UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ANÁLISE DA PARTICIPAÇÃO DO GÁS NATURAL NA
MATRIZ ENERGÉTICA E A APLICAÇÃO DESSE
COMBUSTÍVEL NO PROCESSO DE PELOTIZAÇÃO
DE MINÉRIO DE FERRO
Autor: Leandro Alexandre Ribeiro Taets Orientador: Prof. Dr. Rogério José da Silva
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
Leandro Alexandre Ribeiro Taets
Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica
da Universidade Federal de Itajubá, como parte dos requisitos para a obtenção
do título de Mestre em Engenharia Mecânica
Área de concentração: Conversão de Energia
Orientador: Prof. Dr. Rogério José da Silva
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ANÁLISE DA PARTICIPAÇÃO DO GÁS NATURAL NA
MATRIZ ENERGÉTICA E A APLICAÇÃO DESSE
COMBUSTÍVEL NO PROCESSO DE PELOTIZAÇÃO
DE MINÉRIO DE FERRO
Composição da Banca Examinadora:
Prof. Dr. Luciano Fernando dos Santos Rossi – UTFPR
Prof. Dr. Marcelo José Pirani – IEM/UNIFEEI
Prof. Dr. Rogério José da Silva – IEM/UNIFEI
DEDICATÓRIA
Dedico esta dissertação a Thays, por todo o apoio que ela me deu na elaboração deste trabalho.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus que me deu inteligência suficiente para compreender um tema tão extenso e bastante complexo.
Agradeço também aos meus pais que sempre me incentivaram nos estudos e sempre ofereceram as melhores condições para que eu e todos os meus irmãos pudéssemos nos dedicar aos estudos.
Agradeço a minha esposa, Thays, que nesses últimos meses teve que abrir mão da minha presença em casa para que eu pudesse dedicar tempo para as disciplinas e para elaborar a dissertação.
Agradeço, também, aos meus colegas de Gasmig, especialmente ao Leonardo Marcos Valladares e Daniel Alvarenga Ferreira, que muito contribuíram na elaboração dessa dissertação, sugerindo assuntos e emprestando livros e artigos que serviram de referências bibliográficas para este trabalho. Ao amigo Leonardo, desejo boa sorte no retorno às atividades na Petrobras.
Por fim, agradeço ao Prof. Rogério José da Silva, que aceitou orientar um aluno que possuía um tempo muito reduzido para dedicar ao trabalho. Agradeço pela sua paciência e orientação em muitos assuntos que inicialmente não eram tão familiares.
RESUMO
TAETS, L. A. R. (2014), Análise da participação do gás natural na matriz energética e a
aplicação desse combustível no processo de pelotização de minério de ferro, Dissertação
(Mestrado em Conversão de Energia) – Instituto de Engenharia Mecânica, Universidade Federal de Itajubá.
O consumo de energia cresce em ritmo acelerado em todo o mundo. A análise da matriz energética mundial indica que as principais fontes de energia primária são os combustíveis fósseis: petróleo, carvão mineral e gás natural. A participação do gás natural na matriz energética mundial tem crescido nos últimos anos, especialmente em substituição ao carvão mineral e ao óleo combustível. Desta forma, o presente trabalho apresenta um estudo detalhado sobre a participação do gás natural no mercado mundial e brasileiro de energia primária. O gás natural representa 12 % da matriz energética brasileira e tem apresentado sucessivos crescimentos. A utilização do gás natural em processos industriais traz uma série de benefícios operacionais e ambientais. Dentre estes benefícios pode-se destacar: redução de custos de operação e manutenção, e redução de emissões de poluentes atmosféricos, especialmente CO2. Do ponto de vista econômico é analisada a evolução dos preços dos combustíveis no mercado brasileiro, mostrando que, apesar das recentes altas, o custo do gás natural ainda é viável para a maioria das aplicações comerciais e industriais. Todas as vantagens e benefícios da utilização do gás natural são demonstradas pelo estudo do processo de pelotização do minério de ferro. Observa-se que a substituição do óleo combustível pelo gás natural contribui para a redução das emissões de CO2 para a atmosfera em cerca de 45 %. Aliada a redução das emissões de CO2 a utilização do gás natural também traz redução de custos da ordem de 3 %. Sendo assim, pode-se concluir que o gás natural é uma excelente opção de combustível para o processo de pelotização.
ABSTRACT
TAETS, L. A. R. (2014), Analysis of the share of natural gas in the energy matrix and the
application of this fuel in the pelletizing process iron ore, Dissertation (Masters in Energy
Conversion) – Institute of Mechanical Engineering, Federal University of Itajubá.
Energy consumption in the world has grown rapidly. The analysis of global energy indicates that the main primary energy sources are fossil fuels: oil, coal and natural gas. The share of natural gas in the world energy matrix has grown in recent years, especially in substitution of coal and fuel oil. Thus, this paper presents a detailed study of the share of natural gas in the world and Brazilian market of primary energy. Natural gas accounts for 12 % of the Brazilian energy matrix and has presented successive growth. The use of natural gas in industrial processes brings a series of operational and environmental benefits. Among these benefits can be highlighted: reduced operating and maintenance costs, and reduced emissions of air pollutants, especially CO2. From an economic point of view is analyzed the evolution of fuel prices in the Brazilian market, showing that, despite recent high, the cost of natural gas is still viable for most commercial and industrial applications. All the advantages and benefits of using natural gas are demonstrated by studying the pelletizing process iron ore. It is observed that the substitution of fuel oil by natural gas contributes to the reduction of CO2 emissions into the atmosphere by about 45 %. Allied to reduce CO2 emissions the use of natural gas also brings reduction of 3 % of order cost. Thus, it can be concluded that natural gas is an excellent fuel option for pelletizing process.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Evolução do consumo de energia ao longo dos anos ... 1
Figura 2 – Participação dos combustíveis na matriz energética mundial ... 3
Figura 3 – Gasodutos brasileiros e dos países vizinhos ... 4
Figura 4 – Formas de ocorrência do gás natural ... 12
Figura 5 – Condicionamento do gás natural ... 13
Figura 6 – Parcelas resultantes do processamento do gás natural ... 14
Figura 7 – Custo X Distância dos modais de transporte de gás natural ... 15
Figura 8 – Cadeia de abastecimento do gás natural do poço ao consumidor ... 16
Figura 9 – Aplicações do gás natural ... 17
Figura 10 – Aplicações do gás natural na indústria ... 19
Figura 11 – Aplicações petroquímicas do gás natural ... 20
Figura 12 – Diagrama esquemático do ciclo aberto ... 24
Figura 13 – Diagrama esquemático do ciclo combinado ... 25
Figura 14 – Rendimento energético do processo de cogeração ... 26
Figura 15 – Reservas mundiais provadas de combustíveis fósseis (mtep) ... 28
Figura 16 – Reservas brasileiras provadas de combustíveis fósseis (mtep) ... 28
Figura 17 – Consumo mundial de energia primária, por combustível (milhões de toneladas equivalentes de petróleo - mtep) ... 31
Figura 18 – Distribuição percentual das fontes primárias de energia no mundo ... 31
Figura 19 – Maiores consumidores de energia primária 2012-2013 (mtep) ... 32
Figura 20 – Consumo per capita de energia 2012 (tep/ano) ... 33
Figura 21 – Evolução do consumo mundial de energia ... 34
Figura 22 – Distribuição das reservas provadas de gás natural (%) ... 35
Figura 23 – Relação entre as reservas e a produção de gás natural (anos) ... 37
Figura 24 – 30 maiores consumidores de gás natural no ano de 2013 (bilhões de m³) ... 38
Figura 25 – Consumo per capita de gás natural em 2013 (tep) ... 39
Figura 26 – Movimentações de gás natural 2013 (bilhões de m³ por ano) ... 41
Figura 27 – Malha de gasodutos de transporte em operação no Brasil ... 42
Figura 28 – Esquema de rede de distribuição de gás natural ... 44
Figura 29 – Companhias distribuidoras estaduais de gás canalizado ... 45
Figura 31 – Extensão e densidade de gasodutos ... 47
Figura 32 – Malha de gasodutos e oleodutos da China... 48
Figura 33 – Malha de gasodutos de transporte da Europa ... 49
Figura 34 – Matriz energética brasileira ... 54
Figura 35 – Evolução da matriz energética brasileira a partir do ano de 2003 ... 55
Figura 36 – Balanço de gás natural no Brasil (milhões de m³/dia) ... 56
Figura 37 – Variação histórica na concentração de dióxido de carbono atmosférico (ppmv) . 72 Figura 38 – Índices que regulam o preço da commodity do gás natural (US$/MMBtu) ... 86
Figura 39 – Evolução dos preços do gás natural para a distribuidora (US$/MMBTU) ... 88
Figura 40 – Evolução dos preços do gás natural para a distribuidora (R$/GCal) ... 89
Figura 41 – Variação dos preços do gás natural e do IPCA (%) ... 90
Figura 42 – Competitividade do gás natural em São Paulo ... 91
Figura 43 – Esquema de produção do sínter ... 96
Figura 44 – Exemplos de sínter ... 96
Figura 45 – Fluxograma do processo de sinterização ... 97
Figura 46 – Pátio de armazenagem de pellet feed ... 99
Figura 47 – Produção mundial de minério de ferro ... 100
Figura 48 – Exemplo de pátio de estocagem de minério ... 102
Figura 49 – Moinho de bolas ... 103
Figura 50 – Espessador e tanques de homogeneização da Vale ... 103
Figura 51 – Disco de pelotamento ... 104
Figura 52 – Processo de formação das pelotas cruas ... 105
Figura 53 – Pelotas de minério de ferro cruas ... 105
Figura 54 – Produção de pelotas por tipo de forno utilizado ... 106
Figura 55 – Diagrama esquemático de um forno rotativo para pelotização ... 107
Figura 56 – Forno de pelotização do tipo grelha-móvel ... 108
Figura 57 – Carros de grelha ... 108
Figura 58 – Secagem ascendente ... 109
Figura 59 – Secagem descendente ... 110
Figura 60 – Corte transversal da zona de queima do forno de pelotização ... 111
Figura 61 – Perfil de temperaturas das pelotas no forno de pelotização ... 112
Figura 62 – Processo de produção de pelotas ... 113
Figura 63 – Distribuição do consumo energético – Samarco ... 126
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Composição típica do gás natural distribuído em Minas Gerais ... 10
Tabela 2 – Resolução ANP 16 - 17/06/2008 ... 10
Tabela 3 – Consumo de gás natural por setor, ano base 2012 ... 17
Tabela 4 – Centrais Termelétricas a gás natural em operação no Brasil ... 23
Tabela 5 – Relação reservas provadas e produção dos combustíveis fósseis ... 29
Tabela 6 – Principais produtores mundiais de gás natural 2013 ... 36
Tabela 7 – Movimentações de gás natural em 2013 (bilhões de m³) ... 40
Tabela 8 – Importações brasileiras de gás natural nos últimos anos (milhões m³/dia) ... 43
Tabela 9 – Volume de gás natural distribuído no Brasil, por companhia (milhões m³/dia) .... 50
Tabela 10 – Número de consumidores de gás natural no Brasil ... 51
Tabela 11 – Número de consumidores de gás natural ... 52
Tabela 12 – Classificação dos combustíveis ... 63
Tabela 13 – Propriedades do ar atmosférico ... 64
Tabela 14 – Composição do gás natural ... 65
Tabela 15 – Composição volumétrica e molar do gás natural... 66
Tabela 16 – Coeficientes de balanceamento da equação de combustão (kmol/s) ... 66
Tabela 17 – Formação de CO2, baseado na Equação (29), com 10 % de excesso de ar ... 67
Tabela 18 – Resultados de combustão para alguns combustíveis gasosos ... 68
Tabela 19 – Composição, em base mássica, de um carvão mineral betuminoso ... 68
Tabela 20 – Principais gases do efeito estufa ... 71
Tabela 21 – Composição elementar do óleo combustível 1A ... 73
Tabela 22 – Composição elementar do carvão mineral de Candiota ... 74
Tabela 23 – Composição volumétrica e molar do gás natural... 75
Tabela 24 – Fator de emissão de CO2 ... 76
Tabela 25 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL ... 77
Tabela 26 – Emissão de CO2 para a caldeira ECAL ... 77
Tabela 27 – Fatores de emissão de NOx para diferentes combustíveis fósseis ... 80
Tabela 28 – Características das partículas... 82
Tabela 29 – Fatores de emissão de material particulado... 83
Tabela 30 – Políticas de preços de gás natural praticados no Brasil ... 87
Tabela 32 – Classificação dos minérios ... 95
Tabela 33 – Comparativo entre a sinterização e a pelotização ... 97
Tabela 34 – Composição média das pelotas cruas ... 114
Tabela 35 – Coeficientes da Equação (54) ... 115
Tabela 36 – Calor de calcinação do CaCO3 ... 117
Tabela 37 – Calor de oxidação da magnetita... 119
Tabela 38 – Calor para aquecimento da hematita ... 120
Tabela 39 – Energia necessária para endurecimento da pelota ... 120
Tabela 40 – Entalpia dos componentes do ar ... 122
Tabela 41 – Contribuição do combustível e do ar no fornecimento de calor ... 123
Tabela 42 – Balanço de massa do forno... 124
Tabela 43 – Consumo anual de gás natural das plantas de pelotização em estudo ... 127
Tabela 44 – Consumo anual de óleo combustível das plantas de pelotização em estudo... 128
Tabela 45 – Quantidade de calor fornecida pelos combustíveis ... 129
Tabela 46 – Emissões de CO2 ... 131
Tabela 47 – Participação do gás natural, como fonte de energia térmica no segmento de pelotização brasileiro ... 132
Tabela 48 – Consumo de combustíveis para fins térmicos em indústrias de mineração e pelotização no Brasil ... 133
Tabela 49 – Emissão total de CO2 nas plantas de pelotização brasileiras ... 134
Tabela 50 – Conversão de unidades de energia ... 135
Tabela 51 – Consumo energético em MMBTU ... 135
Tabela 52 – Custo do gás natural para produção de 1 t de pelotas ... 136
Tabela 53 – Custo do óleo combustível para produção de 1 t de pelotas ... 137
Tabela 54 – Custo do gás natural nas plantas de pelotização da Vale em MG ... 137
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 1
1.1. OBJETIVOS ... 5
1.2. ESTRUTURA DO TRABALHO ... 6
2. GÁS NATURAL ... 8
2.1. HISTÓRICO E DEFINIÇÃO DO GÁS NATURAL ... 8
2.2. CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL ... 11
2.3. APLICAÇÕES DO GÁS NATURAL ... 16
2.3.1. APLICAÇÃO ENERGÉTICA DO GÁS NATURAL ... 17
2.3.2. APLICAÇÕES NÃO ENERGÉTICAS DO GÁS NATURAL ... 19
2.3.3. APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 22 3. MERCADO MUNDIAL DE ENERGIA PRIMÁRIA ... 27
3.1. PANORAMA GERAL ... 27
3.2. PANORAMA DO GÁS NATURAL ... 34
3.2.1. PRODUÇÃO E CONSUMO... 34
3.2.2. TRANSPORTE DO GÁS NATURAL ... 38
3.2.3. DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL ... 43
4. O GÁS NATURAL NA MATRIZ ENERGÉTICA DO BRASIL ... 53
5. VANTAGENS OPERACIONAIS E AMBIENTAIS DA UTILIZAÇÃO DO GÁS ... 58
5.1. COMBUSTÃO... 58
5.1.1. COMBUSTÍVEIS ... 62
5.1.2. OXIDANTES E EXCESSO DE AR ... 64
5.1.3. COMBUSTÃO DE COMBUSTÍVEIS GASOSOS ... 65
5.1.4. COMBUSTÃO PARA COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS E SÓLIDOS ... 68
5.2. EMISSÃO DE POLUENTES ... 69
5.2.1. DIÓXIDO DE CARBONO (GÁS CARBÔNICO) – CO2 ... 71
5.2.2. ÓXIDOS DE NITROGÊNIO – NOX ... 77
5.2.3. DIÓXIDO DE ENXOFRE - SO2 ... 81
5.2.4. MATERIAL PARTICULADO ... 82
6. FORMAÇÃO DOS PREÇOS DO GÁS NATURAL ... 84
7. APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL EM FORNOS DE PELOTIZAÇÃO DE MINÉRIO DE FERRO ... 92
7.1. INTRODUÇÃO ... 92
7.2. MINÉRIO DE FERRO ... 93
7.3. PELOTIZAÇÃO ... 98
7.4. PROCESSO DE PRODUÇÃO DE PELOTAS ... 101
7.4.1. PREPARAÇÃO DA MATÉRIA-PRIMA ... 101
7.4.2. FORMAÇÃO DAS PELOTAS CRUAS ... 104
7.4.3. PROCESSAMENTO TÉRMICO DO MATERIAL... 106
7.5. CÁLCULO DO CONSUMO DE COMBUSTÍVEL PARA FORNOS DE PELOTIZAÇÃO ... 113
7.6. COMPARATIVO DE CONSUMO ENTRE OS COMBUSTÍVEIS ... 127
7.6.1. ANÁLISE DE EMISSÕES DE CO2 NA PELOTIZAÇÃO... 129
7.6.2. ANÁLISE DE CUSTOS DE COMBUSTÍVEIS NA PELOTIZAÇÃO... 135
8. CONCLUSÕES E SUGESTÕES ... 139
8.1. CONCLUSÕES ... 139
8.2. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 141
SIGLAS E ABREVIATURAS
ABEGÁS Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado ANDA Associação Nacional para Difusão de Adubos
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis BEN Balanço Energético Nacional
BP British Petroleum
BTU British Thermal Unit
C Consumo de Combustível
CDL Companhia Distribuidora Local COV Composto Orgânico Volátil ECO2 Emissões de CO2
EIA Energy Information Administration ERP Estação de Regulagem de Pressão EPE Empresa de Pesquisa Energética
FE Fator de Emissão de CO2
FGV Fundação Getúlio Vargas
GASMIG Companhia de Gás de Minas Gerais GLP Gás Liquefeito de Petróleo GNC Gás Natural Comprimido GNL Gás Natural Liquefeito GNV Gás Natural Veicular GTL Gas to Liquids H Entalpia
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística IGP-M Índice Geral de Preços de Mercado
IPCA Índice de Preço ao Consumidor Amplo LGN Líquidos de Gás Natural
MME Ministério de Minas e Energia
mtep Milhões de Toneladas Equivalentes de Petróleo
n Número de Moles
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
P Pressão
PEAD Polietileno de Alta Densidade
ppmv Partes por Milhão em Base Volumétrica PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade PCI Poder Calorífico Inferior
PCS Poder Calorífico Superior
Q Quantidade de Calor
R Constante Universal dos Gases
TBG Transportadora Brasileira Gasoduto Brasil Bolívia
T Temperatura
tep Tonelada Equivalente de Petróleo TSB Transportadora Sulbrasileira
UPGN Unidade de Processamento de Gás Natural
V Volume
ΔH Variação de Entalpia
1. INTRODUÇÃO
A trajetória do ser humano na Terra é marcada por um consumo crescente de energia. Cook (1971) apresentou a evolução do consumo de energia por pessoa desde milhares de anos atrás, nas sociedades primitivas, quando a necessidade energética era da ordem de 8.000 kJ/dia (o equivalente a 0,2 litros de petróleo), até chegar próximo a 1.000.000 kJ/dia (equivalente a 25 litros de petróleo), no fim do século XX. A Figura 1 apresenta esta evolução.
Figura 1 – Evolução do consumo de energia ao longo dos anos Fonte: Cook, 1971
Os seres humanos primitivos (cerca de 1.000.000 a.C.) dependiam quase que exclusivamente da força muscular e o combustível utilizado tinha como fonte a energia fornecida pelos alimentos. Com o passar dos anos as sociedades primitivas diversificaram as fontes de suprimento de energia (100.000 a.C.) incluindo a madeira para o aquecimento e para preparo de alimentos. As sociedades agrícolas (5.000 a.C.) adicionaram a força muscular dos animais às suas fontes de energia, ampliando muito o consumo de energia. Por volta do ano 1.000 d.C. iniciou-se a utilização da água, do vento, do carvão e do gás natural como fonte de
energia. A revolução industrial ocorrida na segunda metade do século XIX ampliou radicalmente o consumo de energia. A utilização da água, do vento, do carvão, do gás natural e do petróleo, como fontes de energia, aumentou de maneira significativa e o uso de máquinas a vapor e da eletricidade cresceu rapidamente. Nas sociedades industrializadas atuais a economia depende fortemente do petróleo, de seus derivados e da eletricidade. Grande parte do consumo concentra-se na indústria e nos transportes (COOK, 1971).
Diversos organismos nacionais e internacionais elaboram estatísticas sobre a utilização de combustíveis e fazem previsões para os próximos anos do mercado energético. Dentre estes organismos, podem-se destacar como referências no assunto as publicações da
British Petroleum – BP, e da Empresa de Pesquisa Energética – EPE. A BP elabora
anualmente o BP Statistical Review of World Energy que apresenta diversas estatísticas sobre o consumo de combustíveis ao redor do mundo. A EPE, órgão ligado ao Ministério de Minas e Energia, publica anualmente o Balanço Energético Nacional – BEN. Estes organismos apontam para um grande aumento na participação do gás natural na matriz energética, crescimento superior ao observado no petróleo e no carvão mineral, que são, atualmente, as duas principais fontes de energia primária.
O Balanço Energético Nacional – BEN 2012 (EPE, 2012a) demonstra que no ano base de 2011 o gás natural representava 10 % da matriz energética, sendo que a produção média diária, em 2011, foi da ordem de 65,9 milhões de m³, enquanto que, em média, 28,7 milhões de m³ foram importados diariamente, sobretudo da Bolívia. O consumo total brasileiro, portanto, aproxima-se dos 95 milhões de m³ diários. Neste valor está incluído tanto o gás fornecido para o mercado consumidor (indústrias, geração elétrica, veículos e mercado residencial) quanto o gás utilizado pela Petrobras na exploração e produção de petróleo e derivados. Dados publicados no BEN 2013 (EPE, 2013), ano base 2012, mostram um crescimento superior a 12 % no consumo de gás natural, frente a um crescimento de 0,9 % do PIB e 4,1 % na oferta interna de energia. Demonstrando, desta forma, um significativo crescimento da participação do gás natural na matriz energética nacional.
Previsões da British Petroleum - BP (2012) sobre o consumo mundial de energia, para o período de 2011-2030, apontam que o consumo de gás natural será o que apresentará maior crescimento dentre os combustíveis fósseis. Enquanto a demanda mundial por gás natural crescerá na ordem de 2 % ao ano, a procura por petróleo e seus derivados deverá
crescer menos de 1 % ao ano. A Figura 2 apresenta a evolução da participação dos combustíveis na matriz energética mundial. O gás natural, juntamente com as energias renováveis, deverá apresentar incremento na participação, ao passo que o petróleo e o carvão deverão sofrer grandes reduções.
Figura 2 – Participação dos combustíveis na matriz energética mundial Fonte: BP, 2012
Para o Brasil as expectativas de crescimento do consumo de gás natural são mais fortes. Ainda de acordo com a BP (2012) o crescimento na produção de todos os tipos de energia, até 2030, deverá ser superior a 80 %. Por sua vez, a produção de gás natural deverá crescer mais de 140 %, sendo superior ao crescimento da produção de petróleo, previsto em 87 %. Já a demanda pelo gás natural deverá ter um incremento superior a 130 %, sendo a maior alta dentre os combustíveis fósseis. A expansão da infraestrutura de transporte e distribuição de gás será o principal gargalo para que o país possa concretizar as previsões.
A legislação brasileira, desde a década de 1990, aponta para o incremento da participação do gás natural na matriz energética nacional. A Lei nº 9478, de 06 de Agosto de 1997, que dispõe sobre a Política Energética Nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo, prevê logo no Art. 1º que as políticas nacionais de utilização de energia deverão incrementar, em bases econômicas, a utilização do gás natural (BRASIL, 1997). O Conselho
Petróleo Carvão Gás Hidráulica Nuclear Renováveis
Nacional de Política Energética, criado através do Decreto nº 3520, de 21 de junho de 2000, também prevê em seu Art. 1º que a Política Energética Brasileira deverá, dentre outros princípios, incrementar a utilização do gás natural (BRASIL, 2000).
O crescimento da oferta e da demanda do gás natural no Brasil deverá passar, necessariamente, pelo incremento da infraestrutura de transporte e distribuição deste combustível. A Figura 3 apresenta os gasodutos de transporte em operação, em implantação e em estudo no Brasil e nos países vizinhos.
Figura 3 – Gasodutos brasileiros e dos países vizinhos Fonte: Gasnet, 2013a
Observa-se a grande concentração dos gasodutos de transporte, atualmente em operação, na zona litorânea brasileira, enquanto que boa parte do interior do Brasil, com grandes polos econômicos e industriais, não possui infraestrutura de transporte, e consequentemente de distribuição, deste combustível.
Dentre os vários aspectos positivos da utilização do gás natural destaca-se que entre os combustíveis fósseis ele é o que apresenta menor potencial de poluição. Reduzindo a quantidade de CO2, materiais particulados e compostos de enxofre emitidos para a atmosfera.
As vantagens ambientais e econômicas oferecidas pelo gás natural são estudadas, neste trabalho, por meio da aplicação do combustível no processo de pelotização de minério de ferro. O processo de pelotização é fundamental para o aproveitamento de finos de minério que são produzidos no processo de mineração. As pelotas produzidas necessitam de tratamento térmico para adquirir características adequadas para a aplicação em alto forno siderúrgico. No processo de tratamento térmico há o consumo de grandes quantidades de energia. O BEN 2013 (EPE, 2013) indica que a indústria de mineração e pelotização representa quase 5 % do consumo final de energia do Brasil. Cerca de 70 % da energia utilizada no processo de pelotização é destinada para fins térmicos, ou seja, para a geração de calor. Os combustíveis normalmente utilizados para este fim são o gás natural ou o óleo combustível. A aplicação do gás natural no processo de pelotização trouxe ganhos de produtividade e redução de emissões de gases de efeito estufa (EPE, 2013). Pelos motivos descritos acima o processo de pelotização de minério de ferro foi escolhido para ser analisado.
1.1. OBJETIVOS
O presente trabalho tem três objetivos principais:
- Analisar a infraestrutura de gasodutos existentes no Brasil, avaliando se a malha de gasodutos está corretamente dimensionada para a expansão do consumo previsto para os próximos anos;
- Avaliar quais são as vantagens operacionais e ambientais da utilização do gás natural no processo de pelotização de minério de ferro;
- Analisar, se do ponto de vista econômico, é viável a substituição do óleo combustível pelo gás natural no processo de pelotização de minério de ferro.
1.2. ESTRUTURA DO TRABALHO
Este estudo está dividido em nove capítulos, incluindo a introdução ao tema escolhido, apresentado no Primeiro Capítulo e as Referências Bibliográficas apresentadas no Capítulo Nove.
O Primeiro Capítulo, destinado a Introdução, apresenta o tema escolhido para o estudo, detalhando a motivação para a escolha do assunto. Neste Capítulo também são apresentados os objetivos almejados e a estrutura do trabalho.
O Segundo Capítulo é destinado a caracterizar o gás natural, apresentando o histórico da utilização desse combustível e a sua definição, de acordo com a Lei do Petróleo vigente no Brasil. Também apresenta-se a cadeia produtiva do combustível, desde o poço de produção até o consumidor final. O Capítulo é encerrado com as aplicações energéticas (como combustível) e não energéticas (basicamente matéria-prima de processos químicos e petroquímicos) do gás natural.
O mercado mundial de energia primária é apresentado no Terceiro Capítulo. O panorama do comércio internacional é exibido, detalhando a composição da matriz energética mundial. Neste Capítulo estão contidas estatísticas sobre a produção e o consumo das principais fontes mundiais de energia primária: petróleo, carvão mineral e gás natural. Especial destaque é dada a participação do gás natural na matriz energética mundial. Também são apresentados conceitos sobre o transporte e a distribuição do gás natural. A partir das informações contidas neste Capítulo é possível observar que a malha de transporte e de distribuição de gás natural no Brasil é bastante reduzida em comparação com países da Europa, com os Estados Unidos, com a China e o Japão.
O Quarto Capítulo foca na evolução da participação do gás natural na matriz energética brasileira. O balanço do gás natural no Brasil, publicado pelo Ministério de Minas e Energia, é apresentado. A análise do balanço demonstra que a produção e a importação do gás natural têm crescido nos últimos anos o que tem permitido o aumento da oferta de gás natural para o mercado.
O Quinto Capítulo destina-se a apresentar uma revisão bibliográfica sobre combustíveis, processo de combustão e sobre a emissão dos principais poluentes atmosféricos: dióxido de carbono (CO2), óxidos de nitrogênio (NOx), dióxido de enxofre (SO2) e material particulado. A partir destes conceitos é possível demonstrar as vantagens operacionais e ambientais da utilização do gás natural. As reações de combustão demonstram que a queima do gás natural emite menos CO2 do que a queima do carvão mineral e do óleo combustível.
O Sexto Capítulo discute a formação dos preços internacionais e nacionais do gás natural. Neste Capítulo são discutidos os principais índices utilizados na formação e nos reajustes dos preços do gás natural. O histórico de preços praticados nos últimos anos também é apresentado. Observa-se que no período compreendido entre 2007 e 2014 o gás natural sofreu sucessivos aumentos nos preços, com índices muito superiores à inflação. A Petrobras tem praticado uma política de descontos sobre os preços dos contratos, porém a competitividade do combustível diminuiu muito nos últimos anos.
O Sétimo Capítulo aborda o processo de pelotização de minério de ferro. O Capítulo inicia-se com a descrição do processo de pelotização, onde são abordadas as principais etapas de produção do material. Em seguida é elaborado o cálculo do consumo energético para o processamento térmico do material. A energia térmica é necessária para elevar a temperatura das pelotas a 1.350 °C. No processamento térmico ocorrem reações de calcinação é de oxidação dos materiais constituintes das pelotas. A partir da determinação da necessidade energética é possível determinar o consumo de combustível. O Capítulo é encerrado com um comparativo entre o gás natural e o óleo combustível. As variáveis consideradas no comparativo são: consumo de combustível, emissões de CO2 e custo do combustível. A partir dos cálculos realizados é demonstrado que o uso do gás natural reduz as emissões de CO2 e gera economia financeira.
O Oitavo Capítulo é destinado a apresentação das conclusões e recomendações para trabalhos futuros.
2. GÁS NATURAL
2.1. HISTÓRICO E DEFINIÇÃO DO GÁS NATURAL
Apesar de já existir na natureza há milhões de anos, o homem só começou a utilizar o gás natural cerca de mil anos antes de Cristo. O primeiro uso registrado se deu na China, onde o gás era distribuído através de um sistema de bambus e utilizado principalmente na iluminação (GASMIG, 2004).
No Ocidente, a descoberta se deu graças ao cientista italiano Alessandro Volta. Caminhando pelas margens do Lago Maior, no norte da Itália, ele descobriu por acaso que, agitando as águas de um pântano com uma vareta, bolhas que exalavam um gás inflamável eram produzidas. O Ocidente descobria assim o gás natural. No século XVIII, foram definidas pela Ciência as características dos gases inflamáveis e Alessandro Volta e outros cientistas identificaram o metano, principal elemento da constituição do gás natural (GASMIG, 2004).
A exploração comercial iniciou-se de fato em 1820, com a descoberta de uma jazida na Pensilvânia (EUA). Em 1930, foram descobertas outras jazidas, incentivando pesquisas de melhores equipamentos de exploração e melhores tubos para transporte do gás. Outro grande avanço ocorreu como resultado de grandes jazidas descobertas no Mar do Norte em 1965 (GASMIG, 2004).
Para Monteiro e Silva (2010) a história do gás canalizado iniciou-se no Brasil no século XIX desenvolvendo-se em ritmo satisfatório até a primeira metade do século XX. Porém, entre as décadas de 1950 e 1990, o setor entrou em estagnação, sendo que em muitos locais houve regressão. Apesar de, na primeira metade do século passado, existirem redes de distribuição de gás canalizado nas cidades de Porto Alegre, Salvador, Taubaté, Santos, Belém e Recife, as únicas companhias distribuidoras realmente atuantes localizavam-se nas cidades do Rio de Janeiro e São Paulo.
Ainda de acordo com Monteiro e Silva (2010) a distribuição de gás canalizado no Rio de Janeiro ocorreu por intermédio do Barão de Mauá, que em 1851 assinou contrato para iluminação a gás na cidade. Já em São Paulo a distribuição de gás iniciou-se em 1872 quando
a San Paulo Gas Company recebeu autorização do Império para a prestação de serviços de distribuição de gás canalizado. Ao longo dos anos diversos tipos de gases foram distribuídos pelas companhias do Rio de Janeiro e de São Paulo, sendo que o gás de carvão foi distribuído até 1972. De 1972 a 1989 o gás manufaturado de nafta era distribuído, sendo que a distribuição do gás natural iniciou-se no início dos anos 1990.
Em 1996, a Petrobras assinou contrato de compra e venda de gás com a Bolívia. O volume inicial de importação foi de 4,1 milhões de m³ por dia, sendo que o volume importado atualmente é de 30 milhões de m³ por dia (MONTEIRO e SILVA, 2010).
A definição formal do gás natural no Brasil é dada pela lei 9.478/97, conhecida como lei do petróleo, em seu Capítulo III, seção I, artigo 6º, item II:
Gás natural é todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros. (BRASIL, 1997)
Para Garcia (2002) o gás natural é um combustível fóssil, formado basicamente por metano, em uma proporção de 80 a 90 %, etano (de 5 a 10 %) e outros gases em menores proporções (propano, butano, pentanos, hexanos, gás carbônico, nitrogênio e gases raros). Ainda segundo Garcia (2002) o gás natural pode ser encontrado no subsolo ou no fundo do mar, em depósitos naturais de rochas sedimentares, associado ou não ao petróleo. Sua origem é a decomposição de plantas e animais, resultado de um processo de milhões de anos.
De acordo com a Gasmig (2013), empresa responsável pela distribuição do gás natural no Estado de Minas Gerais, a composição típica deste combustível distribuído no Estado é o apresentado na Tabela 1.
A qualidade do gás natural comercializado no Brasil, seja de origem nacional ou de origem importada, é regulamentada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, através da resolução ANP n° 16, de 17 de junho de 2008. Os limites impostos pela resolução da ANP estão apresentados na Tabela 2.
Tabela 1 – Composição típica do gás natural distribuído em Minas Gerais Composição Química Elemento Percentual (%) Metano 89,0 Etano 6,0 Propano 1,8 C4+ 1,0 CO2 1,5 N2 0,7 Fonte: Gasmig, 2013
Tabela 2 – Resolução ANP 16 - 17/06/2008
Característica Unidade
Limite
Norte Nordeste Centro-Oeste,
Sudeste e Sul
Poder calorífico superior kJ/ m³ 34.000 a 38.400 35.000 a 43.000 Índice de Wobbe kJ/m³ 40.500 a 45.000 46.500 a 53.500 Número de metano, mín. anotar 65
Metano, min. % mol. 68,0 85,0 Etano, máx. % mol. 12,0 12,0 Propano, máx. % mol. 3,0 6,0 Butanos e mais pesados, máx. % mol. 1,5 3,0 Oxigênio, máx. % mol. 0,8 0,5
Inertes (N2+CO2), máx. % mol. 18,0 8,0 6,0 CO2, máx. % mol. 3,0
Enxofre Total, máx. mg/m3 70
Gás Sulfídrico (H2S), máx. mg/m3 10 13 10 Ponto de orvalho de água a 1atm, máx. ºC -39 -39 -45 Ponto de orvalho de hidrocarbonetos a 4,5
MPa, máx. ºC 15 15 0
Mercúrio, máx. µg/m³ anotar Fonte: ANP, 2013
De acordo com a Gasmig (2004) o gás natural possui seis características importantes:
a) o gás natural não é tóxico e sua inalação acidental pode causar asfixia;
b) sua densidade, em relação ao ar, é igual a 0,6. Isto significa que ele é mais leve que o ar e em caso de vazamento se dissipa na atmosfera naturalmente;
c) o gás é incolor e inodoro em seu estado natural. O cheiro característico (mercaptana) é inserido em sua composição para identificar eventuais vazamentos;
d) o gás natural é inflamável apenas quando atinge temperaturas superiores a 622 ºC, o que dificulta muito qualquer tipo de queima acidental;
e) o gás natural não é explosivo, apesar de ser inflamável. Se houver combustão, ele manterá a chama sem explosões até que seu suprimento se esgote;
f) de todos os combustíveis utilizados atualmente, o gás natural é um dos menos poluentes, dispensando por isso equipamentos de filtragem dos gases de combustão.
Ainda de acordo com a Gasmig (2004) as principais características físicas e químicas do gás natural são:
a) Poder calorífico superior (PCS): quantidade de energia liberada na forma de calor, na combustão completa de uma quantidade definida de gás com o ar à pressão constante. Os produtos de combustão são considerados na mesma temperatura dos reagentes. O valor típico do PCS, para o gás natural, é de 9.400 kcal/m³ (VAZ et al, 2008);
b) Limite de inflamabilidade: proporção entre combustível e ar na qual a combustão é possível. No caso do gás natural o limite de inflamabilidade varia entre 5 – 15 % em volume (VAZ et al, 2008);
c) Temperatura de ignição espontânea: 622 ºC;
d) Velocidade de chama: é definida como a velocidade, em relação ao gás não queimado, na qual uma chama adiabática normal propaga-se através de uma mistura homogênea de gases. A velocidade de chama do gás natural varia entre 35 a 50 cm/s (GREEN e PERRY, 2008);
e) Temperatura de chama: é a temperatura da zona onde ocorre a reação entre o combustível e o oxidante, geralmente o ar. A temperatura da chama do gás natural é de 1.945ºC quando a reação ocorre com ar e 2.810 ºC quando ocorre com oxigênio (GREEN e PERRY, 2008);
f) Ponto de ebulição: -162 °C;
g) Ponto de Fulgor: é definido como a menor temperatura na qual o combustível libera vapor em quantidade suficiente para formar uma mistura inflamável por uma fonte externa de calor. Esta temperatura para o gás natural é de – 189 °C (GARCIA, 2002); h) Massa específica: 0,766 kg/m3 considerando temperatura de 20 °C e pressão de 1 atm.
2.2. CADEIA PRODUTIVA DO GÁS NATURAL
Para Vaz et al (2008) a cadeia produtiva do gás natural pode ser tratada como uma rede de inter-relacionamentos entre os vários atores participantes do processo de produção e beneficiamento do gás.
A cadeia de produção do gás natural inicia-se na etapa de exploração, que divide-se em duas fases. A primeira fase consiste em testes sísmicos que verificam a ocorrência de
rochas reservatórios em bacias sedimentares, formações necessárias para a ocorrência do gás natural. Caso as análises sísmicas indiquem a presença de tais formações, inicia-se a segunda etapa da exploração, que consiste na perfuração de um poço pioneiro e de poços que delimitam o tamanho da reserva (MONTEIRO e SILVA, 2010).
Os reservatórios de gás natural são compostos por rochas porosas que aprisionam gás e petróleo. Dependendo da relação existente entre o gás e o petróleo no poço, classifica-se o gás quanto ao seu estado: gás associado ou gás não-associado, conforme apresentado na Figura 4 (MONTEIRO e SILVA, 2010).
Figura 4 – Formas de ocorrência do gás natural Fonte: Tavares e Mendonça, 2013
Ainda conforme Monteiro e Silva (2010) o gás associado é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sobre o óleo na forma de uma capa de gás. Nesse caso, a produção do gás é vinculada a produção de petróleo, sendo o gás utilizado para ampliação da produção de petróleo ou consumida na geração de energia na unidade de produção. Por outro lado, o gás não-associado está, no reservatório, livre ou em presença de quantidades muito pequenas de petróleo.
Na exploração de petróleo e gás o interesse econômico é somente na produção de hidrocarbonetos. Porém, na extração dos produtos dos poços, sejam eles terrestres ou marítimos, além dos hidrocarbonetos (gás e óleo), também são obtidas impurezas (água, CO2, compostos ácidos, areia, dentre outros) que devem ser retirados (THOMAS, 2001). Sendo assim, após a etapa de exploração e produção o gás natural passa por diversos processos com o objetivo de separar o óleo, do gás e da água e condicioná-lo aos parâmetros de qualidade
exigidos. Estas etapas são denominadas de condicionamento e processamento e são realizadas nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) (MONTEIRO e SILVA, 2010).
Segundo Thomas (2001) o condicionamento é um conjunto de processos físicos e químicos que visam remover ou reduzir impurezas e contaminantes presentes no gás, de modo a atender as especificações de mercado, segurança, transporte ou posterior processamento. As principais especificações que são observadas no condicionamento do gás natural são: teores de compostos de enxofre, de dióxido de carbono e de água, ponto de orvalho e poder calorífico. Nesta etapa dois processos são fundamentais:
a) Desidratação: são processos de absorção ou adsorção para a retirada de água presente no gás;
b) Dessulfurização: são processos de absorção química ou física para a retirada de gases ácidos (CO2 e compostos de enxofre).
A Figura 5 apresenta um diagrama de blocos das principais etapas do condicionamento do gás natural.
Figura 5 – Condicionamento do gás natural Fonte: Santos, 2009
O gás extraído dos poços de produção é denominado gás úmido ou gás rico, uma vez que possui, além do metano – C1 e etano – C2, parcelas mais pesadas, como o butano – C4 e o
propano – C3, que possuem valor industrial (SHREVE e BRINK JR., 1997). As UPGN separam as parcelas mais pesadas do gás natural, denominadas de Líquidos de Gás Natural – LGN. O LGN é composto pelo Gás Liquefeito de Petróleo – GLP e gasolina natural (C5 – pentano e seus isômeros, C6 – hexano e seus isômeros, C7+ – demais compostos com sete ou mais carbonos na sua composição). O gás residual, ou gás pobre é a parcela comercializada pelas companhias distribuidoras de gás natural (MONTEIRO e SILVA, 2010). A Figura 6 apresenta as parcelas resultantes do processamento do gás natural.
Figura 6 – Parcelas resultantes do processamento do gás natural Fonte: Esteves e Matz, 2013
O gás residual, ou gás processado, resultante das UPGN é transportado, principalmente, através de dutos, denominados gasodutos, desde o local do processamento até a transferência para as companhias distribuidoras de gás natural. Os gasodutos transportam grandes volumes de gás natural, com tubulações de grandes diâmetros e operam com alta pressão. Outras formas de transporte do gás natural são: Gás Natural Liquefeito – GNL ou o Gás Natural Comprimido – GNC. A escolha do modal de transporte depende de vários fatores, sendo os principais, volume de gás transportado, distância entre a fonte de suprimento e o consumo e investimento necessário na construção da infraestrutura (MONTEIRO e SILVA, 2010).
De acordo com Rodrigues (2012) o transporte de gás natural exige investimento significativo. Conforme pode ser observado na Figura 7 os modais de transporte variam de
acordo com a distância envolvida. Para o transporte internacional de gás natural, que ocorre principalmente por via marítima, o modal mais viável é o GNL, com a movimentação do gás ocorrendo através de navios chamados de metaneiros. Para movimentações terrestres o gasoduto ainda é a melhor opção, porém exigem contratos de fornecimento de longo prazo para viabilizar os investimentos.
Figura 7 – Custo X Distância dos modais de transporte de gás natural Fonte: Rodrigues, 2012
A última etapa da cadeia de suprimento do gás natural é a distribuição, função que no caso brasileiro, é efetuada pelas companhias distribuidoras de cada estado, que possuem concessão para a realização de tais serviços. A transferência de propriedade das empresas transportadoras para as companhias distribuidoras ocorre nas estações de transferência de custódia, denominadas City Gates. No City Gate equipamentos específicos realizam medições e regulam a pressão de entrega do gás. Neste ponto também é realizada a odorização do gás, conforme exigência da legislação (MONTEIRO e SILVA, 2010).
A Figura 8 apresenta a cadeia de suprimento do gás natural, desde o local de produção até o consumidor final.
Figura 8 – Cadeia de abastecimento do gás natural do poço ao consumidor Fonte: Monteiro e Silva, 2010
2.3. APLICAÇÕES DO GÁS NATURAL
De acordo com Esteves e Matz (2013) o gás natural possui uma ampla gama de aplicações podendo ser utilizado para fins energéticos, como combustível, ou não energético, sendo utilizado em indústrias químicas ou na geração de energia elétrica. Para Shreve e Brink Jr. (1997) o gás natural, além de ser o gás combustível predominante mundialmente, também é utilizado como matéria-prima para diversas sínteses. O gás de síntese obtido da reforma do gás natural pode ser utilizado para a obtenção de metanol, hidrogênio e outros compostos líquidos, que por sua vez produzem ácidos, combustíveis e amônia. A amônia é um componente fundamental para o mercado brasileiro, uma vez que serve de matéria-prima para a produção de fertilizantes nitrogenados, produto muito utilizado pela indústria agropecuária, sendo que mais de 70 % da demanda nacional é importada (ESTEVES e MATZ, 2013). A Figura 9 apresenta as principais utilizações do gás natural.
Figura 9 – Aplicações do gás natural Fonte: Esteves e Matz, 2013
2.3.1. APLICAÇÃO ENERGÉTICA DO GÁS NATURAL
Como fonte de energia térmica, ou como combustível, o gás natural é utilizado nos setores energético, industrial, comercial, institucional (repartições públicas), residencial e automotivo (ESTEVES e MATZ, 2013). A Tabela 3 apresenta o consumo do gás natural como combustível em diversos setores econômicos.
Tabela 3 – Consumo de gás natural por setor, ano base 2012
Setor Consumo em 2012 (mtep) Consumo em 2012 (%)
Setor Energético 5.700 29,3 Setor Comercial/Público 270 1,4 Setor Residencial 336 1,7 Setor Agropecuário 0 0,0 Setor de Transportes Rodoviário 1.942 10,0 Setor Industrial 11.192 57,6 Cimento 34 0,3 Ferro-gusa e aço 1.072 9,6 Ferroligas 3 0,0 Mineração e pelotização 765 6,8 Química 2.740 24,5
Não ferrosos e outros da metalurgia 873 7,8
Têxtil 360 3,2 Alimentos e Bebidas 738 6,6 Papel e Celulose 812 7,3 Cerâmica 1.493 13,3 Outras indústrias 2.300 20,6 Fonte: EPE, 2013
No setor energético, o gás natural é utilizado em motores e turbinas, para geração de energia elétrica. Em processos de geração distribuída ou cogeração, o gás natural é fonte energética para a produção de energia elétrica e vapor (ESTEVES e MATZ, 2013). Nos dados da Tabela 3 não está contabilizado o volume de gás fornecido para usinas termelétricas. O BEN (EPE, 2013) apresenta o gás natural como a segunda principal fonte de combustível para o setor energético, ficando atrás apenas do bagaço de cana.
Nos setores comercial e público o gás natural é aplicado em fornos e aquecedores, podendo ser utilizado no preparo de alimentos, aquecimento de água e no aquecimento de ambientes (ESTEVES e MATZ, 2013). Neste setor a energia elétrica é a fonte preferencial com aproximadamente 90 % do mercado (EPE, 2013).
Nas residências o gás natural é utilizado no preparo de alimentos e aquecimento de água. Neste setor o gás ainda representa muito pouco, sendo que a energia elétrica domina o setor seguido pelo GLP – Gás Liquefeito de Petróleo e lenha (EPE, 2013).
Nos transportes, o gás natural é utilizado apenas no segmento rodoviário, em veículos de pequeno porte. No Brasil, apenas nos últimos anos tem-se discutido sobre a utilização do Gás Natural Veicular – GNV em veículos de grande porte, como caminhões e ônibus, porém ainda não há nenhum projeto em escala comercial sendo implantado (GASNET, 2013b). Sendo assim, o segmento de transporte ainda é dominado pelo Diesel, que representa quase 50 % do consumo do setor (EPE, 2013).
Na indústria o gás natural possui inúmeras aplicações, podendo ser utilizado em motores, turbinas e caldeiras, para geração de eletricidade e vapor; em fornos, de cerâmica, de tratamento térmico; ou em aquecedores, de fluídos térmicos, por exemplo. A utilização do gás natural na indústria pode ser dividida através da temperatura de trabalho, conforme apresentado na Figura 10. A maior aplicação do gás natural na indústria é em equipamentos de alta temperatura, nesta subdivisão está concentrado o maior consumo de gás natural industrial.
Figura 10 – Aplicações do gás natural na indústria Fonte: Esteves e Matz, 2013
2.3.2. APLICAÇÕES NÃO ENERGÉTICAS DO GÁS NATURAL
Além da aplicação energética, como combustível, o gás natural também é utilizado para fins não energéticos. Dentre as principais utilizações não energéticas do gás natural pode-se destacar: injeção em reservatório, matéria-prima para indústrias petroquímicas e matéria-prima para fertilizantes. De acordo com o BEN (EPE, 2013) o consumo final de gás natural com fins não energéticos, no ano base de 2012, atingiu 898 mil tep, equivalente a 2,8 milhões de m³/dia.
De acordo com Thomas (2001) parte do gás processado nas UPGNs é consumida internamente nas próprias unidades produtoras. Parte deste gás é utilizada para a elevação artificial do petróleo, denominado gas-lift, outra parcela do gás é injetada nos poços produtores com o objetivo de promover a recuperação secundária do petróleo. As duas estratégias têm como objetivo ampliar a capacidade de recuperação de petróleo. De acordo o Boletim mensal de acompanhamento da indústria do gás natural (MME, 2014a), em 2013, foram reinjetados, em média, 10,6 milhões de m³/dia. Este volume representa quase 14 % do volume de gás natural produzido no Brasil, porém, a Petrobras tem trabalhado na redução deste percentual, disponibilizando o maior volume possível ao mercado.
A indústria petroquímica representa mais de 70 % da produção química de compostos orgânicos. Existem, hoje, mais de 3.000 substâncias petroquímicas, muitas delas produzidas em grande escala. As matérias-primas básicas são: o gás natural, o GLP, o gás de processos de craqueamento, os destilados líquidos (C4 a C9), os destilados de processos de craqueamento especiais e as frações aromáticas. O setor petroquímico, baseado no gás natural, depende da abundância e do baixo custo desta matéria-prima (SHREVE e BRINK JR., 1997). A Figura 11 apresenta a ampla faixa de produtos sintetizados a partir do gás natural.
Figura 11 – Aplicações petroquímicas do gás natural Fonte: Shreve e Brink Jr., 1997
De acordo com Esteves e Matz (2013) a primeira etapa da conversão do gás natural em outros produtos é denominada reforma, processo fundamental para que o gás natural possa ser sintetizado em outros produtos. Nesta reação, o metano (CH4) presente no gás natural sofre uma reforma, na presença de vapor e de catalisadores, produzindo o gás de síntese, composto por monóxido de carbono (CO) e hidrogênio (H2). A reação de reforma está apresentada na Equação (1).
CH4 + H2O CO + 3 H2 (1)
O gás de síntese produzido poderá seguir três diferentes rotas, gerando produtos distintos. A primeira rota, destinada principalmente para produção de amônia, utiliza o hidrogênio do gás de síntese fazendo-o reagir com o nitrogênio presente no ar. A reação ocorre na presença de catalizador em leito fluidizado, formando amônia. Este processo é conhecido como Haber-Bosch. Em seguida, a amônia obtida reage com dióxido de carbono, processo realizado para a síntese da ureia (ESTEVES e MATZ, 2013). A reação da síntese da amônia está apresentada na Equação (2) e a síntese da ureia está apresentada nas Equações (3) e (4).
N2 + 3 H2 2 NH3 (amônia) (2)
2 NH3 + CO2 H2N-COONH4 (carbamato de amônio) (3)
H2N-COONH4 H2O + (NH2)2CO (ureia) (4)
Dados da Associação Nacional para Difusão de Adubos – ANDA (2013) mostram que o Brasil é o 4º maior consumidor mundial de fertilizantes, atrás da China, Índia e Estados Unidos. Em 2012 foram consumidas mais de 29,5 milhões de toneladas de fertilizantes, sendo que quase 70 % do produto utilizado no país foi importado. A Petrobras tem prevista para os próximos anos a implantação ou ampliação de quatro novas unidades de produção de amônia e ureia objetivando a redução da dependência de importação de produtos nitrogenados (ESTEVES e MATZ, 2013).
O gás de síntese pode seguir uma segunda rota destinada a produção de metanol. A síntese do metanol é atualmente uma das mais importantes existentes na química orgânica. O processo baseia-se na reação do monóxido de carbono e hidrogênio na presença de catalisadores (SHREVE e BRINK JR., 1997). De acordo com Esteves e Matz (2013) o metanol é utilizado na produção de biodiesel, além de ser aplicado na indústria química como precursor de formaldeído, acetato de metila, ácido acético, etileno, propileno e dimetil éter. As reações de produção do metanol a partir do gás de síntese são apresentadas nas Equações (5) e (6).
CO + 2 H2 CH3OH (5)
CO2 + 3 H2 CH3OH + H2O (6)
O mercado brasileiro demandou, em 2011, mais de 885 mil toneladas de metanol. Cerca de 70 % deste valor foi importado principalmente do Chile e da Venezuela. As novas unidades de produtos nitrogenados, em implantação pela Petrobras, aumentaram a oferta interna de metanol e de seus derivados (ESTEVES e MATZ, 2013).
A terceira rota possível para o gás de síntese utiliza o processo Fischer-Tropsch para a produção de hidrocarbonetos líquidos. Este processo, também conhecido como Gas to Liquids – GTL, foi desenvolvido na Alemanha em 1923 com o foco de produzir hidrocarbonetos líquidos a partir do carvão. Neste processo é fundamental o controle de temperatura, uma vez que as reações são muito exotérmicas. Temperaturas altas geram uma quantidade maior de hidrocarbonetos leves que nem sempre são interessantes (ESTEVES e MATZ, 2013). A reação fundamental do processo Fischer-Tropsch está apresentada na Equação (7).
(2n+1)H2 + nCO CnH2n+2 + nH2O (7)
2.3.3. APLICAÇÃO DO GÁS NATURAL NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
De acordo com o BEN (EPE, 2013) o consumo de gás natural para geração de energia elétrica atingiu uma média diária de 27,6 milhões de m³ no ano de 2012, ao passo que em 2011 a média diária foi de 15,7 milhões de m³. Pode-se observar assim, que o volume de gás natural destinado à geração de energia elétrica teve um expressivo aumento, de 75,7 %, entre os anos de 2011 e 2012. O Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás Natural (MME, 2014a) mostra uma tendência de aumento no consumo de gás natural para geração termelétrica. A média diária observada em 2013 foi de 38,9 milhões de m³. Até o mês de Junho de 2014 a média diária cresceu para 45,8 milhões de m³. A escassez de chuvas registrada nos últimos meses de 2014 reduziu o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas, o que exigiu uma maior operação das usinas termelétricas.
A aplicação do gás natural para a geração de energia elétrica pode ser dividida em duas modalidades: geração termelétrica e cogeração.
A principal modalidade é a utilização do gás natural para geração exclusiva de eletricidade. Neste processo, o gás, em geral, serve como combustível para turbinas a gás. As turbinas a gás são máquinas complexas que comprimem o ar, misturando-o com o combustível com o objetivo de obter-se a combustão. Os gases gerados no processo de combustão possuem alta temperatura, provocando o movimento de turbinas conectadas a geradores elétricos. Desta forma, a energia térmica presente no combustível transforma-se em energia mecânica que logo a seguir é convertida em energia elétrica (ANEEL, 2008).
Ainda segundo a ANEEL (2008) o desenvolvimento das turbinas a gás é relativamente recente, após a segunda guerra mundial. O uso mais intenso destes equipamentos tem ocorrido somente nos últimos 20 a 30 anos, devido a maior oferta de gás natural e também a melhoria dos rendimentos termodinâmicos das máquinas (ANEEL, 2008). A Tabela 4 apresenta as principais usinas a gás natural em operação no Brasil.
Tabela 4 – Centrais Termelétricas a gás natural em operação no Brasil
Usina Potência (MW) Município Estado
1 Governador Leonel Brizola 1.058 Duque de Caxias RJ
2 Mário Lago 923 Macaé RJ
3 Norte Fluminense 826 Macaé RJ
4 Uruguaiana 640 Uruguaiana RS
5 Termopernambuco 533 Ipojuca PE
6 Cuiabá 529 Cuiabá MT
7 Araucária 484 Araucária PR
8 Fernando Gasparian 576 São Paulo SP
9 Luiz Carlos Prestes 386 Três Lagoas MS
10 Barbosa Lima Sobrinho 386 Seropédica RJ
11 Santa Cruz 350 Rio de Janeiro RJ
12 Camaçari 347 Dias D´Ávila BA
13 Fortaleza 347 Caucaia CE
14 Baixada Fluminense 344 Seropédica RJ
15 Jesus Soares Pereira 323 Alto do Rodrigues RN
16 Euzébio Rocha 249 Cubatão SP
17 Aureliano Chaves 226 Ibirité MG
18 Termoceará 220 Caucaia CE
19 William Arjona 206 Campo Grande MS
20 Luiz O. R. Melo 204 Linhares ES
21 Celso Furtado 186 São Francisco do Conde BA
22 Sepé Tiaraju 170 Canoas RS
23 Camaçari Muricy 152 Camaçari BA
24 Rômulo Almeida Unidade I 138 Camaçari BA
25 Juiz de Fora 87 Juiz de Fora MG
A geração de energia elétrica, a partir do gás natural, em usinas termelétricas pode ocorrer de duas formas. A forma mais simples e de implementação mais barata denomina-se ciclo aberto (ou ciclo simples). Neste sistema os gases que saem da turbina são resfriados e liberados para a atmosfera por meio de uma chaminé (ANEEL, 2008). De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 (EPE, 2012b), no ciclo simples, a eficiência termodinâmica do processo é de 38,7 %, ou seja, de cada 100 unidades de combustível que entram na câmara de combustão aproximadamente 39 se transformam em energia elétrica, sendo o restante perdido.
De acordo com a MME (2014a) a produção média das usinas termelétricas movidas a gás natural em operação no Brasil é superior a 8.000 MW.
A Figura 12 ilustra o diagrama de uma central termelétrica de ciclo aberto, com os seus principais componentes.
Figura 12 – Diagrama esquemático do ciclo aberto Fonte: Esteves e Matz, 2013
No ciclo combinado, os gases que saem da turbina e que ainda estão em alta temperatura, são encaminhados para caldeiras onde produzem vapor em alta pressão. Este vapor é então direcionado para turbinas onde é expandido, provocando o movimento da turbina. Assim, a característica básica de termelétricas a ciclo combinado é a operação conjunta de turbinas movidas a gás e a vapor. Esta tecnologia é recente, sendo aplicada principalmente a partir da década de 1980, e passa por processo de expansão em todo o mundo, inclusive no Brasil. Este sistema requer maiores investimentos, porém a eficiência do
processo de geração é maior, chegando a casa dos 50 % (ANEEL, 2008). A Figura 13 apresenta um diagrama com os principais componentes de uma central termelétrica com ciclo combinado.
Figura 13 – Diagrama esquemático do ciclo combinado Fonte: Esteves e Matz, 2013
Por fim, ainda de acordo com a ANEEL (2008), existe o processo de geração de energia elétrica, a partir do gás natural, simultaneamente com a geração de vapor e de energia térmica. Este processo, conhecido como cogeração, pode ser realizado com todos os combustíveis usados em usinas termelétricas – por exemplo, óleos, biomassa e carvão, além do gás natural. Na cogeração o calor gerado na produção da eletricidade por usinas em ciclo simples e que, se não utilizado, seria liberado na atmosfera é recuperado e destinado à produção de vapor, do ar quente ou da refrigeração. Três fatores tornam o processo da cogeração bastante interessante para as aplicações industriais. O primeiro é a possibilidade de utilização da energia que naturalmente se perde no processo de geração da eletricidade. O segundo fator é a possibilidade de independência em relação ao suprimento fornecido pelas distribuidoras ou comercializadoras de energia elétrica. Finalmente, um terceiro é a redução do volume de gases lançados na atmosfera, o que pode ser um fator de competitividade no momento atual, em que os consumidores estão cada vez mais exigentes com relação ao impacto ambiental provocado pelos produtos que adquirem. A Figura 14 apresenta os percentuais de aproveitamento energético em cada uma das etapas da cogeração.
Figura 14 – Rendimento energético do processo de cogeração Fonte: Monteiro e Silva, 2010
3. MERCADO MUNDIAL DE ENERGIA PRIMÁRIA
3.1. PANORAMA GERAL
Energia primária é aquela fornecida diretamente pela natureza, como a energia hidráulica, petróleo, gás natural, carvão mineral, urânio, lenha, resíduos vegetais e animais, energias hidráulica, solar e eólica. Por outro lado, a energia secundária corresponde à energia obtida por processos de conversão, resultantes de diferentes centros de transformação. O objetivo da transformação é facilitar o transporte, o armazenamento e a adequação para que o combustível possa ser utilizado da maneira mais eficiente. São exemplos de energia secundária: óleo Diesel, óleo combustível, gasolina (automotiva e de aviação), Gás Liquefeito de Petróleo - GLP, nafta, querosene (iluminante e de aviação), gás (de cidade e de coqueria), coque de carvão mineral, eletricidade, carvão vegetal, álcool etílico, (anidro e hidratado) e outras fontes secundárias (gás de refinaria, coque e outros) (MARQUES et al, 2006).
Durante o século XIX e início do século XX o carvão era o combustível mais utilizado, sendo que após a Segunda Guerra Mundial ele foi sendo gradualmente substituído pelo petróleo. Nas últimas três décadas, o gás natural tem aumentado de forma lenta, mas progressivamente a sua participação na matriz energética. Estes três combustíveis, de origem fóssil, representam mais de 85 % da energia primária do mundo. Outras fontes de energia (nuclear, hidrelétrica e energias renováveis) desempenham um papel muito menor no abastecimento de energia mundial (ECONOMIDES e WOOD, 2009). Porém, as reservas dos combustíveis fósseis são limitadas e estão distribuídas de maneira desigual no mundo. Estes fatores são causa de conflitos armados, como os casos da ocupação do Afeganistão e do Iraque pelos EUA (MARQUES et al, 2006).
A Figura 15 apresenta a evolução das reservas mundiais provadas de combustíveis fósseis. O crescimento das reservas provadas de combustíveis fósseis, entre os anos de 2012 e 2013, foi inferior a 1 %. Os dados para o carvão só foram apresentados para o ano de 2013. Observa-se que o carvão representa cerca de 60 % das reservas mundiais de combustíveis fósseis.
Figura 15 – Reservas mundiais provadas de combustíveis fósseis (mtep) Fonte: BP, 2014
A Figura 16 apresenta as reservas provadas de combustíveis fósseis existentes no Brasil. Observa-se um grande crescimento nos valores, especialmente com relação ao petróleo. De acordo com a ANP (2012) as reservas de petróleo brasileiras cresceram 1,88 % em 2011 com relação a 2010, impulsionadas pelas descobertas do pré-sal. De acordo com Garcia (2002) os carvões minerais brasileiros não são de grande qualidade, pois apresentam alto teor de cinzas.
Figura 16 – Reservas brasileiras provadas de combustíveis fósseis (mtep) Fonte: BP, 2014
De acordo com Vaz, Maia e Santos (2008), o Brasil possui 29 bacias sedimentares, cuja área totaliza 4.650.000 km², sendo que 70 % das áreas estão localizadas em terra, 6 %
