CAP2-COMBUSTÍVEIS

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Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.1
CAPÍTULO 2 
 
SUPRIMENTO ENERGÉTICO PARA TERMELÉTRICAS 
 
 
Flávio Neves Teixeira 
Electo Eduardo Silva Lora 
 
 
2.1- -INTRODUÇÂO 1 
2.2- CONCEITO E CLASSIFICAÇÃO DOS COMBUSTÍVEIS 1 
2.3- PROPRIEDADES, COMPOSIÇÃO QUÍMICA E PODER CALORÍFICO 
DOS COMBUSTÍVEIS 1 
2.4- COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS 7 
2.5- PETRÓLEO 8 
2.6- ÓLEO COMBUSTÍVEL 17 
2.7- GÁS NATURAL 25 
2.8- CARVÃO MINERAL 36 
2.9- COMBUSTÍVEL NUCLEAR 46 
2.10- BIOMASSA 48 
2.11- COMBUSTÍVEIS SIDERÚRGICOS RESIDUAIS 50 
2.12- TERMOS TÉCNICOS 53 
2.13- REFERÊNCIAS 59 
 
 
2.1- INTRODUÇÃO 
Este capítulo apresenta o conceito de combustível, os principais tipos utilizados no Brasil, 
detalhando-se a composição química, o poder calorífico dos mesmos, suas reservas e consumo. 
Na seqüência, detalham-se as características técnicas de alguns combustíveis brasileiros, tais 
como petróleo e seus derivados, gás natural e carvões minerais, incluindo-se as especificações 
técnicas de acordo com as normas brasileiras. Também se explana sobre a biomassa e o 
combustível nuclear, além de gases siderúrgicos residuais. No final do capítulo apresenta-se uma 
descrição técnica de alguns termos utilizados na tecnologia de combustíveis e adotados pela 
Agência Nacional do Petróleo. 
 
2.2- CONCEITO E CLASSIFICAÇÃO DOS COMBUSTÍVEIS 
Combustível é toda a substância que em contato com uma fonte de ignição e um agente 
oxidante (geralmente o oxigênio do ar) sofre reações químicas liberando energia térmica. As 
reações químicas ocorrem com altas velocidades e com grande conversão de energia química em 
energia térmica. 
Os combustíveis podem ser classificados segundo sua origem ou método de obtenção 
(Tabela 2.1) e segundo seu estado físico (Tabela 2.2). 
 
2.3- PROPRIEDADES, COMPOSIÇÃO QUÍMICA E PODER CALOR ÍFICO DOS 
COMBUSTÍVEIS 
Os produtores e distribuidores de combustíveis devem fornecer aos consumidores os dados 
correspondentes às características de seus produtos concernentes às análises laboratoriais de 
campo. Essas características devem ser contratualmente acertadas e conferidas pelo consumidor a 
fim de garantir o desempenho correto da central termelétrica, além de permitir o manuseio, 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.2
transporte e armazenagem adequados. Tratando-se de um combustível da mesma fonte, admite-
se que estas características (propriedades) permaneçam inalteradas ou com pequenas alterações. 
Algumas propriedades são comuns a todos os combustíveis, enquanto outras são 
específicas. Dentre as propriedades comuns se destacam o poder calorífico, a composição 
química elementar e aproximada. Dentre as propriedades específicas pode-se destacar, para o gás 
natural (e outros combustíveis gasosos), a densidade relativa ao ar, o índice de Wobbe e a 
velocidade de chama. Para os óleos combustíveis, a viscosidade, o ponto de fulgor, a densidade 
relativa e o ponto de fluidez. Para os carvões minerais, a lavabilidade, a moabilidade e a 
fusibilidade das cinzas. As propriedades específicas serão definidas quando se analisar os 
respectivos combustíveis. 
A fim de se determinar a potencialidade de um combustível, e, portanto, saber se este está 
sendo utilizado dentro de sua plena capacidade, deve-se primeiramente conhecer as suas 
características fundamentais: composição química elementar e imediata. Além disso, como 
característica importante, o tipo de base que se efetuou a análise. A Tabela 2.3, a seguir, 
apresenta as relações entre as diversas bases. 
 
Tabela 2.1 - Classificação dos combustíveis segundo a origem. 
Origem Combustível natural Combustíveis derivados 
Fóssil 
Petróleo 
Gás liquefeito de petróleo (GLP), gasolina, óleo Diesel, 
óleo combustível e óleo residual 
Carvão mineral Gases manufaturados, coque 
Gás natural Gás natural liquefeito (GNL) 
Xisto 
Turfa 
Renovável 
Resíduos agroindustriais Bagaço de cana, casca de arroz 
Lenha 
Carvão vegetal, gases manufaturados, metanol, serragem, 
cavacos, resíduos florestais 
Resíduos animais Biogás 
Resíduos urbanos (lixo) 
Etanol (álcool) 
Óleos vegetais 
Nuclear 
Urânio U-235, U-238 
Tório Th-232 
 
Tabela 2.2 - Classificação dos combustíveis segundo o estado físico. 
Estado físico Combustíveis 
Sólido Carvão mineral, carvão vegetal, xisto, turfa, lenha 
Líquido Gasolina, querosene, Diesel, óleos combustíveis 
Gasoso Gás natural, GLP, biogás 
 
2.3.1 - Composição química elementar: 
A composição química elementar de uma amostra de combustível é o conteúdo, em 
percentagem de massa ou volume, dos elementos que formam parte da composição química do 
combustível, ou seja, carbono (C), hidrogênio (H2), enxofre (S), oxigênio (O2), nitrogênio (N2), 
cinzas (A) e umidade (W). 
É a característica técnica mais importante do combustível e constitui a base para a análise 
dos processos de combustão (cálculo do volume de ar necessário para a combustão, da 
quantidade de gases gerada e da sua entalpia). Conhecendo-se esta característica pode-se também 
determinar o poder calorífico do combustível, além de permitir avaliar o impacto ambiental da 
queima do mesmo. 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.3
 
2.3.2 - Composição química imediata: 
A composição química imediata de uma amostra de combustível é o conteúdo, em 
percentagem de massa ou volume, de carbono fixo (F), voláteis (V), cinzas (A) e umidade (W). 
O conhecimento da composição química imediata é importante para o cálculo do projeto da 
fornalha e das quantidades de ar primário e secundário necessários em função da percentagem de 
voláteis. Também o teor de voláteis tem um papel importante durante a ignição e as etapas 
iniciais da combustão de combustíveis sólidos. 
O teor de umidade da amostra deve ser determinado por secagem, antes das respectivas 
análises e pode ser realizado colocando-se a amostra até que a massa permaneça constante em 
uma estufa calibrada para 105 ± 4 oC, segundo o Método ASTM D3173-73 (ASTM, 1983). 
 
2.3.3 - Tipos de base para os dados da composição elementar e imediata: 
 
2.3.3.1 - Base úmida ou de trabalho: identifica o combustível no seu estado natural, 
considerando-se a umidade e os componentes químicos que ele possui no momento da queima. 
Aqui se denota esta base com o subscrito ‘t’. 
• elementar: C H O N S A Wt t t t t t t+ + + + + + = 100% 
• imediata: F V A Wt t t t+ + + = 100% 
 
2.3.3.2 - Base seca: é o combustível sem umidade, após ter sido colocado na estufa conforme 
descrito anteriormente. Aqui se denota esta base com o subscrito ‘s’. 
• elementar: C H O N S As s s s s s+ + + + + = 100% 
• imediata: F V As s s+ + = 100% 
 
2.3.3.3 - Base analítica: é o combustível tal qual é analisado no laboratório, sem umidade 
externa (Wext). Aqui se denota esta base com o subscrito ‘a’. 
• elementar: C H O N S A Wa a a a a a a+ + + + + + = 100% 
• imediata: F V A Wa a a a+ + + = 100% 
sendo: W W Wt ext a= + 
A umidade externa é aquela que a amostra perde no trajeto até o laboratório, apenas sendo 
exposta ao ar ambiente de menor umidade. 
 
2.3.3.4 - Base combustível: é o combustível sem cinzas e sem umidade, considerando apenas os 
principais componentes a serem oxidados. Esta base é importante para o carvão mineral, onde 
amostras de uma mesma jazida diferenciam-se apenas pelo teor de cinzas e umidade. Aqui se 
denota esta base com o subscrito ‘c’. 
• elementar: C H O N Sc c c c c+ + + + = 100% 
• imediata: F Vc c+ = 100% 
 
Na prática, geralmente a composição do combustível está disponível como composição 
química imediata, base úmida ou seca. Dessa forma, a Tabela 2.3 permite a conversão entre as 
diferentes bases. 
 
2.3.4 - Poder calorífico: 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.4
O poder calorífico de um combustível é a quantidade de energia que é liberada durante a 
combustão completa da unidade de massa (1 kg) ou unidade de volume (1 Nm3) do combustível 
podendo ser medida em kJ/kg (kcal/kg) ou kJ/Nm3 (kcal/Nm3). Quando se considera o calor 
latentede vaporização do vapor de água gerado pela reação de combustão durante a queima do 
combustível com o ar seco, refere-se ao poder calorífico superior (PCS) e quando não se 
considera este calor latente está se referindo ao poder calorífico inferior (PCI). Entretanto, em 
instalações industriais, geralmente a temperatura dos gases de saída é maior que a temperatura de 
condensação, portanto o calor latente não é possível de ser recuperado. Devido a esta 
consideração, o PCI é de maior aplicação para os cálculos de rendimento e viabilidade 
econômica. 
 
Tabela 2.3 - Conversões da composição elementar de uma base para outra. 
Base do combustível 
conhecida 
Base do combustível que se deseja obter (multiplicar vezes) 
Úmida (de trabalho) Seca Combustível 
Úmida (de trabalho) 1 
100
100− W t
 
100
100− −W At t
 
Seca 
100
100
− W t
 1 
100
100− A s
 
Combustível 
100
100
− −W At t
 
100
100
− A s
 1 
 
A determinação do poder calorífico pode ser feita de duas maneiras: em laboratórios, 
mediante o emprego de aparelhos denominados calorímetros ou analiticamente, a partir da 
composição do combustível. 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.5
 
Figura 2.1- Representação de um calorímetro 
 
 A norma brasileira para a determinação do poder calorífico de gases combustíveis é a MB 
133, para produto líquido de petróleo é a MB 454 e para o carvão mineral a NBR 8628 e MB 
2063. 
Vários autores têm-se dedicado a estabelecer relações entre a composição elementar e o 
poder calorífico de um combustível. O cientista russo Mendeliev apresentou, já em 1897, uma 
fórmula geral para a determinação analítica do PCI (kJ/kg), base úmida, a partir da composição 
química elementar de qualquer combustível. 
 
tttttt W24)S(O109H1.030C339PCI ⋅−−⋅−⋅+⋅= [kJ/kg] 
 
Conhecido o PCI de um combustível qualquer, pode-se determinar o valor de seu PCS de 
acordo com a própria definição de poder calorífico, ou seja, a diferença entre o PCS e o PCI de 
um combustível é obtida subtraindo o calor de vaporização da água nos produtos, ou seja 
 
vap
comb
agua
h
m
m
PCSPCI ⋅−= [kJ/kg] 
 
sendo hvap (calor latente de vaporização da água) a 25 °C cerca de 2.400 kJ/kg. Por exemplo, para 
a combustão do metano tem-se que um mol de metano (CH4) produz dois moles de água (H2O). 
A massa de 1 kmol de CH4 é 16 kg e a de 2 kmol de H2O vale 36 kg. 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.6
Culp (1991) apresenta uma fórmula para o cálculo do PCS (kJ/kg) em função do PCI 
(kJ/kg) e da fração em massa do hidrogênio e da umidade do combustível (base úmida) para 
qualquer tipo de combustível, em base mássica. 
 
)H9W.(400.2PCIPCS t+=− [kJ/kg] 
 
Mason e Gandhi (1983 - apud Tomeczek, 1994) apresentam uma equação para o cálculo 
do PCS (kJ/kg), em base seca, do carvão mineral com composição química elementar conhecida. 
Nesta equação, deve-se utilizar a fração decimal dos constituintes do combustível. 
 
)NO(996.11A531.1S848.6H298.132C095.34PCS sssssss +⋅−⋅−⋅+⋅+⋅= [kJ/kg] 
 
Também para os combustíveis líquidos existem equações empíricas para o cálculo do PCS. 
Por exemplo, Lloyd e Davenport (apud Lozano, 1980) apresentam uma equação onde o PCS 
(cal/kg) pode ser determinado a partir da análise elementar em base seca: 
 
6ssssss 10)S2,674+N1,42+O2,02-H27,144+C552,8(PCS ⋅⋅⋅⋅⋅⋅= [cal/kg] 
 
A determinação do PCS ou PCI de uma mistura de gases combustíveis é igual a soma do 
produto da fração mássica ou volumétrica de um componente individual pelo respectivo PCS ou 
PCI do componente. Dessa forma, se a composição conhecida está em base mássica, o PCS ou 
PCI deve estar nas unidades kJ/kg ou kcal/kg ou outra unidade equivalente. Por outro lado, se a 
composição conhecida está em base volumétrica, o PCS ou PCI deve estar nas unidades 
kcal/Nm3 ou kJ/Nm3 ou outra unidade equivalente, ou seja: 
 
 
∑
=
⋅=
n
1i
ii
s xPCSPCS 
 
ou 
 
∑
=
⋅=
n
1i
ii
s xPCIPCI 
 
Sendo: 
PCSi = é o PCS de cada componente (Tabela 2.4); 
PCIi = é o PCI de cada componente (Tabela 2.4); 
xi = é a fração mássica ou volumétrica de cada componente. 
 
Tabela 2.4 - Poder calorífico de alguns gases em base volumétrica (Borman e Ragland, 1998 e 
Grigoriev e Zorin, 1982) 
Gás PCS (MJ/Nm3) PCI (MJ/Nm3) 
Metano (CH4) 37,06 33,38 
Etano (C2H6) 64,94 59,39 
Propano (C3H8) 92,40 85,06 
Butano (C4H10) 119,82 110,62 
Pentano (C5H12) 158,20 146,00 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.7
Etileno (C2H4) 58,72 55,03 
Propileno (C3H6) 92,10 86,01 
Butileno (C4H8) 121,12 113,20 
Penteno (C5H10) 150,80 141,00 
Benzeno (C6H6) 146,10 140,00 
Acetileno (C2H2) 54,06 52,24 
Monóxido de carbono (CO) 11,77 11,77 
Hidrogênio (H2) 11,90 10,06 
 P = 1 atm e T = 20 °C 
 
Ravich (1977) sugere as seguintes equações para o cálculo do poder calorífico de 
combustíveis gasosos em kcal/Nm3, sendo o valor dos gases considerados estando em 
porcentagem. 
 
s
66
s
105
s
84
s
63
s
42
s
125
s
104
s
83
s
62
s
4
s
2
s
2
s
HC350HC360HC290HC220 
HC150HC377HC307HC237 
HC166CH95SH61H5,30CO2,30PCS
⋅+⋅+⋅+⋅+
⋅+⋅+⋅+⋅+
⋅+⋅+⋅+⋅+⋅=
 
 
e 
 
s
66
s
105
s
84
s
63
s
42
s
125
s
104
s
83
s
62
s
4
s
2
s
2
s
HC335HC337HC271HC205 
HC141HC349HC283HC218 
HC152CH5,85SH56H8,25CO2,30PCI
⋅+⋅+⋅+⋅+
⋅+⋅+⋅+⋅+
⋅+⋅+⋅+⋅+⋅=
 
 
 
2.4- COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS 
 
Todos os combustíveis fósseis são resultados da fossilização da matéria orgânica, 
podendo ser de origem vegetal ou animal (o carvão é de origem predominantemente vegetal). A 
maior parte deles são hidrocarbonetos, e as composições típicas são: carbono, hidrogênio e 
oxigênio (Tabela 2.5). Esses compostos com fórmula química geral Cx(H2O)y, são produzidos 
pelas plantas nos processos de fotossíntese. 
A maior parte dos combustíveis fósseis foi gerada no período carbonífero da Era 
Paleozóica (por volta de 325⋅ milhões de anos atrás). Após a morte das plantas e animais, os 
compostos carboníferos foram convertidos, sob a ação de altas pressões e temperaturas, em 
compostos hidrocarbonetos com fórmula geral CnHm. 
 
Tabela 2.5 - Composição típica de alguns combustíveis.(percentual em massa) 
 C H O N, S, etc. 
Petróleo ~ 75 ~ 25 - - 
Gás Natural 84 ~ 86 11 ~ 14 0 ~ 3 0 ~ 5 
Carvão Mineral 78 ~ 95 ~ 7 1 ~ 15 1 ~ 5 
Lenha 49 6 43 ~ 1 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.8
Conforme apresentado na Tabela 2.1, os combustíveis fósseis podem ser divididos em 
cinco classes gerais: petróleo (e seus derivados), gás natural, carvão mineral, xisto e turfa. 
Devido a menor utilização do xisto e da turfa devido principalmente a questões econômicas, a 
seguir é feita apenas um breve comentário sobre suas formações, enquanto que para os três 
primeiros, uma descrição mais abrangente é realizada posteriormente. O xisto pode ser definido 
como um resíduo fóssil energético, de natureza sedimentar e formação mais recente do que a do 
petróleo. Neste resíduo predomina a rocha de natureza argilosa ou calcárea impregnada com 
substâncias orgânicas e inorgânicas, que em geral afloram na superfície terrestre. Há dois tipos de 
xisto: o denominado xisto betuminoso (permite remover o betume por simples ação de solvente) 
e o xisto piro-betuminoso (exige aquecimento através do qual se extrai alcatrões, óleo e outros 
produtos de menor importância). Suas reservas são consideráveis e o Brasil comparece com a 
maior reserva do planeta, com incidências distribuídas por toda a sua extensão territorial (Pera, 
1990). Para fins de queima direta, as características mais importantes são o poder calorífico, teor 
de enxofre, natureza da matéria orgânica que impregna a rocha e sua umidade. Quanto ao poder 
calorífico, testes realizados no Brasil apresentaram valores superiores aos encontrados nas 
demais ocorrências mundiais, sendo os valores encontrados no xisto brasileiro situando entre 
8.370 kJ/kg e 14.440 kJ/kg, enquanto que da média mundial situa-se entre 5.860 kJ/kg e 6.280 
kJ/kg. 
A turfa é umproduto resultante da transformação parcial de vegetais e arbustos por ação 
prolongada de microorganismos e de agentes climáticos ou de grande precipitação pluvial, o que 
a torna um produto heterogêneo, a ponto de se distinguir três aflorações básicas: turfa hídrica 
(formada em regiões aquosas), turfa fibrosa (ocorrência em terrenos contendo resíduos vegetais 
plantados pelo homem) e turfa lenhosa (resultantes da decomposição parcial de arbustos ou 
árvores de grande porte). Sua ocorrência no Brasil também se estende a praticamente todo o 
território. Para fins energéticos, as propriedades de maior importância são a sua análise imediata, 
poder calorífico e umidade. Segundo Pera (1990), o PCS da turfa brasileira situa-se entre 16.890 
kJ/kg e 27.630 kJ/kg. 
A Figura 2.1 apresenta as reservas de combustíveis fósseis para os diferentes continentes 
e regiões do mundo, podendo-se observar que estas reservas estão distribuídas de uma maneira 
extremamente desigual. Na Tabela 2.6 são apresentadas as reservas mundiais dos combustíveis 
fósseis, enfocando a relação reservas/consumo. Deve-se lembrar que estas reservas são limitadas 
e sua duração está relacionada com o consumo e à descoberta de novas jazidas e do estado da 
arte, o que leva a uma constante mudança a partir de novas descobertas ou da variação na taxa de 
consumo; observe-se ainda que para aumentar as reservas são necessários investimentos e isto é 
feito aos poucos. Pode-se constatar que as reservas de petróleo e gás, mantida a relação entre a 
produção e o consumo existentes, se esgotariam em 39,0 e 63,7 anos, respectivamente (ANP, 
1999). O carvão mineral poderá ser o combustível mais utilizado nos próximos séculos, pois com 
o ritmo de consumo atual, suas reservas devem durar 236 anos (OLADE, 1994). Porém, cabe 
ressaltar que o carvão mineral, entre os combustíveis fósseis, é o mais poluente, daí o esforço no 
desenvolvimento de tecnologias limpas para consumo de carvão. 
 
Tabela 2.6 - Reservas comprovadas de petróleo e gás natural (ANP, 1999) e carvão mineral 
(OLADE, 1994) no mundo. 
Tipo de combustível Reservas Reservas/Consumo (ano base 1998), anos 
Petróleo (109 Barris) 1.053,1 39,0 
Gás natural (1012 m3) 146,4 63,7 
Carvão mineral (109 tons) 1.039,2 236,0 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.9
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
Am
ér
ica
 d
o 
No
rte
Am
ér
ica
 L
at
ina
 e
 C
ar
ibe
Eu
ro
pa
An
tig
a 
Un
ião
 S
ov
iét
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Or
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 M
éd
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Áf
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e 
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str
áli
a
R
es
er
va
s 
em
 b
ilh
õe
s 
de
 T
E
P Gás Natural
Petróleo
Carvão Mineral
 
Figura 2.1 - Distribuição das reservas de combustíveis fósseis pelos diferentes continentes e 
regiões do mundo (OLADE, 1999). 
 
A seguir serão apresentadas as principais características de cada um dos principais 
combustíveis fósseis, bem como um panorama do consumo e das reservas no Brasil e no mundo. 
 
2.5- PETRÓLEO 
 
O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos que apresenta composição variável e 
dependente de fatores geológicos tais como a localização da jazida, a idade, a profundidade, etc. 
É uma substância líquida fóssil natural, de origem orgânica mista vegetal/animal, formada no 
subsolo ao longo de milhares de anos pela ação da temperatura e pressão. Os principais 
constituintes orgânicos do petróleo são os alcanos (ou parafinas - CnH2n+2), ciclanos (ou 
naftênicos - CnH2n), aromáticos (anel benzênico), compostos sulfurados, nitrogenados, 
oxigenados e metálicos e impurezas inorgânicas. 
Até que o petróleo alcance os consumidores finais ele deve passar por, pelo menos, 5 
atividades: 
• Exploração: o ponto de partida na busca do petróleo é a exploração, que realiza os estudos 
preliminares para a localização de uma jazida. Nesta fase é necessário analisar muito bem o solo 
e o subsolo, mediante aplicações de conhecimentos de Geologia e de Geofísica, entre outros. A 
geologia realiza estudos na superfície que permitem um exame detalhado das camadas de rochas 
onde possa haver acumulação de petróleo. Quando se esgotam as fontes de estudos e pesquisas 
de Geologia, iniciam-se, então, as explorações Geofísicas no subsolo; 
• Perfuração: a perfuração é a segunda fase na busca do petróleo. Ela ocorre em locais 
previamente determinados pelas pesquisas Geológicas e Geofísicas. Para tanto, perfura-se um 
poço - o poço pioneiro - mediante o uso de uma sonda, que é o equipamento utilizado para 
perfurar poços. Esse trabalho é feito através de uma torre que sustenta a coluna de perfuração, 
formada por vários tubos. Na ponta do primeiro tubo encontra-se a broca, que, triturando a rocha, 
abre o caminho das camadas subterrâneas. Comprovada a existência de petróleo, outros poços 
são perfurados para se avaliar a extensão da jazida. Essa avaliação é que vai determinar se é 
comercialmente viável, ou não, produzir o petróleo descoberto. Caso positivo, o número de 
poços perfurados forma um campo de petróleo; 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.10
• Produção: revelando-se comercial, começa a fase da produção naquele campo. Nesta fase, o 
óleo pode vir à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos gases. Nesses 
casos temos os chamados poços surgentes. Quando, entretanto, a pressão fica reduzida, são 
empregados processos mecânicos, como, por exemplo, o cavalo-de-pau, equipamento usado para 
bombear o petróleo para a superfície, além de outros. Os trabalhos em mar seguem os mesmos 
critérios aplicados em terra, mas utilizam equipamentos especiais de perfuração e produção: as 
plataformas e os navios-sonda. 
Junto à descoberta do petróleo pode ocorrer, também, a do gás natural. Nas bacias 
sedimentares brasileiras, o gás natural, muitas vezes, encontra-se dissolvido no petróleo sendo 
separado durante as operações de produção. Tecnicamente chama-se a isto de gás associado ao 
petróleo. O petróleo e o gás descobertos não são totalmente extraídos (isto depende do nível de 
desenvolvimento tecnológico e da implantação ou não de métodos de estimulação de poços. Em 
geral, a média de extração num poço é de 40 % da reserva total). Boa parte deles pode ficar em 
disponibilidade para futura produção, em determinado momento estratégico. Dos campos de 
produção, seja em terra ou mar, o petróleo e o gás seguem para o parque de armazenamento, 
onde ficam estocados. Este parque é uma grande área onde se encontram instalados diversos 
tanques que se interligam por meio de tubulações; 
• Refino: Refinar petróleo é separar suas frações, processá-lo, transformando-o em produtos 
de grande utilidade: os derivados de petróleo. A instalação de uma refinaria obedece a diversos 
fatores técnicos, dos quais destacam-se a sua localização nas proximidades de uma região onde 
haja grande consumo de derivados e/ou nas proximidades das áreas produtoras de petróleo. A 
Petrobrás possui 11 refinarias, estrategicamente localizadas do norte ao sul do País (Figura 2.2). 
Responsáveis pelo processamento de milhões de barris diários de petróleo, essas refinarias 
suprem nosso mercado com todos os derivados que podem ser obtidos a partir do petróleo 
nacional ou importado: gasolina, óleos combustíveis e outros. Nesta figura também se incluem a 
LUBNOR (lubrificantes), a FAFEN-SE e FAFEN-BA (fertilizantes) e a SIX (xisto); 
• Transporte: o transporte na indústria petrolífera se realiza por oleodutos, gasodutos, navios 
petroleiros e terminais marítimos. Oleodutos e gasodutos são sistemas que transportam, 
respectivamente, o óleo e o gás, por meio de dutos (tubos) subterrâneos. Navios petroleiros 
transportam gases, petróleo e seus derivados e produtos químicos. Terminais marítimos são 
instalações portuárias para a transferência da carga dos navios para a terra e vice-versa. 
Segundo Regulamento Técnico N° 001/2000 da Portaria da ANP nº 009 de 21 de janeiro 
de 2000 (PANP 009/2000), o Petróleo é definido como todo e qualquer hidrocarboneto líquido 
em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado.Quanto às características físico-
químicas, o Petróleo pode ser considerado como toda mistura de hidrocarbonetos existentes na 
fase líquida nas condições originais de reservatório e que permanece líquido nas condições 
normais de pressão e temperatura na superfície, possuindo viscosidade absoluta menor ou igual a 
10 [kg/m⋅s] (10.000 centipoises), medida nas condições de temperatura original do reservatório e 
pressão de superfície. 
Quanto à densidade, referida a 20°C/20°C (temperatura petróleo/água), pode ser 
classificado em (PANP 009/2000): 
• Petróleo Leve - todo petróleo com densidade igual ou inferior a 0,87 (ou grau API igual ou 
superior a 31°); 
• Petróleo Mediano - todo petróleo com densidade superior a 0,87 e igual ou inferior a 0,92 
(ou grau API igual ou superior a 22° e inferior a 31°); 
• Petróleo Pesado - todo petróleo com densidade superior a 0,92 e igual ou inferior a 1,00 (ou 
grau API igual ou superior a 10° e inferior a 22°); 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.11
• Petróleo Extrapesado - todo petróleo com densidade superior a 1,00 (ou grau API inferior a 
10°). 
 
 
 
 
Figura 2.2 - Localização das refinarias da Petrobrás (1999). 
 
O petróleo tal qual é extraído do subsolo é inadequado ao uso industrial, devendo ser 
submetido a um processo de destilação fracionada separando produtos de emprego distintos 
(Figura 2.3). A qualidade e característica do petróleo determinam a faixa de extração de cada 
componente principal, embora existam processos, como o craqueamento, que permitem pequena 
variação no ajuste. A Figura 2.4 mostra típicos produtos finais a partir do petróleo bruto 
americano (Borman e Ragland, 1998) e brasileiro (ANP, 1999). 
O petróleo por ser um composto de ampla utilização tanto como combustível como 
também em indústrias químicas onde se constitui matéria prima de vários produtos, tem sido na 
história mundial, fonte de conflitos. Uma das principais razões desse problema reside na 
distribuição demográfica não homogênea das reservas mundiais, conforme pode ser verificado na 
Tabela 2.7. Estes conflitos geraram várias guerras e fizeram com que o preço do petróleo tenha 
atingido altos valores históricos, conforme mostra a Figura 2.5. 
No Brasil, segundo ANP (1999), o valor das reservas totais de petróleo para o ano de 1998 
era de 2,296⋅109 m3 (ou 14,441⋅109 barris), enquanto que o valor das reservas provadas situa-se 
em 1,170⋅109 m3 (ou 7,357⋅109 barris). Portanto, pode-se concluir que somente cerca de metade 
das reservas totais descobertas são confirmadas. A produção nacional, segundo ainda dados da 
ANP, no ano de 1998, estava por volta de 56,587⋅106 m3 (ou 355,921⋅106 barris) o que resulta em 
40 anos para se esgotar, considerando as reservas totais atuais ou por volta de 20 anos 
considerando apenas as reservas provadas; isto só é aplicado no caso de não existir quaisquer 
outras descobertas no futuro, o que é pouco provável. A Tabela 2.8 apresenta os dados de 
reservas totais, provadas, e o consumo de petróleo para cada região do Brasil, considerando ainda 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.12
a sua procedência (mar ou terra). A Tabela 2.9 mostra os dados da produção de derivados de 
petróleo nas refinarias nacionais. Ambas as tabelas foram baseadas nos dados fornecidos pelo 
anuário da ANP (1999). 
 
0
100
200
300
400
500
600
0 20 40 60 80 100
Volume pe rce ntual acumulativ o
T
e
m
p
e
ra
tu
ra
 d
e
 e
v
e
p
o
ra
çã
o
 (
C
)
Butano e compostos mais leves
Gasolina
Nafta
Querosene
Gas-óleo
Resíduos
 
 
Figura 2.3 - Curva de destilação do óleo cru e suas frações segundo a temperatura de evaporação 
dos produtos (Leffler, 1985). 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.13
 GLP (3,7%) / [7,8%] 
Gás de refinaria (2,9%) 
Nafta (1,3%) / [8,3%] 
Gasolina automotiva (38,9%) / [22,7%] 
Gasolina de avião (0,2%) / [0,1%] 
Querosene de aviação (5,6%) / [4,4%] 
Diesel e óleo combustível (18,2%) 
Diesel [34,0%] e óleo combustível [18,7%] 
Querosene iluminante (0,8%) / [0,1%] 
Óleo combustível residual (16,6%)
Matéria prima para petroquímica (5,9%) 
Graxas e lubrificantes (0,9%) / [0,9%] 
Asfalto (2,3%) / [2,3%] 
Coque, cera (2,5%) / Parafina [0,1%] 
Perdas brutas e gás (0,2%) / Solvente [0,5%] 
 
 
Figura 2.4 - Típicos produtos finais do petróleo bruto. Uma simples refinaria produz apenas 
alguns dos produtos acima. As porcentagens entre parênteses referem-se à produção global de 
uma refinaria americana, segundo Borman e Ragland (1998), e aquelas entre colchetes, a uma 
brasileira (ANP,1999). 
 
 
Tabela 2.7 - Distribuição das reservas e da produção de petróleo no mundo. (ANP, 1999) 
 Reservas mundiais provadas de petróleo Produção mundial de petróleo 
 109 barris % 103 barris/dia % 
Am. Latina e Caribe 137,5 13 10.290 14 
África 75,4 7 7.713 10 
Oriente Médio 673,7 64 22.464 31 
Antiga União Soviética 65,4 6 7.660 10 
América do Norte 37,3 4 10.691 15 
Ásia e Oceania 43,1 4 8.368 11 
Europa 20,7 2 6.853 9 
Mundo 1.053,1 100 74.039 100 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.14
Tabela 2.8 - Dados de reservas totais, provadas e consumo de petróleo no Brasil. (ANP, 1999) 
 
Reservas nacionais totais 
103 m3 (106 barris) 
Reservas nacionais 
provadas 103 m3 (106 barris) 
Produção nacional 
103 m3 (106 barris) 
Terra 186.393,0 (1.172,4) 124.627,0 (783,9) 12.351,4 (77,7) 
Amazonas 25.546,0 (160,7) 20.287,0 (127,6) 1.891,0 (11,9) 
Ceará 4.469,0 (28,1) 838,0 (5,3) 186,1 (1,2) 
Rio Grande do Norte 62.730,0 (394,6) 37.215,0 (234,1) 5.011,4 (31,5) 
Alagoas 2.961,0 (18,6) 2.001,0 (12,6) 247,5 (1,6) 
Sergipe 34.393,0 (216,3) 30.235,0 (190,2) 1.432,0 (9,0) 
Bahia 43.994,0 (276,7) 28.921,0 (181,9) 2.867,0 (18,0) 
Espírito Santo 12.300,0 (77,4) 5.130,0 (32,3) 515,9 (3,2) 
Mar 2.109.462,0 (13.268,1) 1.045.083,0 (6.573,4) 44.235,6 (278,2) 
Ceará 14.392,0 (90,5) 10.341,0 (65,0) 664,5 (4,2) 
Rio Grande do Norte 19.017,0 (119,6) 9.425,0 (59,3) 477,4 (3,0) 
Alagoas 527,0 (3,3) 439,0 (2,8) 34,6 (0,2) 
Sergipe 10.013,0 (63,0) 5.000,0 (31,4) 609,6 (3,8) 
Bahia 1.990,0 (12,5) 1.727,0 (10,9) 96,8 (0,6) 
Espírito Santo 131,0 (0,8) 87,0 (0,5) 32,1 (0,2) 
Rio de Janeiro 2.053.686,0 (12.917,3) 1.011.513,0 (6.362,2) 41.647,2 (262,0) 
São Paulo 1.139,0 (7,2) 1.139,0 (7,2) 199,1 (1,3) 
Paraná 8.567,0 (53,9) 5.412,0 (34,0) 474,3 (3,0) 
Brasil 2.295.855,0 (14.440,5) 1.169.710,0 (7.357,3) 56.587,0 (355,9) 
Obs: inclui óleo e condensado. 
 
Tabela 2.9 - Produção de derivados de petróleo nas refinarias nacionais em 1998. (ANP, 1999) 
Descrição 103 m3 106 barris 
Gasolina automotiva 19.585,7 123,2 
Gasolina de aviação 108,9 0,7 
Querosene iluminante 75,7 0,5 
Querosene de aviação 3.765,4 23,7 
Óleo Diesel 29.336,3 184,5 
Óleo lubrificante 772,8 4,9 
Solvente 426,3 2,7 
Nafta 7.158,6 45,0 
Óleo combustível 16.099,5 101,3 
Gás liquefeito de petróleo 6.735,7 42,4 
Parafina 126,5 0,8 
Asfalto 2.009,4 12,6 
Total 86.200,9 542,3 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.15
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 - ‘Boom’ do petróleo na Pensilvânia; 2 - Início das exportações de petróleo na Rússia; 3 - Início de produção na Sumatra; 4 - Descoberta de jazidas em Spindletop, Texas, 5 - 
Medo de escassez nos EUA, 6 - Crescimento da produção na Venezuela; 7 - Descoberta de campos no leste do Texas; 8 - Reconstrução pós-guerra; 9 - Perda do fornecimento 
Iraniano; 10 - Crise no canal de Suez; 11 - Guerra de Yom-Kippur - 1a crise (1973); 12 - Revolução Iraniana - 2a crise (1979); 13 - Netback pricing introduced; 14 - Invasão do 
Kuwait pelo Iraque. 
 
Figura 2.5 - Comportamento do preço do petróleo a partir de 1861 até 1998. (adaptado de BP Amoco, 1999) 
 
0 
10 
20 
30 
40 
50 
60 
70 
80 
90 
7 2 3 4 5 
6 
1 8 9 
10 12 
11 14 
13 US$ por barril 
1861 - 69 1870 - 79 1880 - 89 1890 - 99 1900 - 09 1910 - 19 1920 - 29 1930 - 39 1940 - 49 1950 - 59 1960 - 69 1970 - 79 1980 - 89 1990 - 98 
Dólar de 1998 Dólardo dia 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.17
2.6- ÓLEO COMBUSTÍVEL 
 
Entende-se por óleo combustível as frações residuais da destilação do petróleo. 
Quimicamente, os óleos combustíveis são constituídos de hidrocarbonetos de peso molecular 
elevado, apresentando constituintes parafínicos, naftênicos, aromáticos e oleofínicos, cujas 
proporções dependem do petróleo e dos processos utilizados. 
Os óleos combustíveis industriais no Brasil são produzidos basicamente a partir do 
resíduo de destilação a vácuo. Em algumas refinarias, o resíduo de vácuo é ainda processado em 
unidades de desasfaltação a propano, produzindo uma corrente denominada resíduo asfáltico 
(RASF) que é também a base para a fabricação dos óleos combustíveis. Os resíduos de vácuo e 
asfáltico são extremamente viscosos, sendo necessário adicionar a eles óleos mais leves de modo 
a enquadrar a viscosidade do óleo combustível na faixa exigida pela legislação vigente. 
O óleo combustível é um dos principais derivados do petróleo, sendo muito utilizado na 
indústria, na geração de energia elétrica e em sistemas de aquecimento, devido principalmente ao 
seu baixo preço. A Portaria da ANP nº 80, de 30 de abril de 1999 (PANP 080/99) especifica os 
óleos combustíveis de origem nacional ou importada a serem comercializados em todo o 
território nacional, e cujas especificações de que trata a portaria aplicam-se tanto aos óleos 
combustíveis de origem nacional como aos importados. Ou seja, os óleos combustíveis 
comercializados em todo o território nacional deverão estar de acordo com as especificações 
estabelecidas pelo regulamento técnico mencionado. 
Os óleos combustíveis, especificados no presente Regulamento, são óleos residuais de 
alta viscosidade, obtidos do refino do petróleo ou através da mistura de destilados pesados com 
óleos residuais de refinaria. São utilizados como combustível pela indústria de modo geral, em 
equipamentos destinados a geração de calor tais como fornos, caldeiras e secadores, ou 
indiretamente em equipamentos destinados a produzir trabalho a partir de uma fonte térmica 
(turbinas ou geradores). 
A utilização do óleo combustível para a geração de calor em fornos e caldeiras exige, 
inicialmente, o seu aquecimento para reduzir a viscosidade, favorecendo o seu escoamento e a 
sua nebulização. A atomização, ou seja, a redução do óleo a pequenas gotículas para propiciar o 
máximo de mistura com o ar e sua vaporização, é feita através de sistemas auxiliares, utilizando-
se queimadores ou maçaricos. Para se obter uma boa combustão do óleo é necessário que haja 
uma atomização adequada do mesmo. Esta atomização pode ser feita mecanicamente ou através 
do uso de um fluido dispersor como vapor ou ar comprimido. O parâmetro fundamental para 
uma maior ou menor dificuldade de atomização do óleo é a sua viscosidade. A faixa usual de 
viscosidade que permite obter uma queima eficiente é de 32 a 45 cSt (centistokes) no bico 
queimador (ANP, 2000). Assim, para qualquer óleo, inclusive os ultraviscosos, basta aquecê-lo 
até uma temperatura específica para que a sua viscosidade caia nesta faixa onde se terá uma boa 
queima. Além de serem manuseados aquecidos, devem ser homogêneos, livres de ácidos 
inorgânicos e isentos, tanto quanto possível, de partículas sólidas ou fibrosas, partículas estas que 
determinam a freqüência necessária da limpeza ou troca dos filtros de combustíveis. 
As características contempladas pela portaria PANP 080/99 são aquelas de maior 
importância para a determinação do melhor desempenho deste produto e seu menor impacto 
ambiental, para as finalidades em que são mais comumente utilizados. Na seqüência é feita uma 
breve descrição das mesmas: 
• Viscosidade - a viscosidade de um fluido é a medida da sua resistência ao escoamento a uma 
determinada temperatura. É uma das características de maior importância do óleo combustível, 
que determinará as condições de manuseio e transporte (alimentação). Também é um parâmetro 
importante no estudo da intercambiabilidade de combustíveis líquidos, permitindo definir o 
diâmetro da gota quando necessário substituir por outro combustível. A viscosidade de um 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.18
líquido pode mudar apreciavelmente com uma mudança na temperatura do líquido, porém varia 
pouco com a pressão. Por exemplo, sabe-se que um óleo quente está mais ‘fino’ do que um óleo 
frio. Assim, é necessário conhecer sempre a temperatura do fluido quando a viscosidade é 
medida. 
Pode ser medida diretamente por alguns aparelhos como o viscosímetro de Ostwald de 
Covette. Na prática, geralmente mede-se a viscosidade relativa, referida a um fluido padrão, visto 
obter resultados menos sensíveis a erros. O valor da viscosidade, neste caso, é expressa em 
unidades arbitrárias, como é o caso da viscosidade em graus Engler, viscosidade Saybolt e graus 
Redwood (Pera, 1990). 
A viscosidade Engler mede-se pelo tempo que certa quantidade de óleo (200 ml), mantido 
à temperatura constante, escoa através de um orifício calibrado, em condições padrões. 
Dividindo-se este tempo, pelo obtido no escoamento de mesmo volume de água, mantido a 20 
°C, pelo mesmo orifício, obtém-se a viscosidade Engler, cujas temperaturas usuais são 20, 50 e 
100 °C. A viscosidade Saybolt corresponde ao tempo, em segundos, necessário para escoar uma 
amostra de 60 ml, a uma determinada temperatura mantida constante durante o ensaio, através de 
um orifício calibrado. As temperaturas de ensaio mais comuns são 10, 38 e 99 °C. Se o orifício 
for universal, a viscosidade será denominada Viscosidade Saybolt Universal. Se o orifício for 
chamado Furol, o valor obtido fornecerá a Viscosidade Saybolt Furol. O orifício Furol é 10 vezes 
maior que o orifício Universal e geralmente aplicado nas determinações para derivados de 
petróleo que apresentam viscosidades maiores que do que 1.000 segundos Saybolt Universal. A 
palavra Furol é a abreviação de “Fuel and Road Oils” (Pera, 1990). A Tabela 2.10 mostra a 
conversão das unidades de viscosidade para bases diferentes. 
 
Tabela 2.10 - Conversão de unidades de viscosidade. 
De para multiplicar por 
Centipoise N⋅s/m2 10-3 
Poise N⋅s/m2 0,1 
kgf⋅s/m2 N⋅s/m2 9,80665 
°Engler N⋅s/m2 410)0631,0E073,0( −⋅−°⋅ 
°Engler Poise 610)
E
0631,0
E073,0( −⋅
°
−°⋅ 
°Engler Redwood 30,75 
°Engler Saybolt 34,55 
Stokes (cm2/s) m2/s 10-4 
Redwood °Engler 0,03254 
Saybolt °Engler 0,02395 
N⋅s/m2 kgf⋅s/m2 0,10197 
 
• Enxofre - o teor de enxofre de um óleo combustível depende da origem do petróleo e do 
processo através do qual foi produzido. Deve ser limitado por atuar nos processos de corrosão na 
fornalha (ou câmara de combustão) e causar emissões poluentes (SOX); 
• Água e Sedimentos - o excesso desses contaminantes poderá causar problemas nos filtros e 
queimadores bem como formar emulsões de difícil remoção. A presença de água é também uma 
das responsáveis pela corrosão nos tanques de estocagem. Na presente especificação (PANP 
080/99) ela é determinada somando-se os resultados obtidos nos ensaios de Água por Destilação 
e Sedimentos por Extração; 
• Ponto de Fulgor - é definido como a menor temperatura na qual o produto se vaporiza em 
quantidades suficientes para formar com o ar uma mistura capaz de inflamar-se 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.19
momentaneamente quando se aplica uma centelha sobre a mesma. É um dado de segurança para 
o manuseio do produto e uma ferramenta utilizada para detectar a contaminação do óleo 
combustível por produtos mais leves; 
• Densidade Relativa a 20/4ºC - é a relação entre a massa específica do produto a 20°C e a 
massa específica da água a 4°C. Como dado isolado tem pouco significado no que diz respeito ao 
desempenho de queima do óleo combustível. No entanto, associado a outras propriedades pode-
se determinar o poder calorífico superior e desta maneira permitir a determinação da eficiência 
dos equipamentos onde esta sendo consumido; 
• Ponto de Fluidez- é a menor temperatura na qual o óleo combustível flui quando sujeito a 
resfriamento sob condições determinadas de teste. Ele estabelece as condições de manuseio e 
estocagem do produto. Especificam-se limites variados para esta característica, dependendo das 
condições climáticas das regiões, de modo a facilitarem as condições de uso do produto; 
• Teor de Vanádio - metal encontrado com freqüência no petróleo, sendo o seu limite máximo 
especificado para o óleo combustível, a fim de se prevenir a formação de depósitos por 
incrustação nas superfícies externas de tubos aquecidos. Estes depósitos causam a corrosão e a 
perda da eficiência térmica dos equipamentos. 
A verificação das características do óleo combustível far-se-á mediante o emprego de 
Normas Brasileiras Registradas - NBR e Métodos Brasileiros - MB da Associação Brasileira de 
Normas Técnicas - ABNT e dos métodos da American Society for Testing and Materials - 
ASTM, observando-se sempre os de publicação mais recente. A análise do produto deverá ser 
realizada em amostra representativa do produto segundo método ASTM D 4057 - Practice for 
Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products. 
As Tabelas 2.11, 2.12, 2.13, 2.14 2.15, 2.16 e 2.17 a seguir apresentam as normas 
específicas para cada uma das propriedades descritas anteriormente, ou seja, viscosidade 
cinemática, ponto de fulgor, densidade, água e sedimentos, enxofre, ponto de fluidez e teor de 
vanádio, respectivamente. 
 
Tabela 2.11 - Viscosidade cinemática. 
NBR 
10441:1998 
Produtos de petróleo - Líquidos transparentes e opacos - Determinação da 
viscosidade cinemática e cálculo da viscosidade dinâmica. 
NBR 
5847:1973 
Material betuminoso - Determinação da viscosidade absoluta. 
MB 326 Método de ensaio para determinação da viscosidade de produtos de petróleo. 
ASTM D 2171 Test Method for Viscosity of Asphalts by Vacuum Capillary Viscometer. 
ASTM D 445 
Test Method for Kinematic Viscosity of Transparent and Opaque Liquids 
(and the Calculation of Dynamic Viscosity). 
ASTM D 88 Test Method for Saybolt Viscosity. 
 
Tabela 2.12 - Ponto de fulgor. 
MB 48 
Determinação do Ponto de Fulgor (Método pelo vaso fechado Pensky 
Martens). 
ASTM D 93 Test Method for Flash Point by Pensky - Martens Closed Cup Tester. 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.20
 
 
Tabela 2.13 - Densidade. 
NBR 
7148:1992 
Petróleo e Derivados - Determinação da densidade - Método do densímetro. 
NBR 
14065:1998 
Destilados de petróleo e óleos viscosos - Determinação da massa específica e 
da densidade relativa pelo densímetro digital. 
ASTM D 1298 
Practice for Density, Relative Density (Specific Gravity) or API Gravity of 
Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method. 
ASTM D 4052 
Test Method for Density and Relative Density of Liquids by Digital Density 
Meter. 
 
Tabela 2.14 - Água e sedimentos. 
NBR 
14236:1998 
Produtos de petróleo e materiais betuminosos - Determinação do teor de água 
por destilação. 
ASTM D 95 
Test Method for Water in Petroleum Products and Bituminous Materials by 
Distillation. 
MB 294 
Método de ensaio para a determinação de sedimentos em petróleos e óleos 
combustíveis -Método por Extração. 
ASTM D 473 
Test Method for Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction 
Method. 
 
Tabela 2.15 - Enxofre. 
MB 902 
Determinação de enxofre em produtos de petróleo-Método de alta 
temperatura. 
ASTM D 1552 Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High -Temperature Method). 
ASTM D 2622 Test Method for Sulfur in Petroleum Products by X - Ray Spectrometry. 
ASTM D 4294 
Test Method for Sulfur in Petroleum Products by Energy Dispersive X - Ray 
Fluorescence Spectroscopy 
 
Tabela 2.16 - Ponto de fluidez. 
NBR 
11349:1990 
Produtos de petróleo - Determinação do ponto de fluidez. 
ASTM D 97 Test Method for Pour Point of Petroleum Products. 
 
Tabela 2.17 - Teor de Vanádio. 
ASTM D 5863 
Test Method for Determination of Nickel, Vanadium, Iron, and Sodium in 
Crude Oils, and Residual Fuels by Flame Atomic Absorption Spectrometry. 
ASTM D 5708 
Test Method for Determination of Nickel, Vanadium, and Iron in Crude Oils 
and Residual Fuels by Inductively Coupled Plasma Atomic Emission 
Spectrometry 
 
A partir de 1986 os óleos combustíveis no Brasil passaram a ser classificados em dois 
grandes grupos: o grupo “A” e o grupo “B”. No grupo “A” concentravam-se aqueles com alto 
teor de enxofre (maiores do que 1 % e menores do que 5,5 %), e no grupo “B” concentravam-se 
aqueles de baixos teores de enxofre (menores ou iguais a 1 %). Cada um destes grupos dividia-se 
em nove tipos de óleos, de acordo com suas viscosidades. Existia ainda o óleo tipo “C”, de 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.21
viscosidade muito baixa e sem especificação do teor de enxofre. Portanto, eram especificados 
dezenove tipos de óleo. A Tabela 2.18 apresenta alguns deles (os mais utilizados para a geração 
de calor e energia elétrica) bem como as suas principais características. 
 
Tabela 2.18 - Características dos Óleos Combustíveis produzidos pela Petrobras. (CSN, 2000) 
Óleo 
combustível 
(Tipo) 
Viscosidade 
(SSF) 50 oC 
(máx.) 
Densidade 
(20 oC/4 oC) 
Enxofre 
(% peso) 
Ponto de 
fulgor 
(oC) 
Ponto de 
fluidez 
(oC) 
PCS 
(kcal/kg) 
PCI 
(kcal/kg) 
 
1 A 600 1,003 2,20 85 13 10.221 9.663 
2 A 900 1,007 2,80 105 6 10.088 9.552 
3 A 2.400 1,010 2,85 103 14 10.079 9.552 
4 A 10.000 1,013 3,50 100 > 50 10.218 9.663 
7 A 300.000 1,027 4,30 160 > 50 10.140 9.597 
8 A 1.000.000 1,030 4,90 240 > 50 9.716 9.419 
1 B 600 0,965 0,80 82 7 10.428 9.838 
2 B 900 0,976 0,74 85 12 10.107 9.819 
3 B 2.400 0,979 1,00 80 32 10.628 10.008 
4 B 10.000 0,980 1,00 92 > 50 10.534 9.919 
7 B 300.000 1,015 0,91 240 > 50 10.224 9.686 
 
Tabela 2.18 (continuação) - Características dos Óleos Combustíveis produzidos pela Petrobras. 
(CSN, 2000) 
Óleo 
combustível 
(Tipo) 
Cinzas (% 
peso) 
Asfalteno 
(% peso) 
Resíduo 
carbono 
(% peso) 
Metais 
(ppm) 
Composição 
(% peso) 
 Sódio Vanádio Cálcio Potássio Ferro Carbono Hidrogênio 
1 A 0,07 6,5 11,7 33 94 6,0 3,0 15 85,2 10,8 
2 A 0,05 5,7 11,3 22 77 2,6 3,2 19 85,3 10,4 
3 A 0,06 6,5 8,7 22 122 7,7 2,2 30 85,8 10,3 
4 A 0,06 7,3 9,5 23 192 5,0 3,0 25 86,2 10,2 
7 A 0,09 8,4 12,4 56 235 8,0 5,0 24 86,5 10,7 
8 A 0,05 8,5 6,2 15 170 8,0 7,0 21 86,9 11,0 
1 B 0,04 7,0 12,5 16 40 2,2 0,1 15 85,6 11,3 
2 B 0,02 5,7 9,8 26 39 4,6 2,2 13 87,3 11,1 
3 B 0,04 7,8 8,2 100 41 9,0 6,0 23 87,1 11,4 
4 B 0,05 8,1 10,3 27 46 7,0 4,0 18 87,4 11,2 
7 B 0,05 8,2 15,5 41 53 8,0 0,6 23 86,1 11,1 
1) - Os valores representam a média dos produtos produzidos pelas refinarias; 
2) - Por se tratarem de produtos residuais os valores são garantidos conforme Regulamento Técnico no 09/82 - Rev.1 
da Resolução CNP 03/86. 
 
Dos dezenove tipos de óleo especificados, apenas quatro (1 A, 1 B, 2 A e 2 B) respondem 
por cerca de 65 % do mercado. Os demais óleos são de distribuição regional, restritos às áreas de 
influência das refinarias. Este fato, aliado à necessidade de adequação da especificação do óleo 
combustível aos padrões internacionais e à nova política de preços, fez com que fosse realizada 
uma nova especificação para este produto, publicada na Portaria da ANP nº 80, de 30 de abril de 
1999 (PANP 080/99). De acordo com esta portaria, apenas quatro tipos de óleo foram 
especificados, conforme Tabela 2.19. As siglas OCB1 e OCA1 significam, respectivamente, óleo 
combustível com baixo teor de enxofre e baixa viscosidade e óleo combustível com alto teor de 
enxofre e baixa viscosidade. As siglas OCB2 e OCA2 significam, respectivamente, óleo 
combustível com baixo teor de enxofre e alta viscosidade e óleo combustível com alto teor de 
enxofre e alta viscosidade. 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.22
 
 
 
 
 
 
Tabela 2.19 - Especificação de óleos combustíveis. (PANP 080/99) 
CARACTERÍSTICA UNIDADE 
MÉTODO TIPO 
ABNT ASTM OCB1 OCA1 OCB2 OCA2Viscosidade Cinemática a 60°C, 
máxima 
mm²/s 
(cSt) 
NBR 10441 / 
NBR 5847 
D445 / D2171 620 620 960 960 
Viscosidade Saybolt Furol a 50°C, 
máxima 
SSF MB 326 D88 600 600 900 900 
Enxofre, máximo % massa MB 902 
D1552 / D2622 
/ D4294 
1,0 2,5 1,0 2,5 
Água e Sedimentos, máximo (3) % volume MB 37 / MB294 D95 e D473 2,0 2,0 2,0 2,0 
Ponto de Fulgor, mínimo °C MB 48 D93 66 66 66 66 
Densidade 20/4°C - 
NBR 7148 / 
NBR 14065 
D1298 / D4052 Anotar Anotar Anotar Anotar 
Ponto de Fluidez Superior, máximo °C NBR 11349 D97 (4) (4) 
Vanádio, máximo mg/kg D5863 / D5708 200 200 200 200 
Observações: (1) Todos os limites especificados são valores absolutos, de acordo com a norma ASTM E 29. (2) A 
comercialização de óleos combustíveis com viscosidades e teores de enxofre diferentes dos indicados nesta tabela 
deve atender ao disposto no artigo 4º desta Portaria. (3) É reportado como teor de água e sedimentos a soma dos 
resultados dos ensaios de água por destilação e sedimentos por extração. Uma dedução no volume fornecido deverá 
ser feita para toda a água e sedimentos que exceder a 1% vol. (4) O ponto de fluidez superior deverá ser, no máximo, 
igual ao indicado na Tabela que se segue: 
 
Ponto de fluidez superior, [°C]. (PANP 080/99) 
Unidades da 
Federação 
Dez, Jan, Fev, Mar Abr, Out, Nov Mai, Jun, Jul, Ago, Set 
DF-GO-MG-ES-RJ 27 24 21 
SP-MS 24 21 18 
PR-SC-RS 21 18 15 
Demais regiões 27 27 24 
 
Com relação ao teor de enxofre, ficaram vedadas a comercialização e a utilização, em 
todo o território nacional, de óleos combustíveis com teores superiores aos estabelecidos abaixo, 
observando as datas limites: 
• 1,0% em massa: nas regiões metropolitanas de São Paulo, Baixada Santista, Rio de Janeiro, 
Belo Horizonte, Curitiba e Porto Alegre, conforme o seguinte cronograma: 
a partir de 01/05/1999 - São Paulo e Baixada Santista; a partir de 01/07/1999 - Belo Horizonte; a 
partir de 01/11/1999 - Rio de Janeiro; a partir de 01/01/2000 - Porto Alegre e Curitiba 
• 2,5% em massa: nas demais regiões do País; 
Esta nova especificação para o óleo combustível, cujas características e limites 
demonstram um avanço na qualidade em relação aos limites anteriormente especificados, foi o 
início de um processo de qualificação do óleo combustível, a fim de atender aos padrões 
internacionais. Segundo dados da Petrobrás, o valor da qualidade média dos atuais óleos 
produzidos por ela, baseados na média de todas as refinarias, pode ser observado na Tabela 2.20. 
Comparando-se a especificação antiga com a atual pode-se notar algumas diferenças: 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.23
com relação ao teor de enxofre foram especificados dois tipos de óleo: 1,0 % e 2,5 %, 
equivalentes aos anteriores “B” (até 1,0 % S) e “A” (até 5,0 % S), respectivamente. Além disso, a 
comercialização de óleos com teores de enxofre acima de 2,5 % até o limite de 4,0 % só serão 
permitidos mediante ao atendimento da legislação ambiental vigente; 
• quanto a viscosidade, foram especificados dois tipos: 620 e 960 centistokes, equivalentes aos 
antigos óleos 1 e 2; 
• o vanádio, um dos metais de maior influência na corrosão nos equipamentos durante o 
processo de combustão do óleo, foi finalmente contemplado na especificação brasileira, tal e 
como é feito em vários países; 
• o limite mínimo especificado para o controle do ponto de fulgor, característica fundamental 
de segurança para o manuseio do produto, está compatível com os níveis médios internacionais. 
 
Tabela 2.20 - Valor da qualidade média dos OC produzidos na Petrobras. (Petrobras, 2000) 
Tipo Dens. 
20/4 
Enxofre 
(% p) 
P. Fulgor 
(ºC) 
Cinzas 
(% p) 
BSW 
(% v) 
Visc 60ºC 
(cSt) 
PCS 
kcal/kg 
PCI 
kcal/kg 
Asfalteno 
(% p) 
V 
(ppm) 
C 
(%p) 
H 
(%p) 
N 
(%p) 
 A1 1,03 2,8 95 0,05 0,10 568,4 9.981 9.487 7,3 77 87,1 9,5 0,5 
B1 0,95 0,6 98 0,02 0,04 524,6 10.340 9.820 4,7 23 87,0 12,0 0,5 
A2 1,03 3,1 97 0,06 0,08 823,2 9.988 9.502 8,1 105 86,3 9,4 0,5 
B2 0,98 0,8 80 0,05 0,09 899,1 10.150 9.660 6,5 70 87,2 11,2 0,6 
3 A 1,04 2,8 102 0,06 0,09 2.055 9.983 9.505 9,4 115 87,3 9,5 0,6 
3 B 0,99 0,6 105 0,01 0,01 1.935 10.360 9.840 7,6 22 87,0 10,5 0,4 
4 A 1,04 2,9 113 0,05 0,09 6.009 9.998 9.545 9,8 80 86,4 9,6 0,6 
6 B 0,99 0,6 106 0,01 0,01 32.857 10.350 9.840 8,6 26 87,4 10,4 0,3 
7 A 1,06 2,9 131 0,06 0,09 127.177 9.992 9.544 12,2 144 86,1 10,0 0,8 
7 B 1,05 0,9 130 0,05 0,12 140.498 10.100 9.620 9,4 75 87,1 11,1 0,7 
9 A 1,07 1,2 128 0,05 0,08 3.688.736 10.042 9.525 15,1 84 87,3 10,2 1,1 
Obs: Os valores são uma média dos óleos de um mesmo tipo produzido por todas as Refinarias da Petrobras, não 
servindo para caracterizar a qualidade produzida por uma Refinaria. 
 
As Figuras 2.6, 2.7, 2.8, 2.9, 2.10 e 2.11 apresentam uma comparação entre os dados 
mencionados na especificação PANP 080/99, com relação a algumas especificações 
internacionais (ANP, 2000). A sequência entre as barras do gráfico e a legenda é: barras - da 
esquerda para a direita e legenda - de cima para baixo. 
 
Viscosidade a 50 °C (cSt) - máximo
80
180 200
260
432
530
620 630
960
Tailândia
Japão/N. Zelândia
Austrália
Filipinas
USA/Canadá
R. Dominicana
Brasil (OC-A)
Argentina
Brasil (OC-B)
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.24
Figura 2.6 - Comparação segundo diferentes especificações mundiais da viscosidade a 50 °C 
(cSt), considerando os valores máximos. (ANP, 2000) 
Teor de enxofre (% m) - máximo
0,4
0,8
1 1
1,5 1,5
2,5
3
3,5
4
4,5
Japão
Suécia
USA/Canadá/Alemanha
Brasil (OC-B)
Dinamarca
Argentina
Brasil (OC-A)
Tailândia
UK/N. Zelândia
Filipinas
R. Dominicana
 
Figura 2.7 - Comparação segundo diferentes especificações mundiais do teor de enxofre (% em 
massa), considerando os valores máximos. (ANP, 2000) 
 
 
Ponto de fulgor (°C) - mínimo
60 62 63
65 66 68
70
101 Argentina/Suécia
Filipinas
N. Zelândia
Austrália
Brasil/USA/Canadá
UK/Dinamarca
Japão
Alemanha
 
Figura 2.8 - Comparação segundo diferentes especificações mundiais do ponto de fulgor (°C), 
considerando os valores mínimos. (ANP, 2000) 
 
 
Ponto de fluidez (°C) - máximo
18 20
21
24
27
30
40 42
50
Argentina
Japão
R. Dominicana/Austrália
Filipinas/N. Zelândia
Brasil/Dinamarca
UK/Suécia
Alemanha
USA/Canadá
Japão
 
Figura 2.9 - Comparação segundo diferentes especificações mundiais do ponto de fluidez (°C), 
considerando os valores mínimos. (ANP, 2000) 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.25
 
 
Vanádio (mg/kg)
120 125
175
200 200
300
450
N. Zelândia
USA/Canadá
Filipinas
Brasil
Austrália
UK
R. Dominicana
 
Figura 2.10 - Comparação segundo diferentes especificações mundiais do teor de vanádio 
(mg/kg), considerando os valores máximos. (ANP, 2000) 
 
 
PCI (kcal/kg) - mínimo calculado
9032
9334
9397 9403 9414 9420
9598 9606
9654
Brasil (OC-A)
UK
Austrália
Filipinas
N. Zelândia
Brasil (OC-B)
Suécia
Alemanha
USA/Canadá
 
Figura 2.11 - Comparação segundo diferentes especificações mundiais do poder calorífico 
inferior, considerando os valores mínimos calculados. (ANP, 2000) 
 
2.7- GÁS NATURAL 
 
Gás natural é todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em 
estado gasoso nas condições atmosféricas normais (PANP 009/2000), resultantes da 
decomposição da matéria orgânica fóssil no interior da Terra. No seu estado bruto, como 
encontrado na natureza, o gás natural é composto principalmente por metano, além de apresentar 
proporções de etano, propano, butano, hidrocarbonetos mais pesados e também, porém em 
menores proporções, CO2, N2, H2S, água, ácido clorídrico e outras impurezas. É extraído 
diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gasíferos, incluindo gases úmidos, secos, 
residuais e gases raros. A proporção em que o petróleo e o gás natural se encontram misturados 
na natureza varia muito. Pode ocorrer petróleo com muito pouco gás associado, bem como 
jazidas em que há quase exclusivamente a presença do gásnatural. 
Quando há predominância do petróleo, quem define as condições de exploração da jazida 
é a produção de petróleo e, então, o gás natural associado (gás natural produzido de jazida onde 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.26
ele é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato com petróleo subjacente saturado de gás - 
PANP 009/2000), dissolvido no óleo ou sob forma de capa de gás, é um subproduto da produção 
do primeiro. Não havendo condições econômicas para o aproveitamento do gás natural, ele é 
reinjetado na jazida ou queimado em queimadores de segurança (flare), para se evitar uma 
atmosfera rica em gases combustíveis nas vizinhanças das instalações de produção. Quando o gás 
é dominante, ou seja, gás natural não associado (gás natural produzido de jazida de gás seco ou 
de jazida de gás e condensado (gás úmido) - PANP 009/2000), aquele que, no reservatório, está 
livre ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo, o seu aproveitamento econômico é 
condição essencial ao desenvolvimento da produção. As maiores ocorrências de gás no mundo 
são de gás não associado ao petróleo. A Figura 2.12 representa cada uma das categorias deste 
combustível. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.12 - Reservatórios de gás associado e gás não associado. 
 
Até chegar ao consumidor final, o gás natural passa pelos seguintes processos: (CONPET, 
2000) 
• Exploração: a exploração é a etapa inicial do processo e consiste em duas fases: a pesquisa, 
onde é feito o reconhecimento e o estudo das estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e/ou 
gás natural, e a perfuração do poço, para comprovar a existência desses produtos em nível 
comercial; 
• Produção: ao ser produzido, o gás deve passar inicialmente por vasos separadores, que são 
equipamentos projetados para retirar a água, os hidrocarbonetos que estiverem em estado líquido 
e as partículas sólidas (pó, produtos de corrosão, etc.). Daí, se estiver contaminado por 
compostos de enxofre, o gás é enviado para unidades de dessulfurização, onde esses 
contaminantes serão retirados. Após essa etapa, uma parte do gás é utilizada no próprio sistema 
de produção, em processos conhecidos como reinjeção e gás lift, com a finalidade de aumentar a 
recuperação de petróleo do reservatório. O restante do gás é enviado para processamento, que é a 
separação de seus componentes em produtos especificados e prontos para utilização. A produção 
do gás natural pode ocorrer em regiões distantes dos centros de consumo e, muitas vezes, de 
difícil acesso, como, por exemplo, a floresta amazônica e a plataforma continental. Por esse 
motivo, tanto a produção como o transporte são, normalmente, atividades críticas do sistema. Em 
plataformas marítimas, por exemplo, o gás deve ser desidratado antes de ser enviado para terra, 
para evitar a formação de hidratos, que são compostos sólidos que podem obstruir os gasodutos. 
Outra situação que pode ocorrer é a reinjeção do gás para armazenamento no reservatório se não 
Capa de gás 
Gás + Óleo 
Água 
Gás livre 
Gás em solução 
Reservatório produtor de Óleo e Gás 
Gás 
Gás + Óleo 
Água 
Gás livre 
Gás em solução 
Reservatório produtor de Gás 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.27
houver consumo para o mesmo, como na Amazônia. Atualmente, dez estados da Federação 
possuem sistemas de produção de gás natural, sendo o Rio de Janeiro o maior deles; 
• Processamento: nesta etapa, o gás segue para unidades industriais, conhecidas como UPGN 
(Unidades de Processamento de Gás Natural), onde ele será desidratado (ou seja, será retirado o 
vapor d'água) e fracionado; 
• Transporte: no estado gasoso, o transporte do gás natural é feito por meio de dutos ou, em 
casos muito específicos, em cilindros de alta pressão (como GNC - gás natural comprimido). No 
estado líquido (como GNL - gás natural liquefeito), pode ser transportado por meio de navios, 
barcaças e caminhões criogênicos, a -160 °C, e seu volume é reduzido em cerca de 600 vezes, 
facilitando o armazenamento. Nesse caso, para ser utilizado, o gás deve ser revaporizado em 
equipamentos apropriados. 
• Distribuição: a distribuição é a etapa final do sistema, quando o gás chega ao consumidor, que 
pode ser residencial, comercial, industrial ou automotivo. Nesta fase, o gás já deve estar 
atendendo a padrões rígidos de especificação e praticamente isento de contaminantes, para não 
causar problemas aos equipamentos onde será utilizado como combustível ou matéria-prima. 
O manuseio do gás natural requer alguns cuidados, pois ele é inodoro, incolor, inflamável e 
asfixiante quando aspirado em altas concentrações. Geralmente, para facilitar a identificação de 
vazamentos, compostos à base de enxofre são adicionados ao gás em concentrações suficientes 
para lhe dar um cheiro marcante, mas sem lhe atribuir características corrosivas, num processo 
conhecido como odorização. Por já estar no estado gasoso, o gás natural não precisa ser 
atomizado para queimar. Isso resulta numa combustão limpa, com reduzida emissão de poluentes 
e melhor rendimento térmico, o que possibilita redução de despesas com a manutenção e melhor 
qualidade de vida para a população. 
Quanto à fase em que se encontra em subsuperfície, o gás natural pode ser classificado em 
(PANP 009/2000): 
• Gás Livre - todo gás natural que se encontra na fase gasosa nas condições originais de 
pressão e temperatura do reservatório; 
• Gás em Solução - todo gás natural que se encontra em solução no petróleo nas condições 
originais de pressão e temperatura do reservatório. 
Quanto à existência em um sistema monofásico ou bifásico, o gás natural pode ser 
classificado em (PANP 009/2000): 
• Gás Seco - todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça inteiramente na 
fase gasosa em quaisquer condições de reservatório ou de superfície; 
• Gás Úmido - todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que, embora originalmente 
na fase gasosa, venha a apresentar a formação de líquidos em diferentes condições de 
reservatório ou de superfície. 
O gás natural é o insumo básico da indústria da Gasoquímica, similar à Petroquímica. Para 
a Gasoquímica, os componentes do gás natural podem ser agrupados em material não 
hidrocarbonado (inertes), gás seco (metano, etano, propano), gases liquefeitos de petróleo 
(propano, iso-butano e n-butano) e gasolina natural (iso-butano e n-heptano). Esta separação é 
feita de acordo com a demanda de mercado. 
O gás natural extraído de uma jazida precisa ser tratado inicialmente para que apresente 
condições comercialmente adequadas e/ou especificadas para o uso. Tanto o gás natural não 
associado extraído, quanto o gás associado recuperado, constituem-se no que se costuma 
denominar de gás natural úmido, já que contêm em suspensão, pequenas quantidades de 
hidrocarbonetos que são líquidos nas condições atmosféricas. Este último é composto 
predominantemente de metano, etano e, em menores proporções, de propano e outros 
hidrocarbonetos de maior peso molecular, apresentando contaminantes como nitrogênio, dióxido 
de carbono, água e compostos de enxofre. 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.28
O tratamento inicial, também denominado secagem do gás natural, normalmente realizado 
junto à jazida, é feito em unidades de processamento de gás natural (UPGN), resultando, de um 
lado, gás natural seco e de outro, líquidos de gás natural (LGN) (Figura 2.13). Durante o processo 
de secagem do gás natural nas UPGN, são também removidos contaminantes ou reduzidos seus 
teores, para atender às especificações do mercado. Esses tratamentos são muito eficazes, razão 
pela qual o gás natural seco (que forma o gás processado ou residual e sob a qual é normalmente 
comercializado e, simplificadamente, chamado de gás natural) é composto de uma mistura de 
metano e etano, com reduzidas proporções de outros hidrocarbonetos e contaminantes. Os 
líquidos de gás natural (LGN) correspondem às frações que se liquefazem facilmente,como o 
propano e o butano (gasosos nas condições ambientes; eles se liquefazem quando pressurizados) 
e apresentam alto valor comercial, sendo aproveitados como gás liquefeito de petróleo (GLP - 
utilizado no Brasil como combustível doméstico) e um produto na faixa de gasolina, denominado 
C5+ ou gasolina natural (utilizada para a formulação de gasolinas automotivas e como matéria 
prima para as unidades petroquímicas). Os processos de tratamento de gás vêm-se tornando mais 
complexos e mais caros, para atender às exigências cada vez maiores do ponto de vista ambiental 
(qualidade do ar). Ao mesmo tempo, para permitir o aproveitamento de reservas onde o gás 
apresenta maior teor de impurezas (Abreu e Martinez, 1999). 
 
 
Figura 2.13 - Esquema de uma UPGN. (www.petrobras.com.br) 
 
O uso do gás natural como combustível em substituição a praticamente todos os demais 
combustíveis, especialmente pela facilidade de seu manuseio e pelo efeito ambiental limitado de 
sua queima, é dominante. Enumerar as vantagens desta utilização pode ser um exercício bastante 
complexo, mas fundamental para a escolha dos diversos tipos de combustíveis disponíveis no 
mercado. Uma listagem das vantagens do uso do gás natural, aplicada às condições brasileiras, é 
apresentada a seguir: (adaptado de Abreu e Martinez, 1999) 
1) - Vantagens macroeconômicas: 
• diversificação da matriz energética; 
• disponibilidade ampla, crescente; 
• redução do uso do transporte rodo-ferro-hidroviário; 
• atração de capitais de riscos externos; 
• geralmente leva a uma melhoria do rendimento energético; 
• maior competitividade das indústrias; 
• geração de energia elétrica junto aos centros consumidores. 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.29
2) - Vantagens ambientais e de segurança: 
• baixíssima presença de contaminantes; 
• combustão mais limpa; 
• não emissão de particulados (cinzas); 
• tratamento apenas de NOX, caso sua emissão ultrapasse os limites de emissão vigentes do 
local da instalação; 
• rápida dispersão de vazamentos; 
3) - Vantagens diretas para o usuário: 
• fácil adaptação das instalações existentes (porém existem exceções; como por exemplo, 
caldeiras projetadas para uso de óleo combustível possuem uma adaptação delicada para o gás 
natural, caso se deseje manter altas eficiências); 
• menor investimento em armazenamento/uso de espaço; 
• menor corrosão dos equipamentos e menor custo de manutenção; 
• menor custo de manuseio do combustível; 
• combustão facilmente regulável; 
• geralmente, elevado rendimento energético; 
• custo competitivo com outras alternativas. 
Porém, para poder usufruir destas vantagens, algumas características próprias devem ser 
avaliadas, as quais constam na Portaria No 128 de 28/08/2001, (PANP 128/2001), as quais 
revogam as Portarias No 41 e 42 de 15/03/1998. O Regulamento Técnico ANP N° 3/2001, anexo 
a PANP 128/2001, estabelece a especificação do gás natural, de origem nacional ou importado, a 
ser comercializado no País, definindo as características mais importantes a serem avaliadas: 
• Poder Calorífico Superior: Quantidade de energia liberada na forma de calor, na combustão 
completa de uma quantidade definida de gás com o ar, à pressão constante e com todos os 
produtos de combustão retornando à temperatura inicial dos reagentes, sendo que a água formada 
na combustão está no estado líquido. 
• Poder Calorífico Inferior: Quantidade de energia liberada na forma de calor, na combustão 
completa de uma quantidade definida de gás com o ar, à pressão constante e com todos os 
produtos de combustão retornando à temperatura inicial dos reagentes, sendo que todos os 
produtos inclusive a água formada na combustão estão no estado gasoso. O poder calorífico 
superior difere do poder calorífico inferior pela entalpia de condensação da água. 
• Estado de Referência: Os valores de poder calorífico de referência das substâncias puras 
empregados no Regulamento Técnico ANP N° 3/2001 foram extraídos da ISO 6976, sob 
condições de temperatura e pressão equivalentes a 273,15 K, 101,325 kPa, respectivamente e 
base seca. 
• Densidade Relativa: Quociente entre a massa do gás contida em um volume arbitrário e a 
massa de ar seco com composição padronizada pela ISO 6976 que deve ocupar o mesmo volume 
sob condições normais de temperatura e pressão. 
• Número de Metano: Para definir o número de metano, é oportuno definir preliminarmente o 
poder antidetonante que é um parâmetro necessário ao desenvolvimento e ajuste dos motores. O 
poder antidetonante é a capacidade do combustível resistir, sem detonar, aos níveis de 
temperatura e pressão reinantes na câmara de combustão do motor, proporcionados pela 
compressão a que é submetida a mistura ar/combustível. O poder antidetonante de combustíveis 
líquidos é usualmente medido através do número de octano (MON ou RON). Os valores típicos 
do número de octano do gás natural encontram-se entre 115 e 130, sendo que o metano apresenta 
140, aproximadamente. No intuito de obter uma melhor representação do poder antidetonante 
dos combustíveis gasosos, desenvolveu-se a nova escala denominada número de metano - NM 
que utiliza como referências o metano puro (NM=100) e o hidrogênio (NM=0). É empregado o 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.30
procedimento disposto na ISO 15403 para o cálculo do número de metano a partir da composição 
do gás. O número de metano indica a capacidade antidetonante do gás natural resultante de suas 
características, sendo seus limites passíveis de comparação com a octanagem da gasolina. 
• Composição: Frações ou percentagens mássicas, volumétricas ou molares dos principais 
componentes, componentes associados, traços e outros componentes determinados pela análise 
do gás natural. Para gases ideais a fração volumétrica equivale à fração molar. O propano e os 
hidrocarbonetos mais pesados apresentam poder calorífico, na base volumétrica, superior ao 
metano. Embora adequados aos motores de combustão, são indesejáveis em teores elevados no 
uso veicular por apresentarem poder antidetonante muito inferior ao metano, assim reduzindo o 
número de metano. No que se refere ao emprego do gás natural em turbinas a gás e indústrias, 
esses componentes acarretam problemas de qualidade de combustão. 
• Enxofre Total: É o somatório dos compostos de enxofre presentes no gás natural. Alguns 
compostos de enxofre na presença de água ocasionam a corrosão de aços e ligas de alumínio. O 
gás sulfídrico (H2S) é o componente mais crítico no que se refere à corrosão e será tratado 
separadamente. 
• Gás Sulfídrico: Sua presença depende da origem bem como do próprio processo empregado 
no tratamento do gás e pode acarretar problemas nas tubulações e nas aplicações finais do gás 
natural. O gás sulfídrico, na presença de oxigênio, pode causar corrosão sob tensão, 
especialmente em cobre, podendo ser nocivo aos sistemas de transporte e utilização do gás 
natural. 
• Ponto de Orvalho: O ponto de orvalho é a temperatura na qual ocorre a formação da primeira 
gota de líquido quando o gás sofre resfriamento ou compressão. Os líquidos normalmente 
encontrados são água, hidrocarbonetos ou glicol, que apresentam pontos de orvalho distintos. O 
requerimento de segurança mais importante do gás natural quando comprimido é a temperatura 
no ponto de orvalho para evitar formação de água líquida. A água no estado líquido é precursora 
da formação de compostos corrosivos através da combinação de componentes do gás natural, 
especificamente CO2 e H2S. A combinação de agentes corrosivos e a pressão variável, durante o 
armazenamento de combustível, pode resultar em rachaduras metálicas e causar obstruções nos 
sistemas de gás. Os hidratos formados quando a água livre reage com hidrocarbonetos, se 
apresentam em estado semisólido e podem obstruir linhas de instrumentação, válvulas de 
controle e filtros. 
• Inertes: Os principais compostos inertes presentes no gás natural são o dióxido de carbono 
(CO2) e o nitrogênio (N2). Sua presençaem misturas gasosas reduz o poder calorífico, além de 
aumentar a resistência à detonação no caso do uso veicular e, portanto, o número de metano. A 
presença do dióxido de carbono se deve à técnica de extração do gás natural ou à ocorrência 
natural na origem do produto. O dióxido de carbono tem ação corrosiva quando na presença de 
água. 
• Oxigênio: Presente em baixas concentrações. Nestas condições atua como diluente do 
combustível e é crítico na presença de água, mesmo em baixas concentrações, pois pode 
provocar corrosão de superfícies metálicas. 
• Partículas sólidas: Causam problemas de contaminação, obstrução e erosão dos sistemas de 
alimentação de combustível dos veículos e orifícios injetores de queimadores industriais. Quando 
o GN é destinado a combustível de turbina, provocam erosão nas partes em que circula o gás 
quente. 
• Partículas líquidas: Causam alterações bruscas na temperatura da chama e na carga da 
turbina à gás, retorno de chama nas chamas pré-misturadas e podem nuclear a condensação de 
frações mais pesadas do GN. Quando a presença de líquido é identificada no GN destinado a 
turbinas, são empregados separadores e o fluxo é aquecido para vaporizar a fase líquida. 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.31
• Índice de Wobbe: Quociente entre o poder calorífico e a raiz quadrada da densidade relativa 
sob as mesmas condições de temperatura e pressão. O índice de Wobbe é uma medida da 
quantidade de energia disponibilizada em um sistema de combustão através de um orifício 
injetor. A quantidade de energia disponibilizada é uma função linear do índice de Wobbe. Dois 
gases que apresentem composições distintas, mas com o mesmo índice de Wobbe 
disponibilizarão a mesma quantidade de energia através de um orifício injetor à mesma pressão. 
Portanto, o índice de Wobbe: é o parâmetro mais importante para os combustíveis gasosos 
serem intercambiáveis. Ou seja, se o índice de Wobbe de um combustível substituto é 
significantemente diferente do combustível de projeto, o queimador deve ser modificado. 
Observe que o número de Wobbe tem a ver com a quantidade de energia por volume que é 
possível passar por determinado orifício para uma queda de pressão correspondente. Assim, se 
dois combustíveis gasosos forem fornecidos com a mesma pressão e tiverem o mesmo índice de 
Wobbe, a potência fornecida será a mesma para os dois combustíveis. A grande maioria dos 
sistemas de combustão de gases de aplicação industrial requer que os gases tenham o mesmo 
índice de Wobbe e a relação PCI / VolTot iguais para que possam ser intercambiáveis. A relação 
PCI / VolTot representa a razão entre o poder calorífico de um gás e o volume de gases de 
combustão gerados (N2, CO2 e H2O) pela queima estequiométrica. Na Figura 2.14 apresenta-se 
esta relação para alguns gases de aplicação industrial, adaptado de IPT (1995). Nesta, CO 
significa monóxido de carbono, CH4 metano, C2H6 etano, C3H8 propano, C4H10 butano, GN gás 
natural, COG gás de coqueria, GAF gás de alto-forno e GLP gás liquefeito de petróleo. 
Analisando-se a Figura 2.14 observa-se que alguns destes gases podem ser intercambiáveis sem 
que seja necessária a substituição do queimador, constituindo-se numa propriedade importante na 
hora de escolher o tipo de combustível a ser adotado. 
 
 
2
2,5
3
3,5
4
4,5
CO CH
4
C2
H6
C3
H8
C4
H1
0
G
N
CO
G
G
AF
G
LP
 +
 a
r
P
C
I 
/ 
V
o
lT
o
t
 
 
Figura 2.14 - Relação PCI / VolTot para alguns gases de aplicação industrial. (IPT, 1995) 
 
A composição do gás natural pode variar conforme a origem, influindo, além das 
características próprias do campo de origem, o fato do mesmo estar associado ou não ao óleo e 
também de ter sido ou não processado em unidades industriais. Para um gás associado, define-se 
como RGO a razão entre os volumes produzidos de gás associado e óleo, conhecendo-se, desta 
forma, a característica do reservatório. A Tabela 2.21 apresenta o valor da razão gás/óleo de 
alguns estados brasileiros e de alguns campos. 
 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.32
 
 
 
 
 
Tabela 2.21 - Razão gás óleo para algumas regiões brasileiras. 
Região / Campo RGO (m3 gás/m3 óleo) 
Brasil 137 
Amazonas 500 
Ceará / Rio Grande do Norte 120 
Alagoas / Sergipe 280 
Bahia 220 
Espírito Santo 260 
Rio de Janeiro 100 
Juruá > 10.000 
Merluza 4.100 
Urucu 500 
Tubarão 400 
Albacora 120 
Marlim 90 
 Equivalência energética: 1 m3 de óleo = 1.000 m3 de gás 
 
De acordo com o departamento de produção da Petrobrás, a composição média típica do 
gás natural brasileiro, segundo o tipo de reservatório ou processamento, caracteriza-se conforme 
a Tabela 2.22. A Tabela 2.23 apresenta a composição média e algumas características do gás 
natural para diferentes países e a Tabela 2.24 apresenta as características do gás natural em outros 
estados brasileiros. 
 
Tabela 2.22 - Composições típicas do gás natural brasileiro e do Rio de Janeiro. 
Elementos 
% Molar 
Brasileiro (média) Diferentes campos 
Associado 
Não-
Associado 
Processado Associado1 
Não-
Associado2 
Processado3 
Metano 68,07 91,98 87,59 81,57 87,12 88,56 
Etano 16,29 3,24 9,13 9,17 6,35 9,17 
Propano 9,36 1,15 0,36 5,13 2,91 0,42 
Iso-Butano 1,57 0,25 - 0,94 0,52 - 
N-Butano 2,11 0,29 - 1,45 0,87 - 
Iso-Pentano 0,49 0,11 - 0,26 0,25 - 
N-Pentano 0,40 0,07 - 0,30 0,23 - 
Hexano 0,22 0,06 - 0,15 0,18 - 
Heptano e Superiores 0,08 0,04 - 0,12 0,20 - 
Nitrogênio 0,69 1,34 1,18 0,52 1,13 1,20 
Dióxido de Carbono 0,72 1,47 1,74 0,39 0,24 0,65 
Densidade relativa 0,82 0,62 0,62 0,71 0,66 0,61 
PCS (MJ/Nm3) - - - 45,80 42,80 39,98 
PCI (MJ/Nm3) 46,73 35,06 35,53 41,52 38,72 36,09 
1- Campo de Garoupa, Bacia de Campos-RJ; 2- Campo de Merluza, Bacia de Santos-SP; 3- UPGN, Candeias-BA. 
 
Além de sua composição e pureza, são características técnicas fundamentais: a densidade 
relativa ao ar, o poder calorífico, o índice de Wobbe, o ponto de orvalho de água, o ponto de 
orvalho dos hidrocarbonetos, o teor de compostos sulfurosos, o teor de CO2, o teor de CO, o teor 
Capítulo 2 Suprimento energético para termelétricas 2.33
de hidrogênio e o teor de oxigênio. A Tabela 2.25 apresenta algumas destas características do gás 
natural fornecido pela Comgás proveniente da Bolívia (www.comgas.com.br). Também nesta 
tabela foram incluídos os dados de composição do gás natural a ser fornecido para a Usina 
Termelétrica de Uruguaiana pela YPF através do gasoduto Argentina - Brasil via entrada em 
Uruguaiana/RS (dados fornecidos pela AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda.). Finalmente, 
ainda contemplando as características de gases, a Tabela 2.26 apresenta um quadro comparativo 
entre o gás natural e outros gases. 
 
Tabela 2.23 - Composição bruta de alguns tipos de gás natural no mundo. (www.gasnet.com.br) 
Composição Pérsia Mar do Norte Holanda Venezuela Argentina Chile 
Metano (% vol) 66,0 94,7 81,2 78,1 95,0 90,0 
Etano (% vol) 14,0 3,0 2,9 9,9 4,0 6,6 
Propano (% vol) 10,5 0,5 0,4 5,5 - 2,1 
Butano (% vol) 5,0 0,2 0,1 2,8 - 0,8 
> C4 (% vol) 2,0 0,2 0,1 2,1 - - 
CO2 (% vol) 1,5 0,1 0,9 0,4 - - 
N2 (% vol) 1,0 1,3 14,4 1,2 1,0 - 
Densidade relativa 0,87 0,59 0,64 0,702 0,578 0,64 
PCS (MJ/Nm3) 52,3 38,6 31,4 47,7 40,7 45,2 
Índice de Wobbe (MJ/Nm3) 56,1 50,2 39,3 56,9 53,5 56,6 
 
Tabela 2.24 - Composição bruta de alguns tipos de gás natural brasileiros (www.gasnet.com.br) 
Composição Rio de Janeiro Bahia Nordeste Espírito Santo Ceará 
Metano (% vol) 86,4 85,5 87,15 84,8 76,05 
Etano (% vol) 9,6 8,4 9,2 8,9 8,0 
Propano (% vol) 1,9 0,3 0,5 3,0 7,0 
Butano (% vol) 0,25 - - 0,9 2,5 
> C4 (% vol) 0,23 - - - 1,8 
CO2 (% vol) 0,49 0,7 1,15 0,3 1,08 
N2 (% vol) 1,14 1,86 2,02 1,58 1,53 
Densidade 0,82 0,64 0,624 0,66 - 
PCS (MJ/Nm3) 43,9 41,6 41,8 45,4 52,4 
Índice de Wobbe (MJ/Nm3) 48,4 52,1 52,9 55,7 - 
 
Tabela 2.25 - Algumas das importantes características do gás natural da Bolívia distribuído pela 
Comgás (www.comgas.com.br) e do gás natural da Argentina fornecido pela YPF (AES, 2000).