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Análise Energética, Ambiental e Económica de Medidas
para Diminuição de Emissões em Navios de Carga
Andreia Filipa Gamboa Soares
Dissertação para obtenção do Grau Mestre em
Engenharia Mecânica
Orientadores: Prof. Gonçalo Nuno Antunes Gonçalves
Eng.º João Ricardo Centeno da Costa
Júri
Presidente: Prof. Mário Manuel Gonçalves da Costa
Orientador: Prof. Gonçalo Nuno Antunes Gonçalves
Vogal: Eng.º Gonçalo Nuno de Oliveira Duarte
Novembro de 2014
ii
Agradecimentos
Este trabalho foi desenvolvido durante o estágio do programa Galp 20-20-20, por esse motivo, felicito
a Galp Energia pela iniciativa do programa de estágios, e simultaneamente, congratulo o Instituto
Superior Técnico por incentivar programas como este, que permitem um contacto mais estreito entre
as empresas e os estudantes.
Agradeço pela oportunidade de estágio, à administração do Grupo ETE, Dra. Filipa Pacheco de
Carvalho e Dr. José Correia Sá, e ao Dr. Gonçalo Delgado, diretor da S&C - Gestão de Navios e
Tripulações Lda., empresa do Grupo ETE onde decorreu efetivamente o estágio.
Um especial agradecimento à equipa da S&C pelo bom acolhimento na empresa, em particular ao
Eng.º Ricardo Centeno, diretor geral da S&C, que orientou o estágio e a dissertação, aos
superintendentes Eng.º Frederico Gomes, Eng.ª Isabel Borbinha e Eng.º Jorge Bernardo, e ao
responsável de compras da S&C, Eng.º Alfredo André, pela disponibilidade demonstrada e pela
prontidão no esclarecimento das minhas dúvidas.
Agradeço ao Professor Gonçalo Gonçalves por ter aceite realizar este projeto comigo.
Não posso deixar de agradecer às pessoas que sempre me apoiaram no meu percurso académico.
Um grande obrigada à minha família pela paciência demonstrados nos períodos mais exigentes, e um
enorme agradecimento ao meu namorado pela orientação e esprito critico sobre o meu trabalho que
me permitiu alcançar objetivos mais ambiciosos.
Dedico este trabalho ao meu avô que sempre se orgulhou do meu projeto académico mas que
infelizmente não assistirá à conclusão do mesmo.
iii
Resumo
A International Maritime Organization (IMO) é a entidade internacional responsável pela segurança e
desempenho ambiental dos navios. Desde 1997, a IMO tem vindo a regulamentar as emissões de
SOx, NOx e CO2.
Os navios têm principalmente três alternativas para cumprir a regulamentação da IMO referente às
zonas ECA: manter o sistema a bordo alterando apenas o combustível para gasóleo; instalar
equipamentos de retenção de poluentes no escape, ou converter todo o sistema de propulsão da
embarcação para gás natural.
No presente trabalho é inicialmente exposto o modo de funcionamento do scrubber, do SCR e do
sistema de propulsão a gás natural. São apresentados exemplos concretos destes sistemas
implementados em navios e, no caso do gás natural, é referido o estado da arte das infraestruturas
portuárias existentes a nível mundial bem como a legislação em vigor para a implementação de gás
em navio comerciais.
O projeto foi desenvolvido de forma a avaliar os impactos energéticos, ambientais e económicos da
utilização de gás natural como combustível em comparação com o gasóleo e com a implementação
de scrubber em conjunto com o SCR.
Em termos de consumos energético os diferentes cenários não apresentam desvios significativos.
Presentemente, o único motivo para se alterar a tecnologia e sistemas do navio para algum destes
cenários seria por razões ambientais e não económicas. Os valores de investimento em causa são
demasiados elevados para a poupança conseguida com a troca de combustível de fuelóleo para gás.
O gás natural é um projeto economicamente vantajoso apenas em caso de obrigatoriedade de
diminuição de emissões.
Palavras-chave: navio de carga; diminuir emissões; GNL; gasóleo, scrubber e SCR.
iv
Abstract
International Maritime Organization (IMO) is the United Nations agency with responsibility for the
safety and security of shipping and the prevention of marine pollution by vessels. Since 1997 that IMO
has regulatory SOx, NOx and CO2 emissions.
Nowadays, ship-owners have three different technological options to comply with the IMO regulation
about SOx and NOx emissions in ECA regions: keep the same systems on board and change the fuel
to gas oil; install equipment like exhaust gas cleaning; or convert the propulsion system to natural gas.
In this report is explained how the systems like scrubber, SCR and gas propulsion work. Then some
real examples of installations of this equipment are presented, bunkering infrastructures of gas fuel
are explored and current legislations to gas vessels are analyzed.
This project also includes an evaluation of the energy, environmental and economic impacts of using
natural gas as fuel compared with the use of gas oil or with an installation of combined scrubber and
SCR.
Deviations of energy consumption are minimal between the different scenarios. In current conditions,
the conversion of the technology and systems installed on board the vessel to any scenarios
mentioned above is economically disadvantageous. Only environmental reasons can presently justify
these changes. The investment values are too high for the return achieved by exchanging fuel from
fuel oil to natural gas. Natural gas as a fuel is only advantageous if the emissions reduction become
mandatory.
Keywords: cargo vessel; reduce emissions; LNG, gas oil, scrubber and SCR.
v
Índice
1 Introdução ............................................................................................................ 1
1.1 Restrições Ambientais .........................................................................................................1
1.2 Combustíveis .......................................................................................................................4
1.3 Propostas de Soluções ........................................................................................................6
1.3.1 Combustíveis com Baixo Teor de Enxofre ....................................................................6
1.3.2 Scrubber e SCR ...........................................................................................................6
1.3.3 Gás Natural Liquefeito .................................................................................................6
2 Objetivo ................................................................................................................ 8
3 Estado da Arte ..................................................................................................... 9
3.1 Scrubber e SCR ..................................................................................................................9
3.1.1 Sistemas Implementados ........................................................................................... 11
3.2 Gás Natural Liquefeito ....................................................................................................... 16
3.2.1 Legislação ................................................................................................................. 16
3.2.2 Sistema de Propulsão ................................................................................................ 17
3.2.3 Sistemas Implementados ........................................................................................... 24
3.2.4 Infraestruturas Portuárias ........................................................................................... 26
4 Caso de Estudo ................................................................................................. 30
4.1 Requisitos Operacionais .................................................................................................... 30
4.1.1 Scrubber e SCR ......................................................................................................... 31
4.1.2 Gás Natural Liquefeito ............................................................................................... 32
Máquina Principal ................................................................................................................... 34
Reservatórios de GNL ............................................................................................................ 35
4.2 Estudos Requeridos à Wärtsilä .......................................................................................... 38
4.3 Cenários Operacionais ...................................................................................................... 40
5 Impactos ............................................................................................................ 41
5.1 Energéticos ....................................................................................................................... 41
Dados ....................................................................................................................................... 41
5.1.1 Consumo ................................................................................................................... 42
5.1.2 Reservatórios de GNL ................................................................................................ 45
5.1.2.1 Tanques Fixos ....................................................................................................... 45
5.1.2.2 Contentores ISO de GNL ....................................................................................... 55
5.2 Ambientais......................................................................................................................... 57
5.2.1 Emissões Anuais ....................................................................................................... 58
5.2.2 Legislação ................................................................................................................. 62
5.3 Económicos ....................................................................................................................... 63
6 Conclusão .......................................................................................................... 72
7 Referências ........................................................................................................ 74
8 Anexos ............................................................................................................... 78
vi
Lista de Figuras
Figura 1.1 - Atuais e Futuras Zonas ECA [1]. .........................................................................1
Figura 1.2 - Evolução temporal dos limites de emissões de SOx [2]. ......................................2
Figura 1.3 - Evolução temporal dos limites de emissões de NOx. ..........................................3
Figura 1.4 - Emissão de CO2 por carga transportada e quilómetro percorrido para diferentes
meios de transporte [4]. ..........................................................................................................4
Figura 1.5 - Destilação fracionada do petróleo bruto [5]. ........................................................5
Figura 1.6 – Flutuações no preço do MGO, HFO e GNL nos últimos anos [6]. .......................7
Figura 3.1 - Scrubber húmido circuito aberto [7]. ....................................................................9
Figura 3.2 - Scrubber húmido circuito fechado [7]. ...............................................................10
Figura 3.3 - Sistema SCR [8]. ...............................................................................................11
Figura 3.4 - Local da montagem do scrubber no Containership VII [10]................................12
Figura 3.5 - Containership VII antes da instalação [11]. ........................................................12
Figura 3.6 - Containership VII depois da instalação [12]. ......................................................12
Figura 3.7 - Scrubber seco do navio Timbus [13]. ................................................................13
Figura 3.8 – Total de navios com SCR em cada ano [15]. ....................................................13
Figura 3.9 – Distribuição de SCR pelos diferentes tipos de embarcações[15]. .....................14
Figura 3.10 - Esquema dos SCR instalados no MSV Fennica e no MSV Nordica [16]. .........15
Figura 3.11 – MSV Fennica após instalação de SCR[17]. ....................................................15
Figura 3.12 - Diferentes Tipos de Abastecimento [20]. .........................................................18
Figura 3.13 - Contentores ISO de GNL [21]. .........................................................................19
Figura 3.14 - Esquema do circuito de abastecimento dos tanques [20]. ...............................20
Figura 3.15 - Sistema de gás com compressor [22]. .............................................................21
Figura 3.16 - Sistema de gás com vácuo e cold box [22]. .....................................................22
Figura 3.17 - Sistema de gás de alta pressão para motores a 2 tempos [22]. ......................22
Figura 3.18 – Tipos de motores a operar a gás natural. .......................................................23
Figura 3.19 - Motor a gás na fase de compressão[23]. .........................................................24
Figura 3.20 - Motor dual-fuel na fase de admissão[24]. ........................................................24
Figura 3.21 – Infraestruturas Mundiais [25]. .........................................................................26
vii
Figura 3.22 – Abastecimento camião cisterna-navio no porto de Zeebrugge [26]. ................27
Figura 4.1 – Distância das Carreiras. ...................................................................................30
Figura 4.2 – Sequência dos equipamentos [7]. .....................................................................31
Figura 4.3 - Incêndio em caso de derramamento [20]. ..........................................................33
Figura 4.4 - Localização possível dos tanques GNL. ............................................................36
Figura 4.5 – Localização dos Tanques [29]. .........................................................................37
Figura 4.6 – Tanques da Wärtsilä – LNGPac [30]. ................................................................38
Figura 4.7 – Proposta da Wärtsilä para Scrubber [31]. .........................................................39
Figura 4.8 – Regiões que distam 200 mn da costa Portuguesa. ...........................................40
Figura 5.1 - Energia Consumida Anualmente. ......................................................................45
Figura 5.2 – Dimensões do contentor ISO de 20 pés (mm). .................................................46
Figura 5.3 – Proposta de tanques da Wärtsilä. .....................................................................47
Figura 5.4 – Alternativa 1 à proposta da Wärtsilä. ................................................................48
Figura 5.5 – Alternativa 2 à proposta da Wärtsilä. ................................................................50
Figura 5.6 – Dimensões do porão 4 (mm). ...........................................................................51
Figura 5.7 – Proposta de tanques para o cenário 4. .............................................................53
Figura 5.8 – Proposta de tanques para o cenário 5. .............................................................54
Figura 5.9 - Trajetória das Carreiras. ....................................................................................55
Figura 5.10 - nº contentores de GNL de 40 pés, por carreira. ...............................................56
Figura 5.11 – Contentores de GNL no convés. .....................................................................56
Figura 5.12 - Emissão Anual de NOx. ..................................................................................61
Figura 5.13 - Emissão Anual de SOx. ...................................................................................61
Figura 5.14 - Emissão Anual de CO2. ...................................................................................61
Figura 5.15 - Emissão Anual de CO, HC e partículas (PM). .................................................61
Figura 5.16 – Custos Acumulativos (ref: cenário 1). .............................................................67
Figura 5.17 – Custos Acumulativos (ref: cenário 2). .............................................................69
viii
Lista de Tabelas
Tabela 1.1 - Níveis de emissões de NOx [3]. ..........................................................................3
Tabela 4.1 - Características do Gás Natural Liquefeito [28]. .................................................32
Tabela 4.2 – Perfil de Operação. ..........................................................................................38
Tabela 5.1 - Dados do equipamento e dos combustíveis. ....................................................41
Tabela 5.2 - Consumo Mássico Anual de Combustível. ........................................................44
Tabela 5.3 – Opções de tanques para o porão 4. .................................................................52
Tabela 5.4 – Resumo de cada proposta de tanques fixos. ...................................................55
Tabela 5.5 - Volume ocupado pelo combustível necessário para cada carreira....................56
Tabela 5.6 – Penalizações no porto de Gotemburgo às emissões de enxofre [37]. ..............57
Tabela 5.7 – Descontos e penalizações pelas emissões de NOx na Suécia. .......................57
Tabela 5.8 - Emissões de CO2 dos combustíveis [38]. .........................................................58
Tabela 5.9 – Fração mássica de enxofre dos combustíveis..................................................58
Tabela 5.10 - Fator de emissão do CO, HC, NOx e partículas. ............................................59
Tabela 5.11 - Dados referentes à atividade do navio. ...........................................................59
Tabela 5.12 - Legislação relativa ao NOx. ............................................................................62
Tabela 5.13 - Legislação relativa ao enxofre. .......................................................................62
Tabela 5.14 - Cumprimento da legislação ambiental. ...........................................................62
Tabela 5.15 – Investimento por sistema (k€). .......................................................................63
Tabela 5.16 – Investimento por cenário (k€). ........................................................................63
Tabela 5.17 - Preço dos Combustíveis. ................................................................................64
Tabela 5.18 – Custos Operacionais Anuais (k€). ..................................................................65
Tabela 5.19 – VAL, TIR e Payback (ref: cenário 1). ..............................................................68
Tabela 5.20 – Investimento para payback a 10 anos (ref: cenário 1). ...................................68
Tabela 5.21 – VAL, TIR e Payback (ref: cenário 2). ..............................................................70
Tabela 5.22 – Investimento para payback a 10 anos (ref: cenário 2). ...................................71
Tabela 8.1 – Valores Absolutos da Energia Consumida Anualmente. ..................................78
Tabela 8.2 – Valores Absolutos das Emissões Anuais de Poluentes (ton). ..........................78
ix
Glossário
AIE Agencia Internacional de Energia
Boca Largura da secção mestra, ou seja, secção transversal à embarcação onde o casco
apresenta maior largura.
BOG Boil Off Gas
DEF Diesel Exhaust Fluid
DNV Sociedade classificadora Det Norske Veritas
dwt Porte (Deadweight tonnage): soma de todas as cargas variáveis que um navio
pode embarcar em segurança.
ECA Emission Control Areas
EEDI Energy Efficiency Design Index
EEOI Energy Efficiency Operational Indicator
EMSA European Maritime Safety Agency
ESD Emergency Shut Down
GHG Gases de Efeito de Estufa (Greenhouse Gases)
GNL Gás Natural Liquefeito
GT Gross Tonnage: arqueação bruta do navio que está relacionado com o volume
interno deste.
GVU Gas Valve Unit
HFO Fuelóleo (Heavy Fuel Oil)
ICS The International Chamber of Shipping
IGC International Gas Carrier: código responsável pela uniformização dos projetos e
construções de navios que transportem gases liquefeitos, de forma a minimizar os
riscos para o navio, tripulação e ambiente.
IGF Código internacional que abrange navios utilizadores de gás ou outro combustível
de baixo ponto de ignição.
x
IGU International Gas Union
IMO International Maritime Organization
ISO Organização Internacional de Normalização
LSFO Fuelóleo com baixo teor de enxofre (Low Sulfur Fuel Oil)
MARPOL Convenção internacional para a prevenção da poluição por navios
MGO Gasóleo (Marine Gas Oil)
NECA Nitrogen Emission Control Areas
OCIMF The Oil Companies International Marine Forum
RoRo Roll-on/Roll-off: navio de transporte de veículos e contentores.
RoRo pax Navio de transporte de veículos, contentores e ainda passageiros.
RPT Rápida transição de fase (Rapid Phase Transition)
SCR Redução Catalítica Seletiva (Selective Catalytic Reduction)
SECA Sulfur Emission Control Areas
SEEMP Ship Energy Efficiency Management Plan
SIGTTO Society in International Gas Tanker and Terminal Operators
SOLAS International Convention for the Safety of Life at Sea
TEN-T Trans-European Transport Network
TEU Unidade Equivalente a 20 pés (Twenty-foot Equivalent Unit): Representa a
capacidade de carga de um contentor marítimo ISO de 20 pés.
1
1 Introdução
1.1 Restrições Ambientais
A International Maritime Organization (IMO) é a entidade internacional, pertencente às Nações
Unidas, responsável pela segurança e desempenho ambiental dos navios. Desde 1997, a IMO tem
vindo a regulamentar (MARPOL Annex VI) os poluentes contidos nos gases de escape,
maioritariamente, óxidos de enxofre (SOx), óxidos de azoto (NOx) e dióxido de carbono (CO2).
O controlo de emissões de poluentes nos navios tem vindo a ser cada vez mais exigente. Os limites
de emissões serão atualizados em 2015 para a zona ECA (Emission Control Areas) e em 2020 para o
resto do globo.
A zona ECA é o território marítimo, que dista até 200 milhas náuticas1 da costa, onde as emissões de
óxidos de enxofre (SOx), óxidos de azoto (NOx) e partículas são mais restritas. Atualmente as
regiões pertencentes à ECA são: o Mar Báltico, o Mar do Norte, o Canal da Mancha, a América do
Norte, e o Mar da Caraíbas pertencente aos Estados Unidos da América (junto a Porto Rico e às Ilhas
Virgens Americanas). As regiões onde existe um controlo das emissões de enxofre designam-se por
zonas SECA (Sulfur Emission Control Areas). Regiões que restringem as emissões de NOx
designam-se zonas NECA (Nitrogen Emission Control Areas).
Na Figura 1.1 estão representadas as atuais zonas ECA, e as expectáveis futuras propostas. Estas
candidaturas à ECA proviriam do México, do Japão, da Noruega (que se tornaria o primeiro região do
Oceano Ártico a pertencer à ECA), do Mediterrâneo e do Estreito de Malaca. Para estes dois últimos
espera-se uma submissão mais tardia devido à dificuldade de implementação dos requisitos ECA
nestas áreas em que se regista um elevado tráfego marítimo.
Figura 1.1 - Atuais e Futuras Zonas ECA [1].
1 1 milha náutica (mn) corresponde a 1852 metros.
2
A IMO não impõe nenhum limite às emissões de partículas. As partículas emitidas pelos motores
diesel são compostas por fuligem (partículas de carbono resultantes da combustão incompleta de
hidrocarbonetos) e aerossóis tais como cinzas, silicatos e sulfatos. Desta forma, ao limitar as
emissões de óxidos de enxofre restringe-se também as emissões de partículas, mais precisamente
de sulfatos [1].
O SOx provém da oxidação das impurezas sulfurosas existentes nos combustíveis com origem no
petróleo. Os óxidos de enxofre presentes na atmosfera, fundamentalmente o dióxido de enxofre
(SO2), reagem com água dando origem a ácido sulfúrico, que contribui para a formação de “chuvas
ácidas”. A acidez acrescida da precipitação provoca dados irreversíveis nos ecossistemas e
infraestruturas. As regiões mais afetadas são o nordeste do Estados Unidos e sudeste do Canadá, o
sudeste da China, Taiwan, e o norte da Europa, mais precisamente a Escandinávia, onde muitos dos
lagos não apresentam peixes, devido à elevada acidez, e largas áreas florestais foram fortemente
danificadas.
Na Figura 1.2 está representada a evolução dos limites percentuais de enxofre permitidos nos
combustíveis . Na zona SECA, originalmente, a regulamentação permitia a queima de combustíveis
com 1,5% de enxofre, em 2010 sofreu uma revisão que reduziu o limite para 1,0%, em 2015 este
limite desce para 0,1%. No resto do globo, o limite de enxofre contido no combustível era,
originalmente, 4,5%, na revisão de 2012 passou para 3,5%, em 2020 espera-se conseguir atingir
0,5% de enxofre mas este objetivo tem sido contestado e poderá ser adiado para 2025.
Figura 1.2 - Evolução temporal dos limites de emissões de SOx [2].
Apesar de o azoto (N2) ser o gás mais abundante na atmosfera terrestre, este é muito pouco reativo.
Para reagir com o oxigénio gasoso é necessário uma grande quantidade de energia, o que só
acontece de forma natural nas descargas elétricas das trovoadas. Sendo assim seria de esperar que
o NOx fosse um composto muito pouco comum, isto não se verifica devido à queima a altas
temperaturas de combustíveis fósseis nos motores de combustão interna.
Os óxidos de azoto presentes na atmosfera reagem com a água formando o ácido nitroso e o ácido
nítrico, que contribuem, uma vez mais, para a acidificação da precipitação. O NOx é um forte
contributo à formação de smog.
0,0%
1,0%
2,0%
3,0%
4,0%
5,0%
ECA Global
3
O nível de emissões de óxidos de azoto (Tier) permitido nos motores a bordo, é definido consoante a
rotação do motor (n) e a data em que foi instalado no navio, em concordância com a Tabela 1.1:
Tier Data a partir da qual o navio foi
construído
Limite de emissões de NOx (g/kWh)
n < 130 rpm n [130, 2000[ rpm n ≥ 2000 rpm
I 1 / Jan / 2000 17,0 45,0 n-0,20
9,8
II 1 / Jan / 2011 14,4 44,0 n-0,23
7,7
III 1 / Jan / 2016 3,4 9,0 n-0,20
2,0
Tabela 1.1 - Níveis de emissões de NOx [3].
A Figura 1.3 representa graficamente a informação contida na Tabela 1.1: os navios construídos
antes e após 2000 têm de cumprir o limite IMO Tier I. Os motores instalados a partir de 2011 têm de
cumprir o limite IMO Tier II, sendo o que está em vigor atualmente em todo o mundo. A partir de 2016
(data sujeita a revisão) os navios recentes que naveguem na zona NECA terão de cumprir com o
limite IMO Tier III.
Figura 1.3 - Evolução temporal dos limites de emissões de NOx.
O CO2 é o gás de efeito de estufa (GHG) mais relevante, não só pelas quantidades massivas a que é
emitido como pela sua contribuição para as alterações climáticas. De acordo com estudos realizados
pela IMO (Second IMO GHG Study, 2009), em 2007, os navios foram responsáveis por 2,7% (870
milhões de toneladas) das emissões de CO2 provocadas pelo Homem [3]. Apesar dos elevados
índices de emissão, este é um meio de transporte extremamente eficiente e em simultâneo o que
emite menos quantidades de dióxido de carbono por carga transportada e distância percorrida, como
é evidenciado na Figura 1.4.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
limit
e d
e N
Ox
(g/k
Wh
)
n, velocidade de rotação (rpm)
Tier I (2000)
Tier II (2011)
Tier III (2016)
4
Figura 1.4 - Emissão de CO2 por carga transportada e quilómetro percorrido para diferentes
meios de transporte [4].
O mesmo estudo da IMO estimou que com medidas técnicas e operacionais é possível aumentar a
eficiência e diminuir a taxa de emissão em 25 a 75% [3]. Desde modo, foram aceites em Julho de
2011, para navios com mais de 400 toneladas, medidas como a Energy Efficiency Design Index
(EEDI), a implementar até 2015, e o Ship Energy Efficiency Management Plan (SEEMP) que entrou
em vigor a 1 de Janeiro de 2013. A EEDI aplica-se a navios novos, e promove o desenvolvimento
tecnológico contínuo dos equipamentos a bordo. O SEEMP estimula a melhoria das operações do
navio (planeamento da rota, manutenção do hélice e do casco, entre outras), para tal usa como
referência o indicador Energy Efficiency Operational Indicator (EEOI). Com estas medidas espera-se
diminuir o consumo dos navios e consequentemente as emissões de CO2.
1.2 Combustíveis
O crude é composto por diversos tipos de hidrocarbonetos. A refinação de petróleo é um processo
que tira partido dos diferentes pesos, volatilidade e temperaturas de ebulição desses hidrocarbonetos
para os separar, originando produtos intermédios e finais.
O processo de refinação tem início com o aquecimento do petróleo bruto. Com o aumento da
temperatura os componentes evaporam e sobem ao longo de uma coluna de fracionamento. Os
componentes mais voláteis e com baixo ponto de ebulição migram para o topo dessa coluna. Nas
camadas mais baixas, ficam os componentes com ponto de ebulição mais elevado. Esta técnica de
separação física designa-se destilação fracionada e está representada na Figura 1.5.
5
Figura 1.5 - Destilação fracionada do petróleo bruto [5].
Em Portugal, e na maioria dos países não pertencentes à zona ECA, os navios utilizam fuelóleo
pesado (Heavy Fuel Oil - HFO) para abastecer a máquina principal. Quando em território SECA,
estes navios têm a possibilidade de substituir, parcial ou totalmente, o HFO por fuelóleo com menor
teor de enxofre (Low Sulfur Fuel Oil - LSFO). Esta troca deve-se ao grau mais apurado de refinação
do LSFO que lhe permite ter um teor de enxofre inferior ao do HFO. Para atingir percentagens de
enxofre inferiores a 1% será necessário o uso de gasóleo (Marine Gas Oil - MGO). A desvantagem
desta troca é o preço do MGO em comparação ao do HFO. Segundo a revista Bimco Bulletin de
Junho de 2013 [58], o MGO possui um preço acrescido de 198 €/ton enquanto o LSFO apenas de 9
€/ton, em relação ao HFO.
Na coluna de destilação os fuelóleos encontram-se na base, com temperaturas de ebulição de 600ºC,
designados por combustíveis marítimos residuais, e o MGO no centro, com temperaturas de 270ºC,
designado combustível marítimo destilado.
Desde 1987 que as características dos combustíveis petrolíferos utilizados no transporte marítimo
são delimitadas pela norma internacional ISO 8217. Esta norma é regularmente revista de forma a
acompanhar as evoluções dos motores diesel marítimos, dos processos de refinação do petróleo e
das restrições ambientais. A ISO 8217 restringe paramentos como: viscosidade cinemática; massa
volúmica; temperatura do ponto de ignição; fração volúmica de água; fração mássica de enxofre, de
resíduos de carbono, de cinzas; entre outros.
6
1.3 Propostas de Soluções
De forma a cumprir com restrições ambientais impostas pela IMO, quanto às emissões de SOx e
NOx, a indústria marítima tem principalmente as seguintes opções: utilizar um combustível mais
refinado, com menor teor de enxofre que o contido no HFO; utilizar um scrubber de gases de escape
juntamente com um sistema SCR; ou utilizar gás natural liquefeito como combustível.
1.3.1 Combustíveis com Baixo Teor de Enxofre
Atualmente, o fuelóleo utilizado nos navios cumpre os requisitos exigidos de 1,0% e 3,5% de enxofre.
Para atingir a meta de 0,1% e 0,5% é necessário trocar de combustível de fuelóleo para MGO, que
apresenta uma fração mássica de enxofre inferior a 0,1%. A desvantagem desta troca, como referido
na secção 1.2., é o elevado preço do gasóleo face ao do fuelóleo, aumentando consideravelmente os
custos operacionais do navio.
1.3.2 Scrubber e SCR
O scrubber é um dispositivo capaz de remover o enxofre contido nos gases de escape. Para cumprir
simultaneamente os limites de NOx o sistema scrubber deve atuar em conjunto com uma redução
catalítica seletiva (SCR).
Esta tecnologia permite aos navios continuar a utilizar o mesmo combustível (HFO) cumprindo as
restrições ambientais.
1.3.3 Gás Natural Liquefeito
As vantagens do uso do gás natural como combustível são principalmente duas: a redução de
emissões de poluentes de forma a cumprir os limites de emissões mais exigentes impostos pela IMO;
e o menor preço do GN face ao do gasóleo (MGO).
A Figura 1.6 apresenta as flutuações de preço do MGO, HFO e GNL anteriores a 2011. Podemos
observar que o GNL tem um valor menor que o MGO, e por vezes inferior também ao HFO. Os
preços do gasóleo e do fuelóleo representados na Figura 1.6 têm como fonte os preços do porto de
Roterdão, o preço do GNL provém do porto de Zeebrugge.
7
Figura 1.6 – Flutuações no preço do MGO, HFO e GNL nos últimos anos [6].
O gás natural é liquefeito a -162°C, condensando num líquido incolor, inodoro, não corrosivo e não
tóxico. Para manter a temperatura de -162°C os reservatórios de GNL têm de ser criogénicos. Este
fator em simultâneo com a reduzida massa volúmica do GNL evidencia uma desvantagem na
implementação deste combustível: a elevada dimensão do reservatório em comparação com o
tradicional de HFO.
Outra desvantagem da utilização de GN como combustível é a escassez de infraestruturas portuárias
para armazenar e abastecer os navios. Devido às imposições da IMO para 2015, quanto às emissões
de poluentes, observa-se um grande desenvolvimento no acesso ao abastecimento de GNL no norte
da Europa.
8
2 Objetivo
Este trabalho foi realizado no decorrer do estágio de 6 meses do programa Galp 20-20-20 na
empresa S&C – Gestão Técnica de Navios e Tripulações, Lda., ao abrigo do acordo de cooperação
entre o Instituto Superior Técnico e a Galp Energia. A S&C é uma das 42 empresas pertencentes ao
Grupo ETE, empresas essas complementares nas áreas de atividade portuária, transporte marítimo e
fluvial, reparação e construção naval. A S&C é responsável pela gestão técnica de 7 navios
pertencentes à Transinsular (6 navios de carga geral e 1 cimenteiro) e da frota de rio pertencente à
Socarfer (14 barcaças e batelões, 2 rebocadores e 3 gruas flutuantes). A S&C está incumbida da
gestão das tripulações dos navios, para além de desenvolver serviços de gestão e consultoria de
sistemas de qualidade e de projetos marítimo-portuários.
O tema da dissertação surgiu no decorrer da necessidade de cumprir a restrita regulamentação da
IMO referente às emissões de óxidos e enxofre e azoto.
O objetivo principal deste trabalho é avaliar o impacto energético, ambiental e económico da
conversão do sistema de propulsão, de um navio específico, para gás natural. Como objetivo
secundário, procedeu-se à mesma análise, para o uso de gasóleo como combustível e para a
implementação de um sistema combinado de scrubber e SCR.
O caso de estudo é um navio de carga geral, construído em 1998 nos estaleiros de Viana do Castelo.
A embarcação possui 120 metros de comprimento, 20 metros de boca, e uma capacidade de
transporte de 625 contentores de 20 pés. A atividade do navio decorre entre Portugal Continental e as
Regiões Autónomas da Madeira e Açores.
A análise energética incide sobre o cálculo da energia anual necessária à atividade do navio para
diferentes condições de funcionamento, para além da análise dos reservatórios de GNL que serão
necessários instalar no caso de se converter a embarcação para gás natural. Na avaliação ambiental
são calculados as emissões anuais em cada cenário e posteriormente comparadas com a legislação
da IMO quanto às emissões de enxofre e azoto. A análise económica baseia-se nos orçamentos
requeridos à Galp e à empresa de equipamentos marítimos, Wärtsilä. Esta avaliação é elaborada
tendo como referência dois panoramas: o modo de operação atual do navio a fuelóleo; e o modo de
operação a gasóleo caso as obrigações ambientais mais exigentes se tornem uma realidade na área
de atividade deste navio.
Na secção 3 são apresentados os modos de funcionamento dos diferentes sistemas e exemplos
concretos da sua implementação. Na secção 4 é exposto os requisitos operacionais exigidos para a
implementação de um scrubber com SCR e do sistema a gás. Na secção 5 são estudados os
impactos energéticos, ambientais e económicos dos diferentes cenários de funcionamento do navio.
9
3 Estado da Arte
3.1 Scrubber e SCR
O sistema scrubber é utilizado na remoção de enxofre dos gases de escape. Existem dois tipos de
scrubber: o húmido e seco.
O scrubber húmido consiste em pulverizar os gases de escape com água alcalina. Os óxidos de
enxofre reagem com a água formando ácido sulfúrico que é neutralizado pelo componente alcalina da
água utilizada. O enxofre fica retido na água de purga que é posteriormente tratada na unidade de
tratamento, e os gases de escape são emitidos com um teor de enxofre inferior ao original.
Existem três tipos de circuitos: o aberto, o fechado e o híbrido. O circuito aberto (Figura 3.1) utiliza
como água alcalina a água do mar, que depois de tratada é devolvida ao oceano. O sistema de
tratamento da água consiste num tanque de permanência, bombas, um multi-ciclone e um tanque de
resíduos. A água de purga é conduzida para o tanque de permanência onde as partículas se
depositam, de seguida passa pelo sistema multi-ciclone que purifica esta água por meio da ação da
força centrifuga. Os resíduos originados no multi-ciclone são separados para o tanque de resíduos e
a água é conduzida novamente ao tanque de permanência. A água limpa, proveniente do overflow do
tanque de permanência, é descarregada no mar.
A água do mar como reagente alcalino não pode ser utilizada em ambientes com baixo nível de
salinidade e elevada temperatura. Por este motivo o circuito aberto não é utilizado no Mar Báltico
onde a água é salobra.
Figura 3.1 - Scrubber húmido circuito aberto [7].
10
No caso do circuito fechado (Figura 3.2) a água proveniente do scrubber é misturada com o agente
alcalino, frequentemente, soda cáustica, para corrigir o pH. É posteriormente arrefecida num
permutador com água do mar, e reconduzida para o scrubber. Uma pequena parte da água
proveniente do scrubber é tratada numa unidade de tratamento similar à do circuito aberto, com a
diferença que o overflow pode ser conduzido para um tanque de retenção quando as leis locais não
permitem a descarga do mesmo.
Apesar do scrubber de circuito fechado ser mais compacto este tem custos operacionais mais
elevados devido ao uso de químicos.
Figura 3.2 - Scrubber húmido circuito fechado [7].
O circuito hibrido permite trabalhar com circuito aberto e, quando as condições locais o exigem, trocar
para circuito fechado. Estas condições podem ser os níveis insuficientes de temperatura e salinidade
referidos anteriormente.
A circular IMO MEPC. 184(59), adotada a 17 Julho de 2009, exige a monitorização da qualidade da
água de descarga. Os parâmetros monitorizados são: os hidrocarbonetos aromáticos policíclicos
(PAH), turbidez, pH e temperatura.
O sistema scrubber seco utiliza granulado de cal hidratada para remover o enxofre dos gases de
escape. As altas temperaturas dos gases de escape, entre 240°C e 450°C, permitem que a cal
absorva o enxofre, transformando-se em gipsite (sulfato de cálcio).
O sistema seco consome menos energia que os scrubbers húmidos por não necessitar de bombas de
água, em contrapartida o equipamento é mais pesado e necessita de maior capacidade de
armazenamento para os reagentes granulados e os produtos da reação. Apesar do granulado de cal
ter de ser substituído, e os resíduos descarregados em porto, estes não são considerados
desperdícios, uma vez que a gipsite pode ser reutilizada como fertilizante ou no fabrico de reboco.
11
O scrubber deve possuir um sistema de bypass para poder ser desativo em regiões sem restrições às
emissões, diminuindo desta forma os custos de manutenção.
O scrubber é um sistema pesado que exige uma cuidada análise de estabilidade do navio após a
instalação do equipamento.
Outra desvantagem da implementação deste sistema é a falta de infraestruturas portuárias que
comportem a recolha de resíduos produzidos na “limpeza” dos gases de escape
O sistema SCR consiste na injeção de amónia ou ureia (agentes redutores) nos gases de escape
antes destes passarem por um conversor catalítico à temperatura de 250 a 500 °C. Este limite
superior não deve ser ultrapassado para evitar a queima da ureia e danos no equipamento.
Da reação ocorrida no reator entre o NOx e o agente redutor, forma-se azoto diatómico e água. Na
Figura 3.3, ao agente redutor foi designado DEF (Diesel Exhaust Fluid), este reagente é composto
por 32,5% de ureia pura e 67,5% de água desmineralizada, e é regularmente utilizado neste tipo de
sistemas.
Figura 3.3 - Sistema SCR [8].
3.1.1 Sistemas Implementados
O sistema scrubber húmido é utilizado há largos anos como parte integrante do sistema de gases
inertes, existente a bordo dos navios petroleiros, responsável por diminuir a possibilidade de
explosão. O uso desta tecnologia com o propósito de processar gases de escape em navios
comerciais é relativamente recente. O volume de encomendas demonstra a aceitação do sistema por
parte dos mercados, e que a tecnologia correspondeu às expectativas.
Os maiores fornecedores deste sistema são a Wärtsilä e a Alfa Laval. Segundo a Marine Propulsion,
até Maio de 2013, a Wärtsilä projetou 27 scrubbers para implementar em navios. Em Novembro de
2013 a Alfa Laval recebeu uma encomenda de scrubbers a instalar em 5 navios da Spliethoff no
período compreendido entre Junho e Dezembro de 2014. Em Fevereiro deste ano a Green Tech
Marine anunciou que a Norwegian Cruise Line está a instalar 28 scrubbers em 6 navios da frota, e os
trabalhos deveram estar concluídos no prazo de dois anos.
12
Segundo um estudo de 2012 realizado pela sociedade classificadora Det Norske Veritas (DNV) [9],
num cenário em que o GNL tenha um preço superior em 10% ao do HFO, o número de scrubbers
instalados será 20 mil em 2020, noutro cenário, em que é simulado o preço de GNL 70% mais barato
que o do HFO, este número diminui para 14 mil.
As figuras que se seguem são referentes ao navio de carga Containership VII, que foi construído em
2002 e tem uma capacidade de transporte de 14 000 toneladas. Em 2011 foi instalado neste navio o
primeiro scrubber húmido fornecido pela Wärtsilä. O sistema instalado foi um circuito fechado, e um
dos tanques de combustível do navio foi convertido para armazenar a soda cáustica. Na Figura 3.4
está esquematizado a localização do sistema. Nas figuras 3.5 e 3.6 é apresentado o navio antes e
depois da intervenção, onde podemos observar as alterações introduzidas na superestrutura. Estas
figuras evidenciam uma das desvantagens deste sistema, que nem sempre é possível de contornar:
as dimensões elevadas do equipamento.
Figura 3.4 - Local da montagem do scrubber no Containership VII [10].
Figura 3.5 - Containership VII antes da
instalação [11].
Figura 3.6 - Containership VII depois da
instalação [12].
O scrubber seco é um sistema pouco comum e é reduzido o número de fabricantes que o
desenvolvem. Scrubber seco da empresa alemã Couple System foi a primeira aplicação deste género
em navios. O projeto foi desenvolvido durante 2 anos terminando com a instalação do equipamento a
bordo do navio de carga geral alemão Timbus, em Outubro de 2009 [13]. Na Figura 3.7 é
apresentado o scrubber instalado sobre o convés do Timbus.
13
Figura 3.7 - Scrubber seco do navio Timbus [13].
O sector marítimo apresenta mais de duas décadas de experiência em projetos de SCR. Os primeiros
a desenvolverem esforços para implementar este sistema a bordo foram a MAN B&W e a Wärtsilä.
Entre 1989 e 1992 MAN B&W testou a viabilidade deste sistema a bordo de quatro navios da região
de São Francisco obtendo o reconhecimento da Bay Area Air Quality Management District (BAAQMD)
pela redução das emissões de NOx. Em 1999, a Wärtsilä equipou três navios RoRo com sistemas
SCR que permitiu atingir 2 g/kWh de emissões de NOx, ficando abaixo do Tier III [14].
Atualmente, como é sugerido pelo gráfico da Figura 3.8, existem mais de 500 navios equipados com
este sistema. A instalação de SCR em navios aumentou significativamente após 2000. Nas últimas
décadas foram instalados mais de 1250 SCR em navios.
Figura 3.8 – Total de navios com SCR em cada ano [15].
A Figura 3.9 apresenta a distribuição do sistema nos diferentes tipos de embarcações. Cerca de
metade das instalações de SCR são realizados em cargueiros (navios RoRo, RoRo pax, carga geral,
porta contentores, ferries, catamarãs, transportadores de gases e químicos). Em segundo estão os
0
100
200
300
400
500
600
19
87
19
88
19
89
19
90
1991
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
1998
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
2005
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
2012
20
13
Nú
mer
o d
e N
avio
s
Ano
14
navios patrulha (lanchas de fiscalização, vedetas, escoltas costeiras, navios de defesa de porto ou
canhoneiras) e em terceiro os navios de apoio às plataformas petrolíferas.
Figura 3.9 – Distribuição de SCR pelos diferentes tipos de embarcações[15].
O caso dos dois quebra-gelos da Arctia Offshore (Finlândia), MSV Fennica de 1993 e MSV Nordica
de 1994, é um exemplo da implementação de SCR em navios já existentes. Os navios são idênticos e
ambos possuem quatro motores wärtsilä Vasa 32, dois de 16 cilindros e dois de 12 cilindros.
Este projeto foi encomendado à Wärtsilä e a instalação do sistema foi realizada, em simultâneo nos
dois navios, nos estaleiros Arctech Helsinki. Os trabalhos foram divididos em duas fases: na primeira
procedeu-se à instalação dos componentes maiores como o reator do SCR, o novo coletor de gases
de escape, os quatro tanques de ureia, como também a estrutura que se acrescentou sobre o convés
do navio para comportar todo o novo sistema. Na segunda fase procedeu-se à instalação dos
elementos do catalisador, condutas de ureia, teste ao sistema, entre outros.
Os navios chegaram ao estaleiro em Dezembro de 2011. A primeira fase dos trabalhos ficou
concluída, nos dois navios, no início de 2012. A segunda fase de trabalhos teve calendários
diferentes para os dois navios. Por razões comerciais a instalação no Fennica teve de ser acelerada e
o navio foi entre em Março de 2012. No Nordica os trabalhos ficaram concluídos em Abril desse
mesmo ano [16].
51%
15%
14%
8%
3% 2%
2% 2%
3%
Cargueiros Navios Patrulha Navios Apoio às Plataformas
Traineiras/Navios de Pesca Barcos Pilotos Navio de Perfuração
Rebocadores Navios de Pesquisa Outros
15
Na Figura 3.10 está representado o esquema da instalação.
Figura 3.10 - Esquema dos SCR instalados no MSV Fennica e no MSV Nordica [16].
A Figura 3.11 apresenta o quebra-gelo Fennica com o novo sistema instalado. Pode-se observar a
estrutura que foi acrescentada sobre o convés para suportar todo o novo sistema.
Figura 3.11 – MSV Fennica após instalação de SCR[17].
A instalação de scrubbers em conjunto com o SCR é uma solução pouco testada. Numa entrevista à
revista Marine Propulsion edição de Fevereiro/Março de 2013 [18], Sigurd Jenssen, diretor de
desenvolvimento de sistemas de processamento de gases de escape da Wärtsilä Environmental
Solutions, afirma que a inovação da instalação promovida pela wärtsilä é a combinação do scrubber
com o SCR, algo nunca visto até data.
16
3.2 Gás Natural Liquefeito
É espectável que o mercado de GNL na Europa cresça rapidamente nos próximos anos, uma vez que
é uma alternativa para diversificar as fontes de energia e diminuir as emissões de dióxido de carbono.
A AIE estima que a procura de gás natural na Europa vai crescer de 544 bcm2 em 2007 para 651 bcm
em 2030 [19]. Este crescimento deve-se sobretudo ao aumento do uso de gás natural em centrais
elétricas.
Ao mesmo tempo, a produção de gás é espectável que decresça de 294 bcm em 2007 para 222 bcm
em 2030 [19]. Enquanto a produção de gás dos dois maiores campos da Noruega se intensifica, o
campo de Groningen na Holanda e a plataforma continental do Reino Unido atingiram a maturidade
tornando as suas explorações difíceis e dispendiosas. Desta forma a AIE estima que a importação de
gás aumentará de 250 bcm em 2007 para 428 bcm em 2030 [19].
3.2.1 Legislação
Presentemente só é permitido o uso de GNL como combustível nos navios de transporte do mesmo e
que cumpram as normas de construção do código IGC (International Gas Carrier). Em concordância
com a SOLAS (International Convention for the Safety of Life at Sea), não é permitido o uso de
combustíveis com temperatura de ignição inferior a 60ºC, onde se incluem, para além do GNL, o
metanol, o etanol, o butano, o hidrogénio e o propano. Os atuais navios movidos GNL, construídos
com a permissão das autoridades dos seus países, só podem navegar em território nacional ou com
a autorização do porto para onde se dirigem.
Muitas das normas atuais são impostas pelas autoridades locais e estão em constante alteração,
como exemplo, o caso da Noruega, em que há dois anos não era possível abastecer um ferry de GNL
com passageiros a bordo, com o surgimento do Viking Grace (o maior ferry a GNL do mundo) em
2013, começou a ser possível esta operação.
O Subcomité de Gases Líquidos a Granel está a desenvolver o código IGF, que estabelecerá normas
para os navios movidos a gases com baixo ponto de ignição. Este código será submetido a
aprovação em Novembro de 2014, entrará em vigor em 2015 mas apenas se tornará obrigatória a
sua implementação na primeira metade de 2017.
Em 2009 a IMO publicou a resolução MSC. 285(86) Interim Guidelines on Safety for NG-fuelled
engine installation in ships que é considerado o precursor do IGF.
Antecedendo a publicação do código IGF, várias sociedades classificadoras, como a DNV GL e a
Bureau Veritas, têm vindo a elaborar normas de projeto e construção de navios propulsionados a GN.
2 Mil milhões de metros cúbicos.
17
Nenhuma da legislação em vigor contempla o abastecimento de navios movidos a GNL. Desta forma
tem-se adaptado a este tipo de embarcações as normas existentes para os navios transportadores de
gases liquefeitos.
O documento Ship to Ship Bunkering da SIGTTO [19] contempla as normas de abastecimento de
GNL de larga escala entre embarcações e terminal-navio. Muitas diretrizes deste documento podem
ser adaptadas mas tendo em atenção que as regras do abastecimento em grande escala não podem
ser aplicadas diretamente aos abastecimentos de pequena escala.
A norma ISO 28460-2010, da Organização Internacional de Normalização, que contempla os
procedimentos necessários ao navio, terminal e porto para o transporte e transferência em segurança
do GNL, é outro regulamento que fornece orientações.
Tanto a SIGTTO como a ISO estão a desenvolver normas e equipamentos padronizados de
abastecimento de GNL de pequena escala.
A ISO está a trabalhar com o International Association of Oil & Gas Producers para criar
especificações técnicas no abastecimento. Em Dezembro publicarão um esboço das especificações
técnicas, como: desenho e planeamento de instalações de abastecimento; procedimentos para
conexão e desconexão; interface do ESD; controlo do processo, entre outras.
A informação e treino da tripulação e equipa de abastecimento são fatores importantes a ter em
consideração, para esse efeito existem alguns documentos referenciados de seguida que podem
servir de orientação: Training of Terminal Staff Involved in Loading and Discharging Gas Carriers da
SIGTTO; Standards regarding special training requirements for personal on certain types of ships da
IMO; ou A Contingency Planning and Crew Response Guide for Gas Carrier Damage at Sea and in
Port Approaches da SIGTTO em cooperação com a ICS e a OCIMF.
3.2.2 Sistema de Propulsão
O abastecimento de GNL aos navios pode ser realizado de três formas diferentes: barcaça-navio,
camião cisterna-navio, ou terminal-navio.
A solução barcaça-navio é ideal para abastecimentos de grande volume (acima de 100 m3). O
abastecimento pode ser realizado no cais ou quando o navio está fundeado, este último com
restrições ao nível do estado do mar, do vento, visibilidade, gelo, correntes e marés. Tem de ser
assegurado uma eficiente amarração da barcaça ao navio que permita o abastecimento em
segurança. A capacidade das barcaças é abrangente, pode ser menor que 1 000 m3, ou mais
elevada, entre 1 000 m3 e 10 000 m
3.
Estas barcaças de abastecimento devem ser consideradas como transportadoras de substâncias
perigosas, desta forma o seu projeto deve estar em concordância com o código IGC. A elevada
18
exigência de critérios deste código permite que as barcaças apresentem um grau de segurança igual
às outras embarcações, não apresentando riscos adicionais ao trafego em mar ou em porto.
O abastecimento camião cisterna-navio é preferencial para pequenos volumes, abastecimentos
acima de 100-200 m3 devem recorrer a outra solução pelo facto de cada camião apenas transportar
entre 40 a 80 m3.
A opção terminal-navio via gasoduto tem limitações ao nível da logística do porto. Num porto com
diferentes utilizadores torna-se complicado isolar um local fixo do terminal para abastecimento dos
navios. Em contrapartida o caudal de abastecimento é elevado e os tanques tem capacidades que
variam entre 20 m3 e 100 000 m
3.
Na Figura 3.12 estão ilustrados os três diferentes tipos de abastecimento de GNL em navios,
referidos anteriormente.
Figura 3.12 - Diferentes Tipos de Abastecimento [20].
Existe uma quarta solução de abastecimento, ideal para navios RoRo e porta contentores, que
consiste em GNL contentorizado segundo as dimensões ISSO de 20 pés ou 40 pés3. O tanque de 20
pés tem capacidade para cerca de 13,5 m3
de GNL, o de 40 pés de 32 m3 (varia consoante o
fabricante). A vantagem destes tanques, em comparação com os fixos, é a inexistência de
abastecimentos a bordo, quando necessário os tanques são retirados do navio e substituídos por
outros. Não existem normas que regulamentem o uso destes contentores quanto ao modelo de
abastecimento ou localização dos tanques. Está por determinar se o código IGF contemplará essas
normas ou se aceita esta solução.
3 1 pé corresponde a 0,3048 metros.
19
Figura 3.13 - Contentores ISO de GNL [21].
Na Figura 3.14 está representado um possível esquema do circuito de abastecimento dos tanques a
bordo do navio. As bombas submersas no reservatório abastecedor (lado esquerdo) permitem que o
GNL, por meio de uma mangueira, alcance o reservatório abastecido (lado direito). Durante o
processo de abastecimento, o GNL vaporizado existente no tanque abastecido é transferido para o
tanque abastecedor através de outra mangueira.
Em caso de emergência, o circuito possui um sistema de interrupção do abastecimento, o ESD
(Emergency Shut Down), que pode ser gerado internamente, pelo sistema de controlo automático do
processo, ou externamente. A desativação interna é gerada como resultado de falha do sistema onde
a segurança de pessoas e do navio é posta em causa. A externa é gerada manualmente através do
botão de emergência, ou pelos sistemas de deteção de gás, ou de incêndio. Os sensores de deteção
de gás devem estar instalados em diversos locais, como por exemplo, na parede exterior dos
encanamentos de parede dupla ou em espaços fechados que contenham condutas de gás.
O circuito de recirculação dos reservatórios (recirc. loop), representado na figura, atenua o acréscimo
de pressão originado pelo rápido fecho da válvula ESD.
Em caso do movimento relativo entre o navio e o elemento abastecedor exceder o limite de extensão
da mangueira é ativo o sistema ERC (Emergency Release Coupling) que desconecta a ligação entre
os dois circuitos e fecha as extremidades dos sistemas.
O sistema DDC (Dry Disconnect Coupling) previne derrames das mangueiras quando arrumadas
após o abastecimento.
Antes de começar o abastecimento as mangueiras têm de ser purgadas e arrefecidas com GNL
vaporizado. Depois do abastecimento, o GNL das mangueiras tem de ser drenado, e antes de
desconectar as mangueiras estas devem ser purgadas com azoto.
20
Figura 3.14 - Esquema do circuito de abastecimento dos tanques [20].
A estação de abastecimento a bordo do navio, que deve ser instalada num espaço não coberto onde
haja boa ventilação natural, inclui a interface com o circuito abastecedor e a interface com o sistema
de gás inerte. O azoto a bordo tem a função de purgar a conduta de abastecimento de GNL quando o
tanque estiver cheio. O azoto também é utilizado na purga do sistema para proceder a trabalhos de
manutenção. A estação de abastecimento tem de ser projetada de forma que em caso de fuga o GNL
não entre em contacto com partes estruturais do navio.
GNL é conduzido diretamente da estação de abastecimento para o tanque de combustível, através de
uma conduta de parede simples, se esta se encontrar sobre o convés, ou de parede dupla com vácuo
ou gás inerte no espaço anelar, no caso de se encontrar sob o convés.
Existem três tipos de tanques possíveis de ser utilizados em navios movidos a gás natural: o tipo IMO
A, o tipo IMO B e o tipo IMO C. O tipo A é um reservatório projetado com a forma da estrutura do
navio com o intuito de ser parte integrante do mesmo, o tipo B tem uma forma prismática ou esférica.
Ambos os tanques são atmosféricos (pressão máxima <0,7 barg4), viáveis para armazenamento de
gás combustível mas apresentam problemas ao nível da manutenção de pressão. Os contentores
ISO, referidos anteriormente são deste tipo de reservatórios atmosféricos, podendo armazenar GNL
durante 80 dias.
O tipo IMO C é um tanque pressurizado (pressão máxima acima dos 9 barg), seguro, fiável, fáceis de
fabricar e instalar, com capacidade acima dos 3500 m3. O seu desenho permite elevadas taxas de
abastecimento, e pressões elevadas provocadas pela evaporação inevitável do GNL no interior do
reservatório, conhecido por BOG (Boil Off Gas). A ocupação de grandes áreas e a sua forma
4 Pressão em bares relativa à atmosférica (bar gauge).
21
cilíndrica podem ser fatores desvantajosos à sua implementação. As aplicações correntes de tanques
em navios movidos a GN são do tipo IMO C.
Os tanques têm de ser bem isolados por dois motivos: primeiro para evitar a formação do BOG, e
segundo para proteger a estrutura do navio da temperatura extremamente reduzida a que se
encontra o GNL.
Navios em que o consumo de GNL é contínuo, basta um isolamento com recurso a espumas
isolantes. Navios com longos períodos sem consumo, por exemplo, em navegações prolongadas fora
da zona ECA, em que o consumo de gás é suspenso, o isolamento é fulcral para evitar o BOG
reduzindo desta forma o aumento de pressão. Em tanques de dimensões reduzidas este isolamento
pode ser conseguido por meio de paredes duplas com câmara de vácuo. Este isolamento por vácuo
está limitado à forma cilíndrica e não permite inspeções/manutenções no interior do tanque.
O sistema de gás dos reservatórios depende das dimensões dos mesmos, do número de tanques, do
consumo do motor, da taxa de abastecimento pretendida, entre outros fatores. O gás natural é
queimado no motor na forma gasosa à pressão e temperatura requerida pelas especificações do
equipamento, 5,5 barg, para motores de baixa pressão, e 300 barg em motores de alta pressão, e
entre 0 e 60 ºC. Para alcançar esse estado e temperatura, existe, em todos os sistemas de gás,
permutadores de calor que permitam a evaporação do GNL seguido do aquecimento do gás.
Nos tanques de pressão atmosférica, após o evaporador e o aquecedor encontra-se um compressor
que fornece a pressão necessária ao sistema subsequente (Figura 3.15). Parte do gás comprimido é
devolvido ao tanque com o propósito de forçar o GNL a entrar no evaporador.
Figura 3.15 - Sistema de gás com compressor [22].
Reservatórios de pequenas dimensões são habitualmente pressurizados. Na Figura 3.16 encontra-se
representado o sistema de gás utilizado em tanques com isolamento por vácuo. Neste sistema a
pressão dentro do reservatório é mantida devido ao balanço entre pressão hidrostática do GNL e do
BOG. O BOG é conseguido por um sistema paralelo ao de fornecimento do motor, composto por um
22
evaporador. Todo este sistema mencionado está enclausurado numa cold box que serve de segunda
barreira a fugas de gás.
Figura 3.16 - Sistema de gás com vácuo e cold box [22].
Para equipamentos que requerem uma pressão de injeção muito elevada, cerca de 300 barg, como é
o caso de motores a 2 tempos, existe uma terceira configuração que recorre à implementação de
bombas dentro do tanque para forçar o GNL a sair, e a bombas, evaporadores e aquecedores de alta
pressão ao longo do sistema de fornecimento da máquina principal (Figura 3.17).
Figura 3.17 - Sistema de gás de alta pressão para motores a 2 tempos [22].
A capacidade máxima do tanque é calculada com base no desenho do navio, nos parâmetros de
projeto do reservatório, no consumo de gás, na densidade do GNL à temperatura e pressão de
referência, mas não deve exceder os 95% do volume interno do tanque.
Antes do motor existe um GVU (Gas Valve Unit), responsável por regular a pressão à entrada do
motor, e assegurar o corte do fornecimento de gás em caso de emergência.
23
Existem duas possibilidades de motores que utilizam gás natural na combustão: o motor a gás e o
motor dual-fuel. Nos motores a gás a fonte de ignição pode ser uma vela ou a injeção de diesel piloto
(entre 1% e 5% do volume de combustível) diretamente na câmara de combustão. Nos motores dual-
fuel a ignição é sempre por diesel piloto, o que pode diferenciar é a pressão a que o gás é fornecido
ao motor: a altas pressões e a baixas pressões. Na Figura 3.18 está esquematizado os diferentes
tipos de motores.
Figura 3.18 – Tipos de motores a operar a gás natural.
Nos motores a gás com ignição por vela (Figura 3.19), o gás é injetado na conduta de admissão e
simultaneamente numa câmara de pré-combustão, onde nesta última a mistura é mais rica do que a
que está dentro do cilindro. No fim da compressão o gás da câmara de pré-combustão é excitado por
uma vela, e a chama desta combustão propaga-se para o cilindro. O ciclo de funcionamento deste
motor é o ciclo Otto.
Nos motores a gás com ignição por diesel piloto, o gás é igualmente injetado na conduta de
admissão. A temperatura de ignição do diesel varia entre os 260 e os 350ºC, enquanto que a do gás
natural varia entre os 550 e os 650ºC. Na fase de compressão do ciclo de funcionamento do motor é
gerado calor suficiente para atingir a temperatura de ignição do diesel, desta forma, é injetado o
diesel piloto que se inflama fornecendo energia suficiente ao gás natural para que ocorra a
combustão com propagação de chama. O ciclo de funcionamento deste motor é igualmente o ciclo
Otto.
Nos motores dual-fuel (Figura 3.20), existem dois modos de operação: o modo gás e o modo diesel.
No modo gás o funcionamento deste motor é em tudo semelhante ao do motor a gás com ignição por
diesel piloto apresentado anteriormente. No modo diesel o motor dual-fuel comporta-se como um
motor diesel.
Motores a operar a GN
Motor a Gás
ignição por vela
(ciclo Otto)
ignição por diesel piloto
(ciclo Otto)
Motor Dual-fuel
ignição por diesel piloto
baixa pressão
(ciclo Otto)
alta pressão
(ciclo Diesel)
24
A vantagem do motor dual-fuel em relação ao motor a gás é a capacidade de funcionar também a
diesel (HFO, LSFO ou MGO), sendo esta a razão por que no sector marítimo é preferencial este tipo
de motores, de modo a evitar que o navio fique sem combustível durante a viagem, uma vez que,
atualmente, uma escassa minoria de portos possui estações de abastecimento de GNL.
Na transição do modo gás para o modo diesel basta interromper a admissão de gás e injetar diesel
no fim da compressão. O processo é automático e demora menos de 1 segundo, não afetando nem a
velocidade nem a carga do motor. A operação inversa já ocorre de forma gradual: o diesel é reduzido
gradualmente enquanto o gás é aumentado gradualmente. As flutuações de velocidade e carga do
motor são mínimas.
Como referido anteriormente existem dois tipos de motores dual-fuel, um a baixas pressões (6barg),
outro a altas pressões (300 barg), este último é utilizado em motores a 2 tempos. O modo diesel nos
motores dual-fuel funciona segundo o ciclo Diesel. No modo gás: o motor a baixa pressão funciona a
ciclo Otto, o de altas pressões a ciclo Diesel.
Figura 3.19 - Motor a gás na fase de
compressão[23].
Figura 3.20 - Motor dual-fuel na fase de
admissão[24].
3.2.3 Sistemas Implementados
Os primeiros navios a utilizar gás natural como combustível foram as embarcações de transporte do
mesmo. Estas embarcações eram na totalidade movidas por meio de turbinas a vapor. O BOG
proveniente dos tanques de armazenamento da carga era queimado na caldeira gerando vapor. Mais
tarde estas turbinas foram substituídas por motores dual-fuel.
A Noruega por ser um grande produtor de gás natural começou deste cedo a utiliza-lo nos meios de
transporte, nomeadamente nos meios marítimos. Em 2000 surgiu, pelo operador Møre og Romsdal
Fylkesbåtar AS (MRF), o primeiro ferry movido a GNL, o MV Glutra, com 4 motores a gás Mitsubishi,
com capacidade para transportar 100 automóveis e 300 passageiros. Após o Glutra foram
25
construídos, em 2003, duas embarcações também elas a GNL, o Stril Pionneer e o Viking Energy. A
Noruega continua a apostar em navios a GNL estando atualmente em curso diversos projetos.
Em Maio de 2013 existiam em operação 41 navios movidos a GNL e 38 em projeto, a maioria de
bandeira norueguesa5.
Com 57 000 toneladas, o Viking Grace é o maior navio de passageiros movido a GNL. Possui 4
motores Wärtsilä 8L50DF, e um sistema de abastecimento LNGPac com dois tanques de 500 m3.
Consome anualmente 23 000 toneladas de GNL o que equivale a 60 ton/dia. Foi inaugurado em 2013
sobre bandeira finlandesa.
Em Outubro de 2011 foi posto em operação o primeiro navio convertido para dual-fuel da Wärtsilä, o
petroleiro sueco Bit Viking construído 2007. O navio possui dois tanques de GNL de 500 m3
(LNGPac) instalados no convés, e os dois motores wärtsilä 46 foram convertidos em wärtsilä 50 DF.
Nos Estados Unidos da América estão a ser desenvolvidos cada vez mais projetos em torno do GNL.
Uma das razões é o preço acessível a que o produto é transacionado. Os consumidores de gás
natural dos EUA pagam 1/3 do preço que é praticado na Europa. Mesmo depois de liquefeito o gás
natural custa menos que o fuelóleo ou o gasóleo. Segundo a Zeus Development Corporation existem
42 navios em desenvolvimento ou em avaliação para operar na américa do norte: 18 ferries, 12
petroleiros e transportadores de granel, 6 embarcações de apoio offshore, 6 porta contentores e
rebocadores. No total, 30 são navios novos e 12 são conversões.
Três armadores norte americanos com projetos deste género em curso são o Harvey Gulf, o STQ
Quebec e o US Company Totem Ocean Trailer Express (TOTE). A Harvey Gulf construiu 5 navios
para operar no Mississippi e tem mais 5 em consideração. A STQ Quebec comprometeu-se com a
construção de 3 ferries a GNL para o rio St. Lawrence e o TOTE com a construção de dois porta
contentores novos e a conversão de dois RoRo.
A primeira série de motores dual-fuel a alta pressão (MAN DF ME-GI) de baixa rotação foram criados
especificamente para os dois navios porta contentores de 3100 TEU da TOTE, que entrarão ao
serviço entre 2015 e 2016. O projeto das conversões dos dois RoRo, Midnight Sun e North Star,
foram atribuídos à Wärtsilä que instalará, em cada navio, 4 motores 12V50DF e dois tanques de 1100
m3. Os RoRo com capacidade para 600 TEU e 220 veículos, operarão no Alasca (zona ECA) e terão
autonomia de uma viagem.
A sociedade classificadora DNV estima que em 2020, 30% dos navios construídos a nível mundial
serão movidos a gás natural.
5 Estes dados não contabilizam navios transportadores de GNL.
26
3.2.4 Infraestruturas Portuárias
Como referido anteriormente o gás natural é um mercado em expansão a nível mundial e
particularmente no Norte da Europa.
Na Figura 3.21 são apresentados os portos mundiais com fornecimento de GNL a navios. 73% destes
portos encontram-se em zonas ECA.
Figura 3.21 – Infraestruturas Mundiais [25].
A Bélgica importa GNL deste 1987, quando abriu o primeiro terminal de liquefação. O porto de
Zeebrugge serve de porta de entrada do GNL no Noroeste da Europa, redirecionando o produto para
o mercado interno ou para outros mercados europeus: Reino Unido, Holanda, Alemanha,
Luxemburgo, ou França. O terminal de Zeebrugge permite a carga e descarga de navios
transportadores de GNL. Mais de 1 300 navios já foram abastecidos desde 1987.
Em Março deste ano ocorreu a primeira operação de abastecimento de GNL na costa belga. Na
viagem inaugural do rebocador norueguês M/T Borgoy, este parou no porto de Zeebrugge para
abastecer, via camião cisterna (Figura 3.22).
27
Figura 3.22 – Abastecimento camião cisterna-navio no porto de Zeebrugge [26].
Em 2015, será instalado no porto de Zeebrugge um segundo pontão capaz de fornecer GNL para
embarcações de diversas dimensões, incluindo pequenas barcaças de abastecimento. Desta forma
será possível abastecer os navios do porto por meio destas barcaças.
Para além do porto Zeebrugge, o governo flamengo está a estudar o abastecimento de GNL em mais
dois portos: Antuérpia e Gante.
Desde 1997 que a Dinamarca é autossuficiente em relação ao gás natural. As reservas conhecidas
situam-se no mar do norte e possui 19 campos petrolíferos com 87 poços ativos. A Dinamarca não
possui qualquer infraestrutura de produção ou liquefação de GNL, no entanto a companhia energética
dinamarquesa DONG Energy possui uma minoria no terminal GATE (Gas Access To Europe) no
porto de Roterdão, na Holanda.
O porto de Hirtshals na Dinamarca em cooperação com a companhia de gás norueguesa, Gasnor,
pretende construir um terminal de GNL no porto. A Gasnor terá total controlo sobre o terminal e as
vendas do produto ao consumidor final. O GNL será transportado para o navio por barcaças
pertencentes à companhia de gás. Os principais clientes serão a Fjord Line, Color Line e Nor Line.
O mercado de gás natural da Finlândia é relativamente pequeno e isolado. Todo o gás importado
provém da Rússia, por meio do contrato com a empresa de energia russa Gazprom, válido até 2025,
com um volume de contrato de 6 bcm por ano.
Em 2017 será inaugurado um terminal em Tornio, a norte da Finlândia, que terá o objetivo de fornecer
GNL à central de siderurgia de Outokumpu mas também terá capacidade para fornecer navios como
os novos quebra-gelos encomendados para a região de Tornio.
A Gasum, companhia de gás finlandesa, decidirá ainda este ano se aprova o projeto do terminal de
GNL localizado em Inkoo ou em Tolkkinen. O objetivo é fornecer gás a barcaças de abastecimento e
pequenos transportadores de GNL que fazem a distribuição ao longo da costa. Estima-se que o
terminal só estará operacional em 2018.
28
A Alemanha é o quarto maior consumidor de gás natural do mundo e o segundo da Europa, para
além de ficar em quarto lugar quanto à capacidade de armazenamento de gás natural, ficando atrás
dos EUA, da Rússia e da Ucrânia.
A 18 de Outubro de 2011, o porto de Brunsbüttel acordou com a Gasnor o abastecimento de navios
com GNL. Numa primeira fase, esta operação é realizada por meio de camiões cisternas, mas com o
intuito de instalar um reservatório de armazenamento de GNL no porto, passando os navios a ser
abastecidos por condutas diretamente ligadas ao tanque.
A autoridade do porto de Hamburgo e a Linde Group estão a planear a construção de um terminal de
GNL com o intuito de fornecer gás como combustível aos portos vizinhos como Kiel, Lübeck, Rostock
ou Wilhelmshaven.
Em 1960 foi descoberto um dos maiores campos da europa o “Groningen” no norte da Holanda.
Cerca de 29% de todas as reservas de gás natural da europa estão localizadas na Holanda.
O terminal de importação GATE, localizado no porto de Roterdão, foi o primeiro do país. No GATE o
GNL é recebido, armazenado, regasificado, e injetado na rede de transporte do Noroeste da Europa.
O terminal GATE contribui para a diversificação do fornecimento de gás na Europa, promovendo o
acesso ao GNL originário dos diferentes cantos do mundo.
Em Janeiro de 2014, o GATE inaugurou uma estação de abastecimento de camiões cisterna e
contentores de gás, com capacidade de abastecimento de 5 000 camiões por ano.
A Noruega tem a segunda maior reserva de gás natural da europa, a seguir à Rússia. Sendo a
terceira maior dos países da OCDE. Noruega exporta 95% da sua produção de gás. A exportação é
feita através de condutas maioritariamente para a Europa (Reino Unido, França, Bélgica e
Alemanha), concedendo-lhe o segundo lugar de maior exportador de gás para a Europa, a seguir à
Rússia.
O maior consumidor de GNL na Noruega é a indústria marítima com 40% de GNL do mercado,
seguido da indústria metalúrgica com 36%.
Actualmente existem 5 portos na Noruega capazes de abastecer navios. Esses portos são: Florø,
com capacidade para 500 m3; Coast Centre Base (CCB) Ågotnes, igualmente com 500 m
3; terminal
de Halhjem, com capacidade 2 x 500 m3; e os terminais GNL de pequena escala de Snurrevarden e
de Risavika. O método mais comum de abastecimento é através de camião cisterna ou através de
conduta ligada a um tanque fixo no cais.
A Suécia não possui reservas de gás natural. O 1º terminal de receção de GNL foi inaugurado em
2011, na Nynäshamn, com capacidade para 20 000 m3.
O porto de Gotemburgo em cooperação com a Gothenburg Energy (GE) desenvolveu um terminal de
GNL que entrará ao serviço em 2015. O principal objetivo será abastecer barcaças, mas o terminal
também terá capacidade para fornecer GNL a camiões e a pequenos navios como ferries.
29
O abastecimento do ferry RoRo pax Viking Grace é realizado no porto de Estocolmo, que possui a
primeira barcaça de abastecimento de GNL do mundo, o Seagas, um antigo ferry de seu nome Fjalir,
convertido em barcaça, segundo as normas do código IGC, nos estaleiros de Fiskerstrand BLRT, na
Noruega. A barcaça contém um tanque de 180 m3 (suficiente para abastecer o Viking Grace porque o
abastecimento é realizado todas as manhãs, durante uma hora). Para abastecer o Seagas são
necessários 2 ou 3 camiões cisternas, que transportam o GNL do terminal de Nynäshamn a 60 km
distância, até ao porto de Estocolmo. Seagas pertence à companhia sueca de gás AGA gas.
Entidades que possuem projectos para barcaças de abastecimento são a White Smoke Shipping, a
TGE Marine gas engineering e Veka Group.
O desenvolvimento dos navios a gás natural na América do Norte levou a Shell a investir em
terminais de abastecimento de pequena escala em locais estratégicos, perto dos clientes. Serão
construídas duas estações, uma no porto de Fourchon, a sul do Louisiana, que irá abastecer as
embarcações do Golfo do México e ao longo do rio Mississippi. A segunda será em Sarnia, no
Ontário, Canadá, que servirá as embarcações dos cinco Grandes Lagos e do rio St. Lawrence.
90% a eletricidade de Singapura provém do GNL. No ano passado a Autoridade Marítima do Porto
de Singapura (MPA) desenvolveu um projeto, com 21 parceiros, com o objetivo de avaliar a
viabilidade de fornecer GNL no porto. A MPA contratou a Lloyd’s Registar (LR) para desenvolver
procedimentos operacionais e padrões técnicos no abastecimento de GNL.
Em Novembro, será assinado um acordo de parceria com duração de 3 anos, entre o porto de
Singapura e dois portos na Bélgica, Zeebrugge e Antuérpia. O objetivo é, em conjunto, uniformizar
medidas de segurança e abastecimento de navios a GNL.
30
4 Caso de Estudo
4.1 Requisitos Operacionais
Os navios fundamentalmente têm três diferentes modos de operação: em porto, em manobras ou em
navegação. Em navegação, o sistema na sua forma mais eficiente, permite operar apenas com a
máquina principal que transmite a energia ao hélice necessária à propulsão e, em simultâneo, aciona
o alternador de veio que produz a restante energia elétrica necessária às atividades de consumo
básico e sistemas auxiliares do navio. Em manobras, a máquina principal é utilizada exclusivamente
para a propulsão, e o consumo básico e sistemas auxiliares é assegurado pelos geradores auxiliares.
Em porto a máquina principal está desligada, e os geradores auxiliares assumem o fornecimento de
energia necessária ao consumo básico do navio e outros sistemas auxiliares, tais como, contentores
frigoríficos, gruas, sistemas de lastro, outros sistemas de carga e descarga.
Este estudo tem como objetivo avaliar a conversão da máquina principal para GNL, mantendo os
geradores auxiliares a MGO. Sendo assim apenas foi contabilizado, no levantamento do consumo
anual do navio, o consumo em navegação desprezando o consumo em manobras e porto. O motivo
para desprezar também o consumo em manobras, momento em que a máquina principal também
está em funcionamento, é pelo facto da máquina principal apresentar, em média, uma carga de 20%
em manobras[27], e segundo os fabricantes, os motores dual-fuel só devem operar a GNL para
cargas da máquina superiores a 20%.
O Insular, navio de carga geral considerado neste estudo, foi construído em 1998 nos estaleiros de
Viana do Castelo. Possui um comprimento de 120 metros e uma boca de 20 metros. Tem capacidade
para transportar 625 contentores de 20 pés. Possui uma única máquina principal, um motor diesel de
4 tempos, wärtsilä 38 de 9 cilindros em linha, que perfaz uma potência de 5940 kW.
A atividade do navio decorre entre o Portugal Continental e as Regiões Autónomas da Madeira e dos
Açores. Na Figura 4.1 é apresentado três diferentes carreiras executadas pelo navio e as respetivas
distâncias percorridas.
Figura 4.1 – Distância das Carreiras.
Carreira Distância (mn)
Triângulo 3065
Açores 2192
Madeira 1058
31
Na secção 4.1.1. é apresentado os requisitos necessários à instalação de scrubber e do SCR. Na
secção 4.1.2. são apresentados os requisitos operacionais necessários à implementação do GNL
como combustível.
4.1.1 Scrubber e SCR
Na Figura 4.2 está representado a sequência pela qual os equipamentos devem ser instalados no
coletor de gases de escape. O número 1 representa a máquina principal, com ou sem
sobrealimentador se for um motor a 4 tempos (que é o caso), se for um motor a 2 tempos o SCR
deve ser instalado antes do sobrealimentador, onde a temperatura dos gases de escape é superior. O
número 2 é o SCR, o 3 a caldeira recuperativa, o 4 o bypass do scrubber, e o 5 o próprio scrubber
húmido instalado no final do tubo de escape.
A caldeira recuperativa, anteriormente mencionada, é utilizada no aquecimento do fuelóleo (HFO) que
possui uma viscosidade demasiado elevada para circular no sistema sem ser antecipadamente
aquecido.
Figura 4.2 – Sequência dos equipamentos [7].
O scrubber deve ser concebido em aço inoxidável devido à atmosfera altamente corrosiva presente
no seu interior. No scrubber húmido não é necessário o bypass se o sistema for construído com
materiais não combustíveis. O bypass também pode ser dispensado se a instalação possuir mais que
um motor.
Quando a temperatura dos gases de escape é demasiado reduzida, ou seja, quando a máquina está
a operar a cargas baixas, o fornecimento de ureia ao SCR é interrompida com o intuito de
salvaguardar e evitar o escorregamento de amónia devido ao mau desempenho do catalisador.
32
O SCR deve ser inspecionado a cada 2,5 anos. O tempo de vida útil do catalisador é 16 000 horas de
serviço. Recorrendo aos dados da Tabela 5.11, neste caso, o sistema teria 4 anos de vida se o
sistema estivesse sempre a trabalhar, ou quase 6 anos se só for ativo até 200 mn na costa.
4.1.2 Gás Natural Liquefeito
As características do Gás Natural Liquefeito utilizadas neste estudo foram retiradas das
especificações de combustível da Galp Energia referente ao GNL recebido em Sines. Estas
características são apresentadas na Tabela 4.1:
Componentes Fração molar (%)
Metano 91,903
Etano 4,882
Propano 2,260
i-Butano / 2-Metilpropano 0,360
n-Butano 0,427
i-Pentano / 2-Metilbutano 0,021
n-Pentano 0,005
Azoto 0,142
Dióxido de Carbono 0,000
TOTAL 100%
Tabela 4.1 - Características do Gás Natural Liquefeito [28].
Os riscos associados ao manuseamento de gás são elevados, desta forma, a disposição e
localização dos equipamentos de armazenamento, distribuição e utilização do gás devem ser tais que
o número e extensão de áreas de perigo sejam mínimos.
Toda a tripulação do navio deve receber treino sobre medidas de segurança, operação e
manuseamento do gás. Os exercícios de emergência devem ser realizados em intervalos regulares.
E os manuais, programas e exercícios de treino devem ser personalizados para cada navio e
instalação de gás.
Na resolução IMO MSC. 285(86) existem três categorias de treino:
Categoria A: treino geral de segurança, onde se adquire conhecimentos básicos sobre o
tema, assumindo que a tripulação não possui conhecimentos anteriores sobre o combustível
gás, motores ou sistemas de gás. O treino consiste em aulas teóricas e práticas que
envolvem exercícios com sistemas de gás, segurança no manuseamento de gás líquido, ou
extinção de incêndios de gás.
Categoria B: treino suplementar para oficiais de convés responsáveis pela estação de
abastecimento.
33
Categoria C: treino suplementar para oficiais de máquinas.
Dos três tipos de abastecimento de navios a gás natural o que levanta maiores preocupações é o
barcaça-navio, motivado pelo facto de envolver duas embarcações a gás.
Estatisticamente os tipos de acidentes ocorridos com barcaças de abastecimento ao nível mundial
são: colisões, encalhamentos, incêndios na sala das máquinas, falha global do sistema, falha no
leme, entre outros. As causas destes incidentes estão relacionadas com falhas humanas ou técnicas,
causas externas como mau tempo ou interações de tráfego.
As consequências destes acidentes são ampliadas quando o combustível é gás natural liquefeito.
Para minimizar ao máximo os ricos, deve existir uma eficaz comunicação entre as duas
embarcações, uma adequada amarração das mesmas, e duas tripulações bem treinadas e
informadas.
As possíveis consequências de incidentes com GNL são as seguintes:
Danos criogénicos: uma fuga de GNL pode provocar a fragilização ou fratura da estrutura
metálica do navio devido às baixas temperaturas envolvidas (-162ºC).
Lesões criogénicas: nessa mesma fuga pode ocorrer lesões humanas como queimaduras
devido ao frio, ou lesões nos pulmões caso se inspire vapores frios.
Asfixia: o GNL pode ser asfixiante quando não é assegurado a ventilação de oxigénio
suficiente no local do derrame.
Incêndios: o GNL não é inflamável mas caso haja um derrame para dentro de água este
evapora-se rapidamente e na presença de uma fonte de ignição pode inflamar, fazendo-se
sentir um calor intenso que pode provocar queimaduras. Se o derrame for pequeno e não
houver ignição a concentração de vapor diminui rapidamente atingindo concentrações
menores que o limite inferior de inflamabilidade deixando de apresentar perigo. Acima do
limite superior de inflamabilidade, a mistura é demasiado rica para se inflamar. Em derrames
consideráveis, isto origina uma bola de vapor ardente que acompanha a piscina de GNL,
impossível de apagar enquanto houver combustível.
Figura 4.3 - Incêndio em caso de derramamento [20].
34
Rápida transição de fase (RPT): ocorre quando o GNL muito frio entra em contacto com água
a uma temperatura superior. A rápida transição de líquido para vapor origina uma onda de
choque semelhante a uma explosão mas sem envolver combustão.
Explosão de nuvem de vapor: gás natural no estado líquido não explode mas se houver uma
nuvem de vapor é possível ocorrer uma explosão. Isto ocorre caso o vapor esteja confinado,
se houver uma boa mistura com o oxigénio e uma boa fonte de ignição.
Sloshing: este efeito é referente ao movimento do gás líquido dentro do tanque. Este
movimento pode provocar danos na estrutura do tanque no caso de este ter sido mal
projetado.
Máquina Principal
Conversões de motores diesel para motores dual fuel é uma prática com menos de 20 anos, sendo
os pioneiros as centrais termoelétricas.
A conversão de um motor diesel (ciclo Diesel) para um motor a gás natural (ciclo Otto) origina uma
diminuição e rendimento do motor, caso se mantenha a cilindrada. Este decréscimo deve-se ao facto
do motor a GN não comportar pressões tão elevadas quanto as do motor a diesel. De forma a
compensar estas perdas na conversão do motor diesel para GN aumenta-se a cilindrada do motor.
Nas conversões em que é necessário alterar o diâmetro dos cilindros apenas é aproveitado o bloco
do motor e o veio de manivelas, todo o restante hardware é substituído. No caso de se manter a
cilindrada apenas sofre modificações a câmara de combustão e os êmbolos o que implica
substituição das cabeças dos cilindros.
Como mencionado na introdução a esta secção 4.1, os motores dual-fuel não devem trabalhar a
cargas inferiores a 20%, isto deve-se a razões de segurança pois a combustão torna-se incompleta a
cargas reduzidas podendo levar à libertação de metano não queimado nos gases de escape. Esta
medida também traz benefícios em termos de período e custos de manutenção do motor.
Um motor a operar a gás natural necessita de inspeções menos periódicas e o tempo de vida dos
componentes é maior. Esta diferença deve-se essencialmente à menor degradação dos componentes
do motor devido à menor acidez do óleo lubrificante e menor produção de partículas. Como exemplo,
motores a gás não necessitam de tantas lavagens e substituição de filtros de óleo ou limpeza do
coletor de escape.
Motores convertidos para dual-fuel apresentam temperaturas de gases de escape mais baixas, tal
efeito deve-se à combustão do GN não emitir tanta radiação na zona dos infravermelhos como a
combustão do fuelóleo. No entanto, este decréscimo de temperatura, que pode variar entre 10 e
30ºC, é amplamente compensada pela melhor transferência de calor da caldeira recuperativa por esta
se apresentar mais limpa.
35
No regulamento IMO MSC 285(86) são apresentadas duas possíveis configurações para a sala dos
motores de um navio movido a gás natural. A primeira configuração, aqui referenciada por A, gere o
espaço de forma que este seja seguro sobre quaisquer condições de funcionamento, normais ou
anormais. Na segunda configuração, configuração B, o espaço é considerado não perigoso em
condições normais de funcionamento, e possivelmente perigoso em condições anormais.
Na configuração A, todas as condutas, dentro do espaço das máquinas, devem ser de parede dupla.
O regulamento apresenta dois tipos de paredes duplas:
Gás inerte no espaço anelar: espaço entre condutas com gás inerte a pressão superior à do
gás dentro da conduta interior. Tem de haver sensores de controlo da pressão do gás inerte.
Quando a pressão do gás inerte é menor que a do GN o sistema purga automaticamente
para o interior da conduta mais gás inerte.
Ar ventilado no espaço anelar: espaço entre condutas com ar ventilado a pressão inferior ao
do GN. Deve existir 30 renovações de ar a cada hora, com capacidade para aumentar para
10 renovações por hora.
Na configuração B, num evento anormal que envolva perigo da presença de gás no espaço das
máquinas, o ESD da fonte de ignição e dos equipamentos deve ser ativo automaticamente.
Nesta configuração são aceites condutas de parede simples desde que:
os motores/geradores se encontrem em compartimentos separados, sem paredes comuns.
Caso isto seja inevitável, tem de estar documentado que esta parede resiste à explosão da
sala adjacente.
pressão das condutas seja menor que 10 bar, ou seja, esta configuração só deve ser usada
em sistema de baixa pressão.
Em ambas a configurações, em caso de fuga o corte de fornecimento de gás ao motor deve ser
imediato, e quando o motor existente é unicamente a gás deve existir mais que um tanque de
armazenamento, tanques estes que devem ser instalados em compartimentos separados.
Ventilação da sala dos motores deve ser independente de outros sistemas de ventilação. Na
configuração A deve haver 15 mudanças de ar por hora, e caso haja deteção de gás, o sistema muda
automaticamente para 30 renovações por hora. Na configuração B deve haver 30 renovações por
hora.
Reservatórios de GNL
As especificações dos reservatórios de GNL existentes no mercado permitem a sua instalação
verticalmente, horizontalmente, no convés ou por baixo deste. Instalação no convés é simples e
muitos dos requisitos de ventilação podem ser contornados. A posição e localização dos tanques têm
de ter em consideração a sua influência na estabilidade do navio.
36
A implementação de tanques de GNL implica inevitavelmente a perda de espaço de carga do navio.
Observando o projeto do navio (Figura 4.4) é possível selecionar à partida dois locais viáveis para a
instalação dos tanques, por serem os locais mais próximos da casa das máquinas: sobre o convés
junto ao casario ou no porão 4.
Figura 4.4 - Localização possível dos tanques GNL.
Existem dois tipos de tanques que podem ser instalados no navio: tanques fixos ou tanques
amovíveis. Os tanques fixos fornecidos pela Wärtsilä podem ser especificados para cada projeto.
Estes também possuem tanques standards mas têm dimensões superiores ao porão 4 ou ao convés:
os tanques possuem no mínimo 16,7 metros de comprimento, enquanto o convés tem 10 e o porão
13 metros. A única possibilidade será instala-los no porão seguinte, o porão 3, mas este não contacta
diretamente com a casa das máquinas o que significa ter de passar condutas de parede dupla pelo
porão 4 perdendo assim mais espaço de carga.
Os tanques devem ser projetados de acordo com o código IGC e possuir pelo menos um indicador de
pressão.
O debate sobre a localização dos tanques anda em torno se devem ser posicionados perto de
alojamentos, espaços de serviço ou estações de monitorização. O problema é mais polémico quando
se considera embarcações de transporte de passageiros. O regulamento IMO MSC. 285(86) restringe
apenas a localização dos tanque quanto à distância à lateral e ao fundo do navio, devendo encontrar-
-se o mais próximo possível do eixo longitudinal da embarcação.
Os tanques podem ser implementados sobre pavimentos cobertos ou não cobertos:
Pavimentos não cobertos:
Tanques devem ser posicionados a B/5 de distância da lateral do navio, nunca menos de 760
mm do casco. B representa a boca do navio, que neste caso é 20 metros, sendo assim os
tanques podem devem ser posicionados preferencialmente a 4 metros do bordo no navio.
Dispostos de forma a receberem ventilação natural suficiente.
37
Pavimentos cobertos:
A pressão do líquido do interior do tanque não deve exceder os 10 barg.
Os tanques devem ser posicionados à distância do valor mínimo entre B/5 e 11,5 metros do
bordo do navio. Neste caso seriam os 4 metros.
Os tanques devem ser posicionados à distância do valor mínimo entre B/15 e 2 metros do
fundo do navio. Neste caso seriam 1,33 metros.
Nas duas situações anteriormente referidas, os tanques nunca devem estar a menos de 760
mm do casco.
Figura 4.5 – Localização dos Tanques [29].
Joris Van Kreij, Gestor de Vendas da Chart Industries, numa conferência realizada a 26 Junho de
2014 [29], afirmou que se está a reunir esforços para corrigir estas regras uma vez que foram
elaboradas com base na penetração (dados estatísticos) provocada por uma colisão com a
embarcação, assumindo que ao mínimo contacto existiria uma fuga dos tanques, assunção que não é
coerente com a exigente construção que hoje é requerida aos tanques IMO C.
A sala dos tanques deve ter fronteiras, incluindo portas, estanques ao gás, construídas com materiais
resistentes a baixas temperaturas, com reforço de isolamento entre os tanques e a estrutura do
casco. As soleiras das portas devem ter uma altura superior a 300 mm. E o acesso à sala dos
tanques deve ser independente e direto a uma área não coberta. Durante a operação normal do
sistema de gás, o acesso a esta área deve ser interdito.
Esta sala não deve ser adjacente à sala dos motores, caso isto aconteça a espessura mínima da
parede divisória deve ser de 900 mm com isolamento de classe A-60 no lado dos motores. Esta
classe refere-se a paredes de aço com isolamento capaz de impedir a passagem de chamas e fumos
durante 60 minutos quando exposta à chama, e a temperatura da face oposta não deve ultrapassar
um valor máximo durante essa mesma hora.
A pressão no interior da sala deve ser inferior à atmosférica e tem de haver no mínimo 30 renovações
de ar por hora através de ventilação forçada.
38
4.2 Estudos Requeridos à Wärtsilä
A Wärtsilä, fundada em 1834 com sede na Finlândia, é fornecedora de equipamentos navais para
construção, armadores e operadores de embarcações e instalações offshore. Para além da máquina
principal, do navio em causa, ser desta marca, esta empresa está na vanguarda da tecnologia do
gás, por esse motivo foi selecionada para fazer parte deste projeto de conversão do navio e ao
mesmo tempo estudar as outras alternativas ao uso do gás.
Em Março foi pedido um estudo à Wärtsilä sobre a possibilidade de converter o navio Insular para
GNL. Foi enviada informação com os desenhos do navio e o perfil de operação (Tabela 4.2). O perfil
de operação foi simulado no caso de o navio operar entre o continente e o arquipélago dos Açores.
Velocidade média (nós)6 13,4
Distância por viagem (mn) 2192
Duração da viagem (dias) 15,2
Viagens por ano 24
Tabela 4.2 – Perfil de Operação.
O motor wärtsilä 38, instalado no Insular, não tem, da parte do fabricante, uma solução técnica
desenvolvida para a conversão para dual-fuel (atualmente, esta conversão só está desenvolvida para
os wärtsilä 32 e 46). Sendo assim, será necessário instalar uma nova máquina no navio, que será o
wärtsilä 46DF, que segundo o fabricante será o motor mais adequado. Este motor é um dual-fuel a 4
tempos, ignição por diesel piloto, 6 cilindros em linha, com potência de 6870 kW, de acordo com as
especificações técnicas.
A proposta para os tanques de GNL enviada pelo fabricante são dois tanques IMO C com câmara de
vácua (semelhantes aos da Figura 4.6), sobrepostos no centro do porão 3, com 20,25 metros de
comprimento, 4,5 metros de largura e 4,9 metros de altura, estas dimensões já contabilizam o espaço
ocupado pela cold box. Os tanques têm uma capacidade de 196 m3, cada um. O caudal de
abastecimento destes é de 135 m3/h, o que perfaz um período de abastecimento de 2 horas e 54
minutos.
Figura 4.6 – Tanques da Wärtsilä – LNGPac [30].
6 Nós equivale a milhas náuticas por hora.
39
Também foi requerido uma análise de contentores ISO de GNL em alternativa aos tanques, ao qual
não foi dada resposta a tempo deste trabalho.
Na reunião realizada em Maio foi solicitado ao fabricante informação e proposta para uma solução
técnica de scrubber e de SCR para o navio Insular.
Os dados requeridos pelo fabricante para a análise do scrubber foram a potência e tempos do motor,
o número de motores a bordo, e o caudal de gases de escape (12,4 kg/s). No Anexo C é apresentado
o formulário que o fabricante enviou para ser preenchido.
O scrubber proposta pelo fabricante foi um equipamento húmido de circuito aberto (Wärtsilä Open
Loop Scrubber) modelo 1#8M1. Na Figura 4.7 é apresentado o projeto do scrubber já instalado no
navio enviado pela Wärtsilä.
Figura 4.7 – Proposta da Wärtsilä para Scrubber [31].
Os dados requeridos para o estudo do SCR foram, simplesmente, o nível de emissões de NOx que
se queria atingir, ao qual a resposta foi Tier III. No final de Setembro foi recebida a resposta com o
orçamento e as especificações técnicas do equipamento.
40
4.3 Cenários Operacionais
A análise energética, ambiental e económica, apresentada na próxima secção, foi elaborada para
diversos regimes de consumo de combustível da máquina principal, de forma a cobrir diferentes
dimensões de investimento por parte do armador. Os cenários avaliados são os seguintes:
1) Utilizar HFO em todo o percurso;
2) Utilizar MGO até 200 milhas náuticas da costa e o resto do percurso a HFO;
3) Utilizar HFO em todo o trajeto com a implementação dos sistemas scrubber e SCR;
4) Utilizar GNL até 200 milhas náuticas da costa e o resto do percurso a HFO;
5) Utilizar GNL em todo o percurso.
Os cenários foram criados tendo em vista o cumprimento das restrições ambientais futuramente
impostas pela IMO.
O primeiro cenário representa o regime de funcionamento atual. No segundo cenário é sugerida a
utilização do MGO de modo a cumprir a legislação referente ao enxofre. Este regime pode ser
implementado de imediato, com o equipamento existente a bordo, sem a necessidade de
investimento.
Os cenários que consideram o uso de MGO ou GNL junto à costa (até 200mn) advém da
possibilidade do navio navegar em zonas SECA ou ECA, respetivamente, antevendo que a costa
Portuguesa se torne uma destas zonas. Durante o período de análise deste projeto, o navio navegou
72% do tempo em regiões que distam menos de 200 mn da costa. Na Figura 4.8 estão representadas
a amarelo essas regiões que distam 200 mn da costa Portuguesa.
Figura 4.8 – Regiões que distam 200 mn da costa Portuguesa.
Embora o âmago da dissertação seja a conversão do sistema propulsor do navio para GNL de forma
a cumprir as restrições ambientais futuras, os cenários 2 e 3 foram simulados com o intuito que o
armador tenha ao seu dispor todos os dados necessários para tomar uma decisão ponderada no
momento de selecionar as condições operacionais de funcionamento.
41
5 Impactos
No presente capítulo serão apresentados a metodologia e os resultados da análise energética
(secção 5.1.), ambiental (secção 5.2.) e económica (secção 5.3.) para os diferentes cenários
sugeridos na secção 4.3.
5.1 Energéticos
Nesta secção calcula-se em primeira análise a energia despendida em cada cenário de forma a ser
possível compara-los. De seguida calcula-se o volume máximo de GNL necessários para
determinados percursos com o intuito de dimensionar o reservatório de GNL necessário à atividade
do navio.
Dados
Na Tabela 5.1 são apresentadas características dos diferentes motores e sistemas consideradas para
o cálculo da energia consumida em cada cenário e volume ocupado pelo combustível.
As massas volúmicas do HFO e do MGO foram retiradas da norma ISO/FDIS 8217:2012 [32],
a do GNL da circular IMO MSC.285(86) Annex 11 [33].
O poder calorifico inferior do HFO e MGO têm como referência os valores usados num estudo
da Wärtsilä publicado na sua revista técnica de Junho de 2014 [34]. O do GNL foi calculado
através da folha de calcula disponibilizada pela Unitrove [35] (que tem como base de cálculo
a norma ISO 6976 (1995)), onde se introduziu as características do gás natural expostas na
Tabela 4.1.
Os consumos específicos referenciados para o motor diesel e o dual-fuel provêm,
respetivamente, dos guias de projeto dos motores wärtsilä 9L38 e do wärtsilä 6L46DF. No
caso do motor diesel com sistema scrubber, a utilização deste sistema provoca um aumento
de 2,41% no consumo, segundo as especificações técnicas enviadas pela empresa, obtendo-
-se então os 182 g/kWh de consumo específico. Estes consumos específicos são os valores
teóricos com a máquina a 100% da carga.
Combustível
HFO
MGO GNL
Tipo de Instalação wärtsilä 9L38
wärtsilä 9L38 + Scrubber
wärtsilä 6L46DF
wärtsilä 9L38
wärtsilä 6L46DF
Massa volúmica (kg/m3) 991 890 450
Poder Calorífico Inferior (MJ/kg) 40,6 42,8 49,4
Consumo Específico (g/kWh) 178 182 183 169 145
Tabela 5.1 - Dados do equipamento e dos combustíveis.
42
5.1.1 Consumo
A partir de Janeiro de 2013 começou a ser obrigatório o registo do consumo de combustíveis a bordo
para os diferentes regimes de operação (em porto, em manobras e em navegação). Com base nos
dados registados durante o período de um ano (3 de Maio de 2013 a 4 de Maio de 2014) foi estimado
um consumo de combustível anual da máquina principal, a navegar, de 2 913 ton de HFO. Este valor
é influenciado pelo estado do mar, pelo regime de velocidade executado pelo navio, resistência do
casco e do hélice, ou pela modificação na rota.
Para obter a energia consumida nos diferentes cenários calcula-se a massa de combustível
necessária para fornecer a energia requerida à atividade do navio durante esse ano. A massa (m
[kg]) calculada para os diferentes cenários depende da eficiência do motor (η [%]) e do poder
calorífico inferior do combustível (PCI [MJ/kg]). A eficiência do motor pode ser calculada da seguinte
forma:
(5.1)
Eútil representa a energia útil necessária fornecer ao navio para este desenvolver a sua atividade
anual. Eútil é independente do tipo de motor instalado no navio, sendo esse valor constante para todos
os cenários considerados neste estudo. Sendo assim, para obter a massa de combustível consumida
num cenário “x” procede-se ao seguinte cálculo:
(5.2)
η1, m1, PCI1 são respetivamente a eficiência do motor, a massa anual de combustível e o poder
calorífico do combustível nas condições do cenário 1. ηx, mx, PCIx são respetivamente a eficiência do
motor, a massa anual de combustível e o poder calorífico do combustível nas condições de um dos
cenários mencionados na secção 4.3 aqui representado por “x”.
A eficiência também pode ser calculada através da equação (5.3) com base no consumo específico
do motor (Ce [g/kWh]) e do poder calorífico do combustível:
(5.3)
Combinando as equações (5.2) e (5.3) chegamos ao seguinte resultado:
(5.4)
O porquê desta equação em detrimento da equação (5.2) é o facto dos fabricantes de motores
fornecerem, habitualmente, o consumo específico do motor em vez da eficiência.
43
Nos cenários 2 e 4 os consumos são divididos em dois regimes: até 200 milhas náuticas da costa e
após as 200 milhas náuticas da costa. Desta forma foi igualmente dividido em dois regimes o cenário
que simula a situação atual:
1) Inicialmente calculou-se o consumo por milha para cada tirada da viagem7.
2) Com o intuito de avaliar o consumo do navio até 200 mn da costa, em tiradas com distância
navegada superior a 400mn, multiplicou-se o consumo por milha por 400 mn. O restante
combustível representa o consumo após 200mn da costa.
3) Para tiradas com distância inferior a 400 mn considera-se o consumo na totalidade.
4) Após se obter o consumo para os dois regimes nas condições do cenário 1 converte-se estes
valores para os cenários 2 e 4 através da equação (5.4).
A Tabela 5.2 apresenta os consumos mássicos anuais para os diferentes cenários, calculados com
recurso à equação (5.4). Estes valores são relevantes para estimar os custos operacionais
apresentados na secção 5.3.
Atualmente o navio está a consumir perto de 3 mil toneladas por ano de HFO (cenário 1), quando
alteramos o combustível para MGO este valor diminui devido ao menor consumo especifico do motor
a gasóleo. O aumento de 2,41% no consumo devido à instalação do sistema scrubber traduz-se no
excedente de consumo de 71 toneladas de HFO por ano (cenário 3).
Se se alterar a operação do navio para GNL este passa a consumir menos 18,4% de combustível
(cenário 5), devido ao menor consumo específico do motor dual-fuel a gás natural.
O facto do consumo específico do motor dual-fuel em modo diesel ser superior ao do motor diesel
reflete-se na comparação do consumo de HFO nos cenários 2 e 4. Em ambos os cenários é usado
HFO a distâncias de navegação acima das 200mn da costa, mas no cenário 2 o consumo deste
combustível é inferior ao do cenário 4.
Os consumos apresentados na Tabela 5.2 são representativos deste ano específico. Caso o navio
mude de carreira estes valores alteram-se, especialmente os consumos do cenário 2 e 4 que foram
divididos em consumo até 200 milhas da costa e após essa distância.
Os consumos dos cenários 2 e 4 também foram calculados tendo em consideração a troca
instantânea de combustível. Isto só é real no caso da mudança de GNL para HFO, como referido
anteriormente.
7 Considera-se uma viagem o tempo decorrido desde a partida até ao regresso ao porto de origem. Uma viagem
é composta por várias tiradas que correspondem à navegação entre portos, por exemplo, uma vigem de ida e volta a Ponta Delgada é constituída por duas tiradas: Lisboa-Ponta Delgada e Ponta Delgada-Lisboa.
44
Motor Wärtsilä 9L38 Wärtsilä 6L46DF
Cenários 1) HFO 2) MGO 200mn
+ HFO 3) HFO + Scrubber + SCR
4) GNL 200mn + HFO
5) GNL
HFO MGO HFO GNL
Consumo Mássico Anual (ton)
2 913 801 2 003 2 984 824 1 723 2 376
Tabela 5.2 - Consumo Mássico Anual de Combustível.
Através dos consumos mássicos de combustível é possível obter a energia consumida para cada
condição de funcionamento (E [MJ]). Com este parâmetro pode-se proceder a uma análise
comparativa entre os diferentes cenários.
(5.5)
Para se obter a energia consumida em MWh multiplicou-se este termo pelo fator de conversão
2,78E-04 MWh/MJ.
Desta forma é apresentado na Figura 5.1 a energia despendida anualmente em cada cenário. Por
cima de cada barra é apresentado a desvio percentual de consumo de cada cenário em relação ao
estado atual (cenário 1).
Nos dois primeiros cenários é utilizado o mesmo equipamento (motor wärtsilä 9L38), o que justifica
não se verificar alterações na energia consumida entre o cenário 1 e o 2.
O aumento verificado no cenário 3 em relação ao 1, apenas se deve ao aumento de consumo
provocado pela implementação do sistema scrubber.
As condições do cenário 4 aumentam o consumo energético anual em 0,20%. Apesar do GNL ter um
poder calorifico maior que o HFO e o motor dual-fuel, em modo gás, ter uma eficiência maior que o
motor diesel considerado, quando o motor dual-fuel opera em modo diesel a sua eficiência é inferior
justificando este aumento de consumo.
No cenário 5, o baixo consumo específico do motor dual no modo gás, associado ao elevado poder
calorifico do GNL, permite diminuir o consumo energético anual do navio em 0,79% mantendo a
atividade do mesmo.
45
Figura 5.1 - Energia Consumida Anualmente8.
5.1.2 Reservatórios de GNL
A análise energética elaborada, para além de incidir na avaliação comparativa da energia consumida
pelos diferentes cenários, pretende dar resposta à capacidade dos reservatórios de GNL necessária à
atividade do navio nas condições dos cenários 4 e 5.
5.1.2.1 Tanques Fixos
Como referido anteriormente o navio tem a possibilidade de selecionar tanques fixos ou tanques
amovíveis. A capacidade dos tanques fixos passa por estimar o consumo máximo que poderia ser
praticado pelo navio, desta forma foi definida a rota mais longa que pode ser executa nesta região
marítima de operação. A esta rota chamou-se carreira do triângulo que considera os seguintes portos:
Lisboa, Leixões, Ponta Delgada, Praia da Vitória, Graciosa, Velas, Flores, Horta, Pico, Ponta
Delgada, Caniçal, Leixões, Lisboa.
A carreira do triângulo não foi executada na totalidade pelo navio durante o período de tempo em
análise. Desta forma, calculou-se inicialmente o consumo médio por milha para diferentes trajetos:
Continente, onde se considera a tirada Lisboa-Leixões; Continente-Açores; Ilhas do Açores; Açores-
-Madeira; e Continente-Madeira. Sabendo o consumo por milha médio que o navio pratica nestes
trajetos, bastou multiplica-lo pela distância de cada tirada para obter o consumo das mesmas.
8 Valores absolutos no Anexo A.
ref. 0,0% +2,4% +0,2% -0,8%
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
1) HFO 2) MGO 200mn +HFO
3) HFO +Scrubber
+SCR
4) GNL 200mn +HFO
5) GNL
MW
h
Wärtsilä 38 Wärtsilä 46DF
46
Recorrendo à equação (5.4) obteve-se os consumos de GNL para os cenários 4 e 5, tendo em
atenção que no cenário 4 só se considera o consumo para distâncias até 400 mn.
Para obter o volume (V [m3]) do combustível necessário para a carreira basta dividir o consumo pela
massa volúmica do combustível (ρ [kg/m3]), neste caso GNL:
(5.6)
Obtém-se desta forma, 318 m3 nas condições do cenário 5 onde se utiliza GNL em todo o percurso, e
230 m3 se se optar por se usar GNL até 200 mn da costa (cenário 4).
O espaço de carga perdido devido à instalação dos tanques é expresso em TEU. Na Figura 5.2 está
representado, em milímetros, as dimensões dos contentores ISO de 20 pés considerados neste
projeto.
Figura 5.2 – Dimensões do contentor ISO de 20 pés (mm).
47
Proposta da Wärtsilä
A proposta dos tanques da Wärtsilä para o navio Insular inclui dois tanques de 196 m3 sobrepostos,
instalados no porão do centro, o porão 3. Cada tanque com 20250 mm de comprimento, dos quais
2250 mm correspondem à cold box; 4500 mm de largura/diâmetro; e 4900 mm de altura, dos quais
400 mm são os apoios do tanque.
Nas figuras seguintes são apresentados os esquemas dos tanques instalados no porão e as suas
dimensões (mm). Como podemos observar, a proposta da Wärtsilä tem de ser refeita e tal já foi
reportado à empresa, uma vez que os tanques sobrepostos excedem a altura do porão.
Figura 5.3 – Proposta de tanques da Wärtsilä.
Ré
Ré
Vante
Vante
48
Alternativa à proposta da Wärtsilä seria, utilizando exatamente os mesmos tanques, dispô-los
horizontalmente como apresentado nas figuras seguintes. A caixa, em linhas azuis, em torno dos
tanques representa a estrutura de aço, com dimensões mínimas, que seria necessário instalar para
separar os tanques da carga contentorizada. A distância assumida entre tanques, e entre estes e as
paredes é de 800 mm.
A cinzento estão representados os contentores que ainda seriam possíveis transportar neste porão,
ou seja, a vante seria possível transportar 3 fileiras de contentores de 20 pés em altura, cada fileira
com 6 contentores, e sobre os tanques mais 4 fileiras, o que perfaz um total de 42 TEU. O porão
original transporta 90 TEU. Sendo assim, esta disposição rouba 48 TEU de espaço de carga. Tendo
em conta que é necessário passar encanamentos de parede dupla até a casa das máquinas,
assume-se que estes passarão pelo porão 4 tirando mais 2 TEU de carga. Fazendo um total de carga
perdida de 50 TEU.
Figura 5.4 – Alternativa 1 à proposta da Wärtsilä.
Ré
Vante
Ré Vante
49
A segunda alternativa à proposta da Wärtsilä é manter a disposição vertical mas alterando as
dimensões dos tanques. Devido a restrições de construção, o comprimento dos tanques pode ser
personalizado ao contrário do diâmetro, desta forma para os tanques apresentados abaixo,
selecionou-se, do catálogo da Wärtsilä de 2014 [36], o único diâmetro possível de sobrepor os
tanques, 3600 mm, que com os apoios de 400 mm perfaz uma altura total de 8000 mm.
Com este diâmetro e através da conservação do volume de gás natural a bordo, obtém-se o
comprimento destes novos tanques pela resolução da equação (5.7):
(5.7)
Onde L é o comprimento deste novo tanque, e que toma o valor de 28125 mm. Ao juntar a cold box,
perfaz um comprimento total de 30375 mm.
Esta disposição permite o transporte de dois contentores lado a lado, no espaço adjacente aos
tanques, ao longo da altura do porão, ou seja, 2 x 5 x 3 em cada lateral. No total é possível
transportar 60 TEU. O espaço de carga perdido é de 32 TEU já contabilizando os 2 TEU para a
passagem dos encanamentos.
A distância entre taques e paredes da estrutura de aço manteve-se 800 mm à excepção das paredes
laterais que se diminuiu para 500 mm para poder ser possível o transporte de dois contentores lado a
lado no espaço adjacente à estrutura.
Ré
Vante
50
Figura 5.5 – Alternativa 2 à proposta da Wärtsilä.
As duas propostas anteriores cumprem as restrições quanto à localização de tanques em porões,
referidos na secção 4.1.2, quando à premissa de se localizarem a 760 mm a partir do exterior do
casco, garantida pela espessura do mesmo. Para cumprir a distância de 2 m do fundo do navio seria
necessário elevar os tanques 30 cm, uma vez que atual base é de 40 cm e o casco do navio tem uma
espessura de 1,3 m. As propostas cumprem a distância lateral de 4 m ao bordo do navio, garantida
pela distância de passagem mais a espessura do casco de cerca de 2 m.
Proposta do Porão 4
O porão 4 seria o local preferencial para colocar este tipo de reservatórios de GNL, como tal é
apresentada em seguida duas propostas de tanques. Na Figura 5.6 está representado o esquema do
porão 4 e as respetivas dimensões em milímetros.
Vante Ré
51
Figura 5.6 – Dimensões do porão 4 (mm).
Para selecionar os tanques a instalar neste porão recorreu-se ao método mencionado anteriormente,
de personalizar o comprimento e escolher do catálogo da Wärtsilä [36] o diâmetro mais adequado. Os
três primeiros diâmetros do catálogo são 3600 mm, 4100 mm e 4400 mm.
As restrições dimensionais deste porão são as seguintes:
Altura: o porão possui 8592 mm de altura, o que significa que, caso haja a necessidade de
sobrepor tanques, só podem ter 3600 mm de diâmetro, aos quais se tem de somar 400 mm
devido aos apoios.
Comprimento: o comprimento do porão é 13300 mm, descontando o espaço de passagem de
800 mm entre os tanques e as paredes e 2250 mm da cold box o comprimento disponível
para o cilindro é de 9500 mm.
Largura: a largura do porão é de 15720 mm, e entre tanques, e estes e as paredes tem de
haver um espaço de passagem razoável. Desta forma, para os três diâmetros selecionados,
só é possível instalar 3 tanques lado a lado (considerando que os tanques instalados são
todos do mesmo tipo).
Ré
Vante
52
Do catálogo e da proposta da Wärtsilä apenas temos informação das dimensões exteriores dos
reservatórios. Para calcular o volume de gás que cada reservatório personalizado transporta assume-
-se que, independentemente das dimensões exteriores, a espessura da parede do tanque é
constante. A equação (5.8) representa o cálculo do volume interno do tanque:
(5.8)
Onde Vi representa o volume interno, Di o diâmetro interno e Li o comprimento interno.
(5.9)
e
(5.10)
Onde De é o diâmetro exterior, t a espessura do tanque e Le o comprimento exterior. Substituindo
estas duas expressões na equação (5.8) obtém-se:
(5.11)
Substituindo as variáveis Vi, De e Le pelos valores da proposta da Wärtsilä, 196 m3, 4500 mm e
18000 mm, respectivamente, obtém-se uma espessura de tanque de 350 mm.
Com base na equação (5.11) e com a espessura dos tanques, construi-se a Tabela 5.3 com o volume
de gás transportado nos diferentes tipos de tanques.
De (mm) Le (mm) t (mm) Vi (m3)
Vi efetivo (m3)
(95%Vi)
Vi efetivo (m3) de
3 tanques
3600 9500 350 58 55 165
4100 9500 350 80 76 228
4400 9500 350 95 90 270
Tabela 5.3 – Opções de tanques para o porão 4.
No cenário em que apenas se utiliza GN até 200 mn da costa são necessários 230 m3 de gás na
carreira mais longa (este valor não contabiliza margens de segurança). Desta forma, selecionou-se a
opção de 3 tanques de 4400 mm de diâmetros para este cenário, que permite uma distância entre
tanques, e entre estes e as paredes laterais de 630 mm.
No caso em que se utiliza GN em toda a viagem, 3 tanques de qualquer tipo não satisfaz o volume
exigido de 318 m3. Desta forma será necessário instalar tanques sobreposto, e como foi referido
anteriormente, isto só é possível nos tanques de 3600 mm de diâmetro. Sendo assim, são
necessários 6 destes tanques perfazendo um volume efetivo a bordo de 330 m3. Esta disposição
permite uma distância entre tanques de 800 mm, e entre estes e as parede laterais 1660 mm. Este
espaço de passagem lateral podia ser reduzido com o intuito de poder instalar uma fileira de
53
contentores numa das laterais, esta opção não foi executada pois isto exigiria, automaticamente, uma
disposição assimétrica no interior do porão, afetando a estabilidade do navio.
Em ambos os cenários é cumprida a distância de 760 mm do exterior do casco, garantido pela
espessura do mesmo. Nestas duas propostas teria também de ser elevada a base dos tanques mais
30 cm, algo possível de executar nos dois casos. A distância de 4 metros do bordo do casco não é
cumprida em nenhum dos casos: a espessura lateral do casco é de 2 m mas as áreas de passagem
são apenas 0,80 m e 1,66 m.
Nas figuras seguintes são apresentados as disposições dos tanques em cada cenário. O cenário com
GN até 200 mn da costa perde-se 24 TEU de espaço de carga porque ainda é possível levar
contentores sobre o teto da sala dos tanques, o cenário com GN em todo o trajeto perde o espaço de
carga total do porão de 36 TEU.
Figura 5.7 – Proposta de tanques para o cenário 4.
Ré
Vante
Vante Ré
54
Figura 5.8 – Proposta de tanques para o cenário 5.
Segundo especificações técnicas dos tanques sugerido pela Wärtsilä estes têm uma capacidade de
abastecimento de 135 m3/h. Utilizando este valor como referencia para todos os tanques
apresentados anteriormente calculou-se o tempo de abastecimento de cada proposta.
Na Tabela 5.4 é apresentado um quadro resumo com o volume efetivo, o espaço de carga perdido, e
o tempo de abastecimento de cada proposta.
Ré
Vante
Ré Vante
55
Vefetivo (m
3) TEU perdido
Tempo de Abastecimento
Porão 3 Alternativa 1 (lado a lado) 392 50 2 h 54 min
Alternativa 2 (sobrepostos) 392 32 2 h 54 min
Porão 4 4) GN até 200mn da costa 270 24 2 h 00 min
5) GN em toda a viagem 330 36 2 h 27 min
Tabela 5.4 – Resumo de cada proposta de tanques fixos.
O tempo de abastecimento apresentado apenas contabiliza, efetivamente, o período de
abastecimento. No caso de o abastecimento ser por meio de camião cisterna, com capacidade de 80
m3, serão necessários 5 camiões para abastecer 392 m
3. A mudança de camiões e mangueiras
aumenta este período.
Operacionalmente a alternativa de dual-fuel trará maiores tempos de abastecimento pois obriga a
duas operações de abastecimento distintas (o GN e o HFO/MGO).
5.1.2.2 Contentores ISO de GNL
Na hipótese de se utilizar tanques de GNL amovíveis é necessário saber quantos tanques de 40 pés
são necessários para diferentes carreiras. Neste caso considerou-se igualmente a carreira do
triângulo e procedeu-se aos mesmos cálculos referidos anteriormente para mais duas carreiras, as
carreiras dos Açores e da Madeira. O percurso das carreiras podem ser observadas na Figura 5.9.
Figura 5.9 - Trajetória das Carreiras.
56
A Tabela 5.5 mostra o volume necessário para cada cenário e para cada carreira, em m3.
Carreira do Triângulo Carreira dos Açores Carreira da Madeira
Cenário 4 (m3) 230 155 87
Cenário 5 (m3) 318 243 111
Tabela 5.5 - Volume ocupado pelo combustível necessário para cada carreira.
Sabendo a capacidade dos tanques de GNL de 40 pés existentes no mercado, obtemos o número de
contentores necessários para percorrer cada carreira. Os tanques considerados foram os da Wärtsilä:
os LNGPac ISO de 40 pés com capacidade para armazenar 32 m3 de GNL, que representa 80% do
volume do contentor.
No Figura 5.10 é apresentado o número de tanques de 40 pés com capacidade para armazenar 32
m3
de GNL que satisfazem os volumes requeridos na Tabela 5.5. No máximo são necessários 10
contentores de 40 pés para percorrer a carreira do triângulo, usando GNL em todo o percurso. Na
carreira atual do navio (Madeira) apenas são necessários 4 contentores.
Figura 5.10 - nº contentores de GNL de 40 pés, por carreira.
Na Figura 5.11 são apresentadas as vistas frontal e lateral do navio, com os 10 contentores
instalados no convés. Nesse local é possível instalar em cada fileira 7 contentores. Com esta
disposição ainda é possível instalar 2 contentores de mercadorias de 40 pés nas laterais dos tanques.
Figura 5.11 – Contentores de GNL no convés.
7 5
3
10 8
4
Triângulo Açores Madeira
4) GNL 200mn+ HFO 5) GNL
57
5.2 Ambientais
O sistema de penalização das embarcações, nos portos da Suécia, devido às emissões de SOx e
NOx iniciou-se em 1998. No porto de Gotemburgo são aplicadas taxas adicionais aos navios com
emissões de enxofre entre determinados limites:
Limite de enxofre (% mássica) 0,21 - 0,50 > 0,50
Penalizações (€/GT) 0,011 0,022
Tabela 5.6 – Penalizações no porto de Gotemburgo às emissões de enxofre [37].
A Tabela 5.7 mostra os descontos e penalizações, nos portos suecos, devido às emissões de azoto.
Descontos (€/GT)
Penalizações (€/GT)
Emissões de Nox (g/kWh) 0,0 – 1,9 2,0 – 5,9 6,0 – 11,9 ≥ 12,0
Porto de Gotemburgo 0,022 0,011 0,006 ---
Porto de Helsingborg 0,011 0,007 – 0,010 0,001 – 0,006 ---
Porto de Malmö 0,017 0,017 0,006 ---
Porto de Estocolmo 0,022 0,017 0,006 0,011
Tabela 5.7 – Descontos e penalizações pelas emissões de NOx na Suécia.
Em 2007, foi introduzido na Noruega, uma taxa de cerca de 2€/kg de NOx emitido por navio. Os
operadores têm duas opções, ou pagam essa taxa na totalidade ou tornam-se membros da NOx
Fund que permite um desconto de 75%. Em contrapartida os navios têm de implementar medidas de
redução de emissões (motores novos ou modificados, modificações nos equipamentos para redução
de NOx, SCR com o uso de ureia etc.), que podem ser financiadas pela organização até mais de
75%. Este fundo foi reacordado em 2011, entre 14 entidades do meio e o Ministério do Ambiente,
com o intuito de ser prolongado até 2017.
O certificado Green Award, iniciado em Roterdão, agora globalizado, permite ao navios ter descontos
nos portos de determinados países como na Bélgica, Canadá, Alemanha, Gibraltar, Letónia, Lituânia,
Holanda, Omã, Nova Zelândia, Portugal e África o Sul. Este certificado consiste numa avaliação dos
critérios de navegação, operação de carga e abastecimento, manutenção, treino da tripulação,
emissões de gases de escape conforme a MARPOL, água de lastro, navegação em zonas sensíveis,
gestão de resíduos, entre outros.
Em Portugal apenas existem incentivos portuários à redução de emissões por parte de navios-tanque
que transportem petróleo bruto e/ou refinados do petróleo. Estes obtêm descontos na Taxa de
Utilização do Porto (TUP) em 3% ou 5 % consoante o porto considerado (Lisboa, Leixões, Setúbal e
Sesimbra, Sines e Açores).
58
Nesta análise ambiental calcula-se a massa de poluentes expelidos nos gases de escape para as
diferentes tecnologias usadas. Os poluentes calculados são o monóxido e dióxido de carbono, óxidos
de enxofre, óxidos de azoto, hidrocarbonetos não queimados e partículas. No final são identificados
as condições de funcionamento que cumprem as restrições ambientais quanto às emissões azoto e
enxofre.
5.2.1 Emissões Anuais
Com a massa anual de combustível calculada na secção anterior (Tabela 5.2) é possível calcular as
emissões de dióxido de carbono e de óxidos de enxofre para cada cenário, consoante o combustível
que está a ser utilizado.
A massa de CO2 é estimada multiplicando a massa de combustível pelo fator de emissão do CO2
definido pelo IMO para a queima de diferentes combustíveis (Tabela 5.8).
Poluente (ton CO2 / ton fuel) HFO MGO GNL
CO2 3,1144 3,2060 2,7500
Tabela 5.8 - Emissões de CO2 dos combustíveis [38].
O quadro de características dos combustíveis disponibilizado pelos fornecedores contém a fração
mássica de enxofre contida nesse combustível. Na Tabela 5.9 é apresentado a percentagem de
enxofre contida no HFO, no MGO, no GNL e no HFO com utilização de um sistema scrubber. A
fração mássica de enxofre do HFO e do MGO, utilizados neste navio, foram retiradas da análise
química do combustível ([39] e [40]), o do GNL foi do quadro de especificações da Galp [28]. No caso
do sistema scrubber, segundo as especificações técnicas do sistema enviado pela Wärtsilä, este
equipamento equivale à utilização de um combustível com 0,1% de enxofre.
Poluente (% mássica) HFO MGO GNL HFO+Scrubber
Enxofre 2,34 0,03 0,00 0,10
Tabela 5.9 – Fração mássica de enxofre dos combustíveis.
Considerando que na combustão todo o enxofre contido no combustível é queimado e convertido em
dióxido de enxofre, é possível calcular as emissões de SOx através da conservação do número de
moles ( [kmol]) verificada numa reação:
(5.12)
(5.13)
([kg]) representa a massa do componente subscrito, e ([kg/kmol]) a massa molar desse mesmo
componente ( / e / ).
Desta forma a massa de óxidos de enxofre contidos nos gases de escape são calculados através da
equação (5.18):
59
(5.14)
A massa de enxofre contido no combustível é calculada através da multiplicação da fração mássica
do enxofre (% ) pela massa total de combustível consumida nesse cenário ( [kg]):
% (5.15)
Os restantes poluentes dependem do combustível queimado mas também do tipo de motor utilizado.
Os fatores de emissão apresentados na Tabela 5.10 indicam a massa de poluentes emitida por kWh
de atividade do navio.
As emissões de NOx dos dois motores foram enviadas pela Wärtsilä. A mesma fonte afirma que o
sistema SCR alcança 2,504 g/kWh de emissões de NOx.
No motor wärtsilä 46DF, as emissões de CO nos dois modos de funcionamento e as emissões de HC
e partículas em modo gás, foram também enviadas pela empresa fornecedora do motor.
As emissões de CO do motor diesel foram retiradas do estudo dos laboratórios Argonne [41]. Para
HFO e MGO as emissões de HC e partículas foram retiradas da Entec UK [27]. No caso do HFO com
sistema SCR o estudo da Universidade de Chalmers [42] indica que este sistema reduz as emissões
de partículas em 25%.
wärtsilä 38
wärtsilä 38 + SCR
wärtsilä 46DF
Poluentes (g/kWh) HFO MGO HFO HFO GNL
NOx 17 17 2,5 10,1 1,3
CO 1,1 1,1 1,1 0,9 1,2
HC 0,5 0,5 0,5 0,5 4,6
Partículas 0,8 0,3 0,6 0,8 0,074
Tabela 5.10 - Fator de emissão do CO, HC, NOx e partículas.
A atividade do navio é obtida multiplicando o tempo de navegação pela potência instalada ([43]) e
pela carga a que habitualmente a máquina está a trabalhar. No caso dos navios, a carga da máquina
é constante, e segundo o estudo estatístico da Universidade de Chalmers ([42]), igual a 80%.
Na Tabela 5.11 faz-se a distinção entre o tempo de navegação até 200 milhas da costa e após esta
distância. Estes valores servem para calcular as emissões nos cenários 2 e 4, em que as emissões
do MGO e do GNL, respectivamente, são calculadas separadamente das do HFO, e somadas no
final.
Total Até 200 mn da
costa Após 200 mn
da costa
Tempo de navegação anual (h) 3727 2675 1052
Potência instalada (kW) 5940
Carga da máquina (%) 80
Tabela 5.11 - Dados referentes à atividade do navio.
60
A equação (5.16) [56] ilustra o método utilizado para calcular as emissões ([ton]) de cada poluente. fe
([g/kWh]) representa fator de emissão da Tabela 5.10, Pinst ([kW]) representa a potência instalada,
carga ([%]) representa a carga do motor, tnavegação ([h]) o tempo de navegação.
(5.16)
Nos gráficos seguintes estão representadas as emissões anuais acumuladas dos diferentes
poluentes considerados. Por cima de cada barra é apresentado a desvio percentual de emissões de
cada cenário em relação ao estado atual (cenário 1).
Nos dois primeiros cenários as emissões de NOx mantém-se pois o motor é o mesmo. No cenário 3
as emissões diminuem pois é essa a função do SCR, reduzindo o NOx em 85%.
Nos motores a diesel a chama originada é uma chama de difusão com temperatura equivalente à da
combustão estequiométrica, enquanto que nos motores a gás a chama é uma chama de pré-mistura
pobre, ou seja, com excesso de ar, o que origina uma temperatura de chama mais reduzida em
comparação com a do motor diesel. Este facto é importante quando consideramos a produção de
NOx: quanto maior a temperatura de combustão maior é a produção de óxidos de azoto. Sendo esta
a razão da redução de 92% das emissões quando se converte um motor diesel para um motor a gás
natural (cenário 5).
Como referido anteriormente, considera-se que todo o enxofre contido no combustível é queimado e
convertido em óxidos de enxofre. Sendo assim, os cenários em que os combustíveis contêm menos
percentagem mássica de enxofre emitem menor quantidade de SOx. Por ano, o navio emite cerca de
136 toneladas de SOx para a atmosfera. A utilização de MGO até 200 mn da costa diminui este valor
em 72%, o recurso ao sistema scrubber reduz em 96%, e o uso de GNL em 100% uma vez que não
contém enxofre na sua composição.
As emissões de dióxido de carbono também dependem do tipo de combustível. Atualmente, o navio
emite cerca de 9 mil toneladas de CO2 por ano. O uso de MGO até 200 mn da costa diminui estas
emissões em 2%, pois embora este combustível emita mais dióxido de carbono que o fuelóleo isto é
compensado pela diminuição de massa de combustível consumida. O sistema scrubber aumenta o
consumo de combustível em 2,4%, sendo consequentemente essa a percentagem de aumento de
emissões. Caso se venha a pagar uma taxa por emissões de dióxido de carbono no sector marítimo,
torna-se vantajosa a conversão dos navios para GNL que diminui as emissões em 28% de 9 073 ton
para 6 500 ton anuais.
CO resulta da oxidação incompleta do carbono em CO2. Nos motores a gás a mistura é
intencionalmente pobre, o que origina temperaturas de combustão mais reduzidas, que por sua vez
resulta na combustão incompleta. Por este motivo os cenários 4 e 5 apresentam uma percentagem
anual de emissões de monóxido de carbono mais elevada que nos motores diesel.
No caso dos motores a gás natural os reagentes são pré-misturados antes da combustão, o que
permite que os hidrocarbonetos fiquem retidos em fendas ou nas zonas de quenching durante a
mesma, impossibilitando a reação dos HC. Consequentemente a emissão de hidrocarbonetos não
61
queimados, no cenário 5, é 820% mais elevada no que no caso do motor diesel com HFO (cenário 1),
isto traduz-se na libertação anual de mais 73 toneladas de HC para atmosfera.
No cenário 3, há uma diminuição de 25% na emissão de partículas pelo facto destas ficarem retidas
nos resíduos dos novos equipamentos instalados no coletor de gases de escape. O uso de gás
natural como combustível permite uma diminuição de 91% do total de emissões de partículas do
navio.
Figura 5.12 - Emissão Anual de NOx.
Figura 5.13 - Emissão Anual de SOx.
Figura 5.14 - Emissão Anual de CO2.
Figura 5.15 - Emissão Anual de CO, HC e
partículas (PM).
A análise de emissões considera a transição de MGO ou GNL para HFO instantânea, o que não
representa a realidade. Também induz algum erro o facto dos valores dos fatores de emissão
utilizados serem estimados em laboratório, em condições ideais, e com motores novos. A única via
para se obter resultados mais próximos da realidade é através da instalação de sensores à saída do
coletor de escape que meçam as emissões do navio.
ref. 0%
-85%
-66%
-92%
0
50
100
150
200
250
300
350
ton
NOx
ref.
-72%
-96%
-72%
-100% 0
20
40
60
80
100
120
140
ton
SOx
ref. -2% +2%
-20% -28%
0
2000
4000
6000
8000
10000
ton
CO2
0%
0%
+7%
+9%
ref.
0%
0%
+58
9%
+82
0%
-45
%
-25
%
-65
%
-91
%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
ton
CO HC PM
62
5.2.2 Legislação
Na Tabela 5.12 encontram-se exposto os limites de emissão de NOx em g/kWh, calculados com base
na regulamentação da IMO referida na Tabela 1.1 para um motor com 600 rpm.
Tier I Tier II Tier III
NOx (g/kWh) 12,52 10,10 2,50
Tabela 5.12 - Legislação relativa ao NOx.
A Tabela 5.13 expõe os valores dos limites de enxofre evidenciados na Figura 1.2. O limite
apresentado na tabela com “ECA atual” é referente ao limite imposto em 2010 para esta região, o
“ECA 2015” será o que entra em vigor nessa dada, o “GLOBAL atual” é referente ao limite de
emissões imposto ao resto do globo em 2012, e o “GLOBAL 2020” o que será exigido a partir dessa
data.
ECA atual ECA 2015 GLOBAL
atual GLOBAL
2020
SOx (% mássica) 1,00 0,10 3,50 0,50
Tabela 5.13 - Legislação relativa ao enxofre.
A Tabela 5.14 apresenta o cumprimento dos limites de emissões expostos nas Tabelas 5.12 e 5.13,
quando se utiliza HFO, MGO, HFO com sistema scrubber combinado com SCR, ou GNL.
Quando se utiliza HFO e MGO a legislação referente à emissão de azoto, que a 600 rpm assume um
valor mínimo de 12,52 g NOx/kWh, não é assegurada. No cenário 3, devido à implementação de um
SCR, é emitido óxidos de azoto dentro do limite Tier III. O uso de gás natural liquefeito permite,
igualmente, o cumprimento do Tier III.
Atualmente, com o uso do HFO, o navio cumpre a legislação, referente ao enxofre, em vigor em todo
o mundo exceto nas zonas SECA. A utilização de gasóleo, a implementação de um scrubber
mantendo o HFO, ou a conversão para GNL, permite o cumprimento da legislação mais exigente
referente às emissões de enxofre, que entrará em vigor em 2015 nas zonas SECA e que impõe o
limite de 0,10 % de enxofre.
Para o cumprimento simultâneo das restrições de azoto e enxofre os modelos mais indicados são o
HFO com a implementação de scrubber e SCR, ou o uso de GNL como combustível. Com a análise
da Tabela 5.14 surge um outro possível cenário que seria o uso de MGO com a implementação de
um SCR.
NOx
(g/kWh) Legislação
SOx (% mássica)
Legislação
HFO 17,0 NÃO CUMPRE 2,34 GLOBAL atual
MGO 17,0 NÃO CUMPRE 0,03 ECA 2015
HFO+Scrubber+SCR 2,50 Tier III 0,10 ECA 2015
GNL 1,30 Tier III 0,00 ECA 2015
Tabela 5.14 - Cumprimento da legislação ambiental.
63
5.3 Económicos
No seguinte capítulo é apresentada a avaliação económica do projeto de conversão do navio da
Transinsular de diesel para gás natural, e ainda a análise do uso de gasóleo em substituição do
fuelóleo e a instalação de um sistema combinado de scrubber e SCR. Este estudo consiste na
avaliação do valor atual líquido dos custos, da taxa interna de retorno e do período de payback num
projeto a 10 anos com uma taxa de capital de 10%.
Na tabela que se segue são apresentados os investimentos necessários para as diferentes
instalações. O orçamento para o equipamento foi requerido à Wärtsilä como apresentado na secção
4.2, o custo de instalação baseia-se em estimativas preliminares com base na experiência da
empresa S&C – gestão de navios e tripulações.
O investimento no sistema de gás natural é diferenciado entre a opção do uso de tanques fixos ou de
contentores ISO para o armazenamento do gás liquefeito. No caso dos tanques fixos, o equipamento
inclui o motor, o sistema de abastecimento, e os próprios tanques. No caso dos contentores ISO,
inclui apenas o motor e o sistema de abastecimento, os contentores com gás serão propriedade do
fornecedor de gás sendo por isso contabilizados no custo do combustível.
Scrubber SCR
Gás Natural
Tanques Fixos Contentores ISO
Equipamento 1 300 275 5 300 3 800
Instalação 400 100 1 200 1 000
TOTAL 1 700 375 6 500 4 800
Tabela 5.15 – Investimento por sistema (k€).
A Tabela 5.16 apresenta os totais dos investimentos, referidos na anterior tabela, aqui diferenciados
por cenários de operação.
Cenários 1) HFO 2) MGO 200mn
+ HFO 3) HFO + Scrubber + SCR
4) GNL 200mn + HFO 5) GNL
Tanques Fixos
Contentores ISO
Investimento (k€)
0 0 2 075 6 500 4 800
Tabela 5.16 – Investimento por cenário (k€).
Com o intuito de calcular o custo anual em combustível, foram solicitados os preços médios do HFO
e do MGO de em Junho de 2014 no porto de Lisboa, com um fator de conversão, à data, de 0,7341
€/USD.
O mercado de gás natural não está regulado a nível mundial sendo uma incerteza o preço futuro
deste mesmo combustível. Por essa razão, foi sugerido pela Galp Energia, o uso de uma diferença de
menos 26%, 39% e 52% entre o preço do gás natural e do gasóleo, resultando então nas três
64
simulações exposta na Tabela 5.17. Com base em informação de mercado, o preço médio atual para
o GNL em contentores ISO foi considerado 56,3 €/MWh.
Esta avaliação económica não abrange um estudo de sensibilidade dos preços futuros dos
combustíveis, desta forma, considera-se os preços destes invariáveis durante os 10 anos do projeto.
€/MWh
HFO 41,7
MGO 60,0
GNL Tanques Fixos Contentores ISO
Simulação 1 44,4
56,3 Simulação 2 36,6
Simulação 3 28,8
Tabela 5.17 - Preço dos Combustíveis.
A Tabela 5.18 apresenta os custos operacionais anuais necessários para o cálculo do Cash Flow em
cada cenário.
Como seria de esperar o custo com os combustíveis no cenário 2 é superior ao do cenário 1 devido
ao preço do MGO em relação ao HFO. Com base nos custos dos combustíveis seria mais vantajoso
utilizar permanentemente GNL (cenário 5) do que intercala-lo com HFO (cenário 4) nas simulações 2
e 3, por estas apresentarem um preço de GNL inferior ao do HFO.
O pagamento de uma taxa pelas emissões de CO2 não é uma realidade na indústria naval mas está
para breve, como tal considerou-se o custo de 20€ por tonelada de CO2 emitido [44]. Com base no
conteúdo explorado na secção 5.2 não é de estranhar a diferença de custos de emissões observado
na Tabela 5.18, atingindo uma poupança de 50 mil euros por ano com a conversão de HFO para
GNL.
Na análise seguinte, não foi considerada as perdas de receitas inerentes ao espaço ocupado pelos
reservatórios de gás, pelo facto da estimativa dos TEUs perdidos estar relacionado também com a
estabilidade do navio, ou seja, efetivamente o espaço perdido com a implementação dos
reservatórios é o que está exposto na secção 5.1.2, mas em cada viagem o peso dos contentores
varia tal como a sua disposição no navio, desta forma pode ser necessário abdicar de um numero
indeterminado de contentores em prol da estabilidade da embarcação. Por outro lado, o cálculo das
receitas por contentor admite diversas variáveis, tais como conteúdo, localização ou dimensões,
reforçando a dificuldade em estimar do valor das perdas de receitas por viagem.
65
Cenários
Custo do Combustível
Custo de emissões de
CO2
1) HFO 1 371 181
2) MGO 200mn + HFO
1 805 178
3) HFO + Scrubber + SCR
1 404 186
4) GNL 200mn + HFO
(Tanques Fixos)
Simulação 1 1 436
146
Simulação 2 1 252
Simulação 3 1 068
4) GNL 200mn + HFO
(Contentores ISO)
1 717
5) GNL (Tanques Fixos)
Simulação 1 1 446
131 Simulação 2 1 192
Simulação 3 938
5) GNL (Contentores ISO)
1 834
Tabela 5.18 – Custos Operacionais Anuais (k€).
O Cash Flow é calculado da seguinte forma:
(5.17)
representa o custo do combustível do cenário utilizado como referência,
o custo do combustível do cenário em observação, o custo de emissões de
CO2 do cenário de referência, o custo de emissões de CO2 do cenário em observação.
O Valor Atual Liquido (VAL) apresentado mais a diante foi calculado do seguinte modo:
(5.18)
Em que I0 é o investimento inicial do projeto, VAt o valor atual do cash flow, r a taxa de capital
definida a 10%, e t o tempo do projeto, ou seja, 10 anos.
O cálculo do TIR foi realizado pela fórmula pré-definida do MS Excel, para tal foi selecionado o
investimento e o cash flow sem atualização do valor.
Para o cálculo do período de Payback teve-se em conta a atualização do valor do cash flow
recorrendo à equação (5.19):
(5.19)
representa o último ano em que o valor atual acumulado foi positivo, representa o valor atual
acumulado do ano , é o valor atual do ano .
66
Realizou-se a avaliação económica em relação a dois cenários de referência diferentes. A primeira
análise assume como referência a situação atual de operação do navio, ou seja, o cenário 1 em que é
utilizado o HFO como combustível. A segunda análise assume que a costa portuguesa se tornará,
brevemente, uma zona SECA, sendo inevitável a troca do combustível de HFO para MGO . Por esse
motivo é usado nesta segunda análise o cenário 2 como referência.
Cenário 1 como referência
Na Figura 5.16 são apresentados os custos acumulados ao longo dos 10 anos de projeto, somados
ao investimento. Caso haja uma poupança, devido à mudança de operação, a curva do gráfico será
decrescente, no caso da mudança apenas resultar em custo acrescidos a curva será crescente.
O cenário de referência encontra-se sobre os eixos das abcissas. O momento em que as curvas
cruzam esse eixo, será esse o período de payback. Quando maior o gradiente dessas curvas mais
rápido se alcança o retorno de investimento. Nesta análise, nenhum dos cenários alcança o período
de payback em tempo útil, ou seja, nos 10 anos.
Pela observação da Figura 5.16 podemos concluir que os cenários 2, 3, 4 e 5 tanques fixos simulação
1 e contentores ISO, não apresentam qualquer poupança, nunca alcançando o retorno do
investimento. Mas também é visível que , caso se queira diminuir emissões, é preferível investir num
scrubber do que trocar de combustível para MGO, pois aos 7,5 anos os custos acumulados da troca
de combustível alcançam os do scrubber continuando a aumentar depois disso.
Para se obter um retorno a 10 anos com uma taxa de 10% no caso do cenário 5 com contentores
ISO, seria necessário que o preço praticado pela companhia de gás para o aluguer do contentor mais
o combustível fosse 19,8 €/MWh, sendo este um valor irrealista.
67
Figura 5.16 – Custos Acumulativos (ref: cenário 1).
A Tabela 5.19 confirma, analiticamente, o que foi exposto na Figura 5.16.
Todos os projetos apresentam um valor atual líquido negativo o que inviabiliza o projeto no período
de tempo definido de 10 anos.
O TIR e o payback apenas apresentam valores em caso de poupança em que há a possibilidade de
se alcançar o retorno.
Os TIR apresentados são negativos, o que significa que é provável que se perca dinheiro com estes
projetos.
O payback é inexistente (Inf.) devido aos elevados valores dos investimentos, ou seja, com a
atualização do valor do cash flow este chega a zero antes de se conseguir reaver o investimento. Se
se prolongar o gráfico da Figura 5.16 no tempo, as curvas continuam a decrescer até alcançar o
momento em que o valor atual do cash flow é zero, transformando-se em retas horizontais.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
k€
Anos
Cenário 1 - HFO
2) MGO até 200 mn + HFO
3) HFO + Scrubber + SCR
4) Tanques Fixos - Simulação 1
4) Tanques Fixos - Simulação 2
4) Tanques Fixos - Simulação 3
5) Tanques Fixos - Simulação 1
5) Tanques Fixos - Simulação 2
5) Tanques Fixos - Simulação 3
4) Contentores ISO
5) Contentores ISO
1) HFO
68
Cenários
VAL (k€) TIR (%) Payback
2) MGO 200mn + HFO
- 2 650 --- ---
3) HFO + Scrubber + SCR
- 2 266 --- ---
4) GNL 200mn + HFO
(Tanques Fixos)
Simulação 1 - 6 683 --- ---
Simulação 2 - 5 551 - 20 Inf.
Simulação 3 - 4 420 - 10 Inf.
4) GNL 200mn + HFO
(Contentores ISO)
- 6 710 --- ---
5) GNL (Tanques Fixos)
Simulação 1 - 6 651 --- ---
Simulação 2 - 5 090 - 16 Inf.
Simulação 3 - 3 529 - 5 Inf.
5) GNL (Contentores ISO)
- 7 333 --- ---
Tabela 5.19 – VAL, TIR e Payback (ref: cenário 1).
O facto de nenhum dos projetos ser viável deve-se sobretudo ao elevado investimento. Na Tabela
5.20 é apresentado o investimento limite para os cenários que apresentam poupanças, de forma a
obter um payback de 10 anos à taxa de 10%.
Podemos concluir que estes valores de investimento são praticamente impossíveis de alcançar por
serem demasiado reduzidos. O único motivo para se alterar o estado de operação do navio para
algum destes cenários seria por razões e imposições ambientais e não económicas.
Cenários Investimento
(k€)
2) MGO 200mn + HFO
---
3) HFO + Scrubber + SCR
---
4) GNL 200mn + HFO
(Tanques Fixos)
Simulação 1 ---
Simulação 2 949
Simulação 3 2 080
4) GNL 200mn + HFO
(Contentores ISO)
---
5) GNL (Tanques Fixos)
Simulação 1 ---
Simulação 2 1 410
Simulação 3 2 971
5) GNL (Contentores ISO)
---
Tabela 5.20 – Investimento para payback a 10 anos (ref: cenário 1).
69
Cenário 2 como referência
Na Figura 5.17 é novamente apresentado os custos acumulados dos projetos mas tendo como
referência o cenário 2 em que se utiliza gasóleo até 200 mn da costa, ou seja, até ao limite da zona
SECA, caso Portugal venha a pertencer a essa região.
Nesta análise é evidente que a implementação do sistema combinado de scrubber e SCR é
vantajosa, obtendo-se um retorno de investimento aos 7 anos e 10 meses. Todos os cenários
apresentam poupança, ou seja, um cash flow positivo, com curvas com gradiente mais elevado
alcançando um payback inferior ao da análise anterior.
Para se obter um retorno a 10 anos com uma taxa de 10% no caso do cenário 5 com contentores
ISO, seria necessário que o preço para o aluguer do contentor mais o combustível fosse 32,8 €/MWh.
Figura 5.17 – Custos Acumulativos (ref: cenário 2).
O cenário 3 como referido é o mais vantajoso, com um VAL positivo, o TIR mais elevado e um
período de payback mais diminuto.
Os cenários 4 simulação 1 e 2 e cenário 5 simulação 1, tanques fixos e contentores ISO, apresentam
um payback infinito pelo motivo expresso anteriormente, do valor atualizado do cash flow alcançar o
zero antes do retorno do investimento. Para além disso estes cenários apresentam um VAL e um TIR
negativos, reforçando o facto de este ser um mau investimento.
A simulação 3 dos cenários 4 e a simulação 2 cenário 5 (tanques fixos), o payback é demasiado
elevado para viabilizar o projeto. O navio Insular tem atualmente 16 anos e o tempo de vida de um
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
k€
Anos
2) MGO até 200 mn + HFO
3) HFO + Scrubber + SCR
4) Tanques Fixos - Simulação 1
4) Tanques Fixos - Simulação 2
4) Tanques Fixos - Simulação 3
5) Tanques Fixos - Simulação 1
5) Tanques Fixos - Simulação 2
5) Tanques Fixos - Simulação 3
4) Contentores ISO
5) Contentores ISO
70
navio é de cerca de 30 anos, um retorno de 19 ou 43 anos é impossível de suportar. Caso seja esta a
escolha , para se obter um retorno em 10 anos a taxa de capital teria de diminuir para 3 e 0%,
respetivamente.
A opção mais viáveis seria a simulação 3 do cenário 5 (tanques fixos) por ter um payback inferior, e
por ter o VAL e o TIR superiores. Mas mesmo assim o payback é superior ao tempo estabelecido
para o projeto.
No caso de Portugal se tornar uma zona ECA, as soluções possíveis serão a instalação do scrubber
com um SCR ou a conversão do navio para gás natural durante toda a viagem se o preço deste for
28,8 €/MWh.
Cenários
VAL(k€) TIR (%) Payback
3) HFO + Scrubber + SCR
+ 345 + 14 7 anos e 10 meses
4) GNL 200mn + HFO
(Tanques Fixos)
Simulação 1 - 4 034 - 8 Inf.
Simulação 2 - 2 902 - 2 Inf.
Simulação 3 - 1 770 + 3 19 anos e 6 meses
4) GNL 200mn + HFO
(Contentores ISO)
- 4 061 - 20 Inf.
5) GNL (Tanques Fixos)
Simulação 1 - 4 002 - 8 Inf.
Simulação 2 - 2 440 0 43 anos e 3 meses
Simulação 3 - 879 + 7 13 anos e 0 meses
5) GNL (Contentores ISO)
- 4 684 - 37 Inf.
Tabela 5.21 – VAL, TIR e Payback (ref: cenário 2).
Na Tabela 5.22 é apresentado o investimento limite para se obter um payback de 10 anos à taxa de
10%. Com os dados desta tabela o gestor do navio tem os valores de referência para negociar o
preço dos sistemas com os fornecedores. A simulação 3 dos cenários 4 e 5 tanques fixos assumem
valores razoáveis para o projeto considerado.
71
Cenários Investimento
(k€)
3) HFO + Scrubber + SCR
2 420
4) GNL 200mn + HFO
(Tanques Fixos)
Simulação 1 2 466
Simulação 2 3 598
Simulação 3 4 730
4) GNL 200mn + HFO
(Contentores ISO) 739
5) GNL (Tanques Fixos)
Simulação 1 2 498
Simulação 2 4 060
Simulação 3 5 621
5) GNL (Contentores ISO)
116
Tabela 5.22 – Investimento para payback a 10 anos (ref: cenário 2).
Conclui-se que, apenas é vantajoso investir num sistema combinado de scrubber e SCR ou num
sistema de propulsão a gás natural caso a legislação assim o obrigue, ou seja, caso Portugal de torne
uma zona ECA. Mesmo que isto ocorra, são necessários preços de GNL bastante competitivos, que
têm de ser assegurados, para que seja viável converter para gás um navio já existente.
No anexo C são apresentadas as tabelas com o estudo económico dos diferentes projetos.
72
6 Conclusão
A avaliação de medidas para diminuir emissões é importante e necessária pelo facto das restrições
ambientais se tornarem cada dia mais exigentes.
Os cenários operacionais simulados foram os seguintes:
1) Utilizar HFO em todo o percurso;
2) Utilizar MGO até 200 milhas náuticas da costa e o resto do percurso a HFO;
3) Utilizar HFO em todo o trajeto com a implementação dos sistemas scrubber e SCR;
4) Utilizar GNL até 200 milhas náuticas da costa e o resto do percurso a HFO;
5) Utilizar GNL em todo o percurso.
Os consumos energéticos nos diferentes cenários simulados não apresentam variações significativas.
No mercado, existem duas propostas de reservatórios de GNL: tanques fixos e contentores ISO. A
proposta de tanques fixos enviada pela Wärtsilä sugere a instalação de dois tanques no porão do
centro, mas segundo o gestor do navio este não é o local mais conveniente para os instalar, pois
requer a passagem de encanamentos até à casa da máquina através do porão de ré e penaliza mais
a capacidade de carga final. Por esse motivo foi estudada a possibilidade de instalar tanques no
porão de ré utilizando gás natural até 200 mn da costa e também durante todo o percurso. Esta
opção ocupa parcial ou totalmente o espaço de carga deste porão. Neste aspeto os contentores ISO
são vantajosos pois ocupam menos espaço devido ao facto de serem reservatórios do tipo não
pressurizados. Outra vantagem destes contentores é a inexistência de abastecimentos a bordo: como
os reservatórios são amovíveis estes podem ser abastecidos fora do navio, evitando paragens na
atividade de carga ou descarga.
A utilização de gasóleo como combustível permite cumprir o limite de emissões de enxofre mais
exigente mas não altera em nada a emissão de NOx, para tal seria necessário a instalação de um
sistema SCR ou determinadas modificações ao motor. O sistema conjunto de scrubber e SCR
cumpre as restrições mais exigentes de emissões de SOx e NOx, quando projetado para tal. O GNL
cumpre igualmente estes limites mas com a vantagem de diminuir as emissões de CO2 em 28%, facto
importante quando se cobrar uma taxa por estas emissões.
A avaliação económica realizada baseou-se na premissa de projeto a 10 anos com uma taxa de
capital de 10%, para estimar o valor atual liquido dos custos, a taxa interna de retorno e o período de
payback para os diferentes cenários simulados.
O mercado de gás natural não está regulado a nível mundial sendo uma incerteza o preço futuro
deste mesmo combustível. Desta forma analisou-se o investimento num sistema de gás com tanques
fixos para três diferentes simulações de preços de GNL. No caso do sistema com contentores ISO
apenas se avaliou o investimento com o aluguer dos reservatórios à companhia de gás para um
preço fixo de mercado atual. Não foi possível analisar o investimento completo do sistema de gás
73
com contentores ISO porque o fornecedor do equipamento não apresentou um orçamento para estes
reservatórios a tempo deste trabalho.
Nas condições atuais, a mudança para MGO, embora não exija investimento inicial, acumula
constantemente custos ao longo dos anos, uma vez que o gasóleo apresenta um preço mais elevado
que o HFO. Em comparação com este cenário seria vantajoso o uso do sistema combinado scrubber
com SCR, por este apresentar um crescimento do custo acumulado mais acentuado, com a
desvantagem de ser necessário um investimento inicial sem garantias de retorno. O investimento na
conversão do navio para gás natural não é, nas condições atuais, um projeto viável.
Num possível investimento futuro, nas mesmas condições mas com a obrigatoriedade de diminuição
de emissões, será inevitável a mudança para gasóleo, e em relação a este, o sistema scrubber com
SCR apresenta notáveis vantagens, superiores à conversão para GNL, que nestas condições já é
uma opção possível de investimento, para sistemas com tanques fixos com o preço do GNL de 28,8
€/MWh. O sistema de gás com o aluguer de contentores ISO continua a não ser vantajoso nestas
condições. Para obter um retorno a 10 anos com uma taxa de 10% seria necessário que o preço do
GNL com o aluguer fosse 32,8 €/MWh.
A análise desenvolvida neste trabalho foi realizada para as opções possíveis em navios existentes
com mais de 15 anos. Uma análise de opções para uma nova construção teria outro enquadramento
ao nível dos investimentos iniciais.
Para que iniciativas de diminuição de emissões de poluentes sejam bem sucedidas é necessário um
trabalho conjunto entre as entidades envolvidas, tais como armadores, gestores técnicos,
fornecedores dos equipamentos e combustíveis, bem como entidades governamentais que as
incentivem.
Um trabalho futuro possível de desenvolver seria analisar os investimentos tendo em consideração
ajudas da união europeia, existentes para este tipo de projetos, como a TEN-T. Em caso de
implementação de algum destes sistemas será necessária uma análise cuidada das alterações
estruturais a realizar no navio.
74
7 Referências
k
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[72] DNV, “Report Shipping 2020,” Agosto de 2012.
78
8 Anexos
Anexo A – Valores Absolutos da Energia Fornecida Ao
Motor
Na Tabela 8.1 são apresentados os valores absolutos da energia fornecida ao motor anualmente em
cada cenário representada na Figura 5.1.
Cenários 1) HFO
2) MGO 200mn + HFO
3) HFO + Scrubber
+ SCR
4) GNL 200mn + HFO
5) GNL
Energia Consumida Anualmente (MWh)
32 856 32 856 33 648 32 923 32 598
Tabela 8.1 – Valores Absolutos da Energia Consumida Anualmente.
Anexo B – Valores Absolutos das Emissões de Poluentes
Na Tabela 8.2 são apresentados os valores absolutos das emissões anuais de poluentes
representados na secção 5.2, nas Figuras 5.12, 5.13, 5.14 e 5.15.
Cenários 1) HFO 2) MGO
200mn+HFO
3) HFO +Scrubber
+SCR
4) GNL 200mn+HFO
5) GNL
NOx 301,10 301,10 44,35 101,49 23,02
SOx 136,20 38,66 5,96 38,51 0,00
CO2 9 073 8 919 9 292 7 303 6 534
CO 19,48 19,48 19,48 20,75 21,25
HC 8,86 8,86 8,86 60,98 81,47
PM 14,17 7,81 10,63 4,94 1,31
Tabela 8.2 – Valores Absolutos das Emissões Anuais de Poluentes (ton).
79
Anexo C – Formulário para Proposta do Scrubber da
Wärtsilä
O formulário seguinte foi enviado pela Wärtsilä para ser preenchido de forma a elaborarem uma
proposta de um scrubber adequado à instalação.
80
Anexo D – Estudo Económico dos Diferentes Projetos (k€)
Cenário 1 como referência
Cenário 2
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO 0
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 2 1805
CO2 2 178
CASH FLOW -431
VALOR ATUAL 0 -392 -356 -324 -295 -268 -243 -221 -201 -183 -166
VALOR ATUAL ACUMULADO
0 392 748 1072 1367 1635 1878 2099 2300 2483 2650
Cenário 3
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -2075
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 3 1404
CO2 3 186
CASH FLOW -37
VALOR ATUAL -2075 -34 -31 -28 -26 -23 -21 -19 -17 -16 -14
VALOR ATUAL ACUMULADO
2075 2109 2140 2168 2193 2217 2238 2257 2275 2291 2305
Cenário 4 – tanques fixos – Simulação 1
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 4 1436
CO2 4 146
CASH FLOW -30
VALOR ATUAL -6500 -27 -25 -22 -20 -19 -17 -15 -14 -13 -12
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6527 6552 6574 6595 6613 6630 6645 6659 6672 6683
Cenário 4 – tanques fixos – Simulação 2
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 4 1252
CO2 4 146
CASH FLOW 154
VALOR ATUAL -6500 140 128 116 105 96 87 79 72 65 60
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6360 6232 6116 6011 5915 5828 5748 5676 5611 5551
Cenário 4 – tanques fixos – Simulação 3
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 4 1068
CO2 4 146
CASH FLOW 339
VALOR ATUAL -6500 308 280 254 231 210 191 174 158 144 131
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6192 5912 5658 5427 5217 5025 4852 4694 4550 4420
81
Cenário 4 – contentores ISO
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -4800
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 4 1717
CO2 4 146
CASH FLOW -311
VALOR ATUAL -4800 -283 -257 -234 -212 -193 -175 -160 -145 -132 -120
VALOR ATUAL ACUMULADO
4800 5083 5340 5573 5785 5978 6154 6313 6458 6590 6710
Cenário 5 – tanques fixos – Simulação 1
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 5 1446
CO2 5 131
CASH FLOW -25
VALOR ATUAL -6500 -22 -20 -18 -17 -15 -14 -13 -11 -10 -9
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6522 6543 6561 6578 6593 6607 6620 6631 6642 6651
Cenário 5 – tanques fixos – Simulação 2
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 5 1192
CO2 5 131
CASH FLOW 229
VALOR ATUAL -6500 209 190 172 157 142 130 118 107 97 88
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6291 6102 5929 5773 5630 5501 5383 5276 5178 5090
Cenário 5 – tanques fixos – Simulação 3
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 5 938
CO2 5 131
CASH FLOW 484
VALOR ATUAL -6500 440 400 363 330 300 273 248 226 205 186
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6060 5661 5297 4967 4667 4394 4146 3920 3715 3529
Cenário 5 – contentores ISO
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -4800
Comb. 1 1371
CO2 1 181
Comb. 5 1834
CO2 5 131
CASH FLOW -412
VALOR ATUAL -4800 -375 -341 -310 -282 -256 -233 -212 -192 -175 -159
VALOR ATUAL ACUMULADO
4800 5175 5516 5825 6107 6363 6596 6807 6999 7174 7333
82
Cenário 2 como referência
Cenário 3
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -2075
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 3 1404
CO2 3 186
CASH FLOW 394
VALOR ATUAL -2075 358 325 296 269 245 222 202 184 167 152
VALOR ATUAL ACUMULADO
2075 1717 1392 1096 827 582 360 158 -26 -193 -345
Cenário 4 – tanques fixos – Simulação 1
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 4 1436
CO2 4 146
CASH FLOW 401
VALOR ATUAL -6500 365 332 302 274 249 227 206 187 170 155
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6135 5803 5502 5228 4979 4752 4546 4359 4189 4034
Cenário 4 – tanques fixos – Simulação 2
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 4 1252
CO2 4 146
CASH FLOW 586
VALOR ATUAL -6500 532 484 440 340 364 331 300 273 248 226
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 5968 5484 5044 4644 4280 3950 3649 3376 3128 2902
Cenário 4 – tanques fixos – Simulação 3
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 4 1068
CO2 4 146
CASH FLOW 770
VALOR ATUAL -6500 700 636 578 526 478 435 395 359 326 297
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 5800 5164 4586 4060 3582 3147 2752 2393 2067 1770
Cenário 4 – contentores ISO
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -4800
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 4 1717
CO2 4 146
CASH FLOW 120
VALOR ATUAL -4800 109 99 90 82 75 68 62 56 51 46
VALOR ATUAL ACUMULADO
4800 4691 4591 4501 4419 4344 4276 4214 4158 4107 4061
83
Cenário 5 – tanques fixos – Simulação 1
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 5 1446
CO2 5 131
CASH FLOW 407
VALOR ATUAL -6500 370 336 305 278 252 230 209 190 172 157
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 6130 5794 5489 5211 4959 4729 4521 4331 4158 4002
Cenário 5 – tanques fixos – Simulação 2
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 5 1192
CO2 5 131
CASH FLOW 661
VALOR ATUAL -6500 601 546 496 451 410 373 339 308 280 255
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 5899 5353 4857 4406 3995 3623 3284 2975 2695 2440
Cenário 5 – tanques fixos – Simulação 3
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -6500
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 5 938
CO2 5 131
CASH FLOW 915
VALOR ATUAL -6500 832 756 687 625 568 516 469 427 388 353
VALOR ATUAL ACUMULADO
6500 5668 4912 4225 3600 3032 2516 2046 1620 1232 879
Cenário 5 – contentores ISO
ANO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
INVESTIMENTO -4800
Comb. 2 1805
CO2 2 178
Comb. 5 1834
CO2 5 131
CASH FLOW 19
VALOR ATUAL -4800 17 16 14 13 12 11 10 9 8 7
VALOR ATUAL ACUMULADO
4800 4783 4767 4753 4740 4728 4718 4708 4699 4691 4684
