análise da participação do gás natural na matriz energética e a

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




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





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


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.

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

Petróleo

Carvão

Gás

Hidráulica

Nuclear Renováveis

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

Característica Unidade Limite

Norte Nordeste Centro-Oeste, Sudeste e Sul

Poder calorífico superior kJ/ m³ 34.000 a 38.400 35.000 a 43.000 Índice de Wobbe kJ/m³ 40.500 a 45.000 46.500 a 53.500

Número de metano, mín. anotar 65 Metano, min. % mol. 68,0 85,0 Etano, máx. % mol. 12,0 12,0

Propano, máx. % mol. 3,0 6,0 Butanos e mais pesados, máx. % mol. 1,5 3,0

Oxigênio, máx. % mol. 0,8 0,5 Inertes (N2+CO2), máx. % mol. 18,0 8,0 6,0

CO2, máx. % mol. 3,0 Enxofre Total, máx. mg/m3 70

Gás Sulfídrico (H2S), máx. mg/m3 10 13 10 Ponto de orvalho de água a 1atm, máx. ºC -39 -39 -45

Ponto de orvalho de hidrocarbonetos a 4,5 MPa, máx. ºC 15 15 0

Mercúrio, máx. 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


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


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

Usina Potência (MW) Município Estado 1 Governador Leonel Brizola 1.058 Duque de Caxias RJ 2 Mário Lago 923 Macaé RJ 3 Norte Fluminense 826 Macaé RJ 4 Uruguaiana 640 Uruguaiana RS 5 Termopernambuco 533 Ipojuca PE 6 Cuiabá 529 Cuiabá MT 7 Araucária 484 Araucária PR 8 Fernando Gasparian 576 São Paulo SP 9 Luiz Carlos Prestes 386 Três Lagoas MS

10 Barbosa Lima Sobrinho 386 Seropédica RJ 11 Santa Cruz 350 Rio de Janeiro RJ 12 Camaçari 347 Dias D´Ávila BA 13 Fortaleza 347 Caucaia CE 14 Baixada Fluminense 344 Seropédica RJ 15 Jesus Soares Pereira 323 Alto do Rodrigues RN 16 Euzébio Rocha 249 Cubatão SP 17 Aureliano Chaves 226 Ibirité MG 18 Termoceará 220 Caucaia CE 19 William Arjona 206 Campo Grande MS 20 Luiz O. R. Melo 204 Linhares ES 21 Celso Furtado 186 São Francisco do Conde BA 22 Sepé Tiaraju 170 Canoas RS 23 Camaçari Muricy 152 Camaçari BA 24 Rômulo Almeida Unidade I 138 Camaçari BA 25 Juiz de Fora 87 Juiz de Fora MG

Fonte: ONS, 2014

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


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


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


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 Relação Reserva/Produção (R/P – anos)

Petróleo 53,3 Gás Natural 55,1

Carvão Mineral 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

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

Carvão Renováveis Hidroeletricidade Energia Nuclear Gás Natural Petróleo

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

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

Histórico Projeções

Líquidos (Incluindo biocombustíveis)

Carvão

Gás Natural

Renováveis (excluindo biocombustíveis)

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.

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

6%4%

31%

43%

8%

8%

América do NorteAmérica Central e do SulEuropa e EurásiaOriente MédioÁfricaÁsia Pacifíco

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 Produção (mtep)

Produção (bilhões de m³)

Percentual da produção mundial (%)

1 Estados Unidos 627,2 687,6 20,6 2 Rússia 544,3 604,8 17,9 3 Irã 149,9 166,6 4,9 4 Qatar 142,7 158,5 4,7 5 Canadá 139,3 154,8 4,6 6 China 105,3 117,1 3,5 7 Noruega 97,9 108,7 3,2 8 Arábia Saudita 92,7 103,0 3,0 9 Argélia 70,7 78,6 2,3

10 Indonésia 63,4 70,4 2,1 29 Brasil 19,2 21,3 0,6 30 Bolívia 18,8 20,8 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)

Importações Exportações Gasodutos GNL Gasodutos GNL

EUA 78,9 2,7 44,4 0,1 Canadá 25,8 1,1 78,9 --- México 18,6 7,8 --- ---

Trinidad & Tobago --- --- --- 19,8 Brasil 10,8 5,1 --- --- França 30,5 8,7 --- ---

Alemanha 95,8 --- --- --- Itália 51,6 5,5 --- ---

Países Baixos 21,5 --- 53,2 --- Noruega --- --- 102,4 3,8 Espanha 15,3 14,9 --- --- Turquia 38,2 6,1 --- ---

Reino Unido 41,9 9,3 8,9 --- Rússia 27,8 --- 211,3 14,2

Ucrânia 26,9 --- --- --- Qatar --- --- 19,9 105,6

Argélia --- --- 28,0 14,9 China 27,4 24,5 --- --- Japão --- 119,0 --- ---

Indonésia --- --- 8,9 22,4 Coréia do Sul --- 54,2 --- ---

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.

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

Gasodutos

GNL

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 2014 Importação 22,92 34,55 28,5 36,04 46,47 53,63 Bolívia 22,2 26,91 26,86 27,54 31,75 32,89 Argentina 0 0 0 0 0,16 0,37 GNL 0,72 7,64 1,64 8,5 14,56 20,37 Consumo em transporte na importação 0,58 0,89 0,93 0,93 1,17 1,25 Oferta de gás importado ao mercado 22,35 33,66 27,57 35,11 45,31 52,38

Fonte: MME, 2014a

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.

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

Legenda: Gasodutos interestaduais

Gasodutos estaduais

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.

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

Gasodutos Oleodutos Dutos de produtos refinados

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 apresenta-

se 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.

Tabela 11 – Número de consumidores de gás natural

Países Extensão da rede de distribuição (km)

Número de consumidores (mil)

1 Estados Unidos 2.000.000 65.085 2 Reino Unido 285.600 23.211 3 Itália 282.783 22.391 4 Japão 144.150 20.189 5 Alemanha 475.000 19.477 6 França 230.327 11.381 7 Turquia 24.000 8.902 8 Espanha 76.403 7.297 9 Países Baixos 138.100 7.275

10 Polônia 127.871 6.666 11 Hungria 88.408 3.529 12 Romênia 53.666 3.122 13 Bélgica 72.772 3.095 14 República Tcheca 77.092 2.869 15 Brasil 22.000 2.317 16 Eslováquia 35.215 1.494 17 Áustria 42.756 1.349 18 Portugal 17.333 1.251 19 Irlanda 13.225 647 20 Lituânia 10.000 554 21 Letônia 6.071 443 22 Suíça 18.352 430 23 Dinamarca 20.400 391 24 Grécia 6.827 272 25 Eslovênia 4.854 150 26 Luxemburgo 2.985 85 27 Bulgária 6.520 62 28 Estônia 2.860 52 29 Suécia 3.220 40 30 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)

CO+ 12

O2→CO2 (11)

59

H2+ 12

O2→H2O (12)

S+O2→SO2 (13)

N2+O2→2NO (14)

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.

CxHyOzSw+ 4x+y-2z+4w4

O2 → xCO2+ y2

H2O+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 C12

+ H4

- O32

+ S32

=m3de 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.

CxHyOzSw+ 4x+y-2z+4w4

O2+3,76 4x+y-2z+4w4

O2 → xCO2+ y2

H2O+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→CH3OH→H2O+ HCHO→CO+ H2O→ CO2+ H2O (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 (19)

OHradical hidroxila

+CH4→ H2O+ CH3radical metila

(20)

CH3+O2 ⇔ HCHO+OH (21)

OH+HCHO ⇔ H2O+CHO (22)

2CHO+ 32

O2 ⇔ 2CO2+H2O (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 Tipo Exemplos

Sólidos

Naturais

Madeira Lenha Serragem Cavacos

Turfa Linhito Antracito Hulha

Artificiais

Carvão Vegetal Coque de Carvão Coque de Petróleo Briquetes

Líquidos

Naturais Petróleo Óleos de Xisto

Artificiais Derivados de Petróleo Alcatrão Etanol

Gasosos

Naturais Gás Natural Metano

Artificiais

Hidrogênio Butano e Propano GLP Gás de Iluminação Gás de Coqueria Gás de Nafta Gás de Gasogênio Gás de Alto Forno

Coloidais Mistura de combustíveis sólidos e líquidos Resíduos 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

Base seca Base úmida Volume Massa Volume Massa

Oxigênio (%) 20,9 23,2 20,6 23,0 Nitrogênio (%) 79,1 76,8 77,9 76,1 Mol (kg/kg mol) 28,8 28,7 Massa Específica (kg/Nm³) 1,287 1,279


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):

AC=AC McMar

(24)

CA=CA MarMc

(25)

∅= ACestAC

= ACestAC

= CACAest

= CACAest

(26)

Onde: AC é definida como a razão entre a massa do ar fornecido e a massa do combustível;

퐴퐶 razão ar-combustível, em base molar;

CA é a razão combustível-ar, ou a recíproca da razão ar-combustível;

퐶퐴 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 Composição v/v (%) Metano – CH4 89,0 Etano – C2H6 6,0 Propano – C3H8 1,8 C4+ 1,0 CO2 1,5 N2 0,7

Fonte: Gasmig, 2013

66

n= pVRT

= 101325 . 1,08314 . 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 Composição v/v n ((kmol/s)/(m³ GN)) Metano – CH4 0,89 0,037019 Etano – C2H6 0,06 0,002496 Propano – C3H8 0,018 0,000749 C4+ 0,01 0,000416 CO2 0,015 0,000624 N2 0,007 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)

Balanço C Balanço H2 Balanço O2 Balanço N2 Metano – CH4 0,037019 x 1 0,037019 x 2 Etano – C2H6 0,002496 x 2 0,002496 x 3 Propano – C3H8 0,000749 x 3 0,000749 x 4 C4H10 0,000416 x 4 0,000416 x 5 CO2 0,045921 N2 0,089221 x 3,76 H2O 0,086600 / 2 Total 0,045921 0,086600 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 +

(28) 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)

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 +

(29) 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

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

=11,23 mols de armol 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= 1,1.[(0,089221 . 32)+(0,335470 . 28)](0,037019 . 16)+(0,002496 . 30)+(0,000749 . 44)+(0,000416 . 58)+(0,000642 . 44)+(0,000291 . 28)

AC=17,73 kg arkg 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) Peso Molar do CO2

(kg/kmol) Formação de CO2

(kg/m³ de gás natural) 0,046545 44 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.

Tabela 18 – Resultados de combustão para alguns combustíveis gasosos

Combustível Composição Relação ar-combustível (m³ ar/m³ comb.)

Relação ar-combustível (kg ar/kg comb.)

Formação de CO2 (kg/m³ comb.)

Metano 100% CH4 10,472 18,876 1,830 Propano 100% C3H8 26,180 17,16 5,491

GLP 50% C3H8 50% C4H10

30,107 17,025 6,406

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 Composição (%) Fórmula química Peso Molar (g/mol) Carbono 77,16 C 12

Hidrogênio 4,95 H2 2 Nitrogênio 1,35 N2 28

Enxofre 2,09 S 32 Cinzas 5,37 --- ---

Umidade 1,69 H2O 18 Oxigênio 7,39 O2 32

Fonte: Carvalho Jr. e Mcquay (2007)

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 C + 4,95

2 H2 + 1,35

28 N2 + 77,16

12 CO2 + 4,95

2 H2O +

(32)

5,37 g cinzas + 1,6918

H2O + 7,3932

O2 + 1,3528

N2 + 2,0932

SO2 +

77,1612

+ 4,954

+ 2,0932

- 7,3932

α O2 + 1,6918

H2O + 5,37 g cinzas +

3,76 77,1612

+ 4,954

+ 2,0932

- 7,3932

α N2 77,1612

+ 4,954

+ 2,0932

- 7,3932

α-1 O2 +

+ 3,76 77,1612

+ 4,954

+ 2,0932

- 7,3932

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 +

(33)

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

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 ar100 g de combustível

=10,30α g de arg 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 Principais fontes antrópicas Estimativa de contribuição CO2 Combustão de combustível fóssil, queima de

biomassa 55 %

CH4 Campos de arroz, gado, produção de petróleo 15 % N2O Fertilizantes, queima de biomassa, produção de

ácido nítrico e adípico 6 %

CFC-12 Gás para refrigeração 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



Enxofre 1,12 S 32 Cinzas 0,05 --- ---

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 +

(35) 0,000218 N2 + 0,00035 S + 0,00035 SO2 + 0,371172 N2 +

(0,098658 O2 + 0,370954 N2) + 0,05 Cinzas

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=mCO2gerada

PCIcombustível= 3,239 kg/kg

40.813 kJkg=79,36 mg de CO2

kJ (36)

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



Enxofre 1,20 S 32 Oxigênio 7,96 O2 32 Umidade 10,57 H2O 18 Cinzas 46,69 --- ---

Fonte: USGS, 2006

0,025825 C + 0,01105 H2 + 0,025825 CO2 + 0,01105 H2O +

(37) 0,000136 N2 + 0,000375 S + 0,000375 SO2 + 0,110067 N2 + 0,005872 H2O + 0,002488 O2 + 0,4669 Cinzas + (0,029237 O2 + 0,109931 N2) + 0,4669 Cinzas

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=mCO2gerada

PCIcombustível= 1,1363 kg/kg

12.000 kJ/kg=94,69 mg de CO2

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 Composição v/v n ((kmol/s)/(m³ GN)) Metano – CH4 0,89 0,037019 Etano – C2H6 0,06 0,002496 Propano – C3H8 0,018 0,000749 C4+ 0,01 0,000416 CO2 0,015 0,000624 N2 0,007 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 +

(39) 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)

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=mCO2gerada

PCIcombustível= 2,048 kg/m³

37.946 kJ/m³=53,97 mg de CO2

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 Fator de emissão (mg de CO2/kJ) Gás Natural 53,97

Óleo Combustível 79,36 Carvão Mineral 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 Potência Térmica (kJ/h)

Fator de emissão (mg/kJ)

Emissão total de CO2 (kg/h)

Gás Natural 13.440.000 53,97 725,4 Óleo Combustível 13.440.000 79,36 1.066,6

Carvão Mineral 13.440.000 94,62 1.272,7

Tabela 26 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL

Combustível Potência Térmica (kJ/h)

Consumo de combustível

Emissão cinzas (kg/h)

Gás Natural 13.440.000 341,50 m³/h 0 Óleo Combustível 13.440.000 316,89 kg/h 15,8 Carvão Mineral 13.440.000 1.120 kg/h 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 + O2 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= 0,0080440.813

=0,19 mg de NOXkJ

(44)

80

Tabela 27 – Fatores de emissão de NOx para diferentes combustíveis fósseis Combustível e tecnologia de combustão Unidades NOx

Óleo combustível nº 5 (queima convencional, frontal em central termelétrica – CTE) kg/m³ 8,04

Óleo combustível nº 5 (queima tangencial em central termelétrica – CTE) kg/m³ 5,04

Diesel (caldeiras industriais) kg/m³ 2,4

Gás Natural (caldeiras de grande capacidade, com queima frontal) kg/10³m³ 4,480

Gás Natural (caldeiras de grande capacidade, com queima tangencial) kg/10³m³ 2,720

Carvão betuminoso (caldeiras de grande capacidade com queima frontal) kg/t 6

Carvão betuminoso (caldeiras de grande capacidade com queima tangencial) kg/t 5

Carvão betuminoso (caldeiras spreader stocker) kg/t 5,5

Resíduos de madeira (caldeiras spreader stocker) kg/t 0,75

Resíduos de madeira (caldeiras de leito fluidizado) kg/t 1,0

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= 0,0044837.946

=0,11 mg de NOXkJ

(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 Características do movimento < 0,1 µm Movimento aleatório, similar ao de moléculas de gás 0,1 – 20 µm Partículas seguem o movimento do gás no qual se encontram > 20 µm 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 Nova política 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)

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 (51)

Onde: TMt = Tarifa de transporte no ano t.

TCt-1 = Tarifa de capacidade no ano t-1;

TMt = Tarifa de movimentação no ano t.

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 “pedra-

imã” (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 Fórmula química Teor de ferro (%) Magnetita Fe3O4 72,4 Hematita Fe2O3 69,9 Goethita Fe2O3

.H2O 62,9 Limonita 2Fe2O3

.3H2O 59,8 Ilmenita FeTiO3 36,8 Siderita FeCO3 48,2 Pirita FeS2 46,5

Pirrotita Fe(1-X)S 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 Dimensões (mm) Minérios granulados (lump ore) 12,5 a 200 Minérios para sinterização (sinter feed) 0,15 a 12,5 Minérios para pelotização (pellet feed) 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 Pelotização

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.);

Aproveitamento dos finos de mineração abaixo de 0,5 mm;

Pouca resistência mecânica e fácil degradação durante o transporte;

Elevada resistência e baixa degradação no transporte;

Tamanho do sínter: 5 a 100 mm, em pedaços irregulares;

Tamanho da pelota: 10 a 18 mm, de formato esférico;

20 a 25 % de finos de retorno; 5 a 10 % de finos de retorno; Depressão: 750 a 1.300 mm H2O; Depressão: 200 mm H2O;

Queima do Combustível em contato com o minério;

Aquecimento pelos gases quentes produzidos fora do leito de pelotização;

Pode haver formação de faialita (2FeO.SiO2) com hematitas compactas.

Quase isenta de faialita.


Figura 45 – Fluxograma do processo de sinterização


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


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


Figura 50 – Espessador e tanques de homogeneização da Vale


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 altos-

fornos 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.

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;

Ar para secagem

Ar para secagem

Ar para secagem

Pelotas cruas

Forno rotativo

Grelhas móveis

Zona de pré-aquecimento Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4

Resfriador

Pelotas Exaustão

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


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


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


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 Fórmula química

Composição em massa (%)

Composição para 1ton de material (kg)

Hematita Fe2O3 80 800 Magnetita Fe3O4 8,3 83

Água H2O 8,5 85 Carbonato de Cálcio CaCO3 0,5 5

Outros 2,7 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 + D kJ

kmol (54)

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 Limite de validade (K) A B C D CaCO3 298 – 1.200 24,98 2,62 6,20 -9.760,00

Fe2O3 298 – 950

950 – 1.050 1.050 – 1.800

23,49 36,00 31,71

9,30 0,00 0,88

3,55 0,00 0,00

-9.021,00 11.980,00 -8.446,00

Fe3O4 298 – 900

900 – 1.800 21,88 48,00

24,10 0,00

0,00 0,00

-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 + 6,20 . 105

1073,15-9760 = 86.408,8 kJ

kmol (55)

H623,15-H298,15=4,186 . 24,98 . 623,15+2,62 . 10-3 . + 6,20 . 105

623,15-9760 =32.728,7 kJ

kmol (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 kJkmol

(57)

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 kJkg

(58)

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 + 6,20 . 105

1623,15-4051 = 68.692,1 kJ

kmol (59)

H1073,15-H298,15=4,186 . 11,67 . 1073,15+2,62 . 10-3 . + 6,20 . 105

1073,15-4051 =38.678,2 kJ

kmol (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 ,15-H1073,15=68.692,1-38.678,2=30.013,9 kJkmol

(61)

117

Como o peso molecular do CaO é de 56 kg/kmol. Logo, a Equação (62) apresenta a


∆H=535,9 kJkg

(62)

A Tabela 36 apresenta o calor necessário para que a calcinação do CaCO3 ocorra.

Tabela 36 – Calor de calcinação do CaCO3

Etapa Entalpia (kJ/kg) Massa (kg) Entalpia (kJ) Aquecimento CaCO3 536,8 5,0 2.684,0

Entalpia de formação CaO 1.766,0 5,0 8.830,0 Aquecimento CaO 535,9 2,8 1.500,6

Total --- --- 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 kJkmol

(63)

H623,15-H298,15=4,186 . 21,88 . 623,15+24,10 . 10-3 . 623,152-8666 =59.972,5 kJkmol (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 ,15=210.015,3-59.972,5=150.042,8 kJkmol

(65)

118

O peso molecular do Fe3O4 é de 232 kg/kmol. Logo, a Equação (66) apresenta a


∆H=646,7 kJkg

(66)

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 , =4,186 . 31,71 . 1623,15+0,88 . 10-3 . 1623,152-8446 = 189.803,9 kJkmol

(67)

H , -H , =4,186 . 31,71 . 1173,15+0,88 . 10-3 . 1173,152-8446 =125.436,4 kJkmol (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).

∆H=H ,15-H1173,15=189.803,9-125.436,4=64.367,5 kJkmol

(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 kJkg

(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 Entalpia (kJ/kg) Massa (kg) Entalpia (kJ) Aquecimento Fe3O4 646,7 83 53.679,1

Entalpia de formação Fe2O3 - 513,0 83 - 42.579,0 Aquecimento Fe2O3 402,2 85,86 34.541,1

Total --- --- 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 -H298,15=4,186 . 23,49 . 950+9,30 . 10-3 . 9502+ 3,55 . 105 -9021 =92.349,1 kJ

kmol (71)

H623,15-H298,15=4,186 . 23,49 . 950+9,30 . 10-3 . 9502+ 3,55 . 105 -9021 =41.013,6 kJ

kmol (72)

∆H=H -H , =92.349,1-41.013,6=51.335,5 kJkmol

(73)

2ª equação: 950 – 1.050 K:

H -H298,15=4,186 . 36,00 . 1050-11980 =108.082,5 kJkmol

(74)

H -H298,15=4,186 . 36,00 . 950-11980 =92.349,1 kJkmol (75)

∆H=H -H =108.082,5-92.349,1=15.733,4 kJkmol

(76)

3ª equação: 1.050 – 1.623,15 K:

120

H1623,15-H298,15=4,186 . 31,71 . 1623,15+0,88 . 10-3 . 1623,152-8446 =189.803,9 kJkmol

(77)

H1050-H298,15=4,186 . 31,71 . 1050+0,88 . 10-3 . 10502-8446 =108.082,5 kJkmol (78)

∆H=H1623,15-H1050=189.803,9-108.082,5=81.721,4 kJkmol

(79)

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 ,15=51.335,5+15.733,4+81.721,4=148.790,3 kJkmol

(80)

O peso molecular do Fe2O3 é de 160 kg/kmol. Logo, a Equação (81) apresenta a


∆H=929,9 kJkg

(81)

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 Entalpia (kJ/kg) Massa (kg) Entalpia (kJ) Aquecimento Fe2O3 929,9 800 743.951,3

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 Entalpia (kJ/t de pelota crua) Calcinação 13.014,6

Oxidação da magnetita 45.641,2 Aquecimento da hematita 743.951,3

Total 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 (87)

Onde: P = 101.325 Pa;

V = 1 m³

122

R = 8.314 J/kmol*K

T = 298 K

Substituindo os valores na Equação (87), obtêm-se:

n= 101.325 . 18.314 . 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 Entalpia (kJ/kmol) 25 °C (298 K) 900 °C (1.270 K)

Oxigênio (O2) 8.682 39.147,5 Nitrogênio (N2) 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 (92)

Substituindo o valor da Equação (92) na Equação (86), tem-se:

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 Calor fornecido (kJ) Calor fornecido (%) Combustível 579.031,0 72,14

Ar quente 223.576,1 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

Massa que entra (kg) Massa que sai (kg) Pelotas cruas 1.000 ---

Água --- 85 Calcinação --- 2,8 Oxidação 2,8 --- Poeiras --- 15 Total --- 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 . Tρ

(96)

Onde: p = 101.325 Pa;

m = 1 kg

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 . 1,28.314 . 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 Consumo de gás natural (m³/t)

Produção de pelotas (milhões de t/ano)

Consumo total de gás natural (milhões m³/ano)

Vargem Grande 16,9 4,5 76,05 Mina de Fábrica 16,9 3,6 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 Consumo de óleo combustível (kg/t)

Produção de pelotas (milhões de t/ano)

Consumo total de óleo combustível (mil kg/ano)

Vargem Grande 13,9 4,5 62.550 Mina de Fábrica 13,9 3,6 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 Quantidade PCI Calor fornecido ao forno (kJ/t) Gás Natural 16,9 m³/t 37.946 kJ/m³ 641.287 Óleo Combustível A1 13,9 kg/t 40.813 kJ/kg 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 Emissões de CO2 considerando gás natural (t/ano)

Emissões de CO2 considerando óleo combustível (t/ano)

Vargem Grande 155.746 202.594 Mina de Fábrica 124.597 162.075

Total 280.343 364.669

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

Produção de pelotas (mil t/ano)

Consumo de gás natural (mil tep/ano)

Consumo de óleo combustível (mil tep/ano)

Relação gás/total (%)

2003 45.273 191 742 21,72 2004 51.222 229 529 31,81 2005 52.057 270 572 33,72 2006 50.512 260 650 30,12 2007 54.039 233 763 24,76 2008 55.272 426 502 47,77 2009 35.060 170 351 34,29 2010 60.781 628 371 64,59 2011 65.380 695 200 78,92 2012 57.890 673 191 79,15

Fonte: EPE, 2013

C=Ctep .4,186.1010 1.000.PCI

(112)

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 . 4,186 . 1010

1.000 . 37.946=742.417.646 m³/ano (113)

C2012(óleo)=191.000 . 4,186 . 1010

1.000 . 40.813=195.899.836 kg/ano (114)

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

Produção de

pelotas (mil t/ano) Consumo de gás natural (m³/ano)

Consumo de gás natural (m³/dia)

Consumo de óleo combustível (kg/ano)

Consumo de óleo combustível (kg/dia)

2003 45.273 210.700.996 577.263 761.034.964 2.085.027 2004 51.222 252.620.566 692.111 542.570.750 1.486.495 2005 52.057 297.849.576 816.026 586.673.854 1.607.326 2006 50.512 286.818.110 785.803 666.674.834 1.826.506 2007 54.039 257.033.152 704.200 782.573.690 2.144.038 2008 55.272 469.940.442 1.287.508 514.878.103 1.410.625 2009 35.060 187.534.918 513.794 360.004.410 986.313 2010 60.781 692.776.050 1.898.017 380.517.482 1.042.514 2011 65.380 766.686.871 2.100.512 205.130.718 562.002 2012 57.890 742.417.646 2.034.021 195.899.836 536.712

Fonte: EPE, 2013

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

Produção anual de pelotas (mil t) Emissão total de CO2 (t/ano) 2003 45.273 2.896.435 2004 51.222 2.274.696 2005 52.057 2.510.169 2006 50.512 2.746.694 2007 54.039 3.061.083 2008 55.272 2.630.061 2009 35.060 1.550.087 2010 60.781 2.651.233 2011 65.380 2.234.535 2012 57.890 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 Energia fornecida Gás Natural Óleo Combustível

kJ/t 641.287 567.301 MMBTU/t 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 Consumo energético (MMBTU) Gás Natural Óleo Combustível

Vargem Grande 2.736.000 2.421.000 Mina de Fábrica 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)

Preço do gás natural (US$/MMBTU)

Custo do combustível (US$/t)

0,608 15,5852 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)


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)

Preço do óleo (US$/MMBTU)

Custo do combustível (US$/t)

0,538 18,1436 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 Produção (milhões de t/ano)

Custo do gás natural (US$/t)

Custo do combustível (US$/ano)

Vargem Grande 4,5 9,4758 42.641.100,00 Mina de Fábrica 3,6 9,4758 34.112.880,00

Total 8,1 76.753.980,00

138

Tabela 55 – Custo do óleo combustível nas plantas de pelotização da Vale em MG Usinas Produção

(milhões de t/ano) Custo do óleo

combustível (US$/t) Custo do combustível

(US$/ano) Vargem Grande 4,5 9,7613 43.925.850,00 Mina de Fábrica 3,6 9,7613 35.140.680,00

Total 8,1 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

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análise da participação do gás natural na matriz energética e a