13 – Diagrama esquemático do ciclo combinado
Fonte: Esteves e Matz, 2013
Por fim, ainda de acordo com a ANEEL (2008), existe o processo de geração de
energia elétrica, a partir do gás natural, simultaneamente com a geração de vapor e de energia
térmica. Este processo, conhecido como cogeração, pode ser realizado com todos os
combustíveis usados em usinas termelétricas – por exemplo, óleos, biomassa e carvão, além
do gás natural. Na cogeração o calor gerado na produção da eletricidade por usinas em ciclo
simples e que, se não utilizado, seria liberado na atmosfera é recuperado e destinado à
produção de vapor, do ar quente ou da refrigeração. Três fatores tornam o processo da
cogeração bastante interessante para as aplicações industriais. O primeiro é a possibilidade de
utilização da energia que naturalmente se perde no processo de geração da eletricidade. O
segundo fator é a possibilidade de independência em relação ao suprimento fornecido pelas
distribuidoras ou comercializadoras de energia elétrica. Finalmente, um terceiro é a redução
do volume de gases lançados na atmosfera, o que pode ser um fator de competitividade no
momento atual, em que os consumidores estão cada vez mais exigentes com relação ao
impacto ambiental provocado pelos produtos que adquirem. A Figura 14 apresenta os
percentuais de aproveitamento energético em cada uma das etapas da cogeração.
26
Figura 14 – Rendimento energético do processo de cogeração
Fonte: Monteiro e Silva, 2010
27
3. MERCADO MUNDIAL DE ENERGIA PRIMÁRIA
3.1. PANORAMA GERAL
Energia primária é aquela fornecida diretamente pela natureza, como a energia
hidráulica, petróleo, gás natural, carvão mineral, urânio, lenha, resíduos vegetais e animais,
energias hidráulica, solar e eólica. Por outro lado, a energia secundária corresponde à energia
obtida por processos de conversão, resultantes de diferentes centros de transformação. O
objetivo da transformação é facilitar o transporte, o armazenamento e a adequação para que o
combustível possa ser utilizado da maneira mais eficiente. São exemplos de energia
secundária: óleo Diesel, óleo combustível, gasolina (automotiva e de aviação), Gás Liquefeito
de Petróleo - GLP, nafta, querosene (iluminante e de aviação), gás (de cidade e de coqueria),
coque de carvão mineral, eletricidade, carvão vegetal, álcool etílico, (anidro e hidratado) e
outras fontes secundárias (gás de refinaria, coque e outros) (MARQUES et al, 2006).
Durante o século XIX e início do século XX o carvão era o combustível mais
utilizado, sendo que após a Segunda Guerra Mundial ele foi sendo gradualmente substituído
pelo petróleo. Nas últimas três décadas, o gás natural tem aumentado de forma lenta, mas
progressivamente a sua participação na matriz energética. Estes três combustíveis, de origem
fóssil, representam mais de 85 % da energia primária do mundo. Outras fontes de energia
(nuclear, hidrelétrica e energias renováveis) desempenham um papel muito menor no
abastecimento de energia mundial (ECONOMIDES e WOOD, 2009). Porém, as reservas dos
combustíveis fósseis são limitadas e estão distribuídas de maneira desigual no mundo. Estes
fatores são causa de conflitos armados, como os casos da ocupação do Afeganistão e do
Iraque pelos EUA (MARQUES et al, 2006).
A Figura 15 apresenta a evolução das reservas mundiais provadas de combustíveis
fósseis. O crescimento das reservas provadas de combustíveis fósseis, entre os anos de 2012 e
2013, foi inferior a 1 %. Os dados para o carvão só foram apresentados para o ano de 2013.
Observa-se que o carvão representa cerca de 60 % das reservas mundiais de combustíveis
fósseis.
28
Figura 15 – Reservas mundiais provadas de combustíveis fósseis (mtep)
Fonte: BP, 2014
A Figura 16 apresenta as reservas provadas de combustíveis fósseis existentes no
Brasil. Observa-se um grande crescimento nos valores, especialmente com relação ao
petróleo. De acordo com a ANP (2012) as reservas de petróleo brasileiras cresceram 1,88 %
em 2011 com relação a 2010, impulsionadas pelas descobertas do pré-sal. De acordo com
Garcia (2002) os carvões minerais brasileiros não são de grande qualidade, pois apresentam
alto teor de cinzas.
Figura 16 – Reservas brasileiras provadas de combustíveis fósseis (mtep)
Fonte: BP, 2014
De acordo com Vaz, Maia e Santos (2008), o Brasil possui 29 bacias sedimentares,
cuja área totaliza 4.650.000 km², sendo que 70 % das áreas estão localizadas em terra, 6 %
29
localizam-se em áreas costeiras e os 24 % restantes localizam-se em área marítima. Do total
das áreas marítimas, mais de 12 % encontra-se em águas profundas, local onde estão as
maiores reservas brasileiras de hidrocarbonetos.
As recentes descobertas de petróleo e gás natural, feitas especialmente nas bacias do
Espírito Santo e Santos, permitirão ampliar as reservas brasileiras, contribuindo para a
manutenção da autossuficiência do petróleo e a redução gradativa da importação de gás
natural da Bolívia (VAZ et al, 2008).
De acordo com dados da BP (2014) o consumo mundial de energia primária no ano
de 2013 foi 2,3 % maior do que em 2012, fechando o período com um consumo total superior
a 12,7 bilhões de toneladas equivalentes de petróleo. Deste total, 4,2 bilhões de toneladas
foram supridas pelo petróleo, que continua sendo a principal fonte de energia primária. Nos
últimos 13 anos a participação percentual do petróleo na matriz energética mundial tem
sofrido pequenas, mas sucessivas quedas. O carvão mineral com 3,8 bilhões de toneladas e o
gás natural com 3 bilhões de toneladas equivalentes de petróleo completam a lista das três
principais formas de energia mundial.
Observa-se, portanto, que os combustíveis fósseis continuam sendo a maior fonte de
suprimento de energia primária, porém, pelos dados apresentados, o aumento das reservas tem
ocorrido em ritmo mais lento do que o incremento de produção. Desta forma, a relação entre
as reservas provadas e a produção tem diminuído ao longo dos anos. A Tabela 5 apresenta as
relações reservas provadas por produção para os principais combustíveis fósseis.
Tabela 5 – Relação reservas provadas e produção dos combustíveis fósseis
Combustível
Petróleo
Gás Natural
Carvão Mineral
Relação Reserva/Produção
(R/P – anos)
53,3
55,1
113
Fonte: BP, 2014
A BP (2014) define reservas provadas como os volumes obtidos pelas análises
geológicas e de engenharia que podem ser recuperados no futuro de reservatórios conhecidos,
sob condições econômicas e operacionais existentes.
30
A relação entre Reserva e Produção - R/P para os combustíveis fósseis no Brasil
apresenta números mais baixos do que a média mundial, sendo que a R/P do petróleo
brasileiro é de 20,2 anos, para o gás natural a R/P é de 21,2 anos. Para o carvão a relação R/P
brasileira é superior a 500 anos, porém este número está ligado diretamente a baixa qualidade
do carvão nacional que é pouco utilizado. A maior parte do consumo de carvão no Brasil é
suprida por importações (BP, 2014).
Conforme relatório de consumo mundial de energia da BP (2014), dentre os
combustíveis fósseis, o carvão mineral é o que possui a maior relação R/P. Contudo, entre os
anos de 2013 e 2014 o crescimento do consumo do carvão foi o menor dentre os combustíveis
fósseis, com avanço de 0,8 %. A utilização do carvão mineral tem sido limitada pelas leis
ambientais mais restritivas, tendo em visto o alto potencial poluidor desse combustível.
Para o período em consideração, o gás natural apresentou um crescimento de 1,4 %,
sendo que China, com expansão de 10,8 %, e EUA, com expansão de 2,4 %, foram os
principais responsáveis por esse crescimento. Por outro lado, a Índia foi o país que apresentou
a maior retração no consumo de gás, com uma redução de 12,2 %. O crescimento médio do
consumo do gás natural foi menor do que o observado em anos anteriores. Por fim, o petróleo
e seus derivados apresentaram crescimento de consumo igual ao observado para o gás natural,
1,4 % (BP, 2014).
O crescimento do consumo de energia primária tem ocorrido em ritmo mais lento nos
últimos anos. O fator fundamental para esta redução são os baixos índices de crescimento
econômico dos países industrializados. Por outro lado, os países emergentes continuam
sustentando índices de crescimento econômicos mais elevados, o que acarreta aumento na
demanda por energia primária nestes países. A China e a Índia têm apresentado nos últimos
anos expressivos índices de crescimento de consumo energético, bastante superiores a média
mundial. A China e os Estados Unidos representam quase 50 % do consumo de energia
primária no mundo (BP, 2014).
A Figura 17 apresenta o histórico do consumo mundial de energia primária nos
últimos 25 anos.
31
Carvão
Renováveis
Hidroeletricidade
Energia Nuclear
Gás Natural
Petróleo
Figura 17 – Consumo mundial de energia primária, por combustível (milhões de toneladas equivalentes de
petróleo - mtep)
Fonte: BP, 2014
A Figura 18 apresenta a matriz energética mundial nos anos de 2012 e 2013.
Observa-se que, no período, as variações foram muito pequenas. A energia nuclear perdeu
espaço, especialmente devido a redução da produção japonesa (BP, 2014).
2012
2013
Figura 18 – Distribuição percentual das fontes primárias de energia no mundo
Fonte: BP, 2014
Dados recentes publicados no BEN (EPE, 2013) e pela BP (2014), mostram que o
consumo total de energia primária no Brasil, em 2013, foi de 284 milhões de toneladas
32
equivalentes de petróleo – mtep, frente ao valor de 274,7 mtep registrado em 2012. A
variação de +3,4 % foi superior a média mundial, que chegou a +2,0 %. Este consumo de
energia primária posiciona o Brasil como o 8º maior consumidor mundial. A Figura 19 aponta
os 25 países que mais consomem energia no mundo.
Figura 19 – Maiores consumidores de energia primária 2012-2013 (mtep)
Fonte: BP, 2014 e EPE, 2013
Grande parte dos países desenvolvidos apresentou retração no consumo de energia nos
últimos anos, sendo que os maiores recuos foram registrados na Austrália (-7,7 %) e Espanha
(-7,6 %). Além da Espanha, diversos países que integram a União Europeia tiveram retração
no consumo de energia primária, como por exemplo, Reino Unido, Itália, e os Países Baixos.
Por outro lado, os países em desenvolvimento lideram a expansão do consumo de energia
primária, liderados pela China, Índia, Indonésia e Brasil (BP, 2014).
Conforme pode ser observado na Figura 20 o consumo per capita de energia no Brasil
é inferior a 1,5 tep por ano, desta forma, apesar do Brasil ser um dos maiores consumidores
absolutos de energia primária, do ponto de vista de consumo per capita o país apresenta um
dos mais baixos índices de consumo de energia do planeta.
Previsões para as próximas décadas apontam um crescimento do consumo mundial de
energia, superior ao crescimento populacional. Para a BP (2012) a previsão é de um
crescimento superior a 1,5 % ao ano na demanda mundial por energia. O maior crescimento
33
deverá ocorrer em países emergentes, como o Brasil. A principal utilização dos combustíveis
será para a geração de energia elétrica, sendo que para este fim a demanda deverá crescer a
taxas superiores a 2 % ao ano.
Figura 20 – Consumo per capita de energia 2012 (tep/ano)
Fonte: BP, 2014
Dentre os combustíveis fósseis as previsões indicam que o gás natural deverá ter o
maior aumento na demanda, cerca de 2 % ao ano, ao passo que a demanda pelo carvão deverá
subir pouco mais de 1 % ao ano e o petróleo crescerá menos de 1 % ao ano. Desta forma, a
participação do gás natural na matriz energética mundial deverá subir dos atuais 24 % para 26
% (BP, 2012).
Já para o Energy Information Administration – EIA (2011), vinculado ao governo dos
Estados Unidos o consumo de energia deverá crescer mais de 50 % entre os anos de 2008 e
2035, sendo que os combustíveis fósseis corresponderão por cerca de 80 % da demanda.
Porém, os combustíveis líquidos deverão apresentar um recuo na participação, ao passo que o
consumo de gás natural deverá crescer a uma taxa de aproximadamente 1,5 % ao ano,
conforme pode ser visto na Figura 21.
34
Projeções
Histórico
Líquidos
(Incluindo biocombustíveis)
Carvão
Gás Natural
Renováveis
(excluindo biocombustíveis)
Figura 21 – Evolução do consumo mundial de energia
Fonte: EIA, 2011
Observa-se, portanto, que as principais previsões realizadas ao redor do mundo sobre
a evolução no consumo de energia para os próximos anos apresentam cenários de grande
crescimento para o consumo de gás natural, que deverá apresentar um papel cada vez mais
relevante na composição da matriz energética mundial.
3.2. PANORAMA DO GÁS NATURAL
3.2.1. PRODUÇÃO E CONSUMO
Segundo Monteiro e Silva (2010) o mercado mundial de energia atravessa momentos
agitados, sobretudo pela crescente competitividade e a tendência de aumento da participação
do gás natural, juntamente com outras fontes renováveis, na matriz energética. A tendência de
crescimento na participação do gás natural no mercado mundial de energia deve-se a
ocorrência de reservas abundantes deste combustível e as suas qualidades ambientais
melhores do que os derivados de petróleo e carvão.
O crescimento da utilização do gás natural tem ocorrido em todo o mundo, desde as
nações desenvolvidas até as economias emergentes, como no caso do Brasil. Este cenário
permite dizer que o mundo vive hoje a era do gás natural. A expectativa é que o gás natural
mantenha a sua importância nos próximos anos, uma vez que os volumes de suas reservas são
35
grandes e as projeções indicam que o gás estará disponível por um tempo maior do que o
petróleo (MONTEIRO e SILVA, 2010).
De acordo com Economides e Wood (2009) desde o início da década de 1970, as
reservas mundiais de gás natural aumentaram de forma constante, a uma taxa anual próxima
dos 5 %. Da mesma forma, o número de países com reservas conhecidas também aumentou
de cerca de 40 em 1960 para 85 em 2005.
Os dados sobre as reservas provadas de gás natural ao redor do mundo estão em
constante atualização. Em 1992 as reservas provadas apresentavam valor de 154,9 trilhões de
m³, já no fim do ano de 2011 este valor subiu para 187,8 trilhões de m³. Em 2013 as reservas
mundiais de gás natural provadas sofreram uma pequena diminuição chegando ao valor de
185,7 trilhões de m³. Estas reservas estão localizadas, sobretudo no Oriente Médio que
corresponde por 43 %. As maiores reservas provadas de gás natural estão localizadas na
Rússia, Irã e no Qatar, que juntos correspondem por quase 50 % das reservas mundiais. Os
Estados Unidos aumentaram substancialmente o valor de suas reservas, sobretudo com a
exploração do gás de xisto (BP, 2014). A Figura 22 apresenta a distribuição das reservas
provadas de gás natural.
4%
6%
8%
8%
América do Norte
América Central e do Sul
Europa e Eurásia
Oriente Médio
África
Ásia Pacifíco
31%
43%
Figura 22 – Distribuição das reservas provadas de gás natural (%)
Fonte: BP, 2014
De acordo com a BP (2014) a produção mundial de gás natural cresceu 1,1 % no
comparativo entre os anos de 2012 e 2013 atingindo o valor de 3.041 mtep ou 3.370 bilhões
36
de m³. A produção média diária de gás natural no mundo foi de 9,23 bilhões de m³. A
expansão da produção foi altamente influenciada pela produção dos países do Oriente Médio
e da Rússia, que é o segundo maior produtor mundial de gás natural (BP, 2014). A Tabela 5
apresenta os 10 principais países produtores de gás natural no ano de 2013.
Tabela 6 – Principais produtores mundiais de gás natural 2013
Ranking
País
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
29
30
Estados Unidos
Rússia
Irã
Qatar
Canadá
China
Noruega
Arábia Saudita
Argélia
Indonésia
Brasil
Bolívia
Produção
(mtep)
627,2
544,3
149,9
142,7
139,3
105,3
97,9
92,7
70,7
63,4
19,2
18,8
Produção
(bilhões de m³)
687,6
604,8
166,6
158,5
154,8
117,1
108,7
103,0
78,6
70,4
21,3
20,8
Percentual da
produção mundial (%)
20,6
17,9
4,9
4,7
4,6
3,5
3,2
3,0
2,3
2,1
0,6
0,6
Fonte: BP, 2014
Observa-se que os Estados Unidos e a Rússia representam quase 40 % da produção
mundial de gás natural. Alguns pequenos países que possuem grande produção de gás, como
Qatar e Malásia, destinam quase toda a sua produção para exportação, através do Gás Natural
Liquefeito – GNL.
De acordo com a BP (2014) a atual relação entre as reservas e a produção de gás
natural é de 55,1 anos. Considerando a atual produção, o Oriente Médio possui reservas para
mais de 140 anos. Por outro lado, considerando a atual produção de gás natural dos Estados
Unidos, que é a maior do mundo, as reservas do país serão suficientes para manter o patamar
de produção por apenas mais 13 anos. A Figura 23 apresenta a relação entre reservas e
produção de gás.
Como já apresentado, o consumo mundial de gás natural cresceu 1,4 % entre os anos
de 2012 e 2013. Este crescimento está um pouco abaixo do observado nos anos anteriores que
teve números próximos dos 3 %. As Américas, especialmente os Estados Unidos, o Oriente
Médio e a Ásia contribuíram para este crescimento. Na Ásia, a China, Cingapura e Malásia
37
lideraram o incremento no consumo de gás natural. Por outro lado, os países da União
Europeia, a Rússia e seus vizinhos sofreram grande declínio no consumo de gás natural, essa
redução está ligada ao fraco desempenho econômico destes países (BP, 2014).
Figura 23 – Relação entre as reservas e a produção de gás natural (anos)
Fonte: BP, 2014
As reservas, bem como a produção de gás natural da Rússia, merecem atenção
especial. O país possui as maiores reservas provadas de gás natural do mundo. A Gazprom,
empresa estatal Russa de gás natural produz cerca de 95 % do gás natural do país e controla
quase 30 % das reservas de gás natural do mundo. Porém, apesar das enormes reservas que o
país possui a produção de gás natural manteve-se, diferentemente do restante do mundo,
estável ao longo dos últimos anos, sendo que, apesar da produção ter crescido 2,4 % no
último ano, o volume produzido em 2013 é menor do observado em 2011. O envelhecimento
dos campos produtores de gás russos contribuiu para a redução da produção. Os três
principais campos produtores (conhecidos como Big Three) localizados no Oeste da Sibéria Urengoy, Yamburg e Medvezh'yed – e que são responsáveis por 70 % da produção total de
gás natural da Gazprom encontram-se em declínio. O desenvolvimento da indústria de gás
natural da Rússia tem sido lento e sofre com a falta de investimento em novos campos. Este
cenário de baixos investimentos e esgotamento dos campos produtores poderá levar a Rússia a
uma escassez de gás natural que poderá atingir cerca de 100 bilhões de m³ nos próximos anos.
Sendo a Rússia um dos maiores fornecedores de gás para a Europa a escassez poderá atingir
todo o continente (ECONOMIDES e WOOD, 2009).
38
A Figura 24 mostra os países com maiores consumos de gás natural no ano de 2013.
Figura 24 – 30 maiores consumidores de gás natural no ano de 2013 (bilhões de m³)
Fonte: BP, 2014
Observa-se que apesar do Brasil ser o 8º maior consumidor de energia primária no
mundo, com relação ao gás natural o país ocupa uma modesta 24ª posição. O país tem
avançado na utilização do gás natural, porém o consumo per capita brasileiro é inferior a 0,5
tep por ano. A Figura 25 apresenta o consumo per capita de gás natural no ano de 2013.
3.2.2. TRANSPORTE DO GÁS NATURAL
Após as etapas de produção e de condicionamento do gás natural, o produto está em
condições de ser fornecido ao mercado consumidor. Porém, é necessário que o produto
chegue aos consumidores em condições competitivas com os seus concorrentes. Sendo assim,
o transporte do gás natural é considerado, por muitos autores como uma das etapas mais
importantes da cadeia do produto (VAZ et al, 2008).
De acordo com Pereira (2010) mais de 70 % da movimentação mundial de gás
natural ocorre através de gasodutos. Dados da BP (2014) indicam que o comércio
internacional de gás natural movimentou 1.035,9 bilhões de m³ em 2013, a movimentação
39
internacional tem apresentado pequenas altas nos últimos anos. O volume movimentado por
gasodutos representou 710,6 bilhões de m³, sendo que o restante, 325,3 bilhões de m³, foi
comercializado através do Gás Natural Liquefeito – GNL.
Figura 25 – Consumo per capita de gás natural em 2013 (tep)
Fonte: BP, 2014
De acordo com Monteiro e Silva (2010) o GNL é produzido por meio de um
processo criogênico, no qual o gás natural é resfriado à temperatura de -160ºC, em pressão
atmosférica, e tem seu volume reduzido em aproximadamente 600 vezes, viabilizando, assim,
o transporte para regiões não atendidas por gasodutos. O processo inicia-se com a purificação
do gás, motivo pelo qual o GNL possui teor de metano maior. Em seguida, através de uma
série de processos termodinâmicos a temperatura do gás é reduzida até que ocorra a sua
liquefação. O GNL é então conduzido para tanques de armazenamento especiais, sendo em
seguida destinado para o transporte.
Considerando as movimentações que ocorrem por meio de gasodutos, os maiores
exportadores são: Rússia, Noruega e Canadá, sendo que os maiores importadores são:
Alemanha, Estados Unidos e Itália. A Rússia é a maior supridora de gás do continente
europeu, representando 40 % das importações europeias. Por outro lado, o principal país
importador de GNL é o Japão, respondendo por cerca de 30 % do mercado mundial, seguido
pela Coréia do Sul e China. O Japão é um dos principais países consumidores de gás natural
40
do mundo, sendo que toda a sua demanda é atendida via GNL (BP, 2014). A Tabela 7
apresenta as maiores movimentações mundiais de gás natural.
Tabela 7 – Movimentações de gás natural em 2013 (bilhões de m³)
EUA
Canadá
México
Trinidad & Tobago
Brasil
França
Alemanha
Itália
Países Baixos
Noruega
Espanha
Turquia
Reino Unido
Rússia
Ucrânia
Qatar
Argélia
China
Japão
Indonésia
Coréia do Sul
Importações
Gasodutos
GNL
78,9
2,7
25,8
1,1
18,6
7,8
----10,8
5,1
30,5
8,7
95,8
--51,6
5,5
21,5
------15,3
14,9
38,2
6,1
41,9
9,3
27,8
--26,9
----------27,4
24,5
--119,0
------54,2
Exportações
Gasodutos
GNL
44,4
0,1
78,9
--------19,8
----------------53,2
--102,4
3,8
--------8,9
--211,3
14,2
----19,9
105,6
28,0
14,9
--------8,9
22,4
-----
Fonte: BP, 2014
O Qatar é um dos maiores exportadores mundiais de gás natural. O país está
ampliando suas plantas de produção de GNL com o objetivo de assumir a liderança do
ranking de países exportadores de gás natural. O Qatar tem importância estratégica no Oriente
Médio, uma vez que pode-se tornar o principal fornecedor de gás natural, via GNL, para os
EUA (ECONOMIDES e WOOD, 2009). A Figura 26 apresenta as maiores movimentações
mundiais de gás natural.
De acordo com dados, publicados em Julho de 2014, do Boletim mensal de
acompanhamento da indústria do gás natural (MME, 2014a) a rede de transporte de gás
natural no Brasil conta com 50 gasodutos perfazendo um total de 9.244 km. Esses gasodutos
são administrados por quatro empresas. A Transpetro é a principal empresa transportadora de
gás do Brasil, possuindo 41 gasodutos em um total de 6.333,8 km; a TSB – Transportadora
Sulbrasileira, possui 2 gasodutos no Rio Grande do Sul, com um total de 50km; a
41
Transportadora Gás Ocidente possui um gasoduto que parte da divisa do Brasil com a Bolívia
e vai até Cuiabá, com uma extensão de 267 km.
Gasodutos
GNL
Figura 26 – Movimentações de gás natural 2013 (bilhões de m³ por ano)
Fonte: BP, 2014
O Gasbol – Gasoduto Bolívia-Brasil é o principal gasoduto brasileiro, sendo
administrado pela empresa TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil Bolívia. O
Gasbol possui 3.150 km de extensão, sendo 557 km em território Boliviano e os 2.593 km
restantes em solo brasileiro. O trecho brasileiro é dividido em 6 subtrechos, interligando
Corumbá a Porto Alegre. O gasoduto foi implantando ao custo de US$ 1,7 bilhão, sendo que a
operação iniciou-se em Julho de 1999. A capacidade de transporte é de 30 milhões de m³ por
dia (TBG, 2013). A Figura 27 apresenta a malha de gasodutos de transporte em operação no
Brasil.
Em 2013, as importações brasileiras de gás natural totalizaram 16,9 bilhões de m³,
apresentando uma média diária de 46,47 milhões de m³. As importações brasileiras, em 2013,
ficaram divididas da seguinte forma: 31,75 milhões de m³/dia são provenientes da Bolívia,
0,16 milhões de m³/dia vindos da Argentina e 14,56 milhões de m³/dia supridos via GNL.
Parte do gás importado é consumida no processo de transporte, sendo que o volume
importado disponibilizado para o mercado apresentou média diária de 45,31 milhões de
42
m³/dia. Os dados disponíveis para o ano de 2014 indicam um aumento nas importações de gás
natural, principalmente no modal GNL. Até o mês de Julho de 2014, a média diária de
importações foi de 53,63 milhões de m³ (MME, 2014a).
Figura 27 – Malha de gasodutos de transporte em operação no Brasil
Fonte: ANP, 2012
As importações de GNL foram possíveis, pois a Petrobras realizou investimentos na
construção de dois terminais de regaseificação, um no Porto de Pecém, em São Gonçalo do
Amarante (CE), e outro na Bahia de Guanabara, no Rio de Janeiro. Em operação desde
janeiro de 2009, os dois terminais têm capacidade para processar 21 milhões de m³/dia de gás
natural. A regaseificação, atualmente, é feita a bordo dos navios Golar Winter e Golar Spirit,
afretados da multinacional Golar LNG. Os dois navios operavam como transportadores de
GNL e foram adaptados, especialmente para os projetos da Petrobras, para, além de
transportar, armazenar e regaseificar o gás a partir da forma líquida. Na prática, os navios
funcionam como reservatórios de gás natural. A Tabela 8 apresenta as importações de gás
natural realizadas pelo Brasil nos últimos anos.
43
É importante observar que a importação de gás natural via GNL é mais flexível, uma
vez que permite ao país importar o produto de vários fornecedores, enquanto que o gasoduto
impõe que a compra seja efetuada necessariamente do mesmo fornecedor.
Tabela 8 – Importações brasileiras de gás natural nos últimos anos (milhões m³/dia)
2009
2010
2011
2012
2013
Importação
22,92
34,55
28,5
36,04
46,47
Bolívia
22,2
26,91
26,86
27,54
31,75
Argentina
0
0
0
0
0,16
GNL
0,72
7,64
1,64
8,5
14,56
Consumo em transporte na importação
0,58
0,89
0,93
0,93
1,17
Oferta de gás importado ao mercado
22,35
33,66
27,57
35,11
45,31
Fonte: MME, 2014a
2014
53,63
32,89
0,37
20,37
1,25
52,38
3.2.3. DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL
A distribuição é a última etapa da cadeia produtiva do gás natural. A diferença básica
entre transporte e distribuição está na pressão de operação e nos diâmetros dos gasodutos. As
redes de distribuição de gás natural normalmente operam com baixas pressões, em tubulações
com diâmetros menores do que os gasodutos de transporte. O ponto de entrega, onde o gás
natural é transferido de um gasoduto de transporte para as Companhias Distribuidoras Locais
– CDL é denominado Citygate. A tubulação que conecta os Citygate com as indústrias e
centros urbanos é comumente chamada de linhas tronco ou linhas principais. As linhas tronco
se dividem até atingir consumidores de menor porte, chegando finalmente aos clientes
residenciais. Os materiais mais utilizados na construção de gasodutos de distribuição são:
ferro fundido, aço e nos últimos anos a utilização do polietileno de alta densidade - PEAD tem
avançado bastante (VAZ, MAIA e SANTOS, 2008).
De acordo com Monteiro e Silva (2010), além do Citygate compõem o sistema de
distribuição de gás natural as Estações de Regulagem de Pressão (ERP), que são instalações
destinadas a diminuir a pressão do gás natural, e as redes de distribuição propriamente ditas,
que são as tubulações de interligação entre as ERP e os clientes. A Figura 28 apresenta um
esquema bastante comum de redes de distribuição de gás natural.
O custo de transporte e de distribuição do gás natural representa aproximadamente 50
% do custo do produto para os clientes. Porém, a parcela referente a distribuição é muito
superior ao custo de transporte de gás, uma vez que enquanto os gasodutos de transporte
44
possuem diâmetros elevados e movimentam milhões de m³ de gás natural diariamente, os
gasodutos de distribuição devem atender cada um dos consumidores que, em muitos casos,
utilizam apenas alguns poucos m³ mensais de gás natural (NATURALGAS.ORG, 2013).
Figura 28 – Esquema de rede de distribuição de gás natural
Fonte: Vaz, Maia e Santos, 2008
No Brasil, a emenda constitucional nº 5 (BRASIL, 1995) estabelece que é dever dos
Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado. A
Lei 9478/1997, de 06 de agosto de 1997, (BRASIL, 1997) define, em seu artigo 6º, como
distribuição de gás canalizado os serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto
aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante
concessão, nos termos do § 2º do art. 25 da Constituição Federal.
Segundo Almeida (2010) anteriormente a constituição de 1988 somente os estados do
Rio de Janeiro e São Paulo possuíam companhias distribuidoras de gás canalizado, sendo que
45
nos demais estados a Petrobras fornecia o gás diretamente a alguns poucos consumidores
industriais. A partir dos anos 1990 diversos estados criaram companhias de distribuição de
gás canalizado. A Figura 29 apresenta as companhias distribuidoras estaduais de gás
canalizado.
Figura 29 – Companhias distribuidoras estaduais de gás canalizado
Fonte: Abegas, 2014
As distribuidoras estaduais de gás natural tem investido uma grande soma de recursos
na expansão das redes de distribuição de gás natural. Dados do Boletim mensal de
acompanhamento da indústria de gás natural (MME, 2014a) apresentam a ampliação da malha
de gasodutos de distribuição no Brasil. Em 2013, a rede de distribuição de gás natural no
Brasil aproximou-se do valor de 24.000 km de gasodutos. Em 2003, a malha de distribuição
de gás natural brasileira era de aproximadamente 9.300 km de gasodutos, o que representou
um crescimento superior a 250 % nos últimos dez anos. Portanto, o total de dutos existentes
no Brasil para transporte e distribuição de gás natural é superior a 34.000 km.
46
Porém, comparando a infraestrutura brasileira com a de outros países é possível
observar a defasagem existente. De acordo com Ferraro (2010) a malha de gasodutos
americana, em 2005, possuía mais de 2.000.000 km de gasodutos, sendo prevista até 2008 a
incorporação de mais 6.000 km, ao custo de US$ 11,4 bilhões. A extensão da malha de
gasodutos dos Estados Unidos está apresentada na Figura 30.
Legenda:
Gasodutos interestaduais
Gasodutos estaduais
Figura 30 – Malha de gasodutos dos EUA
Fonte: EIA, 2013
Alguns países europeus, que possuem territórios menores que muitos estados
brasileiros, apresentam redes de distribuição de gás natural até 10 vezes maior que a do
brasileira. Por exemplo, a Alemanha possui 475.000 km de gasodutos, o Reino Unido mais de
285.000 km, a Itália mais de 282.000 km. O caso da Bélgica é digno de destaque. O país
europeu possui território 280 vezes menor do que o Brasil, porém a malha de gasodutos belga
é mais do que o dobro da brasileira. A Bélgica possui mais de 72.000 km de gasodutos
(EUROGAS, 2012).
Ao se comparar a densidade de gasodutos existentes no Brasil com os países da
Europa, com os Estados Unidos, e com alguns países da Ásia, pode-se observar que enquanto
os Países Baixos possuem mais de 3 km de gasodutos para cada km² de área, o Brasil possui
apenas 0,0042 km de gasoduto para cada km² de área, ou seja, a densidade de gasodutos no
47
Brasil é cerca de 800 vezes menor do que nos Países Baixos (EUROGAS, 2012). A Figura 31
apresenta a comparação entre a extensão e a densidade de gasodutos em diversos países do
mundo.
Figura 31 – Extensão e densidade de gasodutos
Fonte: MME, 2014a, Eurogas, 2012 e EIA, 2013
A título de comparação, o Brasil deveria possuir uma malha 70 % maior que a atual,
61.000 km de gasodutos, para atingir a mesma densidade de rede de distribuição de gás
natural existente na Suécia, país europeu que possui a menor quantidade de gasodutos por km²
de área. Já para o Brasil possuir números semelhantes aos dos Estados Unidos, em termos de
densidade de rede, a malha de gasodutos brasileiros deve ser superior a 1.800.000 km.
A China é um caso bastante particular na relação entre consumo e extensão da rede
de distribuição de gás. Até recentemente, o consumo de gás natural era bastante limitado na
China, sendo que o gás era utilizado próximo do local de produção como combustível ou
como matéria-prima para adubo químico. Esta utilização limitada era resultado da falta de
infraestrutura aliada as grandes distâncias entre os campos de gás no interior do país e os
grandes centros consumidores. Porém, desde o início dos anos 1990, o governo promoveu a
ampliação da infraestrutura de transporte de gás (HIGASHI, 2009).
48
A China possui alguns dos maiores gasodutos do mundo. O gasoduto oeste-leste,
concluído em 2004 fornece gás natural da Bacia de Tarim, na China ocidental para Xangai.
Sua linha tronco principal possui 3.900 km com capacidade de transportar 46,5 milhões de m³
por dia. Em 2005, o gasoduto denominado Beijing Pipeline, com capacidade para 33 milhões
de m³ diários, permitiu a distribuição do gás natural a um maior número de províncias
chinesas. A construção de um segundo gasoduto oeste-leste, que liga o Turcomenistão a
China, foi iniciada em 2008. O gasoduto possui 4.843 km de extensão e poderá transportar
diariamente até 82 milhões de m³ (HIGASHI, 2009). A Figura 32 apresenta os principais
gasodutos chineses.
Gasodutos
Oleodutos
Dutos de produtos refinados
Figura 32 – Malha de gasodutos e oleodutos da China
Fonte: Higashi, 2009
A distribuição de gás natural na Europa está encontrando desafios bastante
significativos. A produção de gás, nos países que fazem fronteira com a União Europeia, está
em declínio, principalmente por esgotamento das reservas. Os principais países produtores
europeus, Reino Unido e Países Baixos, também estão com a produção em seu limite. Se por
49
um lado a produção está em declínio, por outro a demanda por gás natural está em constante
crescimento. Este descompasso entre oferta e demanda obriga a União Europeia a buscar
fornecedores cada vez mais distantes. Gasodutos maiores exigem investimentos maiores e
também menos flexibilidade na compra do gás. Esta falta de flexibilidade aumenta o risco do
suprimento europeu de gás (DIECKHÖNER, LOCHNER e LINDENBERGER, 2012).
A Figura 33 apresenta a malha de gasodutos de transporte no continente europeu,
representados pelas linhas vermelhas. Observa-se que existe uma grande quantidade de
gasodutos provenientes da Rússia, do Mar do Norte e ainda do norte da África, principais
fontes de suprimento de gás natural para os países europeus.
Figura 33 – Malha de gasodutos de transporte da Europa
Fonte: Eurogas, 2012
50
Mesmo apresentando uma malha de distribuição de gás natural bastante reduzida,
praticamente todos os estados brasileiros possuem Companhias Distribuidoras Locais – CDL.
O país conta com 27 CDL´s, sendo que o estado de São Paulo possui 3 companhias e o estado
do Rio de Janeiro 2, porém, algumas empresas efetivamente ainda não distribuem gás e outras
apresentam mercado bastante incipiente, operando praticamente de forma experimental,
conforme pode ser observado na Tabela 9, os dados para o ano de 2014 consideram o volume
até o mês de Junho (MME, 2014a).
Tabela 9 – Volume de gás natural distribuído no Brasil, por companhia (milhões m³/dia)
UF
Empresa
2012
2013
2014
REDE (km)
SP
Comgás
14,40
14,95
14,98
7.866,58
RJ
CEG
8,98
11,78
14,04
4.166,40
RJ
CEG Rio
6,59
9,04
10,27
847,00
MG
Gasmig
3,62
4,07
4,42
849,70
BA
Bahiagás
3,74
4,46
3,86
699,36
AM
Cigás
2,46
3,08
3,35
48,0
PE
Copergás
2,43
2,93
3,28
582,49
ES
BR Distribuidora
3,06
3,04
3,15
364,23
PR
Compagas
2,23
2,27
2,81
622,00
MS
MS Gás
0,99
1,81
2,62
192,80
RS
Sulgás
1,79
1,94
2,18
667,05
CE
Cegás
1,26
1,96
1,83
324,25
SC
SCGás
1,84
1,85
1,82
1.026,33
SP
GasNatural Fenosa
1,35
1,32
1,24
2.958,00
SP
Gás Brasiliano
0,83
0,85
0,78
1.383,98
AL
Algás
0,54
0,59
0,62
354,88
RN
Potigás
0,39
0,35
0,36
329,31
PB
PBGás
0,36
0,35
0,34
282,07
SE
Sergás
0,28
0,28
0,28
180,37
MA
Gasmar
0,00
0,00
0,03
0
DF
CEBGás
0,01
0,01
0,01
0,3
MT
MTGás
0,01
0,02
0,01
0,1
GO
GoiasGas
0,00
0,00
0,00
0
PI
Gaspisa
0,00
0,00
0,00
0
AP
Gasap
0,00
0,00
0,00
0
PA
Gás-Pará
0,00
0,00
0,00
0
RO
Rongás
0,00
0,00
0,00
0
Total
57,13
66,98
72,30
23.745,20
Fonte: MME, 2014a
Algumas informações relevantes sobre a distribuição de gás podem ser obtidas a partir
da Tabela 9. Observa-se que mais de 70 % dos gasodutos são de propriedade das companhias
distribuidoras dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, que também são responsáveis por
quase 60 % do gás natural distribuído no Brasil. Por outro lado, das 27 companhias
distribuidoras, 19 companhias distribuem volumes consideráveis de gás natural, acima de
200.000 m³/dia, sendo que as 8 empresas restantes distribuem volumes pequenos ou até
mesmo não distribuem nenhum m³ de gás natural.
51
Observa-se, ainda, que praticamente todas as companhias distribuidoras, em efetiva
operação, estão localizadas em estados litorâneos, exceção feita aos estados do Amazonas,
Mato Grosso do Sul e de Minas Gerais. Mesmo nos estados litorâneos, a maior parte dos
gasodutos está localizada em uma estreita faixa próxima ao mar. No nordeste praticamente
todos os municípios abastecidos com o gás natural localizam-se no litoral (ABEGAS, 2013).
De acordo com Monteiro e Silva (2010) o Gás Natural Comprimido – GNC apresentase como uma forma alternativa de distribuição de gás em locais não atendidos por gasodutos.
Tendo em vista a pequena extensão da malha de distribuição de gás natural frente as
dimensões continentais do Brasil esta forma de distribuição permite que o gás atenda
demandas a até 250 km de distância do gasoduto. Neste processo, o gás natural é comprimido
e armazenado a uma pressão de 250 bar, o que reduz o volume do gás em aproximadamente
200 vezes, para posterior distribuição em regiões não atendidas pelos gasodutos
convencionais. Informações disponibilizadas pela Abegas (2013) mostram que, no mês de
junho, as empresas distribuidoras de GNC comercializaram 400 mil m³ diários de gás natural.
Dados da Abegas (2013), referentes ao mês de junho de 2013, indicam que o Brasil
possui mais de 2,3 milhões de consumidores de gás natural, sendo que aproximadamente 99
% dos clientes pertencem ao segmento residencial e estão concentrados principalmente nos
estados do Rio de Janeiro e de São Paulo, que possuem companhias centenárias de
distribuição de gás natural. Somente nos últimos anos outros estados, especialmente do
nordeste, passaram a investir no segmento residencial, porém este mercado é ainda bastante
incipiente. A Tabela 10 apresenta o número de consumidores de gás natural no Brasil,
divididos por segmento.
Tabela 10 – Número de consumidores de gás natural no Brasil
Segmento
Nº de clientes
%
Residencial
2.285.958
98,6233
Comercial
27.308
1,1782
Industrial
2.817
0,1215
Automotivo (postos)
1.669
0,0720
Cogeração
71
0,0031
Geração Elétrica
25
0,0011
Outros (inclui GNC)
13
0,0006
Matéria prima
6
0,0003
Total
2.317.867
100,0000
Fonte: Abegas, 2013
52
Comparando o número de consumidores de 27 países da Europa com os Estados
Unidos, o Japão e o Brasil, observa-se que o Brasil ocupa uma posição intermediária, mesmo
em uma análise com países que apresentam economia menos desenvolvida e população
bastante inferior, conforme pode ser observado na Tabela 11.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Tabela 11 – Número de consumidores de gás natural
Extensão da rede
Número de
Países
de distribuição (km)
consumidores (mil)
Estados Unidos
2.000.000
65.085
Reino Unido
285.600
23.211
Itália
282.783
22.391
Japão
144.150
20.189
Alemanha
475.000
19.477
França
230.327
11.381
Turquia
24.000
8.902
Espanha
76.403
7.297
Países Baixos
138.100
7.275
Polônia
127.871
6.666
Hungria
88.408
3.529
Romênia
53.666
3.122
Bélgica
72.772
3.095
República Tcheca
77.092
2.869
Brasil
22.000
2.317
Eslováquia
35.215
1.494
Áustria
42.756
1.349
Portugal
17.333
1.251
Irlanda
13.225
647
Lituânia
10.000
554
Letônia
6.071
443
Suíça
18.352
430
Dinamarca
20.400
391
Grécia
6.827
272
Eslovênia
4.854
150
Luxemburgo
2.985
85
Bulgária
6.520
62
Estônia
2.860
52
Suécia
3.220
40
Finlândia
3.197
35
Fonte: EIA, 2013; EUROGAS, 2012 e ABEGAS, 2013
53
4. O GÁS NATURAL NA MATRIZ ENERGÉTICA DO
BRASIL
A oferta de gás natural no Brasil é bastante recente, uma vez que em 1970 o
combustível representava apenas 0,1 % da matriz energética nacional. A partir da década de
1980 grandes descobertas de petróleo e de gás em território nacional aliado a implantação de
rede de gasodutos impulsionou o consumo do gás. As maiores reservas brasileiras de gás
natural estão localizadas na Bacia de Campos, (VAZ, MAIA e SANTOS, 2008).
Para combater o racionamento de energia elétrica ocorrido no ano de 2001, o governo
federal criou o Programa Prioritário de Termoeletricidade (PPT), priorizando a utilização do
gás natural para a geração termelétrica. Tal programa vislumbrava a implantação de 43
projetos térmicos capazes de gerar 15.319 MW de energia elétrica. A implantação deste
programa levou o governo a considerar que o gás natural iria atingir o patamar de 12 % de
participação na matriz energética nacional (VAZ, MAIA e SANTOS, 2008).
Porém, indefinições quanto à regulação do setor do gás, conjuntamente com oscilações
de preço que vem ocorrendo nos últimos anos, criaram instabilidades nos investimentos
privados para a construção de usinas termelétricas. Estas usinas envolvem grandes
investimentos de capital, dependendo ainda de contratos de longo prazo para o fornecimento
do gás. Diante deste cenário, a meta do governo de 12 % de participação do gás natural na
matriz energética, prevista inicialmente para 2010, ainda não foi atingida (VAZ, MAIA e
SANTOS, 2008).
De acordo com o Balanço Energético Nacional BEN 2013, ano base 2012 (EPE,
2013), o gás natural atingiu o patamar de 11,5 % da matriz energética brasileira. A oferta
interna bruta de energia atingiu o valor de 283.607 mil tep, sendo que a oferta de gás natural
chegou ao valor de 32.598 mil tep.
Conforme pode ser observado na Figura 34, a principal fonte de energia primária no
Brasil é o petróleo, seguido pelos produtos da cana e pela energia hidráulica. O gás natural é a
quarta principal fonte de energia.
54
Figura 34 – Matriz energética brasileira
Fonte: EPE, 2013
A Figura 35 apresenta a participação percentual das fontes de energia primária na
matriz energética brasileira. É importante observar que nos últimos anos a participação do
petróleo e de seus derivados sofreu uma pequena redução, sendo que em 2003 o petróleo
representava mais de 40 % da matriz energética. Por outro lado a participação do gás natural
tem seguido uma trajetória ascendente, sendo que em 2011, pela primeira vez, o gás natural
superou o patamar de 11 %. Entre os anos de 2003 e 2012 o consumo de gás natural no Brasil
mais que dobrou, passando de 15.512 mil tep para 32.598 mil tep.
A análise das séries históricas permite observar que em 2009 houve uma queda
considerável do consumo de gás natural no Brasil. Essa baixa foi causada pela crise
internacional que acarretou uma significativa diminuição na demanda por energia. A partir do
ano de 2010 o consumo do gás natural apresentou recuperação. Esse aumento no consumo
está relacionado diretamente com condições hidrológicas não favoráveis que provocaram um
aumento de 180 % na geração termelétrica a gás natural (incluindo autoprodutores e usinas de
serviço público). O consumo médio de gás natural no setor elétrico em 2009 atingiu a marca
de 5,3 milhões m³/dia. Já no ano de 2012 o volume de gás natural para produção de energia
elétrica foi de 38,9 milhões de m³/dia (EPE, 2013).
Os novos empreendimentos hidrelétricos brasileiros, especialmente os localizados na
região norte do país, estão sendo projetados, ou construídos, no sistema fio d´água, ou seja,
55
sem reservatório de acumulação de água. São exemplos deste tipo de empreendimento as
Usinas de Belo Monte, Santo Antônio e Jirau. Este sistema apresenta menor impacto
ambiental, porém deixa as instalações mais vulneráveis ao regime de chuvas, que pode ser
bastante irregular ao longo do ano. A irregularidade do regime de chuvas aliada ao pequeno
reservatório das novas hidrelétricas culmina com um menor fator de capacidade das
instalações (FIRJAN, 2013). Ainda de acordo com a Firjan (2013) o novo modelo que vem
sendo adotado nos últimos anos implicará na maior necessidade de despachos térmicos, de
forma a manter a regularidade da geração de eletricidade. Fica evidente desta forma que o
maior despacho térmico irá elevar o custo da energia elétrica e também ampliará a emissão de
gases de efeito estufa para a atmosfera, uma vez que a queima de combustíveis fósseis, como
o óleo combustível ou o gás natural, produz CO2 que é lançado na atmosfera (BAIRD e
CANN, 2011).
Figura 35 – Evolução da matriz energética brasileira a partir do ano de 2003
Fonte: EPE, 2013
A Figura 36 apresenta o balanço do gás natural no Brasil. É possível observar que nos
últimos anos as importações de gás aumentaram, assim como a produção nacional. A
Petrobras tem reduzido a queima de gás na produção, com o intuito de ampliar a oferta de gás
natural para o mercado. Além do grande crescimento observado no consumo em usinas
térmicas, a demanda industrial, que apresentou crescimento de 1,6 % entre os anos de 2011 e
2012, também tem contribuído para o aumento da participação do gás natural na matriz
energética (EPE, 2013).
56
Figura 36 – Balanço de gás natural no Brasil (milhões de m³/dia)
Fonte: MME, 2014a
57
Porém, mesmo com a grande ampliação na produção e no consumo do gás natural, a
sua participação na matriz energética brasileira ainda é bastante inferior ao observado no
restante do mundo. Em 2013, o gás natural representou 24 % do consumo total de energia
primária, sendo a terceira principal fonte de energia (BP, 2014).
As previsões da BP (2012) indicam que o Brasil deverá deixar de ser um país
importador de energia para ser, até o ano de 2030, um exportador de energia. A principal
razão desta mudança de cenário reside no fato de que o Brasil passará a ser o maior produtor
de petróleo da América Latina. A produção de energia poderá crescer quase 90 % no período
compreendido entre 2012 e 2030. Os biocombustíveis poderão liderar o crescimento da
produção, com um aumento superior a 200 %, seguido pelo gás natural, com crescimento
próximo dos 150 %. A produção de petróleo também pode crescer em cerca de 85 %. Já a
demanda de energia no Brasil, para o mesmo período, poderá crescer próximo dos 60 %,
sendo que para o gás natural espera-se um crescimento superior a 130 %. Mesmo com o
grande aumento da produção de gás prevista, as importações do produto poderão dobrar. Tais
números indicam que a parcela da matriz energética pertencente ao gás natural deverá sofrer
um incremento considerável nos próximos anos (BP, 2012).
58
5. VANTAGENS OPERACIONAIS E AMBIENTAIS DA
UTILIZAÇÃO DO GÁS
5.1. COMBUSTÃO
De acordo com Moran e Shapiro (2006), quando ocorre uma reação química, as
ligações dentro das moléculas, denominadas reagentes, são quebradas, e os átomos e elétrons
são reorganizados para formar novas moléculas que são denominadas produtos. As reações de
combustão são um tipo específico de reações químicas onde ocorre a oxidação dos elementos
presentes no combustível.
Moran e Shapiro (2006) definem de forma simplificada as reações de combustão,
como apresentada na Equação (8).
Combustível + Oxidante  Produtos
(8)
Os dois primeiros termos da Equação (8) são comumente denominados por reagentes.
Carvalho Jr. e McQuay (2007) definem combustão como uma reação exotérmica, na
qual há liberação de energia térmica de forma muito rápida entre combustível e oxidante,
acompanhada por liberação de calor. Garcia (2002) acrescenta que além da liberação de calor
ocorre liberação de luz. Em geral, os elementos químicos presentes nos combustíveis
responsáveis pela liberação de calor e luz são o carbono, o hidrogênio e o enxofre.
Garcia (2002) apresenta as Equações (9) a (14) como as reações básicas da combustão.
C+O2 →CO2
(9)
2C+O2 →2CO
(10)
1
CO+ 2 O →CO2
2
(11)
59
1
H2 + O →H2 O
(12)
S+O2 →SO2
(13)
N2 +O2 →2NO
(14)
2
2
É importante observar que nas reações químicas a massa é conservada, assim a massa
total dos produtos é igual à massa total dos reagentes. A massa total de cada elemento
químico deve ser a mesma em ambos os lados da equação, embora os elementos possam
existir em diferentes compostos químicos nos reagentes e produtos. No entanto, o número de
moles dos produtos pode ser diferente do número de moles de reagentes. (MORAN e
SHAPIRO, 2006)
Carvalho Jr. e McQuay (2007) ressaltam que as reações químicas apresentadas acima
refletem apenas o balanço das espécies atômicas. Na prática, as reações de combustão
envolvem um complexo conjunto de reações intermediárias.
Quando todo o carbono do combustível é oxidado para dióxido de carbono (CO2), todo
o hidrogênio para água (H2O) e todo o enxofre para dióxido de enxofre (SO2) tem-se a
chamada combustão completa ou estequiométrica (CARVALHO JR. E MCQUAY, 2007).
Neste caso, de acordo com Green e Perry (2008), a combustão completa ocorre quando é
fornecida apenas a quantidade suficiente de oxidante (ar ou oxigênio) para a reação. Esta
quantidade de oxidante é denominada de ar teórico ou estequiométrico.
Green e Perry (2008) apresentam a Equação (15) como a representação para a
combustão completa do combustível, tendo como oxidante o oxigênio puro.
Cx Hy Oz Sw +
4x+y-2z+4w
4
O2 → xCO2 +
y
2
H2 O+wSO2
(15)
Onde: x, y, z e w representam os números de átomos, respectivamente, do carbono, do
hidrogênio, do oxigênio e do enxofre presentes no combustível.
60
O volume teórico de oxigênio para que ocorra a combustão completa do combustível,
considerando a pressão de 1 atm e a temperatura de 298 K, é dada pelo Equação (16)
(GREEN e PERRY, 2008).
24,45
C
12
+
H
4
-
O
32
+
S
32
=m3 de O2 por kg de combustível
(16)
Onde: C, H, O e S são os percentuais em massa dos elementos presentes em 1 kg de
combustível. A massa de oxigênio pode ser obtida multiplicando o volume obtido na Equação
(16) por 1,31.
Porém, as aplicações usuais da combustão utilizam o ar atmosférico como oxidante,
cuja composição volumétrica aproximada é de 78 % de nitrogênio (N2) e 21 % de oxigênio
(O2). O 1 % restante é formado por diversos outros gases, como o dióxido de carbono (CO2),
metano (CH4), hidrogênio (H2), dióxido de nitrogênio (NO2), dióxido de enxofre (SO2),
ozônio (O3) e os gases nobres. Desta forma, de acordo com Rocha, Rosa e Cardoso (2009),
considerando as condições naturais da atmosfera limpa, para cada 1 milhão de moléculas de
ar, tem-se a seguinte composição aproximada:

780.000 moléculas de nitrogênio – N2;

210.000 moléculas de oxigênio – O2;

9.300 moléculas de gases nobres – Ar, Ne, Xe e outros;

300 moléculas de dióxido de carbono – CO2;

400 moléculas de outros elementos – SO2; NO2; O3 e outros.
Para fins de cálculo, em geral, o ar é considerado como sendo composto de 21 % em
volume de oxigênio e 79 % de nitrogênio. Desta forma, o ar pode ser assumido como
contendo 3,76 moléculas de nitrogênio para cada molécula de oxigênio (CARVALHO JR. e
MCQUAY, 2007).
Logo, a Equação (16) pode ser reescrita, conforme abaixo, para considerar o ar
atmosférico como oxidante.
Cx Hy Oz Sw +
4x+y-2z+4w
4
O2 +3,76
4x+y-2z+4w
4
O2 → xCO2 +
y
2
H2 O+wSO2
(17)
61
De acordo com Garcia (2002) a combustão envolve reações químicas complexas,
consistindo de diversas etapas, que variam de acordo com alguns fatores, como por exemplo,
tipo do combustível, grau da mistura combustível-oxigênio, entre outros. Existem três teorias
que explicam a combustão de hidrocarbonetos, como é o caso do gás natural: a teoria da
hidroxilação, a teoria dos radicais livres e a teoria do craqueamento.
A teoria da hidroxilação pode ser representada pela Equação (18).
CH4 +O2 →CH3 OH→H2 O+ HCHO→CO+ H2 O→ CO2 + H2 O
(18)
A Equação (18) mostra que a queima do hidrocarboneto (CH4) ocorre primeiramente
com a associação do oxigênio (O2) com o combustível, produzindo compostos hidroxilados
instáveis (CH3OH). Estes compostos se transformam em aldeídos, que se rompem formando
formaldeídos (HCHO). O formaldeído é oxidado produzindo monóxido de carbono (CO) e
água (H2O) que é oxidado produzindo o dióxido de carbono (CO2) (GARCIA, 2002).
A segunda, e mais aceita, teoria para o processo de combustão é chamada de teoria de
formação de radicais livres. Utilizando como exemplo a combustão do metano, reações em
cadeia são iniciadas em velocidades proporcionais à concentração de formaldeído (HCHO),
que por sua vez, sofre um aumento gradual até que um valor limite seja atingido. Neste
momento, a velocidade de formação do formaldeído é igual a velocidade de sua
decomposição. Este processo está apresentado nas Equações de (19) a (23) (GARCIA, 2002).
HCHO+O2 →radicais livres
+CH4 → H2 O+
OH
radical hidroxila
(19)
CH3
radical metila
(20)
CH3 +O2 ⇔ HCHO+OH
(21)
OH+HCHO ⇔ H2 O+CHO
(22)
3
2CHO+ O2 ⇔ 2CO2 +H2 O
2
(23)
62
A terceira teoria que explica o processo de combustão é chamada de teoria de
craqueamento sendo mais aceita para combustíveis de cadeias carbônicas maiores. Este
processo aplica-se nos casos em que não há tempo para que ocorra uma boa mistura entre o ar
e o combustível e, ao mesmo tempo, a taxa de aquecimento do combustível é muito elevada.
Neste caso, não há formação de compostos hidroxilados e ocorre a quebra das moléculas dos
hidrocarbonetos em carbono e hidrogênio que reagem separadamente (GARCIA, 2002).
5.1.1. COMBUSTÍVEIS
Marques, Haddad e Martins (2006) definem como combustível as substâncias,
naturais ou artificiais, que ao se combinar com outras, geram uma reação exotérmica rápida,
desprendendo luz e calor. Em geral, os combustíveis são compostos formados por carbono e
hidrogênio, normalmente chamados de hidrocarbonetos, porém podem ser acompanhados de
outros elementos, como o enxofre, nitrogênio e oxigênio, além de pequenas quantidades de
outros elementos como o vanádio e o sódio (CARVALHO JR. e MCQUAY, 2007).
De acordo com Carvalho Jr. e McQuay (2007) para que uma substância seja
considerada um combustível industrial três requisitos devem ser cumpridos:
a) O combustível deve existir em grandes quantidades;
b) O combustível deve possuir baixo custo;
c) O combustível deve ser aplicável no processo industrial em consideração.
Para Carvalho Jr. e McQuay (2007) todos os combustíveis podem ser subdivididos
pelo estado de agregação (em sólidos, líquidos ou gasosos) e pela origem (naturais e
artificiais). A Tabela 12 apresenta a classificação dos combustíveis.
Antes do advento do petróleo, os combustíveis mais utilizados eram em estado sólido
(lenha e carvão), com as novas tecnologias de gaseificação sua utilização industrial deve
crescer novamente, uma vez que os combustíveis sólidos podem ser transformados em
compostos mais apropriados para uso em processos energéticos. Os combustíveis líquidos,
sobretudo os derivados de petróleo, são muito utilizados devido a facilidade de manuseio,
transporte, armazenagem e por proporcionar uma combustão satisfatória para a maioria dos
processos industriais. Por fim, os combustíveis gasosos são os que apresentam melhores
63
características para aplicações industriais, uma vez que, estes combustíveis possuem
rendimento térmico de combustão elevado, apresentam baixas emissões de compostos de
enxofre e a mistura com o oxidante (normalmente o ar) ocorre de maneira mais eficaz, o que
facilita as reações de combustão. Porém, os combustíveis gasosos necessitam de sistemas
caros para e transporte e armazenamento (MARQUES, HADDAD e MARTINS, 2006).
Tabela 12 – Classificação dos combustíveis
Classificação
Sólidos
Líquidos
Gasosos
Coloidais
Resíduos
Tipo
Exemplos
Lenha
Madeira
Serragem
Cavacos
Naturais Turfa
Linhito
Antracito
Hulha
Carvão Vegetal
Coque de Carvão
Artificiais
Coque de Petróleo
Briquetes
Petróleo
Naturais
Óleos de Xisto
Derivados de Petróleo
Artificiais Alcatrão
Etanol
Gás Natural
Naturais
Metano
Hidrogênio
Butano e Propano
GLP
Gás de Iluminação
Artificiais
Gás de Coqueria
Gás de Nafta
Gás de Gasogênio
Gás de Alto Forno
Mistura de combustíveis sólidos e líquidos
Resíduos de fabricação e de extração
Fonte: Marques, Haddad e Martins (2006)
Hidrocarbonetos líquidos são combustíveis obtidos através da destilação ou do
craqueamento do petróleo. São exemplos deste tipo de combustível a gasolina, o querosene e
o óleo diesel. Combustíveis gasosos também são obtidos através do refino do petróleo, através
de processo industriais, ou ainda a partir do processamento do gás natural. Dentre os
combustíveis sólidos o principal e mais utilizado é o carvão mineral obtido através da
mineração deste produto (MORAN e SHAPIRO, 2006).
64
Em geral, os combustíveis industriais são compostos por uma mistura de
combustíveis em diferentes proporções. O conhecimento da estrutura química e da
composição dos combustíveis é de extrema importância para o conhecimento de suas
propriedades químicas, como por exemplo, se o combustível é gasoso, liquido ou sólido e
ainda qual a quantidade de energia disponível que poderá ser liberada no processo de
combustão (CARVALHO JR. e MCQUAY, 2007).
5.1.2.
OXIDANTES E EXCESSO DE AR
O oxigênio é necessário para qualquer processo de combustão, porém, devido ao alto
custo, a utilização de oxigênio puro é restrita para alguns processos de corte, solda e em casos
especiais para a redução da geração de poluentes. Na imensa maioria dos casos o oxigênio
utilizado no processo de combustão é proveniente do ar (MORAN e SHAPIRO, 2006).
As frações molares do oxigênio e do nitrogênio no ar são: XO2ar=0,21 e XN2ar=0,79.
Isto significa que no ar existem 3,76 moléculas de nitrogênio para cada molécula de oxigênio.
Considerando as massas moleculares do oxigênio igual a 32 kg/kmol e do nitrogênio igual a
28 kg/kmol, tem-se que a composição mássica do ar é igual a: YO2ar=0,232 e YN2ar=0,768
(CARVALHO JR. e MCQUAY, 2007). A Tabela 13 apresenta as propriedades do ar
atmosférico.
Tabela 13 – Propriedades do ar atmosférico
Oxigênio (%)
Nitrogênio (%)
Mol (kg/kg mol)
Massa Específica (kg/Nm³)
Base seca
Volume
Massa
20,9
23,2
79,1
76,8
28,8
1,287
Base úmida
Volume
Massa
20,6
23,0
77,9
76,1
28,7
1,279
Fonte: Monteiro e Silva, 2010
A quantidade mínima teórica de oxidante requerida para a ocorrência de combustão
completa é chamada de quantidade estequiométrica. Na prática, para que ocorra a combustão
completa do combustível é necessário fornecer uma quantidade de ar acima da
estequiométrica. Esta quantidade fornecida além da estequiométrica é denominada excesso de
ar (CARVALHO JR. e MCQUAY, 2007).
65
Alguns parâmetros são muito utilizados para representar a quantidade de ar na
combustão de um dado combustível, representados pelas Equações (24), (25) e (26):
Mc
AC=AC Mar
(24)
Mar
CA=CA Mc
∅=
ACest
AC
=
ACest
AC
(25)
=
CA
CAest
=
CA
(26)
CAest
Onde: AC é definida como a razão entre a massa do ar fornecido e a massa do combustível;
razão ar-combustível, em base molar;
CA é a razão combustível-ar, ou a recíproca da razão ar-combustível;
razão combustível-ar, em base molar;
∅ é a razão de equivalência. Razão entre o número de átomos de oxigênio presentes na
equação estequiométrica e o número de átomos presentes na reação real.
5.1.3. COMBUSTÃO DE COMBUSTÍVEIS GASOSOS
A metodologia utilizada nesta seção é a adotada por Carvalho Jr. e McQuay (2007).
Inicialmente, o combustível utilizado para o cálculo da reação de combustão será o gás
natural, cuja composição volumétrica a ser utilizada é a apresentada na Tabela 14.
Será considerada a combustão completa de 1 m³/s de gás natural com 10 % de excesso
de ar e com o gás a pressão atmosférica e temperatura de 293 K. Assim, utilizando a equação
de gases perfeitos, tem-se a vazão molar apresentada na Equação (27).
Tabela 14 – Composição do gás natural
Componente
Metano – CH4
Etano – C2H6
Propano – C3H8
C4+
CO2
N2
Composição v/v (%)
89,0
6,0
1,8
1,0
1,5
0,7
Fonte: Gasmig, 2013
66
n=
pV
RT
101325 . 1,0
=
8314 . 293
=0,041595 kmol/s
(27)
Logo, a composição molar do gás será a apresentada na Tabela 15:
Tabela 15 – Composição volumétrica e molar do gás natural
Componente
Metano – CH4
Etano – C2H6
Propano – C3H8
C4+
CO2
N2
Composição v/v
0,89
0,06
0,018
0,01
0,015
0,007
n ((kmol/s)/(m³ GN))
0,037019
0,002496
0,000749
0,000416
0,000624
0,000291
A Tabela 16 apresenta os coeficientes da reação de combustão obtidos a partir do
balanço de massa para cada elemento, e considerando a reação estequiométrica.
Tabela 16 – Coeficientes de balanceamento da equação de combustão (kmol/s)
Metano – CH4
Etano – C2H6
Propano – C3H8
C4H10
CO2
N2
H2O
Total
Balanço C
0,037019 x 1
0,002496 x 2
0,000749 x 3
0,000416 x 4
Balanço H2
0,037019 x 2
0,002496 x 3
0,000749 x 4
0,000416 x 5
Balanço O2
Balanço N2
0,045921
0,089221 x 3,76
0,045921
0,086600
0,086600 / 2
0,089221
0,335470
Assim, a reação estequiométrica para o gás natural, nas condições apresentadas, será
dada pela Equação (28).
0,037019 CH4
+ 0,002496 C2H6
+
0,045921 CO2
+ 0,086600 H2O
+
0,000749 C3H8
+ 0,000416 C4H10
+
0,335470 N2
+ 0,000624 CO2
+
0,000624 CO2
+ 0,000291 N2
+
0,000291 N2
(0,089221 O2
+ 0,335470 N2)
(28)
Os termos entre parênteses representam o ar de combustão.
É importante observar que o CO2 e o N2 presentes no combustível são inertes, não
participando, desta forma da combustão.
67
Por fim, considerando o excesso de ar de 10 %, tem-se a Equação (29) como
representativa do processo de combustão.
0,037019 CH4
+ 0,002496 C2H6
+
0,045921 CO2
+ 0,086600 H2O
+
0,000749 C3H8
+ 0,000416 C4H10
+
0,335470 N2
+ 0,000624 CO2
+
0,000624 CO2
+ 0,000291 N2
+
0,000291 N2
+ 0,008922 O2
+
(0,089221 O2
+ 0,335470 N2)
+
0,033547 N2
0,008922 O2
+ 0,033547 N2
(29)
Onde os valores sublinhados representam o excesso de ar. Observa-se que o excesso
de ar não participa da reação de combustão.
A partir da reação química, tem-se a seguinte relação molar ar-combustível, Equação
(30).
AC=
1,1.(0,089221+0,335470)
0,041595
mols de ar
=11,23 mol de combustível
(30)
Considerando que o ar e o combustível estejam a mesma temperatura e pressão o
resultado da Equação (30) representa que para cada m³ de combustível são necessários 11,23
m³ de ar para que a reação de combustão seja completa com 10 % de excesso de ar. A
Equação (31) apresenta a razão ar-combustível em massa.
AC= (0,037019
1,1.[(0,089221 . 32)+(0,335470 . 28)]
. 16)+(0,002496 . 30)+(0,000749 . 44)+(0,000416 . 58)+(0,000642 . 44)+(0,000291 . 28)
kg ar
AC=17,73 kg combustível
(31)
De acordo com Carvalho Jr e McQuay (2007) a quantidade de CO2 emitida em um
processo de combustão é um parâmetro importante a ser determinado, uma vez que o gás é
um dos responsáveis pelo efeito estufa. Considerando a reação de combustão de 1 m³ de gás,
conforme as condições já apresentadas, tem-se a emissão de CO2 apresentada na Tabela 17.
Tabela 17 – Formação de CO2, baseado na Equação (29), com 10 % de excesso de ar
Formação de CO2
(kmol)
0,046545
Peso Molar do CO2
(kg/kmol)
44
Formação de CO2
(kg/m³ de gás natural)
2,047961
68
A Tabela 18 apresenta a relação ar-combustível, considerando excesso de ar de 10 %,
para diversos combustíveis gasosos. Para obtenção dos resultados foi realizado o mesmo
procedimento descrito acima.
Combustível
Metano
Propano
GLP
Tabela 18 – Resultados de combustão para alguns combustíveis gasosos
Relação ar-combustível
Relação ar-combustível
Formação de CO2
Composição
(m³ ar/m³ comb.)
(kg ar/kg comb.)
(kg/m³ comb.)
100% CH4
10,472
18,876
1,830
100% C3H8
26,180
17,16
5,491
50% C3H8
30,107
17,025
6,406
50% C4H10
Observa-se que quanto maior a molécula do combustível maior é a necessidade de ar
para a realização da combustão completa. Sendo assim, para a queima de 1 m³ de GLP é
necessário aproximadamente 3 vezes mais ar do que para a queima de 1 m³ de metano. A
formação de CO2 também aumenta com o aumento do número de átomos de carbono
presentes no combustível. Sendo assim, o gás natural que é composto majoritariamente por
metano emite cerca de 3 vezes menos CO2 do que o GLP. Porém, a análise das emissões de
CO2 e outros poluentes atmosféricos será feita mais adiante.
5.1.4. COMBUSTÃO PARA COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS E SÓLIDOS
Os combustíveis líquidos e sólidos, em geral, não possuem fórmula química definida
sendo que, nestes casos, a composição elementar é fornecida em base mássica (CARVALHO
JR. e MCQUAY, 2007).
A título de exemplo será realizada o balanceamento da reação química de combustão
de um carvão mineral betuminoso, cuja composição, em base mássica, é a apresentado na
Tabela 19.
Tabela 19 – Composição, em base mássica, de um carvão mineral betuminoso
Elemento
Carbono
Hidrogênio
Nitrogênio
Enxofre
Cinzas
Umidade
Oxigênio
Composição (%)
77,16
4,95
1,35
2,09
5,37
1,69
7,39
Fórmula química
C
H2
N2
S
--H2O
O2
Fonte: Carvalho Jr. e Mcquay (2007)
Peso Molar (g/mol)
12
2
28
32
--18
32
69
As cinzas são materiais sólidos incombustíveis. Como não há fórmula química para o
combustível, deve-se escrever a reação de combustão para uma determinada quantidade de
combustível. Neste caso, será considerada a combustão de 100 g do carvão. O excesso de ar
será indicado por α. A Equação (32) representa a combustão do carvão.
77,16
12
4,95
+
C
5,37 g cinzas
12
3,76
1,69
+
77,16
+
77,16
12
18
4,95
4
+
H2
+
H2O
+
2
+
2,09 7,39
4,95
4
32
+
-
2,09 7,39
-
28
7,39
32
32
N2
+
O2
+
+
α O2
32
32
1,35
77,16
CO2
+
N2
+
H2O
+
12
1,35
28
1,69
18
77,16
α N2
12
+
3,76
+
4,95
4
77,16
12
+
+
4,95
2
2,09
32
H2O
+
SO2
+
5,37 g cinzas
2,09 7,39
32
4,95
4
-
+
α-1 O2
32
2,09 7,39
32
-
32
+
(32)
+
α-1 N2
Realizando os cálculos acima, obtém-se a Equação (33) como representativa do
processo de combustão do carvão, cuja composição está indicada na Tabela 19.
6,43 C
+ 2,48 H2
+
6,43 CO2
+ 2,57 H2O
+
0,0482 N2
+ 0,0635 S
+
0,0482 N2
+ 0,0653 SO2
+
5,37 g cinzas
+ 0,0939 H2O
+
7,50 (α-1) O2
+ 28,2 α N2
+
0,231 O2
+ 7,50 α O2
+
5,37 g cinzas
(33)
28,2 α N2
Assim, a relação ar-combustível para o carvão é dada pela Equação (34).
AC=
(7,5α x 32+28,2α x 28)g ar
100 g de combustível
g de ar
=10,30α g de combustível
(34)
Portanto, para o excesso de ar de 10 %, α = 1,1 a razão ar-combustível é de 11,33 g de
ar para cada g de combustível, ou 11,33 kg de ar para cada kg de combustível.
5.2. EMISSÃO DE POLUENTES
Poluição ambiental pode ser definida como a degradação do ambiente, através de
modificações nas características físico-químicas ou biológicas do ar, água ou solo, afetando
70
negativamente a saúde, a sobrevivência ou as atividades humanas e de outros organismos
vivos (LORA, 2002).
Diversos fatores contribuíram para o aumento da poluição ambiental nos últimos
anos. Lora (2002) pontua como principais fatores:
a) aumento exponencial da população mundial;
b) aumento exponencial do consumo de energia;
c) intensificação do processo de industrialização;
d) processo de urbanização.
Neste trabalho será avaliada apenas a poluição do ar devido a emissão de poluentes e
materiais particulados provenientes do processo de combustão de combustíveis fósseis, seja
para a produção de energia ou para processos industriais. Atualmente, a poluição do ar tem
sido amplamente discutida, especialmente devido ao processo de aquecimento global ou
efeito estufa.
De acordo com Lora (2002) o maior impacto ambiental decorrente da ampliação do
consumo de energia no mundo é o efeito estufa, atualmente conhecido como aquecimento
global, que pode ser definido como o aumento constante da temperatura média da Terra em
consequência do aumento da concentração atmosférica de alguns gases, dentre os quais
destacam-se: gás carbônico ou dióxido de carbono (CO2), clorofluorcarbonos (CFC), metano
(CH4) e o óxido nitroso (N2O). Alguns dos gases de efeito estufa são naturalmente
produzidos, em processos biológicos, caso do CO2 e do CH4, porém a ação do homem tem
aumentado, de forma considerável, a concentração destes produtos na atmosfera (BAIRD e
CANN, 2008). Estes gases tem a capacidade de capturar parte da radiação infravermelha que
a Terra devolve para o espaço, provocando o aumento da temperatura atmosférica que pode
resultar em mudanças climáticas. A Tabela 20 apresenta a contribuição percentual dos
principais gases causadores do efeito estufa.
Os compostos ou partículas que alimentam a atmosfera são produzidos por fontes
diversas. Essas fontes podem ser naturais, como por exemplo, vulcões e a superfície do mar,
ou antrópicas, que são as fontes criadas pelo homem, por exemplo, uma chaminé. Rocha,
Rosa e Cardoso (2009) subdividem, ainda, as fontes entre pontual e difusa. Uma chaminé, por
71
exemplo, é uma fonte pontual, enquanto que a superfície do mar, pela sua grande extensão, é
uma fonte difusa. Por fim, a fonte pode ser estacionária ou móvel. Tratando-se de uma
chaminé de navio a fonte é considerada móvel, já a chaminé de uma fábrica será uma fonte
estacionária.
Tabela 20 – Principais gases do efeito estufa
Gás
CO2
CH4
N2O
CFC-12
Principais fontes antrópicas
Combustão de combustível fóssil, queima de
biomassa
Campos de arroz, gado, produção de petróleo
Fertilizantes, queima de biomassa, produção de
ácido nítrico e adípico
Gás para refrigeração
Estimativa de contribuição
55 %
15 %
6%
10 %
Fonte: Rocha, Rosa e Cardoso, 2009
De acordo com Lora (2002) os poluentes gasosos podem ser subdivididos em:
a) Primários: são materiais lançados diretamente na atmosfera, provenientes de
processos industriais, processos de combustão e gases de exaustão de motores de
combustão. São exemplos de poluentes gasosos primários os óxidos de nitrogênio
NOx, os óxidos de enxofre (SOx) e materiais particulados;
b) Secundários: são produtos de reações fotoquímicas que ocorrem na atmosfera
entre os poluentes primários.
5.2.1. DIÓXIDO DE CARBONO (GÁS CARBÔNICO) – CO2
De acordo com Carvalho Jr. e Lacava (2003), o CO2 na atmosfera é um dos gases
que absorvem a radiação infravermelha, contribuindo para o aquecimento global. O CO2 e
traços de outros gases permitem a penetração de radiação solar na superfície da Terra, mas
reabsorvem a radiação infravermelha emitida desta. Não é totalmente conhecido o papel do
CO2 no processo de aquecimento global, porém sabe-se que o CO2 é responsável por
aproximadamente 50 % da radiação infravermelha retida na atmosfera.
A concentração atmosférica do dióxido de carbono cresceu mais de 35 % entre os
anos de 1750 e 2006. Medições realizadas em amostras de ar aprisionadas em blocos de gelo
indicam que em épocas pré-industriais a concentração de CO2 era de 280 ppmv (partes por
milhão em base volumétrica) enquanto que em 2006 a concentração era de aproximadamente
72
380 ppmv. No período entre 1975 e 2000, a concentração cresceu a uma taxa média de 1,6
ppmv, praticamente o dobro do registrado nos anos 1960. A velocidade de aumento na
primeira metade da primeira década do século XXI foi ainda maior atingindo o valor próximo
de 2,0 ppmv (BAIRD e CANN, 2011). A Figura 37 mostra a evolução da concentração de
CO2 na atmosfera.
Figura 37 – Variação histórica na concentração de dióxido de carbono atmosférico (ppmv)
Fonte: Baird e Cann, 2011
A queima de combustíveis fósseis, como o óleo combustível ou o gás natural, produz
o CO2 que é lançado na atmosfera. Em países desenvolvidos, três quartos das emissões de
CO2 são provenientes da combustão de combustíveis fósseis e da produção de cimento, sendo
os Estados Unidos e a China os principais países emissores (BAIRD e CANN, 2008).
A emissão de CO2 varia de acordo com a composição química de cada combustível. A
seguir será calculada a emissão de CO2 por unidade de energia gerada para três combustíveis
muito utilizados na indústria mundial: óleo combustível, carvão mineral e gás natural. A
quantidade CO2 produzida para cada kJ de energia gerada no processo de combustão será
denominada Fator de Emissão (FE).
73
Óleo combustível:
De acordo com Garcia (2002) os óleos combustíveis são divididos em dois grupos: A
– cujo percentual máximo de enxofre, em massa, é de 2,5% e B – cujo percentual máximo de
enxofre, em massa, é de 1,0%. Cada um dos dois grupos possuem, ainda, nove tipos de óleos
de acordo com a sua viscosidade. O óleo menos viscoso, e que será analisado neste trabalho, é
o 1A, cuja viscosidade é de 600 SSF a 50 °C. O mais viscoso dos óleos combustíveis é o 9A,
cuja viscosidade é superior a 1.000.000 SSF a 50°C. Os óleos combustíveis são compostos
por misturas de hidrocarbonetos, sendo muitas vezes impossível representa-los por fórmulas
químicas definidas. Nestes casos, o combustível é representado por sua composição
elementar. De acordo com Carvalho Jr. e Lacava (2003) a composição elementar do óleo
combustível 1A é o apresentado na Tabela 21.
Tabela 21 – Composição elementar do óleo combustível 1A
Elemento
Carbono
Hidrogênio
Nitrogênio
Enxofre
Cinzas
Composição (%)
88,33
9,88
0,61
1,12
0,05
Fórmula química
C
H2
N2
S
---
Peso Molar (g/mol)
12
2
28
32
---
Fonte: Carvalho Jr. e Lacava, 2003
Utilizando o procedimento descrito no item 5.1.4, a combustão estequiométrica de 1kg
do combustível, pode ser escrita conforme a Equação (35).
0,073608 C
+
0,0494 H2
+
0,073608 CO2
+
0,0494 H2O
0,000218 N2
+
0,00035 S
+
0,00035 SO2
+
0,371172 N2 +
(0,098658 O2 +
0,370954 N2) +
0,05 Cinzas
+
(35)
0,05 Cinzas
O termo entre parênteses representa o ar de combustão.
Assim, observa-se que a combustão de 1 kg de óleo combustível 1A produz 0,073608
kmol de CO2, que equivale a 3,239 kg de CO2. De acordo com a Petrobras (2014) o Poder
Calorífico Inferior (PCI) do óleo combustível 1A é de 40.813 kJ/kg. Logo, o fator de emissão
de CO2 para o óleo apresentado é dado pela Equação (36):
74
FEóleo =
m CO2 gerada
PCI combustível
=
3,239 kg/kg
40.813 kJkg
=79,36
mg de CO2
(36)
kJ
Portanto, o óleo combustível produz 79,36 mg de CO2 por kJ de energia liberada na
combustão.
Carvão Mineral Betuminoso:
Considerando a composição elementar do carvão mineral de Candiota, encontrado no
sul do Brasil, apresentado na Tabela 22, tem-se a reação de combustão estequiométrica, para
1kg do combustível, apresentada na Equação (37):
Tabela 22 – Composição elementar do carvão mineral de Candiota
Elemento
Carbono
Hidrogênio
Nitrogênio
Enxofre
Oxigênio
Umidade
Cinzas
Composição (%)
30,99
2,21
0,38
1,20
7,96
10,57
46,69
Fórmula química
C
H2
N2
S
O2
H2O
---
Peso Molar (g/mol)
12
2
28
32
32
18
---
Fonte: USGS, 2006
0,025825 C
0,000136 N2
0,005872 H2O
(0,029237 O2
0,4669 Cinzas
+
+
+
+
0,01105 H2
0,000375 S
0,002488 O2
0,109931 N2)
+
+
+
+
0,025825 CO2
0,000375 SO2
0,4669 Cinzas
+ 0,01105 H2O
+ 0,110067 N2
+
+
+
(37)
O termo entre parênteses representa o ar de combustão.
Observa-se que a combustão de 1 kg de carvão mineral de Candiota produz 0,025825
kmol de CO2, que equivale a 1,1363 kg de CO2. De acordo com a USGS (2006) o Poder
Calorífico Inferior (PCI) deste tipo específico de carvão mineral é de aproximadamente
12.000 kJ/kg. Logo, o fator de emissão de CO2 para o carvão é dado pela Equação (38):
FEcarvão =
m CO2 gerada
PCI combustível
=
1,1363 kg/kg
12.000 kJ/kg
=94,69
mg de CO 2
kJ
(38)
75
Portanto, o carvão mineral produz 94,69 mg de CO2 por kJ de energia liberada na
combustão, valor aproximadamente 20 % superior ao observado para o óleo combustível. O
carvão mineral brasileiro não é de boa qualidade, apresentando alto teor de cinzas e elevada
umidade. Assim, novos empreendimentos termelétricos têm sido abastecidos com carvão de
melhor qualidade, especialmente os carvões provenientes da Colômbia.
Gás Natural:
Para o cálculo do fator de emissão de CO2 do gás natural será utilizada a composição
volumétrica e molar apresentada na Tabela 23. As parcelas constituídas por hidrocarbonetos
que possuem mais do que 4 átomos de carbono em sua composição (C4+), serão
representadas pelo butano (C4H10). Será considerada a combustão estequiométrica de 1 m³ de
gás natural a pressão atmosférica e temperatura de 293 K.
Tabela 23 – Composição volumétrica e molar do gás natural
Componente
Metano – CH4
Etano – C2H6
Propano – C3H8
C4+
CO2
N2
Composição v/v
0,89
0,06
0,018
0,01
0,015
0,007
n ((kmol/s)/(m³ GN))
0,037019
0,002496
0,000749
0,000416
0,000624
0,000291
A reação de combustão para o gás natural nas condições apresentadas será dada pela
Equação (39).
0,037019 CH4
+ 0,002496 C2H6
+
0,045921 CO2
+ 0,086600 H2O
+
0,000749 C3H8
+ 0,000416 C4H10
+
0,335470 N2
+ 0,000624 CO2
+
0,000624 CO2
+ 0,000291 N2
+
0,000291 N2
(0,089221 O2
+ 0,335470 N2)
(39)
Os termos entre parênteses representam o ar de combustão.
A reação de combustão balanceada mostra que cada m³ de gás natural produz
0,046545 kmol de CO2, ou 2,048 kg. De acordo com a Petrobras (2014) o Poder Calorífico
Inferior (PCI) do gás natural é de 37.946 kJ/m³. Logo, o fator de emissão de CO2 para o gás
natural é dado pela Equação (40):
76
FEgás natural =
mCO2 gerada
PCI combustível
=
2,048 kg/m³
37.946 kJ/m³
=53,97
mg de CO 2
kJ
(40)
Desta forma, concluí-se que a combustão do gás natural gera 53,97 mg por cada kJ
produzida. Observa-se que a combustão do gás natural emite 32 % menos CO2 do que a
queima do óleo combustível. Comparado ao carvão mineral o gás natural produz 43 % menos
CO2.
A Tabela 24 apresenta um resumo dos fatores de emissão de CO2 para os combustíveis
apresentados nesta seção.
Tabela 24 – Fator de emissão de CO2
Combustível
Gás Natural
Óleo Combustível
Carvão Mineral
Fator de emissão (mg de CO2/kJ)
53,97
79,36
94,69
Observa-se, portanto, que dentre os combustíveis fósseis mais utilizados na indústria
mundial o que emite a menor quantidade de CO2 por unidade de energia produzida é o gás
natural.
De acordo com Carvalho Jr. e Lacava (2003) uma das formas de reduzir a emissão de
CO2 na atmosfera é através do enriquecimento do oxidante, aumentando a concentração de
oxigênio presente no ar de combustão. Desta forma, reduz-se a quantidade de N2 presente na
reação, que apenas “rouba” a energia disponibilizada pelo combustível. Assim, uma menor
quantidade de combustível pode ser utilizada reduzindo-se a quantidade de CO2 liberada para
a atmosfera.
Como forma de exemplificar as emissões de CO2 em processos de combustão será
feito abaixo o cálculo para uma caldeira flamotubular do fabricante ECAL. A produção de
vapor da caldeira é de 5.500 kg/h. Para esta produção a caldeira necessita de uma potência
térmica de 13.440 MJ/h (ECAL, 2014). A Tabela 25 apresenta os dados de emissão de CO2
para os três combustíveis considerados neste trabalho.
Observa-se, que o gás natural produz um valor de CO2 muito mais baixo que os outros
dois combustíveis considerados. É possível observar ainda que o óleo combustível e o carvão
77
mineral apresentam a geração de cinzas durante o processo de combustão. Estas cinzas devem
ser retiradas e geram custos adicionais. A queima de 1kg de óleo produz 50 g de cinzas e que
a queima de 1kg de carvão mineral produz 467 g de cinzas. Assim, considerando a mesma
caldeira ECAL, a Tabela 26 apresenta a produção de cinzas.
Tabela 25 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL
Combustível
Gás Natural
Óleo Combustível
Carvão Mineral
Potência Térmica
(kJ/h)
13.440.000
13.440.000
13.440.000
Fator de emissão
(mg/kJ)
53,97
79,36
94,62
Emissão total de CO2
(kg/h)
725,4
1.066,6
1.272,7
Tabela 26 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL
Combustível
Gás Natural
Óleo Combustível
Carvão Mineral
Potência Térmica
(kJ/h)
13.440.000
13.440.000
13.440.000
Consumo de
combustível
341,50 m³/h
316,89 kg/h
1.120 kg/h
Emissão cinzas (kg/h)
0
15,8
523,0
5.2.2. ÓXIDOS DE NITROGÊNIO – NOX
De acordo com Carvalho Jr. e Lacava (2003) NOx é uma denominação normalmente
utilizada para referir-se ao monóxido de nitrogênio (NO) e ao dióxido de nitrogênio (NO2).
Diversos óxidos de nitrogênio podem ser encontrados na atmosfera: N2O, NO, NO2, NO3,
N2O3, N2O4 e N2O5, porém, somente o N2O, NO e NO2, são encontrados em quantidades
significativas (ROCHA, ROSA e CARDOSO, 2009). De acordo com Garcia (2002) os
demais compostos são instáveis e se decompõem em NO e oxigênio.
O N2O (óxido de dinitrogênio) é emitido principalmente por fontes naturais, por meio
da ação bacteriana e por reação entre N2 e o O3 na atmosfera. Por sua vez, o NO também é
produzido na natureza pela atuação de micro-organismos, porém os processos de combustão
também produzem este composto. O NO2 é formado, principalmente, pela oxidação do NO
(ROCHA, ROSA e CARDOSO, 2009). Desta forma, os termos NOx, neste trabalho, refere-se
a soma do NO e NO2.
A formação de NOx ocorre no processo de combustão independentemente do tipo do
combustível utilizado, já que o ar de combustão utilizado é composto, em volume, por cerca
de 78 % de nitrogênio e 21 % de oxigênio. A formação de NOx em processos de combustão a
78
baixas temperaturas é pequena, porém com o aumento da temperatura do processo, para
valores superiores a 2.000 K, a formação de NOx é significantemente maior (ROCHA, ROSA
e CARDOSO, 2009).
De acordo com Carvalho Jr. e Mcquay (2007) durante o processo de combustão há a
formação de três tipos de óxidos de nitrogênio:
a) NOx Térmico – ocorre em condições de altas temperaturas, resultante da oxidação
direta do nitrogênio com o oxigênio contido no ar;
b) NOx Imediato – resultante da combinação de radicais de hidrocarbonetos, originários
do combustível, com hidrocarbonetos contendo hidrogênio. No caso do óleo
combustível demonstrou-se que névoas mais finas produzem menos NOx durante o
processo de combustão (GARCIA, 2002);
c) NOx do Combustível – resultante da oxidação do nitrogênio orgânico presente no
combustível. Entre 30 e 60 % do nitrogênio presente no combustível é convertido em
NO durante a combustão. Porém, como a maioria dos combustíveis não possuem
grande quantidade de nitrogênio em sua composição este processo é responsável por
apenas uma parcela do NO produzido (BAIRD e CANN, 2011).
Os óxidos de nitrogênio desempenham papel importante na formação de novos
compostos na atmosfera, como o ozônio, aldeídos e compostos orgânicos nitrogenados
(ROCHA, ROSA e CARDOSO, 2009). Além desses poluentes, o NOx provoca, juntamente
com o SO2 (dióxido de enxofre), a chuva ácida além de ser o precursor de reações
fotoquímicas que produzem o chamado smog fotoquímico (CARVALHO JR. e LACAVA,
2003).
De acordo com Rocha, Rosa e Cardoso (2009) o NO2 formado na atmosfera, a partir
do NO, na presença de luz solar sofre uma reação de dissociação do NO2, gerando novamente
o NO e produzindo ozônio (O3). A existência de ozônio ao nível do solo apresenta-se como
um risco a saúde humana (CARVALHO JR e LACAVA, 2003). Além de problemas
respiratórios, como tosse e diminuição da capacidade pulmonar, o ozônio tem a capacidade de
destruir tecidos animais e vegetais. Já os óxidos de nitrogênio são metabolizados no corpo
humano, produzindo nitrosaminas, que são compostos cancerígenos (GARCIA, 2002).
79
O smog fotoquímico produzido em decorrência da presença de NOx na atmosfera é um
fenômeno muito comum no mundo moderno, que pode ser observado por uma nevoa
amarelada que envolve algumas grandes metrópoles em dias de muito sol e pouco vento.
Algumas condições são necessárias para a ocorrência do smog: grande tráfego de veículos,
presença de hidrocarbonetos reativos e outros compostos orgânicos voláteis (COVs) no ar. A
massa de ar presente na atmosfera local deve-se mover lentamente, para que os reagentes não
sejam rapidamente diluídos. Algumas cidades ao redor do mundo reproduzem perfeitamente
estas condições, como por exemplo, Los Angeles, Denver, Cidade do México, Tóquio,
Atenas, São Paulo e Roma (BAIRD e CANN, 2011).
A formação do smog fotoquímico pode ser descrita pelas reações apresentadas nas
Equações (41), (42) e (43):
NO2 + luz solar  NO + O
(41)
Formação de oxigênio atômico por fotodissociação do dióxido de nitrogênio.
O + O 2  O3
(42)
Reação de formação do ozônio via reação entre o oxigênio atômico e moléculas de oxigênio.
NO + O3  NO2 + O2
(43)
Reação de decomposição do ozônio e formação de NO2.
As taxas de emissão de NOx variam de acordo com as condições de combustão.
Porém, a Tabela 27 pode indicar uma estimativa inicial sobre a emissão deste poluente.
A partir dos dados da Tabela 27 é possível observar que, considerando o poder
calorífico inferior do óleo combustível igual a 40.813 kJ/kg, e sua massa específica igual a
1.000 kg/m³, tem-se a seguinte emissão de NOx, em uma caldeira com queima frontal
convencional, apresentada na Equação (44).
FENOx =
0,00804
40.813
=0,19
mg de NOX
kJ
(44)
80
Tabela 27 – Fatores de emissão de NOx para diferentes combustíveis fósseis
Combustível e tecnologia de combustão
Unidades
NOx
Óleo combustível nº 5
kg/m³
8,04
(queima convencional, frontal em central termelétrica – CTE)
Óleo combustível nº 5
kg/m³
5,04
(queima tangencial em central termelétrica – CTE)
Diesel
kg/m³
2,4
(caldeiras industriais)
Gás Natural
kg/10³m³
4,480
(caldeiras de grande capacidade, com queima frontal)
Gás Natural
kg/10³m³
2,720
(caldeiras de grande capacidade, com queima tangencial)
Carvão betuminoso
kg/t
6
(caldeiras de grande capacidade com queima frontal)
Carvão betuminoso
kg/t
5
(caldeiras de grande capacidade com queima tangencial)
Carvão betuminoso
kg/t
5,5
(caldeiras spreader stocker)
Resíduos de madeira
kg/t
0,75
(caldeiras spreader stocker)
Resíduos de madeira
kg/t
1,0
(caldeiras de leito fluidizado)
Bagaço de cana
kg/t
1,2
Fonte: Lora, 2002
Conclui-se, desta forma que a queima do óleo combustível, em uma caldeira com
queima frontal convencional, produz 0,19 mg de NOx/kJ de energia produzida.
Uma caldeira movida a gás natural com sistema de queima análogo ao anterior,
considerando o poder calorífico inferior como 37.946 kJ/m³, produz a seguinte quantidade de
NOx, Equação (45).
FENOx =
0,00448
37.946
=0,11
mg de NOX
kJ
(45)
Portanto, a queima de um m³ de gás natural, em uma caldeira com queima frontal
convencional, produz 0,11 mg de NOx/kJ de energia produzida, ou seja, a queima de gás
natural produz cerca de 40 % menos de NOx do que o óleo combustível.
A redução da emissão de NOx, juntamente com a redução da emissão de outros
poluentes, é essencial para melhorar a qualidade do ar, especialmente em grandes cidades.
Com o intuito de reduzir as emissões de NOx e COV, provenientes de veículos automotores, a
indústria tem investido em conversores catalíticos cada vez mais eficientes. Além disso, bons
resultados tem sido conseguido com a redução da temperatura da chama da combustão,
reduzindo dessa forma a produção de NOx térmico (BAIRD e CANN, 2011).
81
O controle do NOx pode ser realizado durante o próprio processo de combustão ou
após. Ambos os processos possuem vantagens e desvantagens. O controle durante o processo
de combustão é mais barato, porém pode diminuir a eficiência do processo e aumentar as
emissões de outros poluentes, como CO e material particulado. As técnicas de controle após a
combustão, muito empregadas em veículos, introduzem reagentes em regimes específicos de
temperatura que reduzem a emissão do NOx (CARVALHO JR. e LACAVA, 2003).
As principais técnicas de controle de emissões de NOx estão descritas abaixo:
a) Controle da mistura entre os reagentes: a intensidade da mistura de reagentes altera
significamente a emissão de NOx. A atomização, para combustíveis líquidos, pode ser
utilizado para este fim As características da combustão do spray influenciam na
temperatura na região da chama, permitindo a redução da produção do NOx
(CARVALHO JR. e LACAVA, 2003);
b) Combustão estagiada: esta técnica consiste em criar uma combinação, entre
combustível e oxidante, ricas e pobres, evitando condições favoráveis de temperatura e
concentração para formação de NO. O estagiamento consiste em uma injeção
fracionada do combustível e do oxidante (CARVALHO JR. e LACAVA, 2003);
c) Injeção de amônia: conforme Carvalho Jr. e Lacava (2003) para a redução de NOx a
injeção de amônia deve ocorrer na região pós-chama, assim, o NO será reduzido a N2,
conforme as equações apresentadas (46), (47) e (48).
NH2 + NO  N2 + H2O
(46)
NH + NO  N2 + OH
(47)
N + NO  N2 + O
(48)
5.2.3. DIÓXIDO DE ENXOFRE - SO2
De acordo com Carvalho Jr. e Lacava (2003) o dióxido de enxofre (SO2) é introduzido
na atmosfera por atividades naturais e humanas. A maior fonte não natural de SO2 é a
combustão de combustíveis fósseis em processos industriais. O enxofre presente nos
combustíveis causa corrosão, formação de chuvas ácidas e problemas respiratórios na
82
população, por esse motivo é considerado um dos piores poluentes existentes (GARCIA,
2002).
De acordo com Garcia (2002), na combustão, praticamente todo o enxofre presente no
combustível é rapidamente convertido em SO2 e lançado na atmosfera. A quantidade de
enxofre presente nos combustíveis varia de acordo com a composição. No carvão mineral o
percentual varia entre 0,1 % a 6 %, no óleo 0,75 % a 3 %, na gasolina cerca de 0,04 % e no
diesel cerca de 0,22 %. O gás natural é praticamente livre de enxofre, sendo que uma pequena
concentração é acrescentada ao gás para odoriza-lo. Mesmo assim, a emissão de SO2 do gás
natural é 98 % mais baixa do que o óleo combustível.
5.2.4. MATERIAL PARTICULADO
De acordo com Rocha, Rosa e Cardoso (2009) o material particulado é composto por
partículas sólidas ou líquidas presentes na atmosfera. O material particulado está entre os
poluentes que apresentam maiores riscos ao meio ambiente, podendo atacar os pulmões,
alterar as taxas de reações na atmosfera e os níveis de radiação solar que atingem a atmosfera
além de reduzir a visibilidade (CARVALHO JR. e LACAVA, 2003).
A Tabela 28 apresenta as características gerais das partículas em função do seu
diâmetro.
Tabela 28 – Características das partículas
Tamanho
< 0,1 µm
0,1 – 20 µm
> 20 µm
Características do movimento
Movimento aleatório, similar ao de moléculas de gás
Partículas seguem o movimento do gás no qual se encontram
Partículas depositam-se facilmente
Fonte: Carvalho Jr e Lacava, 2003
O material particulado pode ser lançado na atmosfera por processos naturais ou por
atividades humanas. Dentre os processos naturais, têm-se como grandes emissores as
atividades vulcânicas, o vento sobre o continente, que suspende material sólido, e o vento
sobre os oceanos, que transporta pequenas gotículas de água. Por outro lado, dentre as
atividades humanas as que mais emitem materiais para a atmosfera são os processos de
83
combustão e industriais, o uso de veículos e o manejo do solo para fins agricultáveis
(ROCHA, ROSA e CARDOSO, 2009).
A Tabela 29 apresenta fatores de emissão de material particulado para alguns
processos de combustão. Observa-se que, semelhantemente ao já ocorrido com os demais
poluentes, o gás natural é o combustível que possui o menor fator de emissão de material
particulado. Desta forma, a substituição, especialmente do óleo combustível por gás natural,
contribui para uma menor emissão de material particulado para a atmosfera.
Tabela 29 – Fatores de emissão de material particulado
Combustível
Tecnologia de combustão
Fator de emissão
Óleo combustível nº 5
Caldeiras industriais
5,659 mg/kJ
Óleo combustível nº 5
Caldeiras de CTE
29,473 mg/kJ
Gás Natural
Caldeiras de CTE
0,407 – 0,814 mg/kJ
Gás Natural
Caldeiras industriais
0,407 – 0,814 mg/kJ
Gás Natural
Caldeiras domésticas e comerciais
0,407 – 0,814 mg/kJ
Bagaço de cana
Caldeiras spreder-stocker
0,529 mg/kJ
Fonte: Lora, 2002
84
6. FORMAÇÃO DOS PREÇOS DO GÁS NATURAL
De acordo com Vaz, Maia e Santos (2008) a expansão do mercado de gás natural
depende fortemente do preço a ser estabelecido, de forma que o combustível seja competitivo
e atenda aos seguintes requisitos:
a) Remunerar os investimentos na produção, no transporte e na distribuição;
b) Substituir de maneira competitiva as fontes de energia já utilizadas ou que podem
ser usadas em novos projetos;
c) Cobrir os custos ao longo de toda a cadeia produtiva.
Para Prates, Costa e Pastoriza (2005), a indústria do gás natural exige elevado grau
de investimento em ativos específicos. O estado gasoso não permite a estocagem de grandes
volumes a custos competitivos. Logo, a produção e o consumo devem ocorrer
simultaneamente, exigindo uma rede de gasodutos que interliguem as fontes de produção aos
mercados consumidores. Desta forma, o transporte e a distribuição do gás natural podem ser
definidos como componentes de uma “indústria de rede”. Neste tipo de negócio os custos de
implantação dos sistemas são elevados, porém os custos de operação e manutenção são baixos
e há uma grande economia de escala. Estas características favorecem a formação de
monopólios, denominados naturais, já que após a implantação de um gasoduto não é
economicamente viável a um concorrente instalar outro na mesma região. A parcela dos
custos de transporte e distribuição do gás natural pode superar os 50 % do preço final do
combustível (ALMEIDA e FERRARO, 2013).
Os altos investimentos que devem ser realizados na implantação dos sistemas de
transporte e distribuição do gás natural, necessitam de longos prazos de recuperação. Assim,
os contratos de fornecimento de gás natural geralmente exigem a manutenção de
determinados patamares de preço por longos períodos. Esta prática é normalmente utilizada
em todos os países ao redor do mundo (ALMEIDA e FERRARO, 2013).
Outro fator que afeta diretamente a formação dos preços do gás natural é a forte
concorrência entre as fontes de energia. De acordo com Almeida e Ferraro (2013) o gás
natural praticamente não possui mercado cativo. Isso significa que o preço do gás natural
85
possui um teto. Caso o preço do gás seja estabelecido acima do preço de substituição dos
combustíveis concorrentes, existe a tendência da troca do gás por outros energéticos. A título
de exemplo, pode-se citar a concorrência existente entre o óleo combustível e o gás natural.
Diversos processos industriais aceitam a utilização dos dois combustíveis. A indústria no
momento de adquirir o combustível irá definir por aquele que apresenta menor custo. Caso o
gás natural esteja mais caro ele não será utilizado.
De acordo com Monteiro e Silva (2010) a tarifa do gás natural entregue aos clientes,
em linhas gerais, é composta por três termos, conforme apresentado na Equação (49).
T = PG + PT + MD
(49)
Onde: T é a tarifa do gás;
PG é o custo do gás (commodity);
PT é o custo de transporte do gás;
MD é a margem de distribuição.
Portanto, o preço do gás natural vendido para as distribuidoras é composto por duas
parcelas, a commodity que é destinada a remunerar o produtor, e a tarifa de transporte,
destinada a remunerar o serviço de movimentação do gás entre as áreas de produção e de
consumo (MONTEIRO e SILVA, 2010).
O preço da commodity do gás natural varia de acordo com índices internacionais
vinculados ao preço do petróleo (ESTEVES e MATZ, 2013). Os principais índices são:
Average German Import Price, UK NBP, US Henry Hub e o Japan LNG. Como pode-se
observar estes índices são obtidos, respectivamente, na Alemanha, Reino Unido, Estados
Unidos e Japão (BP, 2014). A Figura 38 apresenta o histórico da variação dos índices que
regulam o preço mundial da commodity do gás natural.
Observa-se que o índice obtido nos Estados Unidos sofreu uma queda considerável
desde o ano de 2008, com uma ligeira recuperação em 2013. A queda nos preços está
diretamente ligada a maior oferta de gás natural nos Estados Unidos, possibilitada pelo
aumento substancial da produção de gás não-convencional (shale gas). Por outro lado, os
preços de gás natural no Japão sofreram um grande aumento nos últimos anos. Esta alta é
86
devida a redução da geração de energia elétrica em usinas nucleares e ao aumento do
consumo japonês de gás natural. O aumento no índice japonês eleva os preços de GNL em
todo o mundo, uma vez que, o Japão é o principal importador desta modalidade de gás natural
(BP, 2014).
Figura 38 – Índices que regulam o preço da commodity do gás natural (US$/MMBtu)
Fonte: BP, 2014
No Brasil, até 1999, vigorava a portaria DNC n° 24/1994, que estabelecia como
preço teto para a venda do gás natural, para fins comerciais, o valor equivalente a 75 % do
preço do óleo combustível do tipo 1A (VAZ, MAIA e SANTOS, 2008). De acordo com a
ANP (2010) a portaria interministerial MME/MF n° 003/2000 fixou preços máximos para a
venda do gás natural, de origem nacional, resultantes da soma das duas primeiras parcelas da
Equação (49), uma relativa ao transporte e outra relativa ao gás – commodity (PT + PG). O gás
natural de origem importada, somente pode ser comercializado em território brasileiro,
mediante prévia autorização da ANP.
A partir de 2008 a Petrobras iniciou um processo de negociação de novos contratos
com as companhias distribuidoras estaduais. Nesta nova política de preços, o preço do gás
natural passa a vigorar a cada trimestre, sendo constituído por uma parcela fixa, atualizada
anualmente pelo IGP-M – Índice Geral de Preços de Mercado publicado pela FGV –
Fundação Getúlio Vargas, e por uma parcela variável, reajustada trimestralmente seguindo a
87
variação dos índices internacionais e do câmbio. Na nova política não há qualquer
regulamentação de preços. Os valores são livremente acordados entre as partes, cabendo a
ANP apenas a arbitragem em casos de conflitos (ANP, 2010). A Tabela 30 apresenta a
sistemática das políticas de preços praticadas no Brasil.
Tabela 30 – Políticas de preços de gás natural praticados no Brasil
Política anterior
Parcela de Transporte:
Atualizada anualmente pelo IGP-M da FGV
(Portaria ANP n° 045/02)
Parcela do Produto:
Reajustada trimestralmente pela variação de
uma cesta de óleos e pelo câmbio (Portaria
MF/MME n° 003/00)
Nova política
Parcela Fixa:
Atualizada anualmente pelo IGP-M da FGV
Parcela Variável:
Reajustada trimestralmente pela variação de
uma cesta de óleos e pelo câmbio
Fonte: ANP, 2010
A formação dos preços do gás de origem boliviana segue uma metodologia distinta da
apresentada para o gás nacional. O preço do gás entregue para as distribuidoras estaduais é
calculado conforme a Equação (50).
Preço = Produto (PG) + Tarifa de Transporte (TT)
(50)
A parcela PG é reajustada trimestralmente conforme a variação de uma cesta de óleos,
composta de um óleo pesado (HSFO) e dois óleos leves (LSFO) com cotações no golfo
americano e no sul e no norte da Europa. O HSFO tem um peso de 50 % na fórmula enquanto
os dois óleos leves têm peso de 25 % cada. Existe ainda uma fórmula de amortecimento para
evitar oscilações bruscas nos preços. A tarifa de transporte é cobrada levando em conta a
distância percorrida entre o local da produção e o ponto de entrega do gás. Essa tarifa é
atualizada anualmente de acordo com a Equação (51) (ANP, 2010).
TTt = TCt-1 . (1+0,5%) + TMt
Onde: TMt = Tarifa de transporte no ano t.
TCt-1 = Tarifa de capacidade no ano t-1;
TMt = Tarifa de movimentação no ano t.
(51)
88
As Margens de Distribuição das empresas estaduais de distribuição de gás natural são
definidas pelos contratos de concessão. A tendência, principalmente em países mais
desenvolvidos, é que cada companhia possua uma estruturação tarifária das margens de
distribuição que permita a competitividade das tarifas, possibilite a concorrência do gás
natural com outros energéticos e mantenha o negócio sustentável (MONTEIRO e SILVA,
2010).
A partir dos dados dos Boletins mensais de acompanhamento da indústria de gás
natural, publicados entre 2007 e 2014 (MME, 2014a) foi possível analisar a evolução dos
preços do gás natural praticados no Brasil nesse período. A Figura 39 apresenta a evolução
dos preços do gás natural praticados pela Petrobras para venda para as distribuidoras
estaduais. No comércio internacional de gás natural a unidade usualmente utilizada é US$ por
MMBTU (Dólar por milhão de BTU). A Figura 40 apresenta os mesmos dados utilizando a
unidade de R$ por GCal (Reais por Giga Calorias). Nesse caso, a influência da variação da
taxa de câmbio é incorporada ao preço. Os dados consideram os preços médios para o gás
natural de origem nacional e de origem importada. O período contempla as duas últimas
políticas de precificação de gás natural praticadas: Política Anterior (2007-início de 2008) e
Nova Política (2008 em diante).
Figura 39 – Evolução dos preços do gás natural para a distribuidora (US$/MMBTU)
Fonte: MME, 2014a
89
Figura 40 – Evolução dos preços do gás natural para a distribuidora (R$/GCal)
Fonte: MME, 2014a
É possível observar que os preços do gás natural no Brasil seguem uma tendência de
alta em todo o período de análise. A queda acentuada no preço do gás ocorrida entre o fim de
2008 e o primeiro semestre de 2009 está vinculada a crise econômica ocorrida em 2008. A
cotação do petróleo atingiu nível recorde de US$ 140 por barril, no primeiro semestre de
2008, sendo que ao fim do mesmo ano a cotação fechou próximo dos US$ 50 por barril
(MME, 2014a). A variação do preço do petróleo afeta diretamente a cotação do gás natural, o
que explica a alta acentuada e posterior queda nos preços.
A nova política de preços praticada pela Petrobras levou a um aumento gradual nos
preços do gás natural. É possível verificar que a partir de 2011 a Petrobras passou a aplicar
descontos nos preços da nova política. O desconto inicial no mês de julho de 2011 foi de 9,7
% sobre os preços contratuais. Em julho de 2014 o desconto foi de 35,60 %.
Os aumentos sucessivos dos preços do gás natural têm superado em muito os índices
de inflação publicados pelo Governo. A Figura 41 apresenta um comparativo da evolução dos
preços do gás natural, praticados no Brasil com os índices oficias de inflação. Observa-se que
a variação acumulada dos preços da Commodity do gás natural superou, em muito, a variação
do IPCA – Índice de Preços ao Consumidor Amplo, publicado pelo IBGE – Instituto
Brasileiro de Geografia e Estatística. No período em análise (2008-2014) a variação
acumulada do IPCA foi de 44,14 %, no mesmo período a variação do preço do gás superou os
90
100 %, no caso do gás de origem importada, atingiu 112,2 %. O preço do gás de origem
nacional subiu aproximadamente 120 % no período, porém, os descontos praticados pela
Petrobras, reduziram o impacto destes reajustes, fazendo com que a variação acumulada dos
preços esteja próxima do índice de inflação no período.
Figura 41 – Variação dos preços do gás natural e do IPCA (%)
Fonte: MME, 2014a
O aumento sucessivo nos preços do gás natural tem diminuído a competitividade deste
combustível. Em muitos casos, o óleo combustível 1A está mais barato que o gás natural. A
Figura 42 apresenta a evolução dos preços do óleo combustível e do gás natural, na área de
concessão da Comgas, em São Paulo. O comparativo considera a diferença de poder calorífico
entre os combustíveis e simula o fornecimento de gás para um cliente com consumo
equivalente a 20.000 m³/dia. É possível observar que desde o fim do ano de 2011 o gás
natural passou a ser mais caro que o óleo combustível 1A.
91
Figura 42 – Competitividade do gás natural em São Paulo
Fonte: MME, 2014a
92
7. APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL EM FORNOS DE
PELOTIZAÇÃO DE MINÉRIO DE FERRO
7.1. INTRODUÇÃO
As vantagens ambientais e econômicas do gás natural apresentadas nos itens anteriores
serão avaliadas por meio da aplicação do combustível no processo de pelotização de minério
de ferro. Serão apresentados, nas seções seguintes, cálculos relativos às emissões de CO2 para
a atmosfera, considerando a utilização do óleo combustível e do gás natural no processo de
pelotização. Será possível observar que a aplicação do gás natural contribui para a redução da
emissão de CO2. Do ponto de vista econômico, mesmo com o aumento dos preços do gás
natural observado nos últimos anos, será demonstrado que esse combustível ainda apresenta
redução de custos, quando comparado ao óleo combustível.
O processo de pelotização é fundamental para o aproveitamento de finos de minério
que são produzidos no processo de mineração. As pelotas produzidas necessitam de
tratamento térmico para adquirir características adequadas para a aplicação em alto forno
siderúrgico. No processo de tratamento térmico há o consumo de grandes quantidades de
energia. O BEN 2013 (EPE, 2013) indica que a indústria de mineração e pelotização
representa quase 5 % do consumo final de energia do Brasil. Cerca de 70 % da energia
utilizada no processo de pelotização é destinada para fins térmicos, ou seja, para a geração de
calor.
Até a década de 1990 os fornos de pelotização de minério de ferro utilizavam o óleo
combustível 1A como fonte energética. Com a ampliação da disponibilidade de gás natural as
principais plantas de pelotização substituíram o óleo pelo gás, o que trouxe ganhos de
produtividade e redução de emissões de gases de efeito estufa (EPE, 2013). No estado de
Minas Gerais existem duas plantas de pelotização de minério de ferro de propriedade da Vale.
As duas plantas são responsáveis por mais de 13 % do volume de gás natural distribuído pela
Companhia de Gás de Minas Gerais - Gasmig.
93
Assim, a escolha do processo de pelotização para a realização dos cálculos deve-se a
importância do segmento com relação ao consumo de energia.
7.2. MINÉRIO DE FERRO
De acordo com Machado (2006) as matérias-primas básicas para a produção de aço
são: minério de ferro, redutor, fundente e adições. O minério de ferro é a matéria-prima
portadora do ferro, normalmente encontrado combinado ao oxigênio, na forma de óxidos. A
combinação entre o ferro e o oxigênio pode ocorrer de várias formas, o que origina diferentes
tipos de compostos. Dentre os diferentes tipos de minérios de ferro os mais importantes são:
a) Hematita (Fe2O3) – óxido férrico que possui em sua composição aproximadamente 70
% de Fe. É a principal fonte de ferro do mundo e o mais abundante mineral que o
contem, por isso é o minério mais utilizado na indústria mundial. De acordo com
Fonseca (2004) a hematita apresenta cristais usualmente tubulares e ocorre em rochas
como granitos, sienitos, traquitos, andesitos e pegmatitos;
b) Magnetita (Fe3O4) – óxido ferroso-férrico que possui mais de 72 % de Fe em sua
composição. É um constituinte comum de rochas magmáticas e também está presente
em rochas metamórficas. Tem propriedades magnéticas e é conhecido como “pedraimã” (FONSECA, 2004);
c) Limonita (Fe2O3nH2O) – óxido férrico hidratado possui mais de 59 % de Fe;
d) Siderita (FeCO3) – carboneto de ferro que possui mais de 48 % de Fe.
A Tabela 31 apresenta o conteúdo médio de ferro em diferentes tipos de minerais
portadores do elemento.
Tabela 31 – Teor médio de ferro para diferentes minerais
Mineral
Magnetita
Hematita
Goethita
Limonita
Ilmenita
Siderita
Pirita
Pirrotita
Fórmula química
Fe3O4
Fe2O3
Fe2O3.H2O
2Fe2O3.3H2O
FeTiO3
FeCO3
FeS2
Fe(1-X)S
Teor de ferro (%)
72,4
69,9
62,9
59,8
36,8
48,2
46,5
61,0
Fonte: Carvalho et al, 2014
94
O material redutor utilizado no processo de obtenção do aço pode ser carvão ou coque
combustível. O redutor fornece carbono ao minério. Já os materiais fundentes reduzem o
ponto de fusão da ganga, série de compostos que estão associados ao minério, auxiliando na
retirada de impurezas existentes. O fundente normalmente utilizado é o calcário. As adições
são matérias-primas utilizadas em menores proporções com o intuito de se obter produtos
específicos. As adições mais comuns são o minério de manganês e a ilmenita (MACHADO,
2006).
O beneficiamento do minério constitui-se em uma série de processos, extremamente
importantes, executados com o objetivo de preparar as matérias-primas para a produção do
aço, alterando a composição química e física do minério. O beneficiamento pode ocorrer na
própria mina de produção, sendo que nesse caso o objetivo é a redução de impurezas
diminuindo os custos de transporte do minério. As etapas de beneficiamento mais comuns
são: britagem, peneiramento, lavagem e separação magnética (PALMEIRA, 2010).
O minério de ferro também pode ser beneficiado através da aglomeração. O alto-forno
exige da carga algumas características: isenta de finos de minério, faixa granulométrica
estreita e resistência mecânica suficiente para permitir permeabilidade a coluna da carga. Dos
componentes metálicos o alto-forno exige boa redutibilidade e alto teor de ferro, reduzindo
dessa forma, o consumo de coque (PALMEIRA, 2010). Por outro lado, de acordo com
Machado (2006), as jazidas de minério contêm, em diferentes porcentagens, finos de minério
cuja aplicação direta na siderurgia é inviável, uma vez que tornaria a carga pouco permeável a
passagem de gases quentes no alto-forno. Assim, para elevar o aproveitamento das minas e
aumentar o rendimento global do processo, alguns métodos de aglomeração do minério foram
desenvolvidos, cujo objetivo é agrupar um grande número de partículas de minério
minúsculas em um produto com características de qualidade compatíveis com sua utilização
em processos siderúrgicos.
Segundo Carvalho et al (2014), a produção de minério de ferro pode ser dividida em
três categorias, de acordo com a granulometria: granulado (lump ore), finos para sínter (sinter
feed) e finos para pelotas (pellet feed). O minério granulado compreende a faixa de
granulometria entre 200 mm e 12,5 mm; os finos para sínter, entre 12,5 mm e 0,15 mm; e os
finos para pelotas, inferior a 0,15 mm. Existem quatro processos de aglomeração de minério
de ferro: sinterização, pelotização, briquetagem e nodulização. Sendo que somente os
95
processos de sinterização e pelotização são comerciais. A Tabela 32 apresenta a classificação
dos minérios de acordo com a granulometria do material.
Tabela 32 – Classificação dos minérios
Classificação
Minérios granulados (lump ore)
Minérios para sinterização (sinter feed)
Minérios para pelotização (pellet feed)
Dimensões (mm)
12,5 a 200
0,15 a 12,5
Menores que 0,15
Fonte: Carvalho et al, 2014
O processo de aglomeração a ser utilizado deve ser cuidadosamente avaliado. De
acordo com Falero (2011) o sinter feed constitui-se, atualmente, na carga metálica mais
importante para a siderurgia, sendo que este material é aglomerado em plantas de sinterização
instaladas próximas ao alto forno. O sínter é um material que se fragmenta facilmente, não
resistindo ao transporte e ao manuseio. Essas ações podem degradar o material produzindo
finos indesejáveis ao alto forno. Por esse motivo as plantas de sinterização estão localizadas,
em sua grande maioria, dentro das usinas siderúrgicas.
A sinterização consiste em aglomerar os finos de minério de ferro, do tipo sinter feed,
em uma mistura com finos de carvão ou coque e finos de material fundente (normalmente
cal). No processo de sinterização a carga é colocada em grelhas que se movem a uma
determinada velocidade. A carga é aquecida superficialmente através de queimadores
instalados sobre a carga, ao mesmo tempo exaustores retiram o ar através da mistura, levando
a combustão do carvão ou do coque. A temperatura no processo de combustão atinge até os
1.500 °C e promove a ligação do minério com o fundente. O resultado do processo é um
material uniforme e poroso (PALMEIRA, 2010). A Figura 43 apresenta um esquema de
produção do sínter.
96
Figura 43 – Esquema de produção do sínter
Fonte: Palmeira, 2010
Após a produção, o sínter é fragmentado e peneirado, de modo que o material com
granulometria entre 5 e 50 mm vai para o alto forno. Os materiais com dimensões menores
retornam para o processo (MACHADO, 2006). A Figura 44 (a) e (b) apresenta exemplo de
sínter.
(a)
(b)
Figura 44 – Exemplos de sínter
A Figura 45 apresenta um fluxograma com as principais etapas do processo de
sinterização de minério de ferro.
A Tabela 33 apresenta um comparativo entre os processos de sinterização e
pelotização do minério de ferro.
97
Tabela 33 – Comparativo entre a sinterização e a pelotização
Sinterização
Aproveitamento de finos de mineração abaixo
de 8 mm até 0,25 mm e de resíduos
siderúrgicos (pó de coletor, carepa, poeiras de
LD, etc.);
Pouca resistência mecânica e fácil degradação
durante o transporte;
Tamanho do sínter: 5 a 100 mm, em pedaços
irregulares;
20 a 25 % de finos de retorno;
Depressão: 750 a 1.300 mm H2O;
Queima do Combustível em contato com o
minério;
Pode haver formação de faialita (2FeO.SiO2)
com hematitas compactas.
Pelotização
Aproveitamento dos finos de mineração abaixo
de 0,5 mm;
Elevada resistência e baixa degradação no
transporte;
Tamanho da pelota: 10 a 18 mm, de formato
esférico;
5 a 10 % de finos de retorno;
Depressão: 200 mm H2O;
Aquecimento pelos gases quentes produzidos
fora do leito de pelotização;
Quase isenta de faialita.
Fonte: Palmeira, 2010
Figura 45 – Fluxograma do processo de sinterização
Fonte: Palmeira, 2010
98
7.3. PELOTIZAÇÃO
O processo de pelotização do minério de ferro é um processo extremamente
importante para as companhias de mineração, pois permite aproveitar os finos de minério, que
caso contrário serão considerados como rejeitos (JUVILLAR, 1980). De acordo com
Machado (2006) o desenvolvimento do processo de pelotização baseou-se em diversos
fatores, dentre os quais é oportuno destacar:
a) Sucesso alcançado nos Estados Unidos, no final dos anos de 1940, na concentração e
aglomeração de minérios magnéticos de baixo teor metálico, denominado taconito. O
taconito necessitava ser moído em granulometria baixa (74 µm), com o objetivo de
liberar as impurezas e elevar o teor de ferro. As plantas de pelotização tinham a
vantagem de serem construídas próximas às minas e as pelotas podiam ser
transportadas até os alto fornos. Por outro lado, as plantas de sinterização precisavam,
necessariamente estar próximas aos altos-fornos, pois o sínter não pode ser
transportado por grandes distâncias sem perda de qualidade (COSTA, 2008);
b) Perspectivas de exaustão das reservas de alto teor de minério;
c) Melhoria dos índices operacionais dos altos-fornos com o emprego de aglomerados,
substituindo gradualmente os minérios naturais;
d) Racionalização e aproveitamento dos finos de minério de ferro, oriundos da lavra, do
peneiramento e do manuseio;
e) Descoberta no início dos anos de 1970 de novos depósitos minerais com diferentes
composições químicas e mineralógicas em diversos países. Essas descobertas
permitiram a participação de novos fornecedores de minério no mercado, ampliando a
concorrência. Tal fato representou uma revolução no processo da pelotização que
passou a utilizar blends de minério na produção de pelotas (COSTA, 2008);
f) Evolução técnica do processo de operação dos altos-fornos, sobretudo no que se refere
a preparação da carga.
O minério de ferro em formato de pelotas é uma excelente opção para a alimentação
de altos-fornos, uma vez que apresenta muitas vantagens sobre o minério natural, como por
exemplo: alto teor de ferro, uniformidade de dimensões e de composição química, grande
resistência mecânica, maior redutibilidade, dentre outros. Realizando ajustes nos processos
99
produtivos é possível produzir pelotas em uma ampla variedade de composições químicas,
variando, por exemplo, os teores de sílica e de alumínio. Os investimentos em plantas de
pelotização são altos, motivo pelo qual as mineradoras tem assumido esta atividade e
dominado o mercado mundial de pelotas (FALERO, 2011). A Figura 46 apresenta um
exemplo de estocagem de minério de ferro para produção de pelotas (pellet feed).
Figura 46 – Pátio de armazenagem de pellet feed
Fonte: Falero, 2011
De acordo com dados publicados por Carvalho et al (2014) a produção mundial de
minério de ferro cresceu 23,7 % no período compreendido entre 2007 e 2013. A perspectiva
para os próximos anos é de aumento da produção, sendo esperado um crescimento superior a
16 % para o período 2013 a 2017. A produção total de minério de ferro atingiu, em 2013, a
marca de 1.904 milhões de toneladas, sendo dividida da seguinte forma: 1.172 milhões de
toneladas de finos, 493 milhões de toneladas de pelotas e 239 milhões de toneladas de
granulados. Segundo Falero (2011) constata-se o aumento da produção de finos nas lavras de
minério de ferro, o que estimula o processo de pelotização. O processo de pelotização tende a
crescer em um ritmo mais acelerado do que a sinterização, especialmente devido a maior
capacidade de emissão de poluentes observada na sinterização.
Os finos são os principais produtos consumidos pelo mercado, com aproximadamente
60 % da participação. Para os próximos anos os finos continuarão a manter esse predomínio,
havendo uma tendência de crescimento da produção de pelotas principalmente para
substituição do minério granulado, que deverá ter sua produção reduzida para as próximas
100
décadas (CARVALHO et al, 2014). A Figura 47 apresenta a produção mundial de minério,
com estimativa para os anos 2014-2017.
Figura 47 – Produção mundial de minério de ferro
Fonte: Carvalho et al, 2014
O Brasil possui apenas uma participação discreta na produção mundial de pelotas de
minério de ferro. Enquanto a participação do Brasil na produção mundial de finos de minério
atingiu, em 2013, 21,7 %, na produção de pelotas a participação foi inferior a 12 %. A
Austrália, principal produtor mundial de minério de ferro também pouco participa na
produção de pelotas, representando menos de 1 % da produção mundial. Os maiores
produtores de pelotas são a China (31 %) e os Estados Unidos (18 %). Dois fatores são
fundamentais para viabilizar a produção de pelotas de minério de ferro. O primeiro fator é a
proximidade do consumidor, o que justifica a grande participação da China e dos Estados
Unidos na produção mundial. O segundo fator fundamental que viabiliza a produção de
pelotas é o custo da energia, nesse sentido observa-se um grande crescimento na produção de
pelotas no Oriente Médio, superior a 120 % nos últimos cinco anos (CARVALHO et al,
2014).
A Vale, maior produtora de minério de ferro do mundo, também é a maior produtora
de pelotas do Brasil. No ano de 2013, a empresa produziu 49,5 milhões de toneladas,
representando, desta forma, mais de 87 % da produção nacional. No ano de 2013, o sistema
101
sul da Vale, composto pelas plantas de pelotização Mina de Fábrica e Vargem Grande,
localizadas no estado de Minas Gerais, produziu 9,1 milhões de toneladas de pelotas (VALE,
2014). Seguindo a tendência mundial de produção de pelotas no Oriente Médio, a Vale possui
ainda uma planta de pelotização em Omã, que em 2013, produziu 8,3 milhões de toneladas.
7.4. PROCESSO DE PRODUÇÃO DE PELOTAS
Segundo Machado (2006) o processo de pelotização do minério de ferro envolve três
fases distintas:
a) Preparação da matéria-prima;
b) Formação de pelotas cruas;
c) Processamento térmico do material.
7.4.1. PREPARAÇÃO DA MATÉRIA-PRIMA
O processamento da matéria-prima, pellet feed, envolve quatro operações básicas:
recuperação da matéria-prima do pátio, moagem, espessamento/homogeneização e filtragem.
O processo de preparação inicia-se com a descarga das matérias-primas em pátios de
estocagem. O empilhamento do material é feito por grandes equipamentos, com capacidades
de até 6.000 t/h, que depositam os minérios de diferentes granulometrias em camadas
sucessivas em proporções definidas pelo produto final desejado. Nesta etapa é adicionado
calcário ao minério em uma proporção que pode atingir até 13 kg/t (MACHADO, 2006). A
Figura 48 apresenta um exemplo de empilhamento de pellet feed em pátios de estocagem,
observe as grandes dimensões dos equipamentos, tipo esteiras, que transportam o material.
Segundo Juvillar (1980) e Costa (2008), o material recebido das minas passa por uma
etapa preliminar de concentração que tem por objetivo elevar o teor de ferro dos finos que
possuem baixo teor do mineral. A concentração ocorre através da eliminação mecânica ou
eletromagnética de sílica e de outras impurezas. O processo segue então uma série de etapas
que envolvem a mistura de aditivos de granulometria adequada. Nesta etapa, pode ocorrer
adição de água a mistura. Os aditivos, calcário, magnesita, carvão e o aglomerante, tem por
objetivo corrigir as características químicas do produto e permitir a aglomeração do minério.
102
Esta etapa é fundamental, uma vez que permite que o produto possa ser adequado de modo a
atender as especificações de qualidade exigidas pelos clientes.
Figura 48 – Exemplo de pátio de estocagem de minério
Fonte: Machado, 2006
O pellet feed já processado é direcionado, por meio de correias transportadoras, para
silos que irão alimentar os moinhos, local onde o pellet feed continuará o seu processamento
(MACHADO, 2006).
Os moinhos de bolas utilizados no processo de produção de pelotas possuem
capacidades superiores a 200 t/h. As dimensões aproximadas são de 5 m de diâmetro por 10 m
de comprimento e giram a aproximadamente 13 rpm. Dentro de cada moinho existem cerca de
300 t de material moedor (bolas). O moinho é alimentado com material cujo percentual de
sólidos é de 70 %. Na saída dos moinhos existem hidrociclones que separam os finos que
estão fora de especificação, fazendo-os retornar, juntamente com uma parcela da água, para os
alimentadores do moinho. Adiciona-se água ao material com granulometria abaixo de 325
mesh (MACHADO, 2006). A Figura 49 apresenta um moinho de bolas.
A polpa procedente dos ciclones, com aproximadamente 20 % de sólidos, segue então
para o espessador, com a finalidade de aumentar o teor de sólidos e reaproveitar água para o
processo. Assim, a polpa que sai dos ciclones, possuindo agora 70 % de sólidos é bombeada
para tanques de homogeneização com capacidades para até 1.200 m³. Agitadores rotativos
mantêm os sólidos em suspensão e auxiliam na homogeneização da polpa, minimizando as
variações físicas e químicas do material. Do tanque a polpa é bombeada para um sistema de
103
filtragem. A filtragem é feita a vácuo em um conjunto de filtros de discos, cuja finalidade é
reduzir a água da polpa de 30 % para 8,7 %. A partir deste ponto a polpa é denominada polpa
retida. A este material é adicionado cal hidratada, a uma proporção de 20 a 30 kg/t, ou
betonita (5 a 6 kg/t). Esses aditivos exercerão papel de aglomerante no processo de
pelotamento. O material é então homogeneizado e enviado aos discos de pelotamento
(MACHADO, 2006). A Figura 50 apresenta o espessador e os tanques de homogeneização da
Vale.
Figura 49 – Moinho de bolas
Fonte: Machado, 2006
Figura 50 – Espessador e tanques de homogeneização da Vale
Fonte: Machado, 2006
104
7.4.2. FORMAÇÃO DAS PELOTAS CRUAS
A formação das pelotas cruas ocorre por meio de rolamento da polpa retida em discos
de diâmetro médio de 7,5 m que giram a 16,5 rpm com uma inclinação que varia entre 48° e
55°. O discos são alimentados com 140 a 200 t/h de polpa (MACHADO, 2006). De acordo
com Oliveira (2010), o processo de pelotamento baseia-se no princípio da geração continua de
núcleos que crescem até o tamanho desejado. A coesão das partículas é conseguida por meio
da força capilar do conjunto material-água, em que a água atua como agente de ligação das
partículas. A Figura 51 apresenta um exemplo de disco de pelotamento.
Figura 51 – Disco de pelotamento
A Figura 52 apresenta o processo de formação das pelotas cruas. Quando uma
partícula é umedecida (a), forma-se um fino filme de água na sua superfície. Ao entrar em
contato com outra partícula úmida, ocorre uma ligação entre os filmes (b). Essas partículas
unidas formam o núcleo, ao redor do qual toda a pelota irá crescer. Os núcleos são
rotacionados e mais partículas vão sendo aderidas a eles, gerando bolas cada vez maiores (c) e
(d), em um processo semelhante a formação de “bolas de neve”. Neste processo uma grande
quantidade de ar mantem-se no interior da pelota, reduzindo sua resistência mecânica. Porém,
à medida que as pelotas vão se chocando umas com as outras e com as paredes dos discos, o
ar vai sendo expulso e as forças de coesão vão sendo intensificadas. Esse processo ocorre até
a formação completa da pelota (f) (OLIVEIRA, 2010).
105
Figura 52 – Processo de formação das pelotas cruas
Fonte: Oliveira, 2010
Na saída dos discos de pelotamento no mínimo 88 % do material deve possuir
diâmetros entre 8 e 18 mm. O material fora de especificação é separado em mesas de rolos e
retorna ao silo de pelotamento. Para que as pelotas atendam os requisitos especificados, é
necessário que o material fornecido aos discos seja homogêneo, possuindo características
físicas, químicas e mineralógicas adequadas. O equipamento pelotizador também deve operar
em perfeitas condições operacionais, permitindo, assim, uniformidade no material produzido
(FONSECA, 2004).
As pelotas cruas apresentam pouca resistência mecânica, por isso são levadas ao forno
por esteiras de baixa velocidade. Na entrada do forno uma peneira de rolos elimina as pelotas
com diâmetros menores que 6 mm, que então retornam ao processo (MACHADO, 2006). A
Figura 53 apresenta um exemplo de pelotas de minério de ferro cruas.
Figura 53 – Pelotas de minério de ferro cruas
Fonte: Falero, 2011
106
7.4.3. PROCESSAMENTO TÉRMICO DO MATERIAL
A última etapa do processo de produção de pelotas de minério de ferro é o tratamento
térmico do material. De acordo com Augusto (2012) o processamento térmico pode ser feito
através de três tipos de fornos:
a) Forno vertical (shaft furnace);
b) Forno rotativo (rotary kiln);
c) Forno de grelha móvel (travelling grate).
A escolha do tipo de equipamento a ser utilizado depende de vários fatores, dentre os
quais os principais são: capacidade da usina de pelotização e tipo de minério a ser
beneficiado. O forno mais utilizado para pelotização é do tipo de grelha móvel, sendo este
equipamento responsável por cerca de 60 % da produção mundial de pelotas e 100 % da
produção brasileira (AUGUSTO, 2012).
A queima da pelota crua é realizada para que o material obtenha alta resistência
mecânica e características físicas e químicas adequadas para a utilização das pelotas em altosfornos e em reduções diretas (MACHADO, 2006). Esta etapa é intensiva em consumo de
energia, sendo o gás natural um dos principais combustíveis utilizados. A Figura 54 apresenta
a distribuição da produção de pelotas por tipo de forno.
Figura 54 – Produção de pelotas por tipo de forno utilizado
Fonte: Augusto, 2012
107
A utilização do forno vertical para a produção de pelotas é baixa. Este tipo de
equipamento possui baixa capacidade de produção, sendo utilizado apenas em pequenas
plantas de pelotização. Nos fornos rotativos, muito utilizados nos EUA, as reações ocorrem
em leitos estacionários de pelotas. Em seguida, o material segue para um forno rotativo onde
ocorrem os processos de sinterização do material (FALERO, 2011). A Figura 55 apresenta um
diagrama esquemático de um forno rotativo para pelotização.
Ar para secagem
Ar para secagem
Pelotas
cruas
Ar para secagem
Zona de pré-aquecimento
Zona 1 Zona 2
Forno rotativo
Grelhas móveis
Zona 3
Zona 4
Resfriador
Pelotas
Exaustão
Figura 55 – Diagrama esquemático de um forno rotativo para pelotização
Fonte: Zhang et al, 2010
O processo de tratamento térmico das pelotas, descrito neste trabalho, será o
utilizado para fornos do tipo de grelha móvel, uma vez que, no Brasil 100 % das pelotas são
produzidas em fornos deste tipo. Este equipamento é composto por uma grelha contínua, que
se move em cadeia fechada através do forno a uma velocidade média de 3,0 m por minuto. As
dimensões típicas deste forno são de 3,5 m de largura por 130 m de comprimento
(MACHADO, 2006). De acordo com Costa (2008) uma das principais vantagens do forno de
grelha móvel é a utilização de vários queimadores nas zonas de pré-queima e queima,
permitindo ajustes nos perfis de temperatura ao longo do forno para tratamento térmico de
matérias-primas de diferentes características. A Figura 56 apresenta um diagrama
esquemático de um forno de grelha móvel típico.
Segundo Costa (2008) as pelotas cruas são submetidas a tratamento térmico, divido
nas seguintes etapas:
a) Secagem;
108
b) Pré-queima;
c) Queima;
d) Pós-queima;
e) Resfriamento.
Figura 56 – Forno de pelotização do tipo grelha-móvel
Fonte: Costa, 2008
No forno de pelotização do tipo grelha-móvel a carga é depositada em carros de
grelhas que são equipamentos construídos em aço inoxidável e devem permitir que os gases
quentes atravessem sua estrutura (ATHAYDE, 2013). A Figura 57 apresenta um desenho
típico dos carros de grelha com suas dimensões usuais.
Figura 57 – Carros de grelha
Fonte: Athayde, 2013
A alimentação das grelhas é feita com uma camada de pelotas já queimadas e
peneiradas com altura variando entre 12 e 15 cm. Essa camada tem por finalidade evitar
109
choque térmico entre as pelotas cruas e a grelha do forno que está em temperatura mais
elevada, permitir boa permeabilidade da carga, proteger as barras das grelhas e as laterais
contra altas temperaturas, além de absorver parte do calor evitando que a temperatura nas
caixas de vento suba acima dos 650 °C (JUVILLAR, 1980).
Sobre a camada de pelotas já queimadas são depositadas as pelotas cruas, em uma
camada de aproximadamente 40 cm, que iniciam o processo de tratamento térmico através da
secagem. A secagem do material é dividida em duas partes, a secagem ascendente e a
secagem descendente (MACHADO, 2006). Na primeira parte, denominada secagem
ascendente, as pelotas são secas por correntes de gases quentes ascendentes, neste momento é
retirada mais de 50 % da água presente nas pelotas cruas, porém a integridade física do
material deve ser preservada. As pelotas devem resistir as tensões internas geradas pela
evaporação da água contida no seu interior e resistir as pressões estáticas e dinâmicas dos
gases quentes. A água sendo eliminada de baixo para cima, permite que as pelotas cruas do
fundo da grelha sejam secas primeiro. Assim, essas pelotas adquirem resistência para suportar
as pelotas das camadas superiores. Nesta etapa, os gases quentes são provenientes do
resfriamento secundário das pelotas e possui uma temperatura de 280 °C. A temperatura do
material vai de 40 °C para 170 °C. A Figura 58 ilustra o processo da secagem ascendente.
Figura 58 – Secagem ascendente
Fonte: Athayde, 2013
Na segunda parte da secagem as pelotas são atravessadas por gases quentes em
sentido descendente que retiram a umidade das camadas superiores. Assim, todas as pelotas
são secas completamente e a temperatura atinge 320°C. O ar proveniente na secagem
110
descendente também é proveniente do resfriamento das pelotas (ATAHYDE, 2013). A Figura
59 apresenta o processo de secagem descendente.
Figura 59 – Secagem descendente
Fonte: Athayde, 2013
A água pode estar contida nas pelotas de diversas formas: nos interstícios entre as
partículas, dentro dos poros dos grãos de minério, quimicamente combinada (goethita e
limonita), incorporada dentro dos aglomerantes, como hidratos nos aglomerantes ou ainda
presente em sais adicionais. A água contida em algumas destas combinações só evapora em
temperaturas mais elevadas, por isso o processo de secagem atinge temperaturas da ordem de
300 °C (AUGUSTO, 2012).
Em seguida, as pelotas cruas, porém secas, seguem para a zona de pré-queima. Neste
momento há um gradual aumento no perfil de temperaturas do material, com a temperatura
passando de 300-350°C para cerca de 850 °C para posteriormente entrar na zona de queima.
Na pré-queima, ou pré-aquecimento, ocorrem decomposição de hidratos, carbonatos e
sulfatos, a queima do enxofre e de compostos sulfurados e o início da conversão de óxidos de
ferro, tais como magnetita e limonita, em hematita (AUGUSTO, 2012). O risco de choque
térmico nesta etapa é grande, devido a grande variação de temperatura. A resistência
mecânica das pelotas deve suportar esse impacto sem a ocorrência de fissuras, trincas e até à
desintegração das pelotas, que poderá gerar grande quantidade de finos, com consequente
queda da produção. Esta zona é aquecida por gases quentes descendentes provenientes do
resfriamento, eventualmente, queimadores podem ser adicionados para aumentar a
temperatura (ATHAYDE, 2013).
111
Na fase de queima, uma série de câmaras de combustão localizadas nas laterais do
forno são responsáveis pela elevação da temperatura para aproximadamente 1.350 °C. Nesse
ponto do forno ocorre a queima da maior parte do combustível. O número de queimadores é
variável, podendo em alguns casos chegar a 72. O calor proveniente da queima do
combustível, juntamente com o calor do ar proveniente da zona de resfriamento é transferido
às pelotas via fluxo gasoso até o ponto do início das reações químicas que produzem o
endurecimento da pelota. A estabilidade da chama e a distribuição do calor ao longo do forno
têm papel fundamental na distribuição de temperatura nos carros de grelha (ATHAYDE,
2013). A Figura 60 apresenta um exemplo típico da zona de queima.
Figura 60 – Corte transversal da zona de queima do forno de pelotização
Fonte: Athayde, 2013
As pelotas são submetidas a essa temperatura por aproximadamente 10 minutos, sendo
que o período de permanência depende do tipo de minério que está sendo utilizado. Na zona
de queima ocorrem as ligações químicas que permitem as pelotas adquirirem as características
fundamentais para o transporte e para o processamento metalúrgico (AUGUSTO, 2012).
Ainda segundo Augusto (2012) a qualidade das pelotas queimadas pode ser avaliada
por meio de dois fatores: mudança da estrutura cristalina devido à oxidação da magnetita para
a hematita e crescimento dos cristais de hematita e formação de uma escória vitrificada entre
as partículas de minério devido à fusão de componentes, tais como sílica, alumina, calcário,
cal e dolomita.
112
A pós-queima é uma etapa curta, em que a temperatura do material vai sendo reduzida
e o calor vai sendo transferido ao longo da grelha, assim, todas as pelotas passam a ter a
mesma temperatura. A última etapa do processo de queima das pelotas é o resfriamento.
Inicialmente, a temperatura cai de 1.350 °C para 1.050 °C, nesse instante o material não
recebe diretamente ar frio, sendo que a queda de temperatura é devida a diferença de
temperatura dos gases provenientes do fim da zona de resfriamento (850 °C) e as pelotas. A
seguir as pelotas recebem correntes de ar frio ascendentes, reduzindo a temperatura do
material para 240 °C. Os gases quentes resultantes do processo de resfriamento são
recuperados para as zonas de pré-queima e queima. Na descarga do forno o material atinge a
temperatura de aproximadamente 100 °C (JUVILLAR, 1980). A Figura 61 apresenta o perfil
de temperaturas ao longo do forno.
Figura 61 – Perfil de temperaturas das pelotas no forno de pelotização
Fonte: Costa, 2008
Ventiladores de grande capacidade são responsáveis pelo fluxo de gases nas diferentes
partes do forno. As pelotas da descarga do forno são peneiradas e o material abaixo de 5 mm é
descartado e retorna ao início do processo. O descarte é de aproximadamente 1,5 %. Essa
peneira também separa parte das pelotas que servirá como camada de forramento. As pelotas
resfriadas, que já estão em temperatura adequada para o transporte, são levadas, via correias
transportadoras, para pátios de estocagem do material (MACHADO, 2006).
113
A Figura 62 ilustra o processo de produção de pelotas de minério de ferro, desde a
preparação da matéria-prima até a queima e o resfriamento das pelotas.
Figura 62 – Processo de produção de pelotas
Fonte: Costa, 2008
7.5. CÁLCULO DO CONSUMO DE COMBUSTÍVEL PARA
FORNOS DE PELOTIZAÇÃO
O cálculo do consumo de combustível que será realizado neste trabalho considera o
forno de pelotização da usina Vargem Grande de propriedade da Vale, localizada no
município de Nova Lima, na região metropolitana de Belo Horizonte. A usina Vargem
Grande produziu em 2013 4,5 milhões de toneladas de pelotas, utilizando minério de ferro
hematítico (VALE, 2014). As pelotas cruas possuem a composição média apresentada na
114
Tabela 34. Os cálculos para determinar o consumo de combustível serão realizados
considerando a entrada de 1 tonelada de pelotas cruas no forno.
Tabela 34 – Composição média das pelotas cruas
Elemento
Hematita
Magnetita
Água
Carbonato de Cálcio
Outros
Fórmula
química
Fe2O3
Fe3O4
H2O
CaCO3
Composição em
massa (%)
80
8,3
8,5
0,5
2,7
Composição para 1ton
de material (kg)
800
83
85
5
27
Fonte: Nordgren, 2010
As pelotas cruas entram no forno para o processo de endurecimento com a
temperatura média de 40 °C. Na parte inicial ocorre a eliminação da água das pelotas. Nesta
etapa do processo de pelotização gases quentes provenientes do resfriamento das pelotas são
direcionados para a secagem ascendente, que proporciona a eliminação da água nas camadas
inferiores de pelotas. Em seguida, gases quentes provenientes da zona de queima são
direcionados para a secagem descendente, promovendo a evaporação da água das camadas
superiores das pelotas. Desta forma, há um reaproveitamento do calor dos gases quentes que
serão eliminados pela exaustão do forno, o que promove uma redução do consumo de
combustível, tendo em vista que no processo de secagem não há queima direta de
combustível. Ao fim desta etapa as pelotas estão a temperatura de 350 °C, entrando na seção
de pré-queima do forno.
De acordo com Nordgren (2010), durante o processo de pelotização ocorrem diversas
reações químicas. As mais importantes são a oxidação da magnetita (Fe3O4) que é
transformada em hematita (Fe2O3) em uma reação exotérmica. Outra reação relevante é a
calcinação do carbonato de cálcio (CaCO3) dando origem a cal (CaO) e dióxido de carbono
(CO2). Esta segunda reação é fortemente endotérmica. As Equações (52) e (53), retiradas de
Nordgren (2010) apresentam as reações químicas que ocorrem no processo.
CaCO3  CaO + CO2
ΔH = 1.766,00 kJ/kg
(52)
4Fe3O4 + O2  6Fe2O3
ΔH = -512,93 kJ/kg
(53)
115
Essas duas reações químicas são responsáveis por praticamente 100 % do consumo de
energia térmica no processo de endurecimento das pelotas de minério de ferro (NORDGREN,
2010). Desta forma, neste trabalho, apenas estas duas reações serão consideradas para o
cálculo do consumo de combustível.
O cálculo da quantidade de calor necessária para que as reações acima ocorram será
feito utilizando as equações e as tabelas de entalpia contidas em Carvalho (1977). A Equação
(54) apresenta a fórmula para o cálculo da entalpia.
HT -H298,15 =4,186 . A . T + B . 10-3 . T2 +
C . 105
T
kJ
+D
(54)
kmol
Onde, os coeficientes A, B, C e D, para os compostos em análise estão apresentados
na Tabela 35 e a temperatura T é dada em K.
Tabela 35 – Coeficientes da Equação (54)
Composto
CaCO3
Fe2O3
Fe3O4
Limite de validade (K)
298 – 1.200
298 – 950
950 – 1.050
1.050 – 1.800
298 – 900
900 – 1.800
A
24,98
23,49
36,00
31,71
21,88
48,00
B
2,62
9,30
0,00
0,88
24,10
0,00
C
6,20
3,55
0,00
0,00
0,00
0,00
D
-9.760,00
-9.021,00
11.980,00
-8.446,00
-8.666,00
-12.650,00
Fonte: Carvalho, 1977
Ao fim da etapa de secagem as pelotas estão a temperatura de 350 °C. A calcinação do
carbonato de cálcio ocorre a temperaturas de até 800 °C. Desta forma, o cálculo do calor
necessário para a reação ocorra deve ser feito considerando as seguintes etapas:
1) Aquecimento do CaCO3 de 350 °C até 800 °C, Equações (55) e (56):
H1073,15 -H298,15 =4,186 . 24,98 . 1073,15+2,62 . 10-3 . 1073,152 +
H623,15 -H298,15 =4,186 . 24,98 . 623,15+2,62 . 10-3 . +
6,20 . 105
623,15
6,20 . 105
1073,15
-9760 = 86.408,8
-9760 =32.728,7
kJ
kmol
kJ
kmol
(55)
(56)
116
A variação de entalpia, referente ao calor que deve ser fornecido para elevar o CaCO3
de 350 °C para 800 °C, é dada pelo resultado da Equação (55) menos o resultado da equação
(56).
∆H=H1073,15 -H623,15 =86.408,8-32.728,7=53.680,1
kJ
(57)
kmol
O peso molecular do CaCO3 é de 100 kg/kmol. Logo, a Equação (58) apresenta a
variação de entalpia por kg de material.
∆H=536,8
kJ
(58)
kg
2) Transformação do CaCO3 em CaO e CO2:
A entalpia da reação de transformação do carbonato de cálcio (CaCO3) em cal (CaO) e
dióxido de carbono (CO2) é de 1.766 kJ/kg. Portanto, esta reação consome uma quantidade
considerável de energia, que será fornecida pela queima do combustível no forno.
3) Aquecimento do CaO formado de 800 °C até 1.350 °C:
O peso molecular do CaCO3 é de 100 kg/kmol, enquanto que o peso molecular da cal
formada é de 56 kg/kmol. Logo, cada kg de CaCO3 forma 0,56 kg de cal. O CaO formado a
800 °C deve ser aquecido até 1.350 °C, assim as Equações (59) e (60) apresentam a
quantidade de calor que deve ser fornecido ao material.
H1623,15 -H298,15 =4,186 . 11,67 . 1623,15+0,54 . 10-3 . 1623,152 +
H1073,15 -H298,15 =4,186 . 11,67 . 1073,15+2,62 . 10-3 . +
6,20 . 10 5
1073,15
6,20 . 105
1623,15
-4051 = 68.692,1
kJ
-4051 =38.678,2 kmol
kJ
kmol
(59)
(60)
A variação de entalpia, referente ao calor que deve ser fornecido para elevar o CaO de
800 °C para 1.350 °C, é dada pelo resultado da Equação (59) menos o resultado da Equação
(60).
∆H=H
kJ
,15 -H1073,15 =68.692,1-38.678,2=30.013,9 kmol
(61)
117
Como o peso molecular do CaO é de 56 kg/kmol. Logo, a Equação (62) apresenta a
variação de entalpia por kg de material.
∆H=535,9
kJ
(62)
kg
A Tabela 36 apresenta o calor necessário para que a calcinação do CaCO3 ocorra.
Tabela 36 – Calor de calcinação do CaCO3
Etapa
Aquecimento CaCO3
Entalpia de formação CaO
Aquecimento CaO
Total
Entalpia (kJ/kg)
536,8
1.766,0
535,9
---
Massa (kg)
5,0
5,0
2,8
---
Entalpia (kJ)
2.684,0
8.830,0
1.500,6
13.014,6
Logo, considerando a entrada de 1 tonelada de pelotas cruas no forno, são necessários
13.014,6 kJ para realizar o processo de calcinação do CaCO3.
A segunda reação que ocorre dentro do forno de pelotização do minério de ferro é a
transformação da magnetita em hematita. Apesar da formação da hematita ser um processo
exotérmico é necessário elevar a temperatura do material até 900 °C para que a reação tenha
início. Assim, esse processo ocorre nas seguintes etapas:
1) Aquecimento da magnetita de 350°C até 900°C, Equações (63) e (64):
H1173,15 -H298,15 =4,186 . 21,88 . 1173,15+24,10 . 10-3 . 1173,152 -8666 =210.015,3
kJ
H623,15 -H298,15 =4,186 . 21,88 . 623,15+24,10 . 10-3 . 623,152 -8666 =59.972,5 kmol
kJ
kmol
(63)
(64)
A variação de entalpia, referente ao calor que deve ser fornecido para elevar o Fe3O4
de 350 °C para 900 °C, é dada pelo resultado da Equação (63) menos o resultado da Equação
(64).
∆H=H
,15 -H
kJ
,15 =210.015,3-59.972,5=150.042,8 kmol
(65)
118
O peso molecular do Fe3O4 é de 232 kg/kmol. Logo, a Equação (66) apresenta a
variação de entalpia por kg de material.
kJ
∆H=646,7
(66)
kg
2) Transformação da magnetita em hematita:
A entalpia da reação de transformação da magnetita em hematita é de -513 kJ/kg,
sendo, portanto, uma reação exotérmica. Assim, esta reação fornece calor ao processo.
3) Aquecimento da hematita formada até 1.350 °C:
O peso molecular da magnetita é de 232 kg/kmol, enquanto que o peso molecular da
hematita formada é de 160 kg/kmol. Logo, cada kg de magnetita que reage com o oxigênio
produz 1,0345 kg de hematita. A hematita formada a 900 °C deve ser aquecida até 1.350 °C,
assim as Equações (67) e (68) apresentam a quantidade de calor que deve ser fornecido ao
material.
H1623,15 -H
H
,
=4,186 . 31,71 . 1623,15+0,88 . 10-3 . 1623,152 -8446 = 189.803,9
,
kJ
kmol
kJ
-H
,
=4,186 . 31,71 . 1173,15+0,88 . 10-3 . 1173,152 -8446 =125.436,4 kmol
(67)
(68)
A variação de entalpia, referente ao calor que deve ser fornecido para elevar a hematita
formada de 900 °C para 1.350 °C é dada pelo resultado da Equação (67) menos o resultado da
Equação (68).
kJ
,15 -H1173,15 =189.803,9-125.436,4=64.367,5 kmol
∆H=H
(69)
Como o peso molecular da hematita é de 160 kg/kmol. Logo, a Equação (70) apresenta
a variação de entalpia por kg de material.
∆H=402,2
kJ
kg
(70)
119
A Tabela 37 apresenta a energia necessária para que a reação de oxidação da
magnetita ocorra.
Tabela 37 – Calor de oxidação da magnetita
Etapa
Aquecimento Fe3O4
Entalpia de formação Fe2O3
Aquecimento Fe2O3
Total
Entalpia (kJ/kg)
646,7
- 513,0
402,2
---
Massa (kg)
83
83
85,86
---
Entalpia (kJ)
53.679,1
- 42.579,0
34.541,1
45.641,2
Por fim, deve-se calcular o calor necessário para aquecer a hematita presente
inicialmente nas pelotas. A temperatura máxima é de 1.350 °C. De acordo com Carvalho
(1977) a hematita, com a temperatura variando entre 350 °C e 1350 °C, possui 3 equações
para o cálculo da entalpia. Sendo assim, o calor a ser fornecido ao material deve ser calculado
como apresentado a seguir.
1ª equação: 298 – 900 K:
H
3,55 . 10 5
-H298,15 =4,186 . 23,49 . 950+9,30 . 10-3 . 9502 +
H623,15 -H298,15 =4,186 . 23,49 . 950+9,30 . 10-3 . 9502 +
∆H=H
-H
,
=92.349,1-41.013,6=51.335,5
-9021 =92.349,1
3,55 . 105
kJ
kJ
kmol
-9021 =41.013,6
kJ
kmol
(71)
(72)
(73)
kmol
2ª equação: 950 – 1.050 K:
H
H
-H298,15 =4,186 . 36,00 . 1050-11980 =108.082,5
kJ
kJ
kmol
-H298,15 =4,186 . 36,00 . 950-11980 =92.349,1 kmol
∆H=H
-H
=108.082,5-92.349,1=15.733,4
3ª equação: 1.050 – 1.623,15 K:
kJ
kmol
(74)
(75)
(76)
120
H1623,15 -H298,15 =4,186 . 31,71 . 1623,15+0,88 . 10-3 . 1623,152 -8446 =189.803,9
H1050 -H298,15 =4,186 . 31,71 . 1050+0,88 . 10-3 . 10502 -8446 =108.082,5
∆H=H1623,15 -H1050 =189.803,9-108.082,5=81.721,4
kJ
kmol
kJ
kmol
kJ
(77)
(78)
(79)
kmol
A variação de entalpia, referente ao calor que deve ser fornecido para elevar a
temperatura da hematita de 350 °C para 1.350 °C, é dada pelo resultado da soma das
Equações (73), (76) e (79).
∆H=H
,15 -H
kJ
,15 =51.335,5+15.733,4+81.721,4=148.790,3 kmol
(80)
O peso molecular do Fe2O3 é de 160 kg/kmol. Logo, a Equação (81) apresenta a
variação de entalpia por kg de material.
∆H=929,9
kJ
(81)
kg
A Tabela 38 apresenta o calor necessário para elevar a temperatura da hematita de 350
°C para 1.350 °C.
Tabela 38 – Calor para aquecimento da hematita
Etapa
Aquecimento Fe2O3
Entalpia (kJ/kg)
929,9
Massa (kg)
800
Entalpia (kJ)
743.951,3
Logo, a Tabela 39 apresenta a quantidade de calor necessária para que todo o processo
de endurecimento das pelotas possa ocorrer no forno, considerando o fornecimento de 1
tonelada de pelotas cruas.
Tabela 39 – Energia necessária para endurecimento da pelota
Etapa
Calcinação
Oxidação da magnetita
Aquecimento da hematita
Total
Entalpia (kJ/t de pelota crua)
13.014,6
45.641,2
743.951,3
802.607,1
121
Assim, para que as pelotas cruas possam ser secas e processadas termicamente no
forno de pelotização é necessário o fornecimento de 802.607,1 kJ/t de pelota crua que entra no
forno. Parte desse calor é fornecida pelos gases quentes provenientes das zonas de
resfriamento das pelotas. De acordo com Athayde (2013) a combustão ocorre com ar
previamente aquecido, sendo que a temperatura do ar pode atingir aproximadamente 1.000
°C, neste trabalho considerou-se a temperatura do ar como 997 °C. O balanço de energia do
processo de combustão está apresentado na Equação (82).
Q(processo) = Q(combustível) + Q(ar combustão)
(82)
Onde:
Q(combustível) = V . PCI
(83)
Q(ar combustão) = 11,23 . V . Har
(84)
Como já apresentado, para a combustão de 1 m³ de gás natural, considerando um
excesso de ar de 10 %, são necessários 11,23 m³ de ar, relação apresentada pela Equação (84).
Desta forma, a Equação (82) pode ser reescrita, resultando na (85).
Q(processo) = V . PCI + 11,23 . V . Har
(85)
Substituindo os termos já conhecidos, tem-se a Equação (86):
802.607,140 = V . 37.946 + 11,23 . V . Har
(86)
Observa-se, desta forma, que é necessário o cálculo da entalpia do ar para que a
Equação (86) possa ser solucionada. Para encontrar a entalpia do ar parte-se da equação dos
gases ideais para realizar o cálculo do número de moles contido em 1 m³ de ar, Equação (87).
P.V=n.R.T
Onde: P = 101.325 Pa;
V = 1 m³
(87)
122
R = 8.314 J/kmol*K
T = 298 K
Substituindo os valores na Equação (87), obtêm-se:
n=
101.325 . 1
8.314 . 298
=0,0408969 [kmol]
(88)
A composição do ar considerada será de 21 % de O2 e 79 % de N2, resultando dessa
forma em:
nO2 = 0,21 . 0,0408969 = 0,008588 [kmol]
(89)
nN2 = 0,79 . 0,0408969 = 0,032309 [kmol]
(90)
Para a temperatura de 900 °C a entalpia para o O2 e para o N2 possuem os valores
apresentados na Tabela 40.
Tabela 40 – Entalpia dos componentes do ar
Composto
Oxigênio (O2)
Nitrogênio (N2)
Entalpia (kJ/kmol)
25 °C (298 K) 900 °C (1.270 K)
8.682
39.147,5
8.669
40.953
Fonte: Moran e Shapiro, 2006
Com base nos dados apresentados acima é possível calcular a entalpia do ar que
participa da combustão. A Equação (91) apresenta esse cálculo.
Har = 0,008588 . (39.147,5 - 8682) + 0,032309 . (40.953 – 8.669)
(91)
Portanto, a entalpia do ar que participa na combustão é dada pela Equação (92). É
importante ressaltar que a entalpia do ar é dada para 1 m³.
Har = 1.304,6 kJ
Substituindo o valor da Equação (92) na Equação (86), tem-se:
(92)
123
802.607,1 = V . 37.946 + 11,23 . V . 1.304,6
(93)
Solucionando a Equação (93), obtém-se o volume de combustível que deve ser
fornecido ao forno para que 1 tonelada de pelotas cruas possam ser processadas termicamente.
O valor está apresentado na Equação (94).
V = 15,2 m³
(94)
Portanto, é necessário o fornecimento de 15,2 m³ de gás natural para a secagem e
queima de cada tonelada de pelota crua. A Tabela 41 mostra a contribuição do combustível e
do ar para o fornecimento da quantidade total de calor requerida pelas reações de
endurecimento das pelotas.
Tabela 41 – Contribuição do combustível e do ar no fornecimento de calor
Fonte
Combustível
Ar quente
Calor fornecido (kJ)
579.031,0
223.576,1
Calor fornecido (%)
72,14
27,86
Observa-se, portanto, que aproximadamente 28 % da energia necessária para a
realização dos processos de endurecimento das pelotas provem do ar quente. Esse ar é
aquecido no processo de resfriamento das pelotas. Dessa forma, há um reaproveitamento do
calor que sairia do processo juntamente com as pelotas. Esse reaproveitamento permite uma
redução do consumo de combustível, aumentando a eficiência do forno.
Os cálculos apresentados consideram a entrada de 1 tonelada de pelotas cruas. Porém,
no processo de endurecimento das pelotas há uma perda de massa, principalmente pela
evaporação da água presente no material. De acordo com Juvillar (1980) 75 % da água é
evaporada na secagem ascendente enquanto que os 25 % restantes são evaporados na secagem
descendente. As principais perdas, por tonelada, são: 85 kg de água, 15 kg de perdas através
de finos e poeiras produzidas e 2,8 kg no processo de calcinação do CaCO3. Existe também
um aumento na massa da hematita durante o processo de oxidação da magnetita com o
oxigênio. Neste processo, há um aumento de 2,8 kg. Assim, a Tabela 42 apresenta o balanço
de massa das pelotas.
124
Portanto, para cada tonelada de pelota crua que adentra o forno são produzidos 900 kg
de pelotas. Normalmente, o consumo de combustível é dado pela quantidade de pelotas
produzidas. Assim, considerando que o gás natural fornecido ao forno encontra-se a pressão
atmosférica e a temperatura de 25 °C, o consumo de gás natural por tonelada de pelota
produzida é de 16,9 m³.
Tabela 42 – Balanço de massa do forno
Pelotas cruas
Água
Calcinação
Oxidação
Poeiras
Total
Massa que entra (kg)
1.000
----2,8
-----
Massa que sai (kg)
--85
2,8
--15
900
Com o intuito de comparar o desempenho dos combustíveis, do ponto de vista
ambiental e econômico, será calculada a quantidade de óleo combustível 1A necessária para o
processamento térmico das pelotas. O consumo energético para a realização dos processos
químicos não se altera, porém a quantidade de ar fornecida a combustão sofre um aumento,
tendo em vista que a queima do óleo combustível demanda uma quantidade maior de ar. O
balanço de energia do forno de pelotização para o óleo combustível, considerando a entrada
de 1 tonelada de pelotas cruas no forno, é apresentado na Equação (95). Observa-se que a
relação mar/mcomb. para o óleo combustível 1A é 14,898.
802.607,140 = m . 40.813 + 14,898 . m . Har
(95)
Onde: m – massa de óleo combustível;
Har – entalpia do ar de combustão.
A entalpia do ar de combustão pode ser calculada partindo da equação dos gases
ideais, apresentada em (96), com o objetivo de obter o número de mols contido em 1 kg de ar.
p . m=
n.R.T
ρ
Onde: p = 101.325 Pa;
m = 1 kg
(96)
125
R = 8.314 J/kmol*K
T = 298 K
ρ = 1,2 kg/m³
A massa específica do ar refere-se a temperatura de 25°C e pressão atmosférica
(MONTEIRO e SILVA, 2010). Resolvendo a Equação (96) tem-se o seguinte número de
moles.
n=
101.325 . 1 . 1,2
8.314 . 298
=0,049076 [kmol]
(97)
A composição do ar considerada será a mesma utilizada no cálculo do consumo do gás
natural, ou seja, 21 % de O2 e 79 % de N2, resultando dessa forma em:
nO2 = 0,21 . 0,049076 = 0,010306 [kmol]
(98)
nN2 = 0,79 . 0,049076 = 0,038770 [kmol]
(99)
Os valores de entalpia para o O2 e para o N2 são os mesmos apresentados na Tabela
40. Assim, a Equação (100) apresenta o cálculo para a entalpia do ar, considerando a
combustão do óleo combustível.
Har = 0,010306 . (39.147,5 - 8682) + 0,038770 . (40.953 – 8.669)
(100)
Portanto, a entalpia do ar que participa na combustão é dada pela Equação (101). É
importante ressaltar que a entalpia do ar é dada para 1 kg.
Har = 1.565,6 kJ
(101)
Substituindo o valor da Equação (101) na Equação (95), tem-se:
802.607,1 = m . 40.813 + 14,898 . m . 1.565,6
(102)
126
Solucionando a Equação (102), obtém-se a massa de combustível que deve ser
fornecido ao forno para que 1 tonelada de pelotas cruas possam ser processadas termicamente.
O valor está apresentado na Equação (103).
m = 12,5 kg
(103)
O consumo de óleo combustível 1A apresentado na Equação (103) considera a entrada
de 1 tonelada de pelotas cruas, que representa 900 kg de pelotas queimadas. Analogamente ao
realizado para o gás natural, tendo em vista que é usual apresentar o consumo de combustível
com base na quantidade de produto produzido, tem-se que para 1 tonelada de pelotas
queimadas são necessários 13,9 kg de óleo combustível 1A.
Um bom fluxo de gases é fundamental para que o forno de pelotização possa funcionar
com boa eficiência. Para um forno de pelotização típico, com capacidade de processar 3
milhões de toneladas por ano, 18.800 m³/min de ar é injetado, por um grande ventilador, nos
setores de resfriamento primário e secundário do forno. Outros três grandes ventiladores
fazem a sucção entre as diferentes seções do forno transferindo gases quentes. Por fim, outro
grande ventilador faz a exaustão do forno para a atmosfera (JUVILLAR, 1980).
Dados apresentados por Araújo (2012) indicam que a planta de pelotização da empresa
Samarco em Ubu, no Espírito Santo, consome 1.250 MJ/t de pelota produzida. Este valor é
dividido conforme apresentado na Figura 63.
Figura 63 – Distribuição do consumo energético – Samarco
Fonte: Araújo, 2012
127
Logo, é possível concluir que o consumo de energia térmica é de 875 MJ por tonelada
de pelota produzida, valor bastante próximo ao encontrado para o forno de pelotização da
Vale, na planta de pelotização de Vargem Grande. A diferença deve-se basicamente a perdas
referentes a diversos processos como irradiação, calor perdido nas caixas d´água de
refrigeração, nas paredes do forno, entre outros (JUVILLAR, 1980).
7.6. COMPARATIVO
DE
CONSUMO
ENTRE
OS
COMBUSTÍVEIS
Os cálculos realizados no item 7.4 indicam que o forno de pelotização consome 16,9
m³ de gás natural para cada tonelada de pelotas produzida. Considerando que o forno utilize
óleo combustível 1A deve-se fornecer ao forno 13,9 kg desse combustível para a mesma
quantidade de material produzido
O consumo de combustível será calculado considerando a produção de duas plantas de
pelotização da Vale localizadas no estado de Minas Gerais. A usina Vargem Grande produziu,
em 2013, 4,5 milhões de toneladas de pelotas. A Mina de Fábrica, localizada no município de
Congonhas, produziu, em 2013, 3,6 milhões de toneladas. As duas usinas juntas representam
mais de 18 % da produção da Vale (VALE, 2014).
A Tabela 43 apresenta o consumo de gás natural, considerando a produção total do
ano de 2013, das duas plantas de pelotização em consideração.
Tabela 43 – Consumo anual de gás natural das plantas de pelotização em estudo
Usina
Vargem Grande
Mina de Fábrica
Consumo de gás
natural (m³/t)
16,9
16,9
Produção de pelotas
(milhões de t/ano)
4,5
3,6
Consumo total de gás
natural (milhões m³/ano)
76,05
60,84
Considerando os dados apresentados o consumo total de gás natural das duas plantas
de pelotização da Vale localizadas em Minas Gerais foi de aproximadamente 137 milhões de
m³ no ano de 2013. Esse consumo equivale a 375.000 m³/dia. De acordo com o Boletim
mensal de acompanhamento da indústria do gás natural (MME, 2014a), a Gasmig forneceu
em 2013 uma média de 2,86 milhões de m³/dia de gás natural. Esse volume não considera o
128
gás natural fornecido para usinas termelétricas. Portanto, observa-se que as usinas de
pelotização da Vale são responsáveis pelo consumo de 13,1 % do gás natural distribuído pela
Gasmig.
Considerando, agora, que as pelotas de Vargem Grande e Mina de Fábrica são
produzidas a partir do óleo combustível pode-se calcular a quantidade desse combustível que
deveria ser utilizada por estas usinas. A Tabela 44 apresenta o consumo de óleo combustível,
levando em consideração os dados de produção do ano de 2013.
Tabela 44 – Consumo anual de óleo combustível das plantas de pelotização em estudo
Usina
Vargem Grande
Mina de Fábrica
Consumo de óleo
combustível (kg/t)
13,9
13,9
Produção de pelotas
(milhões de t/ano)
4,5
3,6
Consumo total de óleo
combustível (mil kg/ano)
62.550
50.040
O óleo combustível para chegar até as plantas de pelotização deve ser transportado por
via rodoviária. A resolução n° 210, de 13 de novembro de 2006, do Conselho Nacional de
Trânsito (CONTRAN, 2006), estabelece que o limite de peso para veículos de transporte de
carga é de 57 toneladas. Assim, para o transporte da quantidade de óleo combustível 1A
apresentada na Tabela 44 são necessárias, no mínimo, 1.975 viagens por ano, o que representa
uma média de 5,5 viagens diárias. Logo, o consumo de óleo combustível demanda uma
grande operação logística, incluindo tanques de armazenamento e pessoal especializado para
carga e descarga do produto.
Observa-se, desta forma, uma das grandes vantagens da utilização do gás natural. A
logística de distribuição do gás, via gasodutos, disponibiliza o produto para o consumidor na
quantidade necessária e no tempo necessário, não requerendo a existência de armazenagem do
combustível. Por outro lado, a logística do óleo combustível, que depende de viagens
rodoviárias e de estocagem, é bem mais complexa.
De acordo com Garcia (2002) os óleos combustíveis devem ser armazenados a uma
temperatura mínima que garanta a sua retirada do tanque sem que ocorra nenhum problema.
Para o caso do óleo combustível 1A, mesmo sendo o menos viscoso dos óleos combustíveis, a
temperatura do tanque deve ser mantida entre 52 °C e 65 °C. Desta forma, é necessário o
consumo de energia para manter o tanque a esta temperatura.
129
7.6.1. ANÁLISE DE EMISSÕES DE CO2 NA PELOTIZAÇÃO
As emissões de CO2 que serão apresentadas neste trabalho referem-se apenas aos
gases produzidos no processo de combustão dos combustíveis. O dióxido de carbono
produzido nas reações químicas ou em qualquer outro processo não será considerado.
Para calcular as emissões de CO2 nos fornos de pelotização em análise deve-se
conhecer a quantidade de energia fornecida pelos combustíveis. É possível calcular a
demanda de combustível para o processamento das pelotas, multiplicando a quantidade de
combustível requerida no forno pelo Poder Calorífico Inferior – PCI, conforme apresentado
na Equação (104).
QF = QC . PCI
(104)
Onde: QF – quantidade de calor fornecida, em kJ/t de pelota produzida, ao forno pelo
combustível;
QC – quantidade de combustível, em m³/t para o gás natural e kg/t para o óleo
combustível;
PCI – poder calorífico inferior, dado em kJ/m³ para o gás natural e kJ/kg para o óleo
combustível.
Substituindo os valores na Equação (104), obtêm-se a Equação (105) para o gás
natural e a Equação (106) para o óleo combustível.
QF = 16,9 . 37.946 = 641.287 kJ/t
(105)
QF = 13,9 . 40.813 = 567.301 kJ/t
(106)
A Tabela 45 apresenta a quantidade de calor fornecida pelos combustíveis ao forno
para a produção de uma tonelada de pelota.
Tabela 45 – Quantidade de calor fornecida pelos combustíveis
Combustível
Gás Natural
Óleo Combustível A1
Quantidade
16,9 m³/t
13,9 kg/t
PCI
37.946 kJ/m³
40.813 kJ/kg
Calor fornecido ao forno (kJ/t)
641.287
567.301
130
Conforme apresentado no item 5.2.1 o fator de emissão de CO2 para o gás natural é
de 53,97 mg/kJ, já o fator de emissão para o óleo combustível é de 79,36 mg/kJ. Assim, a
quantidade de CO2 emitida pelos fornos de pelotização pode ser calculada por meio da
Equação (107).
ECO2 = mP . QF . FECO2
(107)
Onde: ECO2 – emissão de CO2 em t/ano. Para que o valor possa ser apresentado em t/ano,
deve-se dividir o resultado da Equação (107) por 109;
mP – massa de pelotas produzidas, em t;
QF – quantidade de calor fornecida, em kJ/t de pelota produzida, ao forno pelo
combustível;
FECO2 – fator de emissão de CO2 em mg/kJ.
Inicialmente, serão calculadas as emissões de CO2, considerando que o forno utiliza
gás natural. Assim, substituindo os valores na Equação (107) obtêm-se a Equação (108) para a
emissão de CO2 na Usina de Vargem Grande e a Equação (109) para a Usina de Mina de
Fábrica.
ECO2 = 4.500.000 . 641.287 . 53,97 = 155.746 tCO2/ano
(108)
ECO2 = 3.600.000 . 641.287 . 53,97 = 124.597 tCO2/ano
(109)
Portanto, as duas usinas de pelotização em conjunto, utilizando gás natural, emitem
anualmente para a atmosfera 280.343 t de CO2.
Os mesmos cálculos realizados nas Equações (108) e (109) podem ser repetidos para o
óleo combustível, bastando para isso substituir os valores da quantidade de calor fornecida
pelo combustível e o fator de emissão de CO2. Desta forma, a Equação (110) apresenta a
emissão de CO2 para a Usina de Vargem Grande ao passo que a Equação (111) apresenta a
emissão para a Usina de Mina de Fábrica.
ECO2 = 4.500.000 . 567.301 . 79,36 = 202.594 tCO2/ano
(110)
131
ECO2 = 3.600.000 . 567.301 . 79,36 = 162.075 tCO2/ano
(111)
Em conjunto, as duas plantas de pelotização, utilizando óleo combustível, emitem para
a atmosfera 364.669 t/ano de CO2. A Tabela 46 consolida os dados calculados para a emissão
de CO2.
Tabela 46 – Emissões de CO2
Usina
Vargem Grande
Mina de Fábrica
Total
Emissões de CO2 considerando
gás natural (t/ano)
155.746
124.597
280.343
Emissões de CO2 considerando
óleo combustível (t/ano)
202.594
162.075
364.669
Portanto, conclui-se que a utilização de gás natural nas duas plantas de pelotização
da Vale localizadas em Minas Gerais contribui para reduzir as emissões de CO2 em 84 mil
t/ano. A redução das emissões de CO2 é da ordem de 23 %. Estudo realizado por Araújo
(2012), em plantas de pelotização de minério de ferro localizadas no estado do Espírito Santo,
apontam para uma significativa redução de emissões de CO2 conseguida por meio da
substituição do óleo combustível pelo gás natural.
De acordo com dados publicados no Balanço Energético Nacional – BEN 2013
(EPE, 2013), a participação do gás natural na indústria de mineração e pelotização saltou de
191 . 10³ tep para 673 . 10³ tep no período compreendido entre os anos de 2003 e 2012. Em
2003 o gás natural representava pouco menos de 8 % do total de energia consumida pelo
segmento, enquanto que em 2012 o gás natural representou 21 % da matriz energética das
empresas de mineração e pelotização localizadas no Brasil. Neste mesmo período o consumo
de óleo combustível recuou consideravelmente passando de 742 . 10³ tep (30,8 %), em 2003,
para 191 . 10³ tep (6,0 %), em 2012. Observa-se claramente, que no período em análise, houve
uma inversão na participação desses dois combustíveis na matriz energética. Basicamente, o
gás natural e o óleo combustível são aplicados na indústria de mineração e pelotização como
fontes de energia térmica. Desta forma, a Tabela 47 apresenta a evolução da participação do
gás natural utilizado como fonte de energia térmica no segmento de mineração e pelotização
no Brasil entre os anos de 2003 e 2012.
Observa-se que, atualmente, aproximadamente 80 % da energia térmica utilizada
pelas empresas de mineração e pelotização são produzidas pelo gás natural. Como
132
apresentado, no processo de pelotização a energia térmica é consumida no forno, onde
ocorrem os processos de secagem e endurecimento das pelotas. Assim, com base nos dados
do BEN 2013 (EPE, 2013) é possível avaliar a quantidade de CO2 lançada na atmosfera por
todas as usinas pelotizadoras do Brasil. Tendo em vista que são conhecidos os fatores de
emissão de CO2 para o gás natural, em mg/m³, e para o óleo combustível, em mg/kg, torna-se
necessária a conversão dos consumos dados em tep para m³ e kg, conforme apresentado na
Equação (112).
Tabela 47 – Participação do gás natural, como fonte de energia térmica no segmento de pelotização brasileiro
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
C=Ctep .
Produção de
pelotas (mil t/ano)
45.273
51.222
52.057
50.512
54.039
55.272
35.060
60.781
65.380
57.890
Consumo de gás
Consumo de óleo
natural (mil tep/ano)
combustível (mil tep/ano)
191
742
229
529
270
572
260
650
233
763
426
502
170
351
628
371
695
200
673
191
Fonte: EPE, 2013
4,186.1010 Relação
gás/total (%)
21,72
31,81
33,72
30,12
24,76
47,77
34,29
64,59
78,92
79,15
(112)
1.000.PCI
Onde: C – consumo do combustível em m³/ano, para o gás natural, e kg/ano, para o óleo
combustível;
Ctep – consumo do combustível dado em tep;
PCI – poder calorífico do combustível dado em kJ/m³, para o gás natural e kJ/kg para
o óleo combustível.
Substituindo os valores de consumo de combustível, para o ano de 2012, apresentados
na Tabela 48, encontram-se os seguintes valores em m³/ano, para o gás natural, e kg/ano, para
o óleo combustível, conforme apresentado nas Equações (113) e (114).
C2012(gás) =673.000 .
C2012(óleo) =191.000 .
4,186 . 1010
1.000 . 37.946
=742.417.646 m³/ano
(113)
=195.899.836 kg/ano
(114)
4,186 . 1010
1.000 . 40.813
133
O mesmo procedimento realizado nas Equações (113) e (114) pode ser estendido para
os demais dados do Balanço Energético Nacional (BEN, 2013) apresentados na Tabela 47.
Assim, é possível obter o consumo de gás natural e óleo combustível, para fins térmicos, do
segmento de mineração e pelotização, conforme apresentado na Tabela 48.
Tabela 48 – Consumo de combustíveis para fins térmicos em indústrias de mineração e pelotização no Brasil
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Produção de
pelotas (mil t/ano)
45.273
51.222
52.057
50.512
54.039
55.272
35.060
60.781
65.380
57.890
Consumo de gás
natural (m³/ano)
210.700.996
252.620.566
297.849.576
286.818.110
257.033.152
469.940.442
187.534.918
692.776.050
766.686.871
742.417.646
Consumo de gás
natural (m³/dia)
577.263
692.111
816.026
785.803
704.200
1.287.508
513.794
1.898.017
2.100.512
2.034.021
Fonte: EPE, 2013
Consumo de óleo
combustível (kg/ano)
761.034.964
542.570.750
586.673.854
666.674.834
782.573.690
514.878.103
360.004.410
380.517.482
205.130.718
195.899.836
Consumo de óleo
combustível (kg/dia)
2.085.027
1.486.495
1.607.326
1.826.506
2.144.038
1.410.625
986.313
1.042.514
562.002
536.712
De acordo com o Boletim mensal de acompanhamento da indústria do gás natural
(MME, 2014a) o volume médio distribuído, em 2012, pelas companhias estaduais de gás
natural foi de 39,12 milhões de m³ por dia. Esse valor não considera o volume de gás natural
fornecido para usinas termelétricas. Logo, é possível observar que o segmento de mineração e
pelotização, com um consumo diário da ordem de 2 milhões de m³, representa uma importante
fatia do consumo de gás natural no Brasil, com mais de 5 % do mercado.
Partindo dos dados apresentados na Tabela 48 é possível elaborar o cálculo das
quantidades de CO2 emitidas pelas usinas de mineração e pelotização desde o ano de 2003 até
2012. Deve-se considerar os fatores de emissão de CO2 já apresentados: 53,97 mg/kJ para o
gás natural e 79,36 mg/kJ para o caso do óleo combustível. As Equações (115) e (116)
apresentam as fórmulas de cálculo para a emissão de CO2. A título de exemplo foram
incluídos nas equações os dados do ano de 2012.
ECO2(gás) = V . PCI . FECO2 = 742.417.646 . 37.946 . 53,97 = 1.520.431 tCO2/ano
(115)
ECO2(óleo) = m . PCI . FECO2 = 195.899.836 . 40.813 . 79,36 = 634.504 tCO2/ano
(116)
134
A emissão total de CO2 das plantas de pelotização é dada pela soma das equações
(115) e (116). Assim, no ano de 2012, foram emitidas para a atmosfera 2.154.935 t de CO2
provenientes do processo de pelotização do minério de ferro. A Tabela 49 apresenta as
emissões entre os anos de 2003 e 2012.
Tabela 49 – Emissão total de CO2 nas plantas de pelotização brasileiras
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Produção anual de pelotas (mil t)
Emissão total de CO2 (t/ano)
45.273
51.222
52.057
50.512
54.039
55.272
35.060
60.781
65.380
57.890
2.896.435
2.274.696
2.510.169
2.746.694
3.061.083
2.630.061
1.550.087
2.651.233
2.234.535
2.154.935
A informação apresentada na Tabela 49 é extremamente relevante. É possível
observar que a produção de pelotas de minério de ferro cresceu aproximadamente 28 % no
período compreendido entre 2003 e 2012. Porém, no mesmo período as emissões de CO2 para
a atmosfera, provenientes do processamento das pelotas, sofreu uma significativa redução
próxima a 34 %. Assim, a taxa de emissão de CO2, que em 2003, era de 63,9 kg de CO2/t de
pelota produzida, caiu para 37,2 kg de CO2/t de pelota. Anualmente, a utilização de gás
natural está contribuindo para evitar a emissão de aproximadamente 1.545.000 toneladas de
CO2 para a atmosfera. De acordo com o 1° Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por
Veículos Automotores Rodoviários (MMA, 2011), a quantidade de CO2 que a utilização do
gás natural deixa de enviar para a atmosfera no processo de pelotização de minério de ferro é
equivalente a quantidade de CO2 produzida por 613.000 veículos leves.
A utilização de gás natural em fornos de pelotização também contribui para a
redução da emissão de compostos de enxofre para a atmosfera. Como já apresentado o gás
natural é praticamente isento de enxofre em sua composição, sendo uma pequena quantidade
inserida no combustível com o objetivo de odorizar o gás. Já o óleo combustível possui, em
média, 1 % de enxofre em sua composição. Esse enxofre presente no óleo passa a integrar os
gases de combustão, sendo convertido rapidamente para SO2, causando corrosão nos
equipamentos e contribuindo para a formação da chuva ácida. A utilização do gás natural
135
permite uma redução de aproximadamente 98 % nas emissões de compostos de enxofre para a
atmosfera (GARCIA, 2002).
7.6.2. ANÁLISE DE CUSTOS DE COMBUSTÍVEIS NA PELOTIZAÇÃO
Como já apresentado, o custo da energia é um fator fundamental para a produção de
pelotas de minério de ferro, sendo que a energia para fins térmicos, ou seja, a utilizada no
forno de pelotização para efetuar o tratamento térmico do material, é a mais representativa no
processo. O baixo custo da energia, especialmente nos países do oriente médio, tem levado
empresas mineradoras a ampliar as suas atividades nessas regiões. A Vale opera uma planta
de pelotização, de grande porte, em Omã. Assim, é fundamental conhecer os custos dos
combustíveis e o impacto que ele representa no custo final do produto. As fontes de energia
térmica consideradas neste trabalho continuarão sendo o gás natural e o óleo combustível 1A.
A unidade utilizada mundialmente para análise de custos de combustível é
denominada dólar por milhão de BTU (US$/MMBTU). Logo, deve-se realizar a conversão da
quantidade de energia demandada pelo forno, dada em kJ, para MMBTU. Um kJ equivale a
0,95 BTU. Assim, a Tabela 50 apresenta o valor de energia fornecida ao forno, por tonelada
de pelotas produzidas, pelos combustíveis considerados.
Tabela 50 – Conversão de unidades de energia
Unidade
kJ/t
MMBTU/t
Energia fornecida
Gás Natural Óleo Combustível
641.287
567.301
0,608
0,538
A Tabela 51 apresenta o consumo energético, em MMBTU, considerando as plantas
de pelotização da Vale localizadas em Minas Gerais, cuja capacidade de produção é de 4,5
milhões de t/ano para a Usina Vargem Grande e 3,6 milhões de t/ano para a Usina Mina de
Fábrica.
Tabela 51 – Consumo energético em MMBTU
Usina
Vargem Grande
Mina de Fábrica
Consumo energético (MMBTU)
Gás Natural Óleo Combustível
2.736.000
2.421.000
2.188.800
1.936.800
136
De acordo com o Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural
(MME, 2014a), o preço médio de venda praticado pelas companhias distribuidoras estaduais
de gás foi de US$ 15,5852 por MMBTU. Neste valor estão sendo considerados os custos do
gás natural de origem importada e de origem nacional. Logo, de posse desses dados é possível
calcular o custo do gás natural por tonelada de pelotas produzidas. A Tabela 52 apresenta o
custo do gás natural na produção de pelotas.
Tabela 52 – Custo do gás natural para produção de 1 t de pelotas
Consumo de energia
(MMBTU/t)
0,608
Preço do gás natural
(US$/MMBTU)
15,5852
Custo do combustível
(US$/t)
9,4758
De acordo com as informações apresentadas na Figura 64, publicadas por Carvalho et
al (2014), a cotação média da tonelada de pelotas de minério, prevista para o ano de 2014, é
de US$ 140,00 por tonelada. Assim, observa-se que o custo do gás natural representa
aproximadamente 7 % do preço final das pelotas de minério de ferro.
Figura 64 – Preços nominais do minério de ferro (US$/t)
Fonte: Carvalho et al, 2014
A análise do custo do combustível na composição do preço das pelotas de minério de
ferro também pode ser efetuada considerando a utilização do óleo combustível em
substituição ao gás natural. O preço do óleo combustível publicado no Relatório de Mercado
de Derivados de Petróleo (MME, 2014b) é de US$ 18,1436 por MMBTU. Este valor
137
representa o preço médio do óleo combustível 1A entregue no consumidor. A Tabela 53
apresenta o custo do óleo combustível por tonelada de pelota.
Tabela 53 – Custo do óleo combustível para produção de 1 t de pelotas
Consumo de energia
(MMBTU/t)
0,538
Preço do óleo
(US$/MMBTU)
18,1436
Custo do combustível
(US$/t)
9,7613
O custo do óleo apresentado na Tabela 53 leva em consideração apenas o custo de
aquisição do combustível, não estando incluídas as despesas com armazenagem, de energia
elétrica para bombeamento e com o aquecimento do óleo, necessário para manter a
viscosidade do óleo dentro da faixa de bombeamento.
A Figura 64 mostra que as previsões para os próximos anos são de queda nos preços
internacionais do minério de ferro e das pelotas. Assim, é imprescindível que as companhias
pelotizadoras reduzam os seus custos de modo a manter a competitividade. Os valores
apresentados nas Tabelas 52 e 53 mostram que o gás natural apresenta uma economia direta
de 3 % quando comparado com o óleo combustível, considerando apenas o custo com os
combustíveis. Como já apresentado o gás natural ainda apresenta ganhos de logística,
qualidade da produção e menores custos com manutenção e operação. Soma-se a estes fatores
a menor emissão de poluentes e pode-se afirmar que o gás natural é um combustível de alta
qualidade para a utilização em fornos de pelotização de minério de ferro.
De posse de todos os dados apresentados é possível estimar o custo com combustíveis
para as plantas de pelotização da Vale localizadas em Minas Gerais. A Tabela 54 apresenta os
custos considerando que o combustível utilizado é o gás natural, enquanto que a Tabela 55
apresenta os custos supondo utilização de óleo combustível.
Tabela 54 – Custo do gás natural nas plantas de pelotização da Vale em MG
Usinas
Vargem Grande
Mina de Fábrica
Total
Produção
(milhões de t/ano)
4,5
3,6
8,1
Custo do gás natural
(US$/t)
9,4758
9,4758
Custo do combustível
(US$/ano)
42.641.100,00
34.112.880,00
76.753.980,00
138
Tabela 55 – Custo do óleo combustível nas plantas de pelotização da Vale em MG
Usinas
Vargem Grande
Mina de Fábrica
Total
Produção
(milhões de t/ano)
4,5
3,6
8,1
Custo do óleo
combustível (US$/t)
9,7613
9,7613
Custo do combustível
(US$/ano)
43.925.850,00
35.140.680,00
79.066.530,00
Os dados apresentados nas Tabelas 54 e 55 mostram que a utilização do gás natural
pode representar uma economia anual superior a US$ 2.300.000,00, considerando apenas os
custos com os combustíveis.
139
8. CONCLUSÕES E SUGESTÕES
Nesta dissertação foi analisada a participação do gás natural no cenário mundial da
energia, avaliando a participação do combustível na matriz energética global e na matriz
energética brasileira. Os benefícios ambientais e econômicos da utilização do gás natural
foram discutidos, com a ênfase na utilização do gás no processo de pelotização de minério de
ferro.
Este capítulo final apresenta as principais conclusões obtidas neste trabalho. Serão
apresentadas, também, algumas sugestões para trabalhos futuros no mesmo tema.
8.1. CONCLUSÕES
A demanda por energia na sociedade moderna está em contínua expansão. Nesse
cenário, o gás natural tem ampliado a sua participação na matriz energética mundial. No
Brasil a utilização desse combustível também deverá crescer em um ritmo superior a média
mundial.
Todos os dados estatísticos apresentados mostram que a produção e a importação de
gás natural no Brasil cresceram substancialmente nos últimos anos, ampliando a oferta interna
deste combustível. As previsões para os próximos anos indicam que a participação do gás
natural na matriz energética brasileira poderá crescer. Porém, não tem havido investimentos
suficientes na ampliação da infraestrutura de gasodutos de transporte e distribuição que
permitam uma maior distribuição do gás natural no país. A malha de transporte de gás natural
brasileira possui 9.300 km de gasodutos, enquanto que a malha de distribuição apresenta cerca
de 24.700 km. Para um país de dimensões continentais esta quantidade de gasodutos é muito
pequena. Portanto, pode-se concluir, a partir dos dados apresentados, que a pequena malha de
gasodutos brasileira é um dos principais gargalos para o crescimento do consumo do gás
natural no Brasil.
Do ponto de vista operacional a utilização do gás natural apresenta uma série de
vantagens. Dentre as principais pode-se destacar: eliminação de estoques; processo de queima
facilitado, tendo em vista que o gás natural chega ao consumidor pronto para o uso,
140
dispensando processos de aquecimento e nebulização; menor custo de operação e manutenção
dos equipamentos, já que o gás natural é praticamente isento de enxofre, o que evita a
corrosão dos queimadores. Portanto, a utilização do gás natural pode reduzir os custos
logísticos e operacionais dos processos.
Ambientalmente, o gás natural também apresenta benefícios. A queima do gás
natural emite 45 % menos CO2 do que a combustão do óleo combustível. A emissão de
compostos de enxofre, que produzem a chuva ácida, é praticamente eliminada com a
substituição do óleo combustível ou carvão mineral pelo gás natural. A emissão de óxidos de
nitrogênio também pode ser reduzida com a utilização do gás natural, contribuindo para a
diminuição da formação de smog fotoquímico. Por fim, o gás natural também contribui para
reduzir as emissões de material particulado na atmosfera.
A substituição do óleo combustível por gás natural no processo de pelotização de
minério de ferro contribui para reduzir as emissões de CO2 na atmosfera. Como apresentado,
nos últimos 10 anos as emissões de CO2 caíram de 63,9 kg/t de pelota produzida para 37,2
kg/t. Essa redução das emissões de CO2, da ordem de 1.545.000 toneladas, equivale a retirada
de circulação de aproximadamente 613.000 veículos.
Economicamente, o gás natural também traz benefícios. A aplicação do gás natural
no processo de pelotização de minério de ferro reduz os custos diretos com combustíveis em 3
%. Nos casos das duas plantas de pelotização consideradas neste trabalho a economia é da
ordem de US$ 2.300.000,00. Neste valor, não estão incluídos os ganhos operacionais e
logísticos que o gás natural proporciona.
Portanto, de acordo com as informações apresentadas pode-se concluir que o gás
natural é um excelente combustível, seja para uso industrial ou para a produção de energia
elétrica. Porém, especialmente no caso brasileiro, é essencial que a infraestrutura de transporte
e distribuição do gás natural seja ampliada para que o combustível possa atingir o maior
número de clientes possíveis.
141
8.2. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
A utilização do gás natural como combustível no processo de pelotização de minério
de ferro já é praticada em diversas plantas no Brasil e no mundo. As características do
combustível permitem uma combustão limpa e eficiente tornando o gás natural um excelente
combustível para o forno do tipo grelha móvel. Nesta dissertação as informações relativas a
operação do forno foram retiradas de artigos técnicos e acadêmicos que descrevem o processo
de pelotização. Propõe-se, dessa forma, que sejam obtidos dados de um forno de pelotização
em operação comercial para realizar os cálculos de consumo de combustível e de emissão de
CO2. Propõe-se, também, que seja efetuada uma análise exergética do processo indicando
quais ações podem ser desenvolvidas para melhorar a eficiência.
142
9. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ABEGÁS – ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GÁS
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