USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS · a produção de energia, também a energia constitui um fator crítico para a produção e utilização da água, desde a captação,

GUIAS TÉCNICOS TÉCNICOS

Em parceria com:

XX 24

USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

ADENE – Agência para a Energia

GUIAS TÉCNICOS


Autoria:

ADENE – Agência para a Energia

FICHA TÉCNICA

Título: Uso Eficiente de Energia nos Serviços de Águas

Coordenação: Paula Freixial e Francisco Mira (ERSAR) Filipa Newton e João Paulo Calau (ADENE)

Autoria (ADENE): Amádis Santos, Fernando Oliveira, Gorete Soares, Jorge Carneiro, Lea Lima, Marta Viegas, Patrícia Corigo, Paulo Nogueira, Pedro Cardoso e Pedro Quaresma

Comissão técnica de apreciação (ERSAR): Paula Freixial, Francisco Mira, Maria Franco, Margarida Monte e Pedro Gonçalves

Agradecimentos: Agradece-se a colaboração das diversas organizações e entidades gestoras que contribuíram para este guia, através do fornecimento de informação específica, imagens e dados

Edição: Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos

Concepção gráfica: Brand Practice

Composição e paginação: -

Impressão e acabamentos: -

Tiragem: -

Local e data da edição: Lisboa, dezembro de 2018

ISBN: 978-972-98996-5-2

Depósito legal: -

PREFÁCIO DA ERSAR|iii

PREFÁCIO DA ERSAR

O consumo de energia em Portugal tem registado um crescimento elevado ao longo dos anos, motivado pelo progresso económico e social das últimas décadas, mas também como resultado de uma elevada ineficiência energética na utilização da energia. O setor das águas é responsável por um consumo de energia elétrica superior a 1000 GWh/ano, valor correspondente a mais de 2 % do consumo total de energia elétrica.

De acordo com dados da Agência Internacional da Energia, os serviços de abastecimento de água e de saneamento de águas residuais são responsáveis por 4 % do consumo mundial de energia, correspondendo os custos energéticos a cerca de 30 a 50 % dos custos totais incorridos pelas entidades gestoras a nível mundial.

Os estatutos da ERSAR definem como atribuições específicas desta entidade um conjunto de atividades regulatórias complementares, das quais se destaca a promoção da investigação e da inovação, bem como a realização de estudos sobre matérias das suas atribuições, procurando obter sinergias através de parcerias com as instituições técnicas e científicas mais relevantes do setor, contribuindo deste modo para a melhoria da capacitação técnica das entidades gestoras e de outros agentes do setor.

Nesse quadro, seguindo uma estratégia de permanente apoio às entidades gestoras na procura de uma melhor gestão dos recursos, a ERSAR estabeleceu uma parceria com a ADENE - Agência para a Energia para a elaboração do presente guia técnico para a eficiência energética no setor das águas.

Com a publicação deste guia técnico a ERSAR pretende promover o uso eficiente da energia nos serviços de abastecimento de água e de saneamento de águas residuais, sem prejuízo da prestação de um serviço de qualidade às populações, contribuindo assim para a proteção do ambiente e para a redução de custos.

O Guia aborda temas como a gestão em paralelo dos recursos energéticos e hídricos (tendo em conta o nexus água-energia), bem como a produção própria de energia em instalações dos serviços de águas, com recurso a fontes renováveis. Com efeito, o

iv|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

melhor aproveitamento dos recursos disponíveis, quer seja pelo aumento da eficiência na sua utilização, quer seja pela produção de energia através de origens renováveis, assume-se como uma medida indispensável à prossecução dos objetivos da política energética nacional, designadamente a redução da dependência energética externa e das emissões poluentes, particularmente as que assumem uma importância relevante para as alterações climáticas.

O documento inclui informação relevante para a otimização da gestão energética dos sistemas de elevação e das infraestruturas de tratamento de água e de águas residuais, incluindo recomendações, metodologias de diagnóstico e de monitorização do desempenho energético das infraestruturas, entre outros aspetos relevantes. O Guia termina com a simulação prática (através de vídeos) de diagnósticos energéticos em infraestruturas do setor.

É expetativa da ERSAR que o presente Guia Técnico contribua para dotar o setor de mais conhecimento nesta área e que se reflita na melhoria da eficiência energética do setor das águas.

Orlando Borges (Presidente do Conselho de Administração da ERSAR)

Ana Barreto Albuquerque (Vogal do Conselho de Administração da ERSAR)

Paulo Lopes Marcelo (Vogal do Conselho de Administração da ERSAR)

PREFÁCIO DA ADENE|v

PREFÁCIO DA ADENE

O setor de abastecimento de água e saneamento de águas residuais, fundamental para a qualidade de vida e do ambiente no nosso país, é responsável por consumos muito significativos de energia e consequentes emissões de CO2.

De facto, tal como a água constitui um recurso fundamental para a produção de energia, também a energia constitui um fator crítico para a produção e utilização da água, desde a captação, ao tratamento, distribuição e utilização.

Sendo fortemente dependente da disponibilidade dos recursos hídricos, o setor das águas está muito exposto ao risco de escassez, que tem vindo e continuará a ser agravado pelas alterações climáticas. Esta criticidade aumenta na medida em que o setor, onde os custos com energia chegam a representar 50 % dos custos operacionais das entidades gestoras, depende também da competitividade e oferta do setor energético, igualmente dependente da disponibilidade hídrica.

Neste nexus água-energia, os atuais consumos de água e energia do setor das águas, mas também a evolução tecnológica, o aprofundamento do conhecimento e melhoria dos processos, a generalização de boas práticas e o crescimento da produção renovável (de energia, mas também de água), geram um grande potencial de eficiência – energética e hídrica – destes serviços, com consequente redução dos consumos e custos e, também, aumento da sua sustentabilidade e resiliência ambiental e económica. Este potencial, além de elevado, tem associado um rápido retorno económico de uma parte dos investimentos.

Procurando constituir-se como uma ferramenta útil na identificação e aproveitamento desse potencial de eficiência no setor, este Guia, promovido pela ERSAR e desenvolvido em parceria com a ADENE, visa capacitar as entidades gestoras para uma gestão mais eficiente dos consumos de energia e para a realização de auditorias energéticas, fundamentais para o diagnóstico do ponto de partida e desenvolvimento de planos de atuação e investimento.

Tendo por base a experiência da ADENE na promoção e monitorização da eficiência energética, nomeadamente como

vi|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

entidade responsável pela gestão operacional do Sistema de Gestão de Consumos Intensivos de Energia (SGCIE), este Guia aborda assim, de forma detalhada, o uso eficiente de energia nas instalações dos serviços de água e saneamento. Introduzem-se alguns aspetos inovadores, como tutoriais (em vídeo) e listas práticas (checklists) que apoiem as entidades gestoras do setor neste sentido.

Sem prejuízo do foco central na dimensão energética, o guia introduz ainda a importância de ações concertadas água-energia, onde a promoção da eficiência hídrica, que se traduz também em eficiência energética, faz aumentar o potencial combinado de poupança, competitividade e resiliência dos sistemas do setor.

Com um percurso e know-how de 34 anos na área da eficiência energética, a ADENE pretende agora contribuir para alavancar também o conhecimento e a adoção de medidas nas áreas da eficiência hídrica e do nexus água-energia, esperando que este Guia seja mais um passo nesse caminho.

João Paulo Girbal (Presidente do Conselho de Administração da ADENE)

Maria João Coelho (Vice-Presidente do Conselho de Administração da ADENE)

ÍNDICE GERAL|vii

ÍNDICE GERAL

PARTE 1 - ENQUADRAMENTO ............................................... 1

1. OBJETIVOS E ÂMBITO DO GUIA ....................................... 3

2. COMO UTILIZAR ESTE GUIA ............................................. 5

3. IMPORTÂNCIA DA GESTÃO DA ENERGIA PARA O SETOR

DAS ÁGUAS ...................................................................... 7

PARTE 2 - UTILIZAÇÃO DE ENERGIA NO SETOR DAS

ÁGUAS ........................................................................... 17

1. CONSUMO DE ENERGIA NO SETOR DAS ÁGUAS ........... 19

2. PRODUÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA NO SETOR DAS

ÁGUAS ........................................................................... 29

CONSUMOS TÍPICOS DE ENERGIA (BENCHMARKING) ... 33

4. CUSTOS ENERGÉTICOS E RETORNO DO

INVESTIMENTO .............................................................. 39

5. INDICADORES DE GESTÃO DE ENERGIA ........................ 41

6. QUADRO LEGAL E NORMATIVO .................................... 49

PARTE 3 – BOAS PRÁTICAS DE GESTÃO DE ENERGIA .......... 61

1. BOAS PRÁTICAS DE CONSUMO ..................................... 63

2. BOAS PRÁTICAS DE PRODUÇÃO .................................. 115

3. BOAS PRÁTICAS DE CARÁTER TRANSVERSAL ............... 139

4. COMPRA DE ENERGIA ................................................. 151

PARTE 4 – PLANEAMENTO E GESTÃO DE ENERGIA ........... 163

1. SISTEMA DE GESTÃO DA ENERGIA .............................. 165

2. INSTRUMENTOS DE APOIO .......................................... 173

PARTE 5 – CASOS DE ESTUDO ............................................ 185

viii|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

1. INTRODUÇÃO AOS CASOS DE ESTUDO ........................ 187

2. SERVIÇOS DE ABASTECIMENTO DE ÁGUA ................... 188

3. SERVIÇOS DE SANEAMENTO DE ÁGUAS RESIDUAIS .... 202

BIBLIOGRAFIA ..................................................................... 211

ANEXOS .............................................................................. 217

ANEXO I – CONCEITOS BÁSICOS ......................................... 219

ANEXO II – MOTORES ELÉTRICOS ....................................... 223

ANEXO III – BOMBAS .......................................................... 230

ANEXO IV – ILUMINAÇÃO ................................................... 238

ANEXO V – ENERGIA TÉRMICA ........................................... 245

ANEXO VI – ENERGIA REATIVA E COMPENSAÇÃO DO FATOR

DE POTÊNCIA ............................................................... 247

ANEXO VII – BIOGÁS ........................................................... 249

ANEXO VIII – CALDEIRAS ..................................................... 251

ANEXO IX – MICROTURBINAS NA REDE .............................. 254

ANEXO X – CHECKLISTS ....................................................... 256

1. AUDITORIAS ENERGÉTICAS.......................................... 257

ANEXO XI – TUTORIAIS........................................................ 281

ÍNDICE DETALHADO|ix

ÍNDICE DETALHADO

ÍNDICE DE TEXTO

PARTE 1 - Enquadramento ....................................................... 1

1. Objetivos e âmbito do guia ................................................ 3

2. Como utilizar este guia ...................................................... 5

3. Importância da gestão da energia para o setor das águas 7

PARTE 2 - Utilização de energia no setor das águas .............. 17

1. Consumo de energia no setor das águas ......................... 19

Consumo de energia na globalidade do setor ........ 19

Consumo de energia no setor do abastecimento de

água ................................................................................. 20

Consumo de energia no setor de saneamento de

águas residuais .................................................................... 23

2. Produção própria de energia no setor das águas ........... 29

Globalidade do setor ............................................... 29

Abastecimento de água ........................................... 30

Saneamento de águas residuais .............................. 31

Consumos típicos de energia (Benchmarking) ............... 33

Consumos típicos de energia nos sistemas de

abastecimento de água ...................................................... 33

Captação e transporte ..................................... 35

Tratamento de água (incluindo elevação) ....... 35

Distribuição de água ........................................ 35

x|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

Consumos típicos de energia nos sistemas de

saneamento de águas residuais ......................................... 36

4. Custos energéticos e retorno do investimento .............. 39

5. Indicadores de gestão de energia ................................... 41

Indicadores de gestão de energia aplicáveis ao setor

das águas ............................................................................ 41

Indicadores no âmbito da regulação da atividade .. 43

Indicadores no âmbito do sistema de Gestão dos

Consumos Intensivos de Energia ........................................ 46

6. Quadro legal e normativo ............................................... 49

Sistema de Gestão dos consumos Intensivos de

Energia (SGCIE) ................................................................... 49

Programa de Eficiência energética na Administração

Pública "Eco.AP" ................................................................. 52

Norma ISO 50001 .................................................... 55

PARTE 3 – Boas práticas de gestão de energia ...................... 61

1. Boas práticas de consumo .............................................. 63

1.1 Processos consumidores de energia ............................ 63

1.2. Processos consumidores de energia ....................... 68

1.2.1. Motores elétricos .................................................. 68

1.2.2. Bombas ............................................................. 74

1.2.3 Sistemas de iluminação.................................... 82

1.2.4 Sistemas de ar comprimido ............................. 86

1.2.5 Energia térmica ................................................ 92

1.2.6 Energia reativa e compensação do fator de

potência 103

ÍNDICE DE TEXTO|xi

1.2.7 Otimização da gestão dos sistemas ............... 104

1.2.8 Eficiência hídrica como via para a eficiência

energética (nexus água-energia) .................................. 107

2. Boas práticas de produção ............................................ 115

2.1. Processos produtores de energia ......................... 115

2.2 Sistemas produtores de energia ........................... 116

2.2.1 Sistemas fotovoltaicos ................................... 116

2.2.2 Biogás ............................................................. 121

2.2.3 Cogeração ...................................................... 127

2.2.4 Células de combustível .................................. 130

2.2.5 Microturbinas na rede ................................... 130

2.2.6 Mini-hídricas .................................................. 133

3. Boas práticas de caráter transversaL ............................ 139

3.1 Manutenção dos sistemas e equipamentos ......... 139

3.2 Sistemas de monitorização e controlo .................. 141

3.2.1 Considerações gerais ..................................... 141

3.2.2 Plano de Medição e Verificação .................... 142

3.2.3 Equipamentos de medida .............................. 145

4. Compra de energia ........................................................ 151

4.1 Considerações gerais ............................................. 151

4.2 Análise da fatura de energia elétrica .................... 153

4.3 Gás natural ............................................................. 157

4.4 OLMC ..................................................................... 159

PARTE 4 – Planeamento e gestão de energia ...................... 163

xii|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

1. Sistema de gestão da energia ....................................... 165

1.1 Auditoria ................................................................ 165

1.1.1 Fases de auditoria .......................................... 165

1.1.2 Preparação da auditoria ................................ 166

1.1.3 Trabalho de campo (Levantamento

energético) .................................................................... 166

1.1.4 Tratamento de informação ............................ 167

1.1.5 Identificação das medidas de eficiência

energética ..................................................................... 169

1.2 Plano de ação ........................................................ 170

2. Instrumentos de apoio .................................................. 173

2.1 SGCIE ...................................................................... 173

2.2 Empresas de serviços energéticos ........................ 173

2.3 Fundos e programas de apoio ao investimento ... 176

PARTE 5 – Casos de estudo .................................................. 185

1. Introdução aos casos de estudo ................................... 187

2. Serviços de abastecimento de água ............................. 188

2.1 Considerações gerais ............................................. 188

2.2 Caso de estudo – Captação ................................... 191

2.3 Caso de estudo – Estação Elevatória 1 ................. 193

2.4 Caso de estudo – Estação Elevatória 2 ................. 195

2.5 Caso de estudo – Estação de Tratamento de

Água ............................................................................... 198

3. Serviços de saneamento de águas residuais ................ 202

2.1 Considerações gerais .................................................. 202

ÍNDICE DE TEXTO|xiii

3.2 Caso de estudo – Estação de Tratamento de Águas

Residuais ........................................................................... 206

BIBLIOGRAFIA ....................................................................... 211

ANEXOS ................................................................................. 217

ANEXO I – Conceitos Básicos ................................................ 219

ANEXO II – Motores Elétricos ............................................... 223

ANEXO III – Bombas .............................................................. 230

ANEXO IV – Iluminação ......................................................... 238

ANEXO V – Energia Térmica ................................................. 245

ANEXO VI – Energia Reativa e Compensação do fator de

Potência ......................................................................... 247

ANEXO VII – Biogás ............................................................... 249

ANEXO VIII – Caldeiras .......................................................... 251

ANEXO IX – Microturbinas na Rede ..................................... 254

ANEXO X – Checklists ............................................................ 256

1. Auditorias Energéticas .................................................. 257

1.1 Dados gerais .......................................................... 257

1.2 Atividades de Processo / Fluxogramas de

Produção

............................................................................... 258

1.3 Utilização de Energia ............................................. 259

1.4 Dados de produção ............................................... 260

1.5 Análise dos principais serviços auxiliares .............. 261

1.6 Iluminação ............................................................. 266

1.7 Ar comprimido ....................................................... 267

xiv|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

1.8 Ar condicionado ..................................................... 269

1.9 Redes de distribuição de fluidos quentes ............. 272

1.10 Geradores de energia térmica .............................. 274

1.11 Manutenção e operação ....................................... 276

1.12 Captação, armazenamento e distribuição de

água ............................................................................... 277

1.13 Auditoria energética .............................................. 279

ANEXO XI – Tutoriais ............................................................ 281

ÍNDICE DE FIGURAS|xv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Energia no setor das águas – grandes números ..... 8

Figura 2 – Potencial de eficiência energética no setor das

águas ..................................................................... 8

Figura 3 – Valor médio anual do custo da energia

(Electricidade e Gás Natural), para o setor

industrial .............................................................. 10

Figura 4 – Nexus Água-Energia – Relação biunívoca ............. 12

Figura 5 – Consumo de energia no setor das águas em

Portugal continental ............................................ 19

Figura 6 – Repartição do consumo de energia no setor das

águas em Portugal continental ........................... 20

Figura 7 – Consumo de energia no subsetor do

abastecimento de água ..................................... 21

Figura 8 – Consumo de energia por volume de água entrada

no sistema ........................................................... 22

Figura 9 – Evolução histórica da eficiência energética das

instalações elevatórias, sistemas de

abastecimento de água ....................................... 23

Figura 10 – Consumo de energia no subsetor do saneamento

de águas residuais .............................................. 24

Figura 11 – Consumo de energia por volume de água residual

tratada ................................................................. 25

Figura 12 – Evolução histórica da eficiência energética das

instalações elevatórias, sistemas de saneamento

de água residual .................................................. 26

Figura 13 – Número de instalações registadas no SGCIE em

outubro de 2016 ................................................. 27

Figura 14 – Produção própria de energia no setor das águas

............................................................................. 29

xvi|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

Figura 15 – Repartição da produção de energia no setor das

águas em Portugal continental ........................... 30

Figura 16 – Produção própria de energia no subsetor do

abastecimento de água ....................................... 31

Figura 17 – Produção própria de energia no subsetor do

saneamento de águas residuais .......................... 32

Figura 18 – Gamas típicas de consumo de energia em

diversos processos associados ao abastecimento

de água a fonte de energia representada a roxo é

o petróleo, a azul é a eletricidade). .................... 34

Figura 19 – Gamas típicas de consumo de energia em

diversos processos associados ao saneamento de

águas residuais .................................................... 36

Figura 20 – Consumos típicos de energia numa ETAR........... 37

Figura 21 – Períodos de retorno típicos ................................. 39

Figura 22 – Esquema ilustrativo do funcionamento do SGCIE

............................................................................. 51

Figura 23 – Indicadores SGCIE ................................................ 52

Figura 24 – Modelo de Negócio dos Contratos de Gestão de

Eficiência Energética ........................................... 54

Figura 25 – Conceito de Baseline e Período de Reporte ....... 54

Figura 26 – Modelo de sistema de gestão de energia ........... 57

Figura 27 – Ciclo urbano da água [3] ..................................... 64

Figura 28 – Níveis de eficiência de motores .......................... 69

Figura 29 – Configuração de um VEV [4] ............................... 73

Figura 30 – Estação Elevatória de Alcanhões, Santarém [7] . 78

Figura 31 – Sistema de bombagem convencional vs Sistema

de bombagem de alta eficiência [4] ................... 80

Figura 32 – Potências relativas de entrada para vários

métodos de controlo de caudal de uma bomba

centrífuga [4] ....................................................... 81

ÍNDICE DE FIGURAS|xvii

Figura 33 – Modos de operação. A: Bombas a operar em

ciclos on/of. B: Bombas a operar com VEV [4] ... 81

Figura 34 – Cadeia de eficiência dos sistemas de ar

comprimido ......................................................... 88

Figura 35 – Caldeira com preparação de AQS por acumulação

e aquecimento por circulação fechada .............. 94

Figura 36 – Caldeira convencional vs Caldeira de condensação

[10] ...................................................................... 95

Figura 37 – Relação entre a energia necessária e a energia

entregue [11] ...................................................... 96

Figura 38 – Principio de funcionamento de uma bomba de

calor [12] ............................................................. 96

Figura 39 – Sistema solar térmico [14] .................................. 98

Figura 40 – Irradiação global média anual em Portugal

continental ........................................................ 117

Figura 41 – Perfil de consumo de um sistema fotovoltaico 118

Figura 42 – Etapas para a produção de biogás .................... 122

Figura 43 – Sistemas de digestão anaeróbia descontínuos vs

contínuos [19] ................................................... 123

Figura 44 – Principais opções para a utilização/conversão do

biogás [20] ......................................................... 127

Figura 45 – Central termoelétrica convencional vs Cogeração

[4] ...................................................................... 128

Figura 46 – Esquema de cogeração com turbina de gás [4] 129

Figura 47 – Campos de aplicação abrangidos por vários tipos

de turbina [24] .................................................. 132

Figura 48 – Esquema ilustrativo mini-hídrica [26] ............... 134

Figura 49 – Produção bruta de energia elétrica, Portugal, em

2015 [27] ........................................................... 137

Figura 50 – Períodos de medição [29] ................................. 144

xviii|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

Figura 51 – Evolução do preço médio das tarifas de referência

de venda a clientes finais, por nível de tensão,

entre 1990 e 2017 (preços correntes) [30] ...... 152

Figura 52 – Exemplo de fatura de energia elétrica para

empresas ........................................................... 155

Figura 53 – Opções tarifárias para consumidores industriais

de GN [32] ......................................................... 158

Figura 54 – Fases de uma auditoria energética ................... 165

Figura 55 – Etapas de um plano de ação ............................. 171

Figura 56 – Potencial de economia de energia [%] / Tipologia

de medida (A) .................................................... 189

Figura 57 – Potencial de economia de energia [%] / Tipologia

de medida (B) .................................................... 189

Figura 58 – PRI médio por tipologia de medida (A) ............. 190

Figura 59 – PRI médio por tipologia de medida (B) ............. 190

Figura 60 – Medidas implementadas [%] por intervalo de PRI

(A) ...................................................................... 191


(B) ...................................................................... 191

Figura 62 – Potencial de economia de energia [%] / tipologia

de medida (C ) ................................................... 203

Figura 63 – Potencial de economia de energia [%] / tipologia

de medida (D) .................................................... 203

Figura 64 – PRI médio por tipologia de medida (C ) ............ 204

Figura 65 – PRI médio por tipologia de medida (D) ............. 204


(C ) ..................................................................... 205


(D) ...................................................................... 205

ÍNDICE DE QUADROS|xix

ÍNDICE DE QUADROS

Quadro 1 – Sistemas abrangidos pelo Guia Técnico ............... 4

Quadro 2 – Temáticas de gestão de energia abrangidas pelo

Guia ....................................................................... 4

Quadro 3 – Objetivos e metas de eficiência energética e

produção de energia a partir de fontes renováveis

............................................................................. 15

Quadro 4 – Qualidade do serviço das entidades gestoras

(abastecimento) .................................................. 23

Quadro 5 – Qualidade do serviço das entidades gestoras

(saneamento) ...................................................... 25

Quadro 6 – Indicadores de gestão da energia aplicáveis ao

setor das águas .................................................... 41

Quadro 7 – Dados e indicadores de eficiência energética e de

produção própria de energia no âmbito da

regulação da atividade do setor das águas ........ 43

Quadro 8 – Indicadores de eficiência energética no âmbito do

SGCIE ................................................................... 46

Quadro 9 – Interligação ente a Norma ISO 50001:2001 e o

SGCIE - Indicadores de eficiência energética no

âmbito do SGCIE .................................................. 59

Quadro 10 – Processos consumidores de energia, típicos,

existentes nos sistemas de abastecimento de

água ..................................................................... 65

Quadro 11 – Processos consumidores de energia típicos nos

sistemas de saneamento de águas residuais ...... 66

Quadro 12 – Tipos de motores e utilizações por gama de

potência. .............................................................. 70

Quadro 13 – Medidas de eficiência energética (Motores) .... 71

xx|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

Quadro 14 – Tipos de bombas centrífugas e suas

caraterísticas [6] .................................................. 77

Quadro 15 – Medidas de eficiência energética (grupos de

bombagem) ......................................................... 79

Quadro 16 – Medidas de eficiência energética (Iluminação) 84

Quadro 17 – Alternativas à aplicação de ar comprimido ...... 88

Quadro 18 – Medidas de eficiência energética (ar

comprimido) ........................................................ 89

Quadro 19 – Medidas de eficiência energética (Energia

térmica) ............................................................. 100

Quadro 20 – Ponto ótimo de funcionamento dos

combustíveis comuns ........................................ 102

Quadro 21 – Sistemas produtores de energia típicos nos

sistemas de abastecimento de água ................. 115

Quadro 22 – Sistemas produtores de energia típicos nos

sistemas de saneamento de águas residuais .... 116

Quadro 23 – Comparação entre Autoconsumo e Pequena

Produção [18] .................................................... 119

Quadro 24 – Principais modelos de digestor ....................... 124

Quadro 25 - Instrumentos de financiamento de projetos de

eficiência energética no setor das águas em

Portugal ............................................................. 179

Quadro 26 – Dados da captação .......................................... 191

Quadro 27 – Volume elevado na estação de captação ....... 192

Quadro 28 – Medidas identificadas na instalação de captação

........................................................................... 192

Quadro 29 – Dados da estação elevatória 1 ........................ 193

Quadro 30 – Dados da estação elevatória 1 ........................ 194

Quadro 31 – Medidas identificadas na EE1 ......................... 194

Quadro 32 – Dados da estação de elevatória 2 ................... 195

Quadro 33 – Volume elevado na EE2 .................................. 196

ÍNDICE DE QUADROS|xxi

Quadro 34 – Medidas identificadas na EE2 ......................... 196

Quadro 35 – Dados da Estação de Tratamento de Água ..... 198

Quadro 36 – Medidas identificadas na ETA ......................... 199

Quadro 37 – Dados da estação de tratamento de águas

residuais ............................................................ 206

Quadro 38 – Eficiência da ETAR ........................................... 207

Quadro 39 – Medidas identificadas na auditoria energética

(ETAR) ................................................................ 208

xxii|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

LISTA DE ACRÓNIMOS

AA Abastecimento de água

AC Corrente alternada

ADENE Agência para a Energia

AdP Águas de Portugal

Amb3E Associação Portuguesa de Gestão de Resíduos

AQS Água quente sanitária

ARCE Acordos de Racionalização dos Consumos de Energia

ASHRAE American Society of Heating, Refrigerating and Air Conditioning Engineers (Sociedade Americana de Engenheiros de Aquecimento, Refrigeração e Ar Condicionado)

AT Alta Tensão

AVAC Aquecimento, ventilação e ar condicionado

BT Baixa Tensão

BTE Baixa Tensão Especial

BTN Baixa Tensão Normal

CAE Classificação de atividade económica

CEE Consumo específico de energia

CIE Consumidoras intensivas de energia

COP Coeficiente de Performance

CUR Comercializador de Último Recurso

DC Corrente contínua

DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia

Eco.Ap Programa de Eficiência Energética na Administração Pública

EE Estações elevatórias

LISTA DE ACRÓNIMOS|xxiii

EG Entidades gestoras

EI International Efficiency (Eficiência Internacional)

ERP Portugal Associação Gestora de Resíduos de Equipamentos Elétricos e Eletrónicos

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

ESCO Energy Service Companies (ver ESE)

ESE Empresas de Serviços Energéticos (do inglês ESCO)

ETA Estação(ões) de tratamento de água

ETAR Estação(ões) de tratamento de águas residuais

EVO Energy Valuation Organization (Organização para a Avaliação de Energia)

FEADER Fundo Europeu Agrícola de Desenvolvimento Rural

FEAMP Fundo Europeu dos Assuntos Marítimos e das Pescas

FEDER Fundo Europeu de Desenvolvimento Regional

FEE Fundo de Eficiência Energética

FSE Fundo Social Europeu

GEE Gases com efeito de estufa

GPL Gás de petróleo liquefeito

IC Intensidade carbónica

IDE Indicadores de desempenho energético

IE Intensidade energética

IEC International Electrotechnical Commission (Comissão eletrotécnica internacional)

IPMVP International Performance Measurement and Verification Protocol (Protocolo Internacional de Medição e Verificação do Desempenho)

IPQ Instituto Português da Qualidade

xxiv|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

ISO International Organization for Standardization (Organização Internacional para Padronização)

IVA Imposto sobre o Valor Acrescentado

M&V Medição e Verificação

MAT Muito Alta Tensão

MT Média Tensão

MTBF Mean Time Between Failures (Tempo médio entre falhas)

NPSH Net Positive Suction Head (Altura de aspiração positiva da rede)

OLMC Operador Logístico de Mudança de Comercializador

ONN Organismo Nacional de Normalização

PENSAAR Plano Estratégico de Abastecimento de Água e Saneamento de Águas Residuais

PIB Produto Interno Bruto

PNA Plano Nacional de Ambiente

PNAC Plano Nacional para as Alterações Climáticas

PNAEE Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética

PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis

PNUEA Programa Nacional para o Uso Eficiente da Água

PO Plano Operacional

POSEUR Programa Operacional Sustentabilidade e Eficiência no Uso de Recursos

PPEC Plano de Promoção da Eficiência no Consumo de Energia Elétrica

PREn Planos de Racionalização dos Consumos de Energia

PRI Período de retorno do investimento

RASARP Relatório Anual dos Serviços de Águas e Resíduos em Portugal Continental

LISTA DE ACRÓNIMOS|xxv

REEE Resíduos de equipamentos elétricos e eletrónicos

REP Relatórios de execução e progresso

RESP Rede Elétrica de Serviço Público

RMS Root Mean Square (desvio da raiz quadrada média)

RU Resíduos urbanos

SAC Sistemas de Ar Comprimido

SAR Saneamento de águas residuais

SCADA Sistemas de Supervisão e Aquisição de Dados

SGCIE Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia

SGE Sistemas de Gestão de Energia

SI Sistema Internacional

TPF Third Party Financing (financiamento por terceiros)

TRH Tempo de retenção hidráulico

UE União Europeia

UPAC Unidade de Produção para Autoconsumo

US DOE FEMP U.S. Federal Energy Management Program, Department of Energy (Departamento de energia do Programa federal de gestão de energia dos Estados Unidos da América)

UWA Urban Water Agenda 2030 (Agenda Urbana para a Água 2030)

VAB Valor acrescentado bruto

VEV Variadores eletrónicos de velocidade

ENQUADRAMENTO|1

PARTE 1 - ENQUADRAMENTO

OBJETIVOS E ÂMBITO DO GUIA|3

1. OBJETIVOS E ÂMBITO DO GUIA

O presente Guia Técnico pretende ser um contributo importante para a boa gestão energética no setor das águas. Para o efeito, inclui medidas, recomendações, metodologias de diagnóstico e monitorização, entre outros aspetos relevantes, para uma gestão energética sustentável.

Este guia aplica-se aos sistemas de elevação e infraestruturas de tratamento de água e de águas residuais, abrangendo as seguintes tipologias de serviços/sistemas:

Serviços de abastecimento de água às populações, incluindo captação, tratamento e distribuição de água;

Serviços de saneamento de águas residuais urbanas, abrangendo recolha, transporte e tratamento das águas residuais, bem como a sua descarga no meio recetor.

Estes serviços são classificados em alta e em baixa, segundo o critério estabelecido no Quadro 1, em função das atividades realizadas pelas entidades gestoras (EG), correspondendo, respetivamente, às atividades “grossista” e “retalhista” do setor das águas.

4|USO EFICIENTE DE ENERGIA NOS SERVIÇOS DE ÁGUAS

Quadro 1 – Sistemas abrangidos pelo Guia Técnico

Sistemas de abastecimento de água

em Alta Componentes relativos à captação, tratamento e adução, incluindo elevação e eventual armazenamento

em Baixa

Componentes relativos à captação, tratamento, redes de distribuição de água, ramais de ligação e eventual armazenamento a montante da rede

Sistemas de saneamento de águas residuais urbanas

em Baixa

Componentes relativas às redes de coletores de águas residuais, com os ramais de ligação correspondentes, e as estações elevatórias inerentes a estas redes

em Alta

Componentes relativas ao transporte por intercetor e/ou emissário, incluindo elevação, tratamento e descarga de águas residuais e tratamento de lamas

Fonte: PENSAAR 2020

No que se refere ao alcance das medidas de sustentabilidade energética, o guia aborda, por um lado, as temáticas da gestão dos recursos energéticos e hídricos (tendo em conta o Nexus Água-Energia) e, por outro, a produção própria de energia, designadamente, através do recurso a fontes renováveis, tal como apresentado no Quadro 2.

Quadro 2 – Temáticas de gestão de energia abrangidas pelo Guia

Temática Sub-temática

Eficiência energética Gestão de recursos energéticos

Gestão dos recursos hídricos (Nexus Água-Energia)

Produção própria de energia

Utilização de fontes de energia renovável para autoconsumo

Utilização de fontes de energia renovável para venda à rede

COMO UTILIZAR ESTE GUIA|5

2. COMO UTILIZAR ESTE GUIA

Este guia deverá ser utilizado como uma ferramenta preliminar para conhecer, globalmente, a forma como o setor das águas utiliza energia e onde ocorrem os principais desperdícios. O foco deste documento centra-se na identificação das oportunidades, mais frequentes e genéricas, de melhoria da eficiência energética e da redução de consumos energéticos do setor, e na proposta de soluções que minimizem estes consumos e ineficiências.

Este guia está dividido em cinco Partes e Anexos:

Na Parte 1 é apresentado um enquadramento geral da utilização de energia no setor das águas;

Na Parte 2 são apresentados os grandes números deste setor, do ponto de vista energético, ambiental e económico;

Na Parte 3 são exploradas soluções de boas práticas de consumo, produção e de gestão de energia no setor;

Na Parte 4 é efetuado um levantamento de ferramentas de gestão de energia disponíveis e de instrumentos de apoio às medidas de eficiência energética de produção própria, passíveis de serem implementadas pelo setor;

Na parte 5 são apresentados alguns casos de estudo de boas práticas de gestão de energia e de aplicação de medidas de eficiência energética, implementadas em infraestruturas do setor.

De forma a que este guia se possa constituir como uma ferramenta de utilização e consulta prática, optou-se por colocar em anexo alguns conteúdos particulares – como exercícios práticos, informações específicas e conceitos que exigem uma explicação mais detalhada – permitindo um estudo mais aprofundado dos temas respetivos, quando necessário.

IMPORTÂNCIA DA GESTÃO DA ENERGIA PARA O SETOR DAS ÁGUAS|7

3. IMPORTÂNCIA DA GESTÃO DA ENERGIA PARA O SETOR DAS ÁGUAS

De acordo com a Agência Internacional da Energia (AIE), o setor das águas é responsável por 4 % do consumo mundial de eletricidade (consumo equivalente ao da Rússia), devendo este valor duplicar até 2040. Ainda de acordo com a referida Agência, os custos com a energia elétrica no setor das águas correspondem a 30 % a 50 % dos custos totais suportados pelas entidades municipais, a nível mundial.

Em Portugal, o setor das águas é responsável por um consumo de energia elétrica superior a 1000 GWh/ano, valor correspondente a mais de 2 % do consumo total de energia elétrica. A este consumo está associada a emissão de mais de 470 mil toneladas de CO2.

O Grupo Águas de Portugal (AdP), por ser responsável pelos serviços de abastecimento de água e de saneamento de águas residuais, em alta, de cerca de 4/5 da população portuguesa, é um dos cinco principais consumidores empresariais de eletricidade do País. O setor das águas, a nível nacional, encontra-se entre os principais setores de atividade, consumidores de energia, registados no Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia (SGCIE).


Figura 1 – Energia no setor das águas – grandes números

Atualmente já existem soluções para reduzir o consumo de energia em todas as fases do ciclo urbano da água, desde a produção e distribuição até à elevação e tratamento de águas residuais. O ciclo urbano da água não só pode tornar-se mais eficiente, como também poderá ser uma fonte de energia, tal como é ilustrado na Figura 2.

Fonte: Danfoss – Adaptado de Turning energy efficiency into the world’s energy, 2017

Figura 2 – Potencial de eficiência energética no setor das águas

Os benefícios de uma gestão sustentável da energia pelas entidades do setor das águas são diversos, apresentando-se em seguida os mais relevantes:

Aumento da sustentabilidade financeira

4%

• Peso do setor das águas no consumo de eletricidade no Planeta.

30% a 50%

• Peso dos custos de energia elétrica no setor das águas nos custos energéticos totais suportados pelos municípios, a nível mundial.

50% a 60%

• Peso dos custos de energia elétrica nos custos operacionais, excluindo salários e amortizações, do setor das águas, em alta, em Portugal.

470 mil t

• Estimativa das emissões anuais de CO2

em Portugal, associadas ao setor das águas.

Captação Distribuição Elevação Tratamento Produção de

Energia

Aumento da

Produção

Energética:

20-60%

Ne

utra

lida

de E

ne

rgé

tica

Redução

Energética:

25%-60%

Redução

Energética:

5-25 (50)%

Redução Energética:

20%-40% Fugas:

30%-40%

Redução

Energética:

20%-45%


Em termos económico-financeiros, e de acordo com a avaliação da Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos (ERSAR) no Relatório Anual dos Serviços de Águas e Resíduos em Portugal (RASARP 2016), o setor das águas apresenta algumas debilidades. As entidades gestoras dos serviços de abastecimento de água de titularidade municipal, que operam em gestão direta, e a globalidade das entidades gestoras dos serviços de saneamento de águas residuais, registaram resultados negativos nos últimos anos.

Genericamente, os custos com energia representam uma fatia superior a 50 % dos custos totais operacionais dos sistemas em alta, excluindo custos com pessoal e amortizações.

A resolução do problema dos desequilíbrios financeiros do setor requer a adoção de medidas de aumento da eficiência energética e redução de consumo, uma vez que na última década os custos com a energia em Portugal aumentaram significativamente. O gráfico da Figura 3 apresenta o valor médio anual do custo da energia (Electricidade e Gás Natural), para o setor industrial.1

1 Para a electricidade o valor do kWh tomado como referência pertence a um consumidor da banda IC (500 MWh < consumo < 2000 MWh). Para o gás natural o valor do GJ tomado como referência pertence a um consumidor da banda I3 (10000 GJ < consumo < 100000 GJ).


Fonte: DGEG

Figura 3 – Valor médio anual do custo da energia (Electricidade e Gás Natural), para o setor industrial

Cumprimento de objetivos e metas definidos para o setor

Os dados da qualidade dos serviços do setor das águas apontam para um grande potencial de melhoria em matéria de eficiência e de produção energética própria. A ERSAR, responsável pela avaliação do desempenho de entidades gestoras do setor das águas, incluindo o nível de perdas reais de água e a eficiência energética de instalações elevatórias, tem identificado ineficiências significativas. Tais constatações motivaram a introdução de novos indicadores, objetivos e medidas no Plano Estratégico de Abastecimento de Água e Saneamento de Águas Residuais (PENSAAR 2020) e no Plano Nacional de Ambiente (PNA 2016), dirigidos às entidades gestoras, que terão impacto no seu trabalho futuro, gerando novos desafios e oportunidades.

O referido plano estratégico estabelece objetivos operacionais para o setor das águas, de entre os quais se destacam a implementação de planos de eficiência energética e a otimização dos custos de exploração, designadamente, através da redução do consumo de energia nos sistemas.


Oportunidade para melhorar a eficiência hídrica

Em Portugal, os serviços de abastecimento de água às populações registam perdas reais de água e volumes de água não faturada superiores a 20 % e 30 % do total de água captada, respetivamente.

Com particular relevância a este nível, destacam-se as metas definidas no PENSAAR 2020 de redução da água não faturada. Estima-se que uma redução de 10 % da água não faturada poderá gerar poupanças anuais da ordem de 72 M€.

Adicionalmente, calcula-se que cerca de 15 % dos custos com energia no setor das águas não sejam recuperados, em virtude destas perdas hídricas.

Os consumos de energia no setor das águas são agravados pela existência destas ineficiências ao nível hídrico, designadamente, associadas às perdas de água e à ausência de estratégias de reutilização da água de processo.

O Nexus Água-Energia (na vertente Energia para a Água, ilustrada na Figura 4) é um conceito da maior relevância no contexto da promoção da eficiência energética do setor das águas.


Fonte: PNUEA

Figura 4 – Nexus Água-Energia – Relação biunívoca

A atuação ao nível do Nexus Água-Energia com a diminuição de ineficiências hídricas (redução de perdas físicas de água) contribuirá para a redução dos consumos energéticos, encargos financeiros e custos ambientais.

Recentemente, tem sido muito significativo o destaque e alavancagem, comunitária e internacional, dados à eficiência hídrica e ao Nexus Água-Energia. Destacam-se as iniciativas da Comissão Europeia: Plano de ação da UE para a economia circular – Fechar o Ciclo (2015), que reforça a aposta na reutilização das águas residuais tratadas (incluindo diretrizes e financiamento), e a Urban Water Agenda 2030 (UWA).

Atualmente em fase de preparação e adesão das cidades a nível europeu, a UWA estabelece objetivos ambiciosos para 2030, dirigidos às cidades, relativos aos desafios da água, como a eficiência energética do ciclo urbano da água, envolvendo, necessariamente, as entidades gestoras do setor das águas.

O Programa Nacional para o Uso Eficiente da Água 2012-2020 (PNUEA), com aplicação ao nível do transporte, distribuição e utilização da água nos setores urbano, agrícola e industrial, estabelece como objetivo estratégico para o setor urbano a redução


das perdas de água nos sistemas de abastecimento. Para o efeito, prevê um conjunto de objetivos específicos, incluindo o aumento da capacitação técnica dos gestores e operadores dos sistemas de abastecimento, a melhoria do conhecimento do nível de ineficiência dos sistemas públicos de abastecimento, bem como a redução ao mínimo do uso da água potável em atividades que possam ter o mesmo desempenho com águas de qualidade alternativa e de outras origens, promovendo a utilização de água da chuva e a eventual utilização de águas residuais tratadas. O PNUEA estabelece uma meta de 20 % em 2020 para as ineficiências no uso da água pelo setor urbano. A redução dos consumos de energia é identificada como um benefício indireto a alcançar através das medidas previstas neste programa.

No diagnóstico da situação atual realizado no âmbito do PENSAAR 2020, a existência de volumes de água não faturada ainda bastante elevados foi identificada como um dos constrangimentos mais importantes no setor das águas. Neste contexto, o PENSAAR 2020 identifica como um dos objetivos estratégicos para o setor das águas a Otimização e Gestão Eficiente dos Recursos e estabelece como objetivos específicos a redução de perdas de água e a alocação e uso eficiente de recursos hídricos.

Contributo para a estratégia de energia e clima

O setor das águas é responsável por 2 % do consumo elétrico nacional. Esse consumo dá origem a 470 mil toneladas de emissões de CO2

2, valor correspondente a cerca de 1 % do total nacional de emissões de CO2

3.

A estreita ligação entre os objetivos clima e energia, expressa no pacote energia-clima 2020, foi reforçada com os objetivos clima e energia aprovados ao nível da União Europeia para 2030.

Neste quadro, Portugal assumiu metas e objetivos exigentes em matéria de energias renováveis e eficiência energética.

2 Estimativa baseada num fator de emissão de 0,47 t/kWh aplicado aos 1000 GWh/ano

consumidos no setor das águas, referidos no RASARP 2015, Dados de 2014. 3 Inventário Nacional de Gases com Efeito de Estufa, 1990 – 2015, Agência Portuguesa do Ambiente, Amadora, maio, 2017.


Ao nível nacional, estes objetivos, bem como os programas de ação para o respetivo cumprimento, encontram-se vertidos no Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética/Estratégia para a Eficiência Energética (PNAEE 2016) e Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis/Estratégia para as Energias Renováveis (PNAER 2020).

Em outubro de 2014, os Estados Membros da UE adotaram novos objetivos em matéria de clima e energia para 2030 [1], designadamente, a redução de 40 % das emissões de gases com efeito de estufa em relação aos níveis registados em 1990, bem como quotas mínimas para as energias renováveis e aumento mínimo da eficiência energética. A UE está empenhada em reduzir as suas emissões de gases com efeito de estufa entre 80 % a 95 % em relação aos níveis de 1990 até 2050.

No Quadro 3 sintetizam-se os atuais objetivos e metas nacionais e da União Europeia relativos a eficiência energética e produção de energia a partir de fontes renováveis.


Quadro 3 – Objetivos e metas de eficiência energética e produção de energia a partir de fontes renováveis

A estratégia nacional e da União Europeia para as questões de energia e clima reflete uma forte aposta de curto, médio e longo prazo, em medidas de eficiência energética e de reforço da integração de energia proveniente de fontes renováveis.

Neste enquadramento, para além dos benefícios diretos para o setor, a gestão sustentável da energia no setor das águas, assente em consumos otimizados e na produção energética própria a partir de fontes renováveis, contribui para a prossecução dos objetivos específicos estabelecidos para a Administração Pública, bem como para os objetivos e metas nacionais globais.

4 Assumindo os objetivos estabelecidos na Coligação para o Crescimento Verde (CCV) que considera dois modelos de desenvolvimento contrastantes a nível económico (crescimento do PIB de 3%/ano e 1%/ano, respetivamente) e social (taxas de crescimento positivo e negativo da população, respetivamente).

Temática Instrumento Ano Objetivos e Metas

Energia de fontes renováveis

PNAER 2020 2020 31 % do consumo final bruto de energia proveniente de fontes renováveis

Conclusões do Conselho Europeu de outubro 2014

2030 Pelo menos 27 % de energia renovável na UE

Eficiência energética

PNAEE 2016 2020

Redução de 25 % no consumo de energia primária

Redução de 30 % no consumo de energia na Administração Pública

Conclusões do Conselho Europeu de outubro 2014

2030

Aumento da eficiência energética de pelo menos 27 %, a ser revisto até 2020 com o potencial de aumentar o objetivo para 30 % até 2030

Redução das emissões de Gases com Efeito de Estufa

PNAC 2030 Redução das emissões totais em 40 % - 30 % 4 , relativamente ao ano de 2005

UTILIZAÇÃO DA ENERGIA NO SETOR DAS ÁGUAS|17

PARTE 2 - UTILIZAÇÃO DE ENERGIA NO SETOR DAS ÁGUAS

CONSUMO DE ENERGIA NO SETOR DAS ÁGUAS|19

1. CONSUMO DE ENERGIA NO SETOR DAS ÁGUAS

1.1. Consumo de energia na globalidade do setor

De acordo com os dados da ERSAR relativos ao período de 2011 a 2015, que refletem a informação das entidades que responderam ao dado de consumo de energia, o consumo anual de energia associado ao setor das águas (abastecimento de água e saneamento de águas residuais) variou entre 925 GWh e 1016 GWh, como se pode observar na Figura 5.

Fonte: ERSAR, Dados RASARP 2016

Figura 5 – Consumo de energia no setor das águas em Portugal continental

A fatia mais importante do consumo de energia no setor das águas é referente ao abastecimento de água. Em 2015, 62 % do consumo total de energia resultou da atividade deste subsetor, tal como se conclui da análise da Figura 6.



Figura 6 – Repartição do consumo de energia no setor das águas em Portugal continental

1.2. Consumo de energia no setor do abastecimento de água

No subsetor do abastecimento de água, o consumo anual de energia sofreu um aumento gradual de 591 GWh para 634 GWh, no período de 2011 a 2015.

Verifica-se que o bombeamento5 tem um peso muito significativo no consumo global deste subsetor, como é ilustrado na Figura 7.

5 Os dados relativos a consumos energéticos associados ao bombeamento, recolhidos no âmbito da atividade de regulação da ERSAR, não contabilizam a energia reportada cujo fator de uniformização tem pouca fiabilidade e a correspondente a uma eficiência energética fora da gama aceitável.

62%

38%

AA AR



Figura 7 – Consumo de energia no subsetor do abastecimento de água 6 7

A evolução do valor médio do consumo de energia por volume de água entrada nos sistemas8 de abastecimento de água, no período entre 2011 e 2015, é apresentada na Figura 8, na qual se verifica um decréscimo significativo de 2014 para 2015, com especial relevância nos sistemas em alta.

6 Taxa de resposta para Consumo de Energia: 2011 - 97%; 2012 - 99%; 2013 - 100%; 2014 -

100%; 2015 - 99%. 7 Taxa de resposta para Consumo de Energia para bombeamento: 100%. Não contabiliza a

energia reportada cujo fator de uniformização tem pouca fiabilidade e a correspondente a uma eficiência energética fora da gama aceitável. 8 O volume de água entrada no sistema inclui a água captada e toda a água importada, bruta e tratada.

0

100

200

300

400

500

600

700

2011 2012 2013 2014 2015

GW

h

Consumo de energia total

Consumo de energia para bombeamento


Fonte: ERSAR, RASARP 2016

Figura 8 – Consumo de energia por volume de água entrada no sistema

No âmbito da atividade de regulação das entidades gestoras do setor das águas, a ERSAR avalia o nível de utilização dos recursos energéticos pelas entidades gestoras. Para o efeito, utiliza o indicador “Eficiência energética das instalações elevatórias” que corresponde ao consumo de energia médio normalizado de instalações elevatórias.

Em Portugal continental, a eficiência energética das instalações elevatórias para o subsetor do abastecimento de água em baixa tem-se situado numa gama de valores que corresponde a uma qualidade de serviço mediana, indiciando um potencial de melhoria com a adoção de metodologias operacionais e de monitorização que permitam uma gestão mais racional da energia.

Para o serviço de abastecimento de água em alta, o referido indicador tem revelado uma qualidade do serviço boa, embora próxima da qualidade mediana. Não se regista evolução positiva do indicador ao longo do tempo. Os valores destes indicadores podem ser observados no Quadro 4 e na Figura 9. Foram excluídas todas as EE em que a energia reportada corresponde a um fator de uniformização com pouca fiabilidade, ou em que se verifique uma eficiência energética fora da gama aceitável.

0,65

0,32

0,66

0,35

0,66

0,34

0,68

0,36

0,55

0,33

Alta Baixa

kWh

/m3

2011

2012

2013

2014

2015


Quadro 4 – Qualidade do serviço das entidades gestoras (abastecimento)

Qualidade de Serviço de Abastecimento (n.º entidades gestoras)

Boa Mediana Insatisfatória Não Respondeu

Baixa 15 46 98 74

Alta 4 3 2 0



Figura 9 – Evolução histórica da eficiência energética das instalações elevatórias, sistemas de abastecimento de água

1.3. Consumo de energia no setor de saneamento de águas residuais

Entre 2011 e 2015, o consumo anual de energia associado ao saneamento de águas residuais aumentou de 334 GWh para 382 GWh. A importância do bombeamento no consumo global tem menor peso no consumo global que no subsetor do abastecimento9, como se pode verificar na Figura 10.

9 A ERSAR não dispõe de dados relativos aos consumos energéticos associados ao tratamento

(quer de água quer de água residual). Contudo, esses consumos deverão aproximar-se da diferença entre o consumo total e o consumo com o bombeamento.

0



Figura 10 – Consumo de energia no subsetor do saneamento de águas residuais 10

11

A evolução do valor médio do consumo de energia por volume de águas residuais tratadas nos sistemas12 de saneamento, no período entre 2011 e 2015 é apresentada na Figura 11.

Não se identifica uma tendência ao longo do período em análise, registando-se uma flutuação dos valores, tanto nos sistemas em alta como nos sistemas em baixa.

10 Taxa de resposta para Consumo de energia: 2011 - 96%; 2012 - 99%; 2013 - 99%; 2014 -

99%; 2015 - 98%. 11 Taxa de resposta para Consumo de energia para bombeamento: 100%. Não contabiliza a

energia reportada cujo fator de uniformização tem pouca fiabilidade e a correspondente a uma eficiência energética fora da gama aceitável. 12 O volume de água tratada no sistema inclui a água residual recolhida.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2011 2012 2013 2014 2015

GW

h

Consumo de energia Consumo de energia para bombeamento



Figura 11 – Consumo de energia por volume de água residual tratada

Em Portugal continental, a eficiência energética das instalações elevatórias para o subsetor do saneamento de águas residuais em baixa e em alta tem-se situado numa gama de valores que corresponde a uma qualidade de serviço mediana 13 , indiciando potencial de melhoria com a adoção de metodologias operacionais e de monitorização que permitam uma gestão mais racional da energia. Tem-se registado uma evolução negativa do indicador ao longo do tempo, que muito se deve ao aumento de fiabilidade dos dados das estações elevatórias, como se pode observar no Quadro 5 e na Figura 12.

Quadro 5 – Qualidade do serviço das entidades gestoras (saneamento)

Qualidade de Serviço de Saneamento (n.º entidades gestoras)

Boa Mediana Insatisfatória Não Respondeu

Baixa 12 16 61 129

Alta 0 4 4 0


13 Foram excluídas desta análise as estações elevatórias com dados pouco fiáveis.

0,54

0,28

0,58

0,29

0,49

0,23

0,48

0,23

0,56

0,25

Alta Baixa

kWh

/m3

2011

2012

2013

2014

2015



Figura 12 – Evolução histórica da eficiência energética das instalações elevatórias, sistemas de saneamento de água residual

O SGCIE, regulado pelo Decreto-Lei n.º 71/2008, de 15 de abril, tem como objetivo promover a eficiência energética e monitorizar os consumos energéticos das instalações consumidoras intensivas de energia (CIE).

O SGCIE aplica-se às instalações consumidoras intensivas de energia com consumo anual igual ou superior a 500 tep (tonelada equivalente de petróleo), com algumas exceções14.

Para o efeito, prevê que as instalações CIE realizem, periodicamente, auditorias energéticas e promovam o aumento da eficiência energética, incluindo a utilização de fontes de energia renováveis. Prevê, ainda, a elaboração e a respetiva execução de Planos de Racionalização dos Consumos de Energia (PREn), estabelecendo Acordos de Racionalização (ARCE) desses consumos com a Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), que contemplem objetivos mínimos de eficiência energética, associando

14 As exceções são: instalações de cogeração juridicamente autónomas; empresas de

transportes e empresas com frotas próprias consumidoras intensivas de energia; edifícios abrangidos pelos Decreto-Lei n.º 78/2006, 79/2006 e, exceto quando integrados na área de uma instalação industrial consumidora intensiva, instalações CIE sujeitas ao PNALE (Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão de CO2).

0

0


ao seu cumprimento a obtenção de incentivos pelos operadores (entidades que exploram as instalações CIE).

No gráfico da Figura 13 é apresentado o número de registos no SGCIE por tipologia de atividade económica, em outubro de 2016. Verifica-se um predomínio de instalações do setor industrial. Contudo, as instalações do setor das águas representam uma importante fatia (11 %) do universo de entidades registadas no SGCIE.

Figura 13 – Número de instalações registadas no SGCIE em outubro de 2016

159

135

9482

48 4841

28

Ind. alimentar Ind. têxtil Fab. produtosminerais não

metálicos

Ind. borrachae matériasplásticas

Ind. Automóvel Fab. produtosmetálicos

Abastecimentode água

Saneamentode águasresiduais

PRODUÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA (BENCHMARKING)|29

2. PRODUÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA NO SETOR DAS ÁGUAS

2.1. Globalidade do setor

De acordo com os dados da ERSAR, referentes a Portugal continental, no período de 2011 a 2015, a produção própria de energia na globalidade do setor das águas aumentou de 23 GWh para 35 GWh.

Conforme se pode verificar na Figura 14, a produção própria de energia tem um peso reduzido quando comparada com o consumo de energia do setor.


Figura 14 – Produção própria de energia no setor das águas

A produção de energia concentra-se num reduzido número de entidades gestoras. Em 2015, apenas 18 % das entidades gestoras do setor das águas reportaram produzir energia.

A fatia mais importante da energia produzida nas instalações do setor das águas é resultante de instalações de saneamento de águas residuais. Em 2015, 79 % da produção total de energia resultou da atividade deste subsetor.

23 24 35 35 35

926 944 962 984 1.016

2011 2012 2013 2014 2015

GW

h

Produção própria de energia Consumo de energia



Figura 15 – Repartição da produção de energia no setor das águas em Portugal continental

2.2. Abastecimento de água

A produção própria de energia no subsetor do abastecimento de água em Portugal continental tem um peso muito reduzido quando comparada com o consumo de energia do subsetor. Os valores têm variado bastante, não se registando qualquer tendência clara para incremento ou decréscimo ao longo do período de análise.

21%

79%

AA AR

PRODUÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA (BENCHMARKING)|31


Figura 16 – Produção própria de energia no subsetor do abastecimento de água

Em 2015, 21 % das entidades gestoras do subsetor de abastecimento de água reportaram produção própria de energia.

2.3. Saneamento de águas residuais

No subsetor do saneamento de águas residuais em Portugal continental, verifica-se uma tendência consistente para o crescimento da produção própria de energia ao longo do período em análise.

10 6 12 11 7

592 608 610 602634

2011 2012 2013 2014 2015

GW

h




Figura 17 – Produção própria de energia no subsetor do saneamento de águas residuais

Em 2015, 15 % das entidades gestoras do subsetor de saneamento de águas residuais reportaram produção própria de energia.

13 18 22 23 27

334 335352

382 382

2011 2012 2013 2014 2015

GW

h


CONSUMOS TÍPICOS DE ENERGIA (BENCHMARKING)|33

3. CONSUMOS TÍPICOS DE ENERGIA (BENCHMARKING)No presente capítulo é apresentada

uma caraterização genérica dos consumos típicos de energia, globais e por processo, associados aos subsetores de abastecimento de água e de saneamento de águas residuais, baseada num estudo de benchmarking internacional desenvolvido pela Agência Internacional da Energia15.

Esta informação de referência permite aos gestores e técnicos das entidades gestoras dispor de uma base de comparação para a avaliação dos desempenhos dos respetivos sistemas de abastecimento ou saneamento e de um ponto de partida para a implementação de programas de redução de consumos e de eficiência energética.

3.1. Consumos típicos de energia nos sistemas de abastecimento de água

A quantidade de energia necessária para o abastecimento de água doce a partir de fontes de águas superficiais e subterrâneas ou através de dessalinização, e para o seu transporte e distribuição é influenciada por um conjunto de fatores tais como topografia, distância, perda de água e ineficiências, bem como o nível de tratamento necessário. Na Figura 18 são apresentadas gamas típicas para consumos específicos referentes a processos associados ao abastecimento de água.

A dessalinização é o processo com consumos de energia tipicamente mais elevados.

15 Water-energy nexus – International Energy Agency, 2016


Fonte: Internationaly Energy Agency, 2016

Figura 18 – Gamas típicas de consumo de energia em diversos processos associados ao abastecimento de água a fonte de energia representada a roxo é o petróleo, a azul é a eletricidade).

Captação de água subterrânea

Captação de água superficial

Tratamento de água subterrânea

Tratamento de água superficial

Reutil ização direta de água potável

Osmose inversa (água do mar)

Destilação multi-etapas (flash)

Destilação multi-efeito

Osmose inversa (água salobra)

Distribuição de água

0,001

kW/m3

Des

salin

izaç

ãoC

apta

ção

e

trat

amen

to

1001010,10,01

kWh/m3


3.1.1. Captação e transporte

A quantidade de energia necessária depende do tipo de origem - o bombeamento das águas subterrâneas é aproximadamente sete vezes mais intensivo em energia que o de águas superficiais - e da distância e desnível geométrico até à instalação de armazenamento ou de tratamento.

3.1.2. Tratamento de água (incluindo elevação)

No processo de tratamento de água, a energia é usada para bombear e tratar a água com vista ao cumprimento dos requisitos legais aplicáveis à qualidade da água para consumo. Estima-se que o bombeamento represente 80-85% do consumo total de energia neste processo.

As necessidades de energia para o tratamento de águas subterrâneas são, em regra, muito menores que as associadas ao tratamento de águas superficiais, em resultado do nível de contaminação ser normalmente mais baixo.

3.1.3. Distribuição de água

O bombeamento de água desde a estação de tratamento, através da rede de distribuição, até ao consumidor final é responsável pelo dispêndio de uma grande quantidade de energia, a qual varia dependendo das mudanças de elevação e dos requisitos de caudal e pressão.

Neste processo ocorrem perdas de água significativas por ruturas na rede ou por uso ilícito de água. Segundo a Agência Internacional de Energia, as perdas de água nos sistemas de distribuição estimam-se em 12 % nos Estados Unidos, 19 % na China, 24 % na União Europeia e 48 % na Índia.

Se todos os países reduzissem as perdas de água para 6 % (nível observado nos países mais desenvolvidos, tais como a Dinamarca e o Japão), a poupança de energia seria suficiente para abastecer de eletricidade um país com 40 milhões de habitantes.


3.2. Consumos típicos de energia nos sistemas de saneamento de águas residuais

O tratamento de águas residuais é, nos países desenvolvidos, o maior consumidor de energia no setor de água. Como tal, as necessidades de energia para o tratamento de águas residuais podem ser muito importantes a nível local. Na Figura 19 apresentam-se gamas típicas de consumos específicos de energia para as principais etapas dos sistemas de saneamento de águas residuais.


Figura 19 – Gamas típicas de consumo de energia em diversos processos associados ao saneamento de águas residuais

A distribuição dos consumos típicos de energia numa ETAR é representada na Figura 20.

Bombeamento

Tratamento primário

Tratamento secundário

Tratamento e lamas

Tratamento terciário

Transferência de água

0,001

kW/m3

1000,01 0,1 1 10

Transporte de água

Tratamento de lamas



Figura 20 – Consumos típicos de energia numa ETAR

O consumo de energia num sistema de saneamento de águas residuais é influenciado por cinco fatores principais:

Volume de águas residuais recolhidas e tratadas

Nível de infiltração de águas subterrâneas e de precipitação no sistema de saneamento

Nível de contaminação

Nível de tratamento

Eficiência energética das operações.

Os inputs de água nas Estações de Tratamento de Águas Residuais (ETAR) não correspondem somente a águas residuais, mas, também, a águas pluviais e até à infiltração de águas subterrâneas nos coletores. Por exemplo, na Alemanha, as águas residuais, entendidas no sentido estrito, representam apenas 50 % da água residual tratada em ETAR. Reduzir o fluxo de água que não necessita de tratamento é uma forma de reduzir significativamente o consumo de energia.

CUSTOS ENERGÉTICOS E RETORNO DO INVESTIMENTO|39

4. CUSTOS ENERGÉTICOS E RETORNO DO INVESTIMENTO

Os custos energéticos representam uma parcela muito importante dos custos totais operacionais das entidades do setor das águas.

A otimização dos consumos energéticos e a produção própria de energia proveniente de fontes renováveis no setor das águas constituem, pois, desígnios prementes para redução do défice tarifário, para a sustentabilidade financeira do setor e, com isso, para a diminuição do peso do setor na despesa pública.

Com efeito, a incorporação de práticas de eficiência energética nos sistemas e infraestruturas de abastecimento de água às populações e de saneamento de águas residuais urbanas pode conduzir a reduções de custos importantes, com períodos de retorno do investimento bastante curtos, designadamente, de 3 anos, em média.

Analisando o caso concreto dos dados recolhidos no universo do SGCIE 16 relativos às medidas com maior implementação dos planos de racionalização de consumos energéticos para o setor das águas, o período de retorno do investimento é, em média, de 2,6 anos para o subsetor do abastecimento de água e 4,5 para o subsetor do saneamento de águas residuais, como se sumariza na

Figura 21.

Figura 21 – Períodos de retorno típicos

16 ADENE, SGCIE AdP - Medidas e resultados, VII Jornadas de Engenharia do Grupo AdP, Lisboa, outubro 2016.

Período de retorno do investimento (PRI) de medidas de eficiência energética no setor das águas

38% das medidas identificadas tem um PRI inferior a 1 ano

64% das medidas identificadas tem um PRI inferior a 3 anos

34% do potencial de redução provém de medidas com PRI

inferior a 1 ano

INDICADORES DE GESTÃO DE ENERGIA|41

5. INDICADORES DE GESTÃO DE ENERGIAIndicadores de gestão de energia

aplicáveis ao setor das águas

Neste capítulo são propostos alguns indicadores que permitem perceber convenientemente a ligação direta entre o consumo de água e o consumo de energia. Em todos os serviços do setor das águas, tanto no abastecimento de água, como no saneamento das águas residuais, o consumo energético tem um custo significativo. Um dos objetivos de boa gestão do setor prende-se com o fornecimento de serviços de qualidade, com o mínimo custo possível, reduzindo ao máximo as ineficiências passíveis de serem reduzidas. Para que isso seja possível, é necessário que os gestores de energia do setor conheçam de que forma é que a sua instalação utiliza energia e identifiquem quais os processos ineficientes. A utilização de indicadores de gestão de energia permite que este conhecimento possa ser sistematizado e utilizado de forma expedita, para a tomada de ações preventivas e corretivas, com vista ao aumento de eficiência energética e hídrica e à redução dos consumos de energia e de água no setor.

O Quadro 6 identifica alguns indicadores úteis para os gestores de energia do setor.

Quadro 6 – Indicadores de gestão da energia aplicáveis ao setor das águas

Indicador

Como é apurado Observações

Custos de energia elétrica (%)

Percentagem de custos correntes correspondentes a energia elétrica.

Fornece informação sobre o peso relativo destes custos nos custos correntes da entidade gestora.

Consumo de energia reativa (%)

Percentagem que a fatura de energia reativa representa na fatura global de energia elétrica.

A energia reativa não produz trabalho, mas é necessária ao funcionamento dos equipamentos elétricos.


Indicador

Como é apurado Observações

Recuperação de energia (%)

Percentagem do consumo total de energia elétrica que é recuperada pelo uso de turbinas ou por bombas de eixo reversível.

É relevante quando existem escoamentos gravíticos com excedentes de energia significativos que possam ser recuperados.

Horas de autoconsumo (h)

Somatório do número de horas de autoconsumo.

Para as instalações com capacidade de geração de energia.

Consumo específico de energia por volume de água captada (expresso em kWh/m3 de água captada)

Quociente entre a quantidade de energia consumida e o volume de água captada.

Estes indicadores permitem avaliar os efeitos de medidas tomadas no âmbito de programas de controlo de perdas ou de uso eficiente da água. Variantes:

Consumo específico em hora de ponta, cheia, vazio e super-vazio:

Consumo específico ao fim de semana e dias de semana;

Consumo específico sazonal.

Consumo específico de energia por volume de água faturada (expresso em kWh/m3 de água faturada)

Quociente entre a quantidade de energia consumida e o volume de água faturada.

Consumo específico de energia por volume de água tratada (expresso em kWh/m3 de água tratada)

Quociente entre a quantidade de energia consumida e o volume de água tratada.

Consumo específico de energia por operação unitária (kWh/m3)

Quociente entre a quantidade de energia consumida por uma determinada operação unitária e volume de água que passa na mesma.

Implica existência de contadores de energia e caudalímetros por operação unitária que se pretende monitorizar.

Qualquer destes indicadores pode ter diferentes variantes (e.g. energia de origem fóssil, energia renovável, período tarifário), para melhor avaliação do impacto das medidas de gestão de energia. Os dados históricos provenientes da compilação dos indicadores


escolhidos são uma ferramenta importante para as organizações poderem avaliar o seu desempenho, de forma cronológica.

Quando se comparam entidades ou instalações utilizando os mesmos indicadores, torna-se necessário a adoção de fatores de uniformização de forma a eliminar ou atenuar a influência de uma multiplicidade de diferentes fatores contextuais (equipamentos, localização geográfica, orografia, atividades industriais ou agrícolas nas proximidades, etc.).

5.2. Indicadores no âmbito da regulação da atividade

As entidades gestoras de sistemas de abastecimento de água (AA) e de saneamento de águas residuais (SAR) reportam anualmente à ERSAR os dados de base necessários ao cálculo de indicadores de eficiência energética e de produção própria de energia. No Quadro 7 seguinte apresentam-se os indicadores de eficiência energética provenientes da regulação da atividade do setor das águas.

Quadro 7 – Dados e indicadores de eficiência energética e de produção própria de energia no âmbito da regulação da atividade do setor das águas

Dados

O que avalia

Como é apurado?

Consumo de energia (kWh/ano)

A energia consumida pela entidade gestora para a operação do sistema de abastecimento de água ou de saneamento de águas residuais

É considerada a energia consumida na rede de abastecimento ou de drenagem de águas residuais e nas instalações de tratamento, determinada com base em leituras reais dos contadores de energia, efetuadas pela entidade gestora ou pela entidade fornecedora da energia elétrica.

Consumo de energia para bombeamento (kWh/ano)

A energia total consumida em instalações de bombeamento de água ou água residual

Este dado é a soma do consumo real de energia de todo o equipamento de bombeamento de água ou água residual do sistema e


Dados

O que avalia

Como é apurado?

(excluindo as instalações de bombeamento particulares).

deve ser determinada a partir dos contadores de consumo de energia. Neste dado devem ser consideradas as elevações relativas a captações (no caso de sistemas de AA) ou as elevações à entrada das estações de tratamento (no caso de sistemas de SAR).

Fator de uniformização (m3/ano . 100 m)

Uniformizar as caraterísticas das estações elevatórias para efeitos de cálculo da respetiva eficiência

Somatório do fator de uniformização de todas as instalações elevatórias. ∑ 𝑉𝑖 × ℎ𝑖/100𝑛

𝑖=1 em que, Vi – volume em m3 bombeado pela instalação elevatória i hi – altura manométrica (m) da instalação elevatória i.

Plano de eficiência energética

Especificação de plano de eficiência energética relativo à atividade de abastecimento de água ou de saneamento de águas residuais.

O plano de eficiência energética é um documento de gestão que estabelece metas para a redução do consumo energético da entidade gestora, tendo como base o uso racional da energia, ações corretivas de desperdício energético e a utilização de equipamentos mais eficientes.

Produção própria de energia (kWh/ano)

Energia produzida internamente pela entidade gestora nas instalações afetas ao serviço de abastecimento de água ou saneamento de águas residuais.

É considerada a energia produzida internamente pela EG, incluindo processos de valorização energética, por exemplo, através da utilização de painéis de energia solar, cogeração ou de outros processos.

Certificação energética

Especificação de certificação relativa à

Deve ser indicada a entidade certificadora, a Norma de


Dados

O que avalia

Como é apurado?

atividade de abastecimento de água ou de saneamento de águas residuais da entidade gestora segundo a Norma 50001 ou similar.

referência e a data de certificação ou, no caso de estar a decorrer o processo de certificação, a data prevista para a mesma.

Consumo específico das instalações elevatórias [kWh/(m3.100m)]

Consumo de energia médio normalizado das instalações elevatórias, que consiste na quantidade média de energia consumida por m3 elevado a uma altura manométrica de 100 e corresponde ao inverso da eficiência média de bombeamento do grupo.

Consumo de energia para bombeamento / fator de uniformização.

Produção própria de energia (%)

Percentagem de energia consumida que é produzida internamente pela entidade gestora nas instalações afetas ao serviço de abastecimento de água ou saneamento de águas residuais

Produção própria de energia / Consumo de energia.


5.3. Indicadores no âmbito do sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia

Em Portugal, no âmbito do Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia (SGCIE) são utilizados três indicadores de desempenho específicos.

Sendo concebidos para um largo espectro de instalações, estes indicadores apresentam limitações, designadamente quando aplicados a um setor tão específico como o das águas.

Quadro 8 – Indicadores de eficiência energética no âmbito do SGCIE

Indicador

Como é apurado?

Observações

Consumo especifico de energia (CEE)

É medido pelo quociente entre o consumo total de energia (tep) e o volume de produção.

Condicionantes: - Existência de equipamentos ou processos cujo funcionamento é independente da taxa de produção - Existência de vários tipos de produção poderá levar a que um processo de avaliação do desempenho baseado no consumo específico de energia se revele pouco válido. A utilização do indicador “consumo específico” deverá ser considerada apenas quando exista uma relação estatisticamente válida, comprovada com recurso ao coeficiente de determinação (R2), entre o consumo de energia de uma instalação ou processo e a respetiva produção.

Intensidade energética (IE)

Resulta do rácio entre o consumo total de energia (tep) e o valor acrescentado bruto (VAB17) das

O VAB é um valor relacionado com a atividade económica da empresa, porém investimentos feitos pelas empresas podem não ter um carácter anual, mas sim a médio ou longo prazo. A variação do valor do

17 O VAB apresenta a diferença entre os custos inerentes ao processo produtivo e as receitas provenientes das vendas dos produtos da empresa. Segundo o Despacho


Indicador

Como é apurado?

Observações

atividades empresariais diretamente ligadas às instalações industriais.

VAB poderá não causar impactos nos consumos de energia da instalação.

Intensidade carbónica (IC)

É medido pelo quociente entre o valor das emissões de gases com efeito de estufa18, resultantes do mix energético utilizado no processo produtivo, e o respetivo consumo total de energia (tep).

Este indicador não representa um indicador do desempenho energético da instalação, uma vez que apenas depende do mix energético utilizado numa dada empresa. No caso de uma empresa utilizar sempre a mesma fonte de energia, o valor da intensidade carbónica não se altera ao longo do tempo, independentemente da evolução do seu desempenho energético.

nº17449/2008, o cálculo do valor acrescentado bruto pode ser efetuado da seguinte forma: 𝑉𝐴𝐵 [€]=𝑉𝑒𝑛𝑑𝑎𝑠 𝑒 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑡ação 𝑑𝑒 𝑆𝑒𝑟𝑣𝑖ç𝑜𝑠−𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝑒 𝑉𝑎𝑟𝑖á𝑣𝑒𝑖𝑠. 18 As emissões de gases com efeito de estuda são calculadas com base nos fatores de emissão, referidos em kgCO2e/GJ ou kgCO2e/tep, apresentados na Tabela 1 do Despacho nº17313/2008.

QUADRO LEGAL E NORMATIVO|49

6. QUADRO LEGAL E NORMATIVO

A Diretiva n.º 2006/32/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de abril, relativa à eficiência na utilização final de energia e aos serviços energéticos, determinou que os Estados Membros adotassem e procurassem atingir, entre 2008 e 2016, um objetivo global nacional indicativo de economia de energia de 9 %, no mínimo, através da promoção de serviços energéticos e da adoção de outras medidas de melhoria da eficiência energética. No entanto, e apesar dos esforços e da evolução registada ao nível das políticas nacionais de eficiência energética, a Comissão Europeia concluiu, na sua comunicação sobre o Plano de Eficiência Energética de 2011, que a dificuldade no cumprimento do objetivo traçado no que respeita à eficiência energética exigia a alteração do quadro jurídico europeu nesta matéria. [2]

Neste contexto, a Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro, transposta para o ordenamento jurídico nacional pelo Decreto-Lei n.º 68-A/2015, de 30 de abril, estabeleceu um novo enquadramento que promove a eficiência energética na UE e define ações que concretizem, por um lado, as propostas incluídas no Plano de Eficiência Energética de 2011 e, por outro, as metas identificadas no roteiro de transição para uma economia de baixo carbono competitiva em 2050. [2]

Tendo em consideração o âmbito do presente Guia Técnico, serão abordados apenas os seguintes programas/normas: SGCIE, Eco.AP e ISO 50001, cujos objetivos e caraterísticas principais serão expostos nas secções seguintes.

6.1. Sistema de Gestão dos consumos Intensivos de Energia (SGCIE)

No âmbito da Estratégia Nacional para a Energia, foi publicado o Decreto-Lei n.º 71/2008, de 15 de abril, que regulamenta o SGCIE – Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia. Este diploma foi alterado pela Lei n.º 7/2013, de 22 de janeiro, e pelo Decreto-Lei n.º 68-A/2015, de 30 de abril.


O Decreto-Lei n.º 71/2008 aplica-se às instalações CIE que, no ano civil anterior, tenham tido um consumo energético igual ou superior a 500 toneladas equivalentes de petróleo (500 tep/ano), excluindo as instalações de cogeração juridicamente autónomas e as empresas de transporte ou com frotas próprias consumidoras intensivas de energia. Fora do âmbito de aplicação ficam também os edifícios sujeitos ao regime previsto no Decreto-Lei n.º 118/2013, de 20 de agosto, nas suas sucessivas alterações, exceto nos casos em que os edifícios se encontrem integrados na área de uma instalação CIE. No entanto, as instalações com consumo energético inferior a 500 tep/ano ou os edifícios na situação anterior podem, de forma voluntária, aplicar o SGCIE e celebrar Acordos de Racionalização do Consumo de Energia com a DGEG.

O SGCIE prevê que as instalações CIE realizem, periodicamente, auditorias energéticas que incidam sobre as condições de utilização de energia e promovam o aumento da eficiência energética, incluindo a utilização de fontes de energia renováveis. Prevê, ainda, a elaboração e execução de Planos de Racionalização dos Consumos de Energia (PREn) que contemplem objetivos mínimos de eficiência energética. Os PREn, quando aprovados, constituem Acordos de Racionalização dos Consumos de Energia (ARCE) celebrados com a DGEG, associando ao seu cumprimento a obtenção de incentivos pelos operadores dessas instalações. A cada 2 anos de vigência do ARCE, deverá ser entregue um relatório de execução e progresso (REP) que reporta sobre o estado de implementação do Acordo, no período a que respeita o relatório. Em cada um deles devem constar as metas e objetivos alcançados, desvios verificados e respetiva justificação, bem como as medidas tomadas ou a tomar para a sua correção, como se pode verificar na Figura 22.


Figura 22 – Esquema ilustrativo do funcionamento do SGCIE

As metas a atingir são, para as instalações com consumo inferior a 1000 tep/ano, uma redução de 4 % na Intensidade Energética (IE) e no Consumo Específico de Energia (CE). Já para as instalações com consumo igual ou superior a 1000 tep/ano, a redução destes indicadores deverá ser de 6 %. Em ambos os casos, a Intensidade Carbónica (IC) não deve aumentar, como se observa na Figura 23.


Figura 23 – Indicadores SGCIE

O operador de instalações abrangidas por um ARCE (incluindo as que celebrem acordos voluntários) beneficia de estímulos e incentivos à promoção da eficiência energética, ao abrigo do Fundo de Eficiência Energética (FEE), e de isenções no imposto sobre produtos petrolíferos e energéticos, para determinados combustíveis e energia elétrica, posteriormente explanados na PARTE 4, capítulo 6.

6.2. Programa de Eficiência energética na Administração Pública "Eco.AP"

O Programa de Eficiência Energética na Administração Pública "Eco.AP", lançado pelo XVIII Governo Constitucional através da Resolução do Conselho de Ministros n.º 2/2011, de 12 de janeiro, tem como propósito alcançar um nível de eficiência energética de 30 % nos organismos e serviços da Administração Pública até 2020. O objetivo é permitir que o Estado reduza os consumos de energia nos serviços e organismos, a emissão de gases com efeito de estufa e contribuir para um maior estímulo da economia através do desenvolvimento de um enquadramento legal para a celebração de contratos de gestão de eficiência energética.

Para atingir os objetivos foi lançado o Decreto-Lei n.º 29/2011, de 28 de fevereiro, que estabelece um procedimento específico de contratação pública, que sendo mais ágil, permite a realização de contratos de eficiência energética de forma mais célere aplicado


às Empresas de Serviços Energéticos (ESE) que estejam devidamente registadas e qualificadas de acordo com o previsto no Despacho Normativo n.º 15/2012, de 3 de julho, no qual foram criados os critérios de elegibilidade para as empresas, dividindo-as entre empresas de potencial mais elevado e outras de âmbito mais limitado. Para agilizar e uniformizar o processo foi ainda criado um caderno de encargos tipo, conforme Portaria n.º 60/2013, de 5 de fevereiro, que é um documento base à contratação que permitirá iniciar o processo de forma mais simples.

Entendem-se como contratos de gestão de eficiência energética, os acordos contratuais celebrados entre a Entidade Pública e o fornecedor (ESE), para a implementação de medidas de melhoria da eficiência energética em que os investimentos associados são pagos com base nas economias de energia resultantes. Estes contratos podem incluir a produção de energia que, no entanto, não é contabilizada para o cálculo das economias contratualizadas. A ESE deverá assumir uma boa parte dos riscos associados à implementação do projeto.

O retorno do investimento realizado pela ESE é efetuado com base no desempenho do contrato refletido através da poupança de custos com a energia. Durante o tempo contratualizado, a ESE é proprietária e responsável pela exploração dos sistemas associados à intervenção. Findo este período, a propriedade dos sistemas é transferida para o cliente (o Estado), podendo a intervenção da ESE ser suspensa ou prolongar-se através da celebração de um novo vínculo (e.g. contrato de exploração e/ou de manutenção dos sistemas). O modelo de negócio encontra-se esquematizado na figura seguinte, sendo que durante o contrato (intervenção da ESE) os benefícios financeiros são partilhados entre as partes, garantindo a ESE as poupanças contratualizadas.


Figura 24 – Modelo de Negócio dos Contratos de Gestão de Eficiência Energética

De um modo global, a ESE garante contratualmente uma percentagem mínima para a instituição pública (valores tipicamente superiores a 10 % de partilha das poupanças de energia contratualizadas). Caso se verifiquem poupanças não contratualizadas, ou seja, poupanças acima do contratualizado, essas deverão ser partilhadas entre a ESE e a instituição pública (normalmente 50 % para cada parte). A ESE assume o risco

contratual associado à obtenção das economias de energia.

Figura 25 – Conceito de Baseline e Período de Reporte

Para efeitos do procedimento, é necessário definir um período de referência, caraterizando os seus consumos e parâmetros de referência – Baseline. Para efeitos de acompanhamento e avaliação do cumprimento das poupanças contratualizadas, deverá aplicar-se o Protocolo de Medição e Verificação (IPMVP – International Performance Measurement and Verification


Protocol) elaborado pela Energy Valuation Organization (EVO), o qual define metodologias para identificar e quantificar as economias de energia em relação à Baseline estabelecida.

Com vista a promover os objetivos propostos pelo programa Eco.AP, está também prevista a existência de um Barómetro de Eficiência Energética com o objetivo de caraterizar, comparar e divulgar o desempenho energético das diferentes entidades da Administração Pública. O Barómetro ECO.AP tem um papel central na estratégia de promoção da eficiência energética no setor público. Este permitirá, em primeiro lugar, caraterizar os consumos de energia do setor público, sendo esta uma condição essencial para o planeamento de políticas e medidas capazes de promover de forma eficaz a eficiência energética e as energias renováveis no setor público. Adicionalmente, permitirá também identificar boas práticas em termos de eficiência energética, possibilitando que as mesmas possam ser comunicadas e disseminadas pelos restantes serviços da Administração Pública, funcionando como mecanismo indutor de práticas e comportamentos energeticamente eficientes.

6.3. Norma ISO 50001

O potencial de economia de energia numa instalação não depende apenas dos equipamentos instalados ou do recurso a fontes de energia renováveis. Depende, em larga medida, do modo como se utilizam os equipamentos, da definição dos processos e da capacidade de todos os colaboradores em reconhecer a importância da utilização racional da energia. De facto, as várias formas de energia bem como as diferentes transformações dentro de uma instalação, justificam a necessidade de uma gestão rigorosa.

Neste sentido, a introdução de Sistemas de Gestão de Energia (SGE) pode conduzir a uma poupança no consumo e deve ser encarada como um elemento essencial na estratégia de eficiência energética. A implementação de um SGE tem por finalidade a redução dos custos de energia, das emissões de gases com efeito de estufa (GEE) e de outros impactes ambientais relacionados, através de uma gestão sistemática da energia.


A ISO 50001:2011 - Energy management systems é uma norma de cariz voluntário, desenvolvida pela International Organisation for Standardisation, com o objetivo de permitir às empresas estabelecer os sistemas e processos necessários para melhorar o seu desempenho energético. Em Portugal, o IPQ é o Organismo Nacional de Normalização (ONN) que assegura a coordenação do subsistema da normalização.

A norma especifica os requisitos para a implementação de um SGE que permita desenvolver e adotar uma política energética, bem como estabelecer objetivos, metas e planos de ação que tenham em conta as exigências legais e as informações relacionadas com o uso significativo de energia. É aplicável a qualquer organização que deseje assegurar o cumprimento da sua política energética, quer através de autoavaliação e autodeclaração de conformidade, quer através da certificação do SGE por uma entidade externa.

A ISO 50001:2011 baseia-se na metodologia de melhoria contínua “Plan-Do-Check-Act”.

1 - Plan (Planear):

Realizar a avaliação energética e estabelecer a linha de base, os indicadores de desempenho energético (IDE), objetivos, metas e planos de ação necessários para produzir resultados que vão melhorar o desempenho energético de acordo com a política de energia da organização.

2 - Do (Executar):

Implementar os planos de ação de gestão de energia.

3 - Check (Verificar):

Monitorizar e medir os processos e principais caraterísticas das operações que influenciam o desempenho energético, comparar com a política e objetivos; reportar os resultados.

4 - Act (Agir):

Tomar ações para melhoria contínua do desempenho energético e do SGE.


Na Figura 26 apresenta-se um modelo típico de um sistema de gestão de energia.

Figura 26 – Modelo de sistema de gestão de energia

De acordo com a ISO:50001, a Política Energética declara o compromisso da organização em atingir a melhoria do desempenho energético, define as grandes linhas de orientação para o uso mais eficiente da energia e identifica todos os processos ou áreas de negócio no âmbito do SGE. A Gestão deverá designar um Representante responsável por assegurar que o SGE é estabelecido, implementado e continuamente melhorado.

A fase de Planeamento Energético dá enfoque ao desempenho energético da organização. Deverá ser efetuado um processo de recolha e análise de dados bem como uma avaliação energética das atividades da organização. Compreende ainda o estabelecimento de planos de ação, objetivos, metas e indicadores que deverão permitir medir os resultados e analisar a eficácia da política. No processo de planeamento, deverão ser identificados e considerados os requisitos legais em matéria de energia aplicáveis à organização.


Segue-se a fase de Implementação e Operação, em que a organização aplica os planos de ação resultantes do processo de planeamento. Para que a implementação seja bem-sucedida, deve ser assegurada a formação e sensibilização dos colaboradores, bem como a comunicação dos resultados do desempenho energético e do SGE.

A fase de Verificação pressupõe a monitorização, medição e análise dos indicadores de desempenho energético, considerando as metas e objetivos definidos, tendo em vista a implementação efetiva do SGE. Nesta fase, deverão ser conduzidas auditorias internas à organização, identificadas as não-conformidades e implementadas as ações corretivas e preventivas consideradas necessárias.

Na fase de Revisão pela Gestão, a Gestão o SGE deverá ser revisto periodicamente, assegurando que se mantém adequado e eficaz. Desta revisão podem resultar decisões relacionadas com mudanças no desempenho energético da organização, na política energética, nos indicadores de desempenho energético, nas metas e objetivos ou ainda na alocação de recursos.

O envolvimento, a diferentes níveis, de todos os que colaboram com a organização é fundamental para o sucesso do SGE.

A realização de auditorias ou diagnósticos energéticos, por si só, não conduz a qualquer benefício económico ou energético para a instalação. Assim, o resultado deste trabalho deverá ser sempre compreendido, implementado e monitorizado. Para o fazer de uma forma eficaz, importa identificar ações e estabelecer um plano de ação que compreenda a definição de responsáveis e a calendarização de cada tarefa (PARTE 4). Ao tratar a temática da energia de uma forma integrada, a implementação de um SGE de acordo com a norma 50001 permite, por um lado, potenciar os benefícios para as instalações que pretendam reduzir o seu consumo energético e, por outro, ajudar a cumprir com requisitos legais como o SGCIE. A integração da metodologia prevista na norma com a metodologia prevista no SGCIE pode ser compreendida no Quadro 9.


Quadro 9 – Interligação ente a Norma ISO 50001:2001 e o SGCIE - Indicadores de eficiência energética no âmbito do SGCIE

Norma ISO 50001 SGCIE

Plan

Avaliação energética

Estabelecimento de

indicadores de

desempenho energético

Definição do plano de

ação

Auditoria energética

Determinação do

Consumo Específico,

Intensidade

carbónica e

energética

Do Implementação do plano

de ação ARCE

Check Monitorização e

medição

Relatórios de

execução e

progresso

Act Revisão pela gestão

Melhoria contínua Relatório final

BOAS PRÁTICAS DE GESTÃO DE ENERGIA|61

PARTE 3 – BOAS PRÁTICAS DE GESTÃO DE ENERGIA

BOAS PRÁTICAS DE CONSUMO|63

1. BOAS PRÁTICAS DE CONSUMO

1.1. Processos consumidores de energia

De uma forma geral, o ciclo urbano da água inicia-se com a captação da água, em origens superficiais ou subterrâneas, que é posteriormente tratada em estações de tratamento de água (ETA), de forma a garantir a segurança dos utilizadores da rede de abastecimento. Em resultado da utilização do recurso, são originadas águas residuais que podem ser classificadas como domésticas ou industriais, em função da respetiva origem. A fase final deste ciclo consiste no tratamento físico, químico e biológico destas águas, nas estações de tratamento de águas residuais (ETAR), com vista ao cumprimento da licença de descarga. Na Figura 27 ilustram-se as etapas gerais do ciclo urbano da água desde a captação até à descarga no meio ambiente, ou seja, compreende todas as etapas das atividades de abastecimento de água e de saneamento de águas residuais.

Ao longo de todo o ciclo existem processos consumidores e produtores de energia, alguns dos quais serão abordados na secção seguinte. Importa salientar que os processos e equipamentos mencionados podem ser encontrados nos mais diversos setores de atividade, não sendo apenas caraterísticos do setor das águas.

Nesta secção serão analisados os processos e equipamentos consumidores de energia, dando-se ênfase aos motores, bombas, iluminação e ar comprimido. Seguidamente serão também analisados os processos produtores de energia, nomeadamente, os sistemas fotovoltaicos, biogás, produção de calor, microturbinas de redes e mini-hídricas.


Fonte: ERSAR

Figura 27 – Ciclo urbano da água [3]


Quadro 10 – Processos consumidores de energia, típicos, existentes nos sistemas de abastecimento de água

Equipamentos e sistemas consumidores de energia Sistemas de controlo, monitorização e eficiência do processo

Mo

tore

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Bo

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a

Captação

Subterrânea

Superficial

Tratamento

Gradagem

Coagulação/Floculação

Decantação/Flotação

Filtração

Desinfeção

Ultravioletas

Cloragem

Ozonização

Processamento de lamas20

Elevação

Adução

19 CMMS - Computorized Maintenance and Monitoring Software. 20 Espessamento e desidratação.


Armazenamento

Distribuição

Edifícios e estruturas de apoio

Quadro 11 – Processos consumidores de energia típicos nos sistemas de saneamento de águas residuais

Equipamentos e sistemas consumidores de energia

Sistemas de controlo, monitorização e o de eficiência do processo

Motores Bombas Iluminação

Ar Comp.

Calor Processo

Calor Ambiente

Sondas Temporizadores Variadores

Pro

cess

os

con

sum

ido

res

de

ener

gia

Drenagem, Elevação e Transporte

Elevação e transporte

Tratamento preliminar + primário

Gradagem

Desarenamento e desengorduramento

Decantação primária e equalização

Tratamento Secundário

Arejamento (mecânico ou por ar difuso)

Decantação secundária

Recirculação de lamas

Tratamento terciário

Desinfeção

Ultravioleta

Cloragem

Reutilização

Recirculação de água de processo

Processamento de lamas

Condicionamento (sistemas térmicos)

Espessamento/Flotação


Equipamentos e sistemas consumidores de energia

Sistemas de controlo, monitorização e o de eficiência do processo

Motores Bombas Iluminação

Ar Comp.

Calor Processo

Calor Ambiente

Sondas Temporizadores Variadores

Desidratação

Centrifugação

Filtro de prensa ou de banda

Secagem térmica

Bombeamento de lamas desidratadas

Estabilização (por digestão anaeróbia)

Ventilação e desodorização


Iluminação, aquecimento e climatização


1.2. Processos consumidores de energia

1.2.1. Motores elétricos

1.2.1.1. Considerações gerais

Em média, os motores elétricos consomem mais de metade da energia elétrica nos países desenvolvidos, constituindo o tipo de carga elétrica mais importante. Na União Europeia, os sistemas de força motriz consomem, em média, cerca de 70-80 % da energia elétrica consumida na indústria e 30-35 % da energia elétrica consumida no setor terciário. Em termos de utilização, cerca de 60 % do consumo de energia elétrica associado aos motores advém de compressores, bombas e ventiladores. Importa salientar que o consumo energético representa cerca de 95 % dos custos associados a um motor elétrico, sendo que os custos referentes ao investimento inicial e manutenção representam apenas 5 % dos custos totais. Torna-se, por isso, imprescindível a aposta em motores de elevado rendimento, em práticas que garantam o seu correto dimensionamento e na instalação de equipamentos e/ou acessórios que potenciem a eficiência dos motores.

1.2.1.2. Motores e classificação energética

Atualmente existem três classes de eficiência de motores: IE1 - Eficiência standard, IE2 - Eficiência elevada e IE3 - Eficiência premium. Com a atualização da norma IEC 60034-30-1 foi criado um quarto nível de eficiência designado por IE4 - Eficiência super premium, como se ilustra na Figura 28.


Fonte: Danfoss – Adaptado da Norma IEC 60034-30-1

Figura 28 – Níveis de eficiência de motores

De acordo com as diretivas em vigor, os motores colocados no mercado europeu, cujas potências variem entre 7,5 e 375 kW (a partir de 2015) e entre 0,75 e 375 kW (a partir de 2017), terão de ter classe mínima IE3, ou IE2 se equipados com variadores eletrónicos de velocidade.

O investimento em motores de alto rendimento é uma das formas de redução dos custos de energia associados aos motores elétricos. Um motor de alto rendimento apresenta um rendimento superior, o que implica uma redução do consumo de energia elétrica e a diminuição de perdas energéticas. A redução das perdas permite que este tipo de motores funcione a temperaturas inferiores, o que contribui para o aumento da sua vida útil.

Importa assim perceber o que é o rendimento e como pode ser calculado. O rendimento (η), ou eficiência, é a grandeza que mede a “qualidade” com que ocorre a conversão de energia elétrica em energia mecânica (trabalho). Para conhecer os métodos de cálculo do rendimento, poupanças e tempo de retorno de investimento deve ser consultado o ANEXO II – Motores Elétricos.

Os motores elétricos, que podem operar em corrente contínua (DC) ou corrente alternada (AC), podem ser utilizados nas mais variadas aplicações e setores, tal como ilustrado no Quadro 12.


Quadro 12 – Tipos de motores e utilizações por gama de potência.

As entidades gestoras de serviços de águas, em particular as pertencentes ao sistema de abastecimento de água, consomem grandes quantidades de energia elétrica devido, essencialmente,


ao elevado peso dos consumos de motores elétricos, na sua maioria associados a sistemas de bombagem.

1.2.1.3 Medidas de eficiência energética

No Quadro 13 apresentam-se as principais medidas de eficiência energética aplicadas aos motores.

Quadro 13 – Medidas de eficiência energética (Motores)

Medidas de eficiência energética que podem ser implementadas

Substituir os motores elétricos convencionais avariados, ou em fim de vida,

por motores mais eficientes.

Avaliar o potencial de utilização de variadores eletrónicos de velocidade

(VEV) para ajustar a velocidade do motor de acordo com a carga.

Utilizar arrancadores suaves para evitar picos de corrente durante o

arranque.

Garantir a manutenção adequada dos motores.

Evitar o sobredimensionamento dos motores e desligar os mesmos quando

não estão a ser utilizados.

A substituição de motores elétricos convencionais em fim de vida e a utilização de VEV assumem-se como as medidas mais interessantes do ponto de vista da eficiência energética, pelo que serão abordadas com mais detalhe.

Substituição de motores elétricos em fim de vida

Apesar de serem mais económicos energeticamente, os motores de alta eficiência, pela sua conceção, são motores que exigem um investimento inicial cerca de 25 % a 30 % superior em relação aos motores convencionais. Face a este acréscimo de custos de investimento deve ser sempre efetuada uma avaliação técnico-económica do investimento através de uma análise prévia custo-benefício.


A avaliação económica do investimento ligado à substituição de um motor convencional por um motor de alta eficiência é feita através do cálculo do Período de Retorno do Investimento (PRI).

Para tal usa-se a expressão:

𝑃𝑅𝐼[𝑎𝑛𝑜𝑠] =∆ 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 [€]

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 [€ 𝑎𝑛𝑜𝑠⁄ ]

Onde:

∆ 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 - Diferença entre o custo do motor de alta eficiência e o custo do motor standard [€]

A economia anual é dada por:

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 [€ 𝑎𝑛𝑜⁄ ] = 𝑡. 𝐶𝑒𝑙 (𝑃𝑠𝑡

𝜂𝑠𝑡−

𝑃𝑀𝐴𝐸

𝜂𝑀𝐴𝐸)

Onde:

t - número de horas de funcionamento anual do motor [h]; Cel - custo/preço médio da eletricidade [€/kWh]; Pst - potência útil mecânica do motor standard [kW]; ηst - rendimento do motor standard (fração); PMAE - potência útil mecânica do motor de alta eficiência [kW]; ηMAE - rendimento do motor de alta eficiência (fração).

Nota: a potência útil mecânica é calculada pelo produto da potência nominal do motor pelo fator de carga

Na maioria dos casos, a substituição de um motor convencional por um motor de alta eficiência é justificada, sendo o investimento amortizado em 1 a 2 anos para períodos de funcionamento de cerca de 4000 horas/ano, e em cerca de 3 anos para 2000 horas/ano de funcionamento (ver exemplo do Caso de estudo – Estação de Tratamento de Água).

Além da otimização do consumo de energia, os motores elétricos de elevada eficiência oferecem também outras vantagens, tais como o maior tempo de vida útil, a maior fiabilidade e menores necessidades de manutenção (por exemplo, rolamentos de substituição).


Utilização de variadores eletrónicos de velocidade

Em termos de consumo de energia elétrica e de desempenho global, pode ser vantajoso ajustar a velocidade do motor às cargas ou necessidades do processo. Para controlar a velocidade dos motores sem recurso a dispositivos mecânicos externos, é necessário variar a frequência da tensão de alimentação. Normalmente, os VEV convertem a tensão da rede de 50 Hz numa tensão contínua e, em seguida, sintetizam uma frequência variável sob controlo externo do utilizador que pode ir de 0 a 150 Hz consoante o tipo de aplicações. Os tipos mais comuns de VEV têm uma configuração esquemática igual à da Figura 29:

Figura 29 – Configuração de um VEV [4]

No geral, a implementação de VEV é aconselhada para os motores elétricos que funcionam numa carga variável a menos de 50 % da capacidade durante, pelo menos, 20 % do seu tempo de funcionamento e, no mínimo, durante 2000 horas por ano [5].

Em suma, as principais vantagens resultantes da aplicação dos VEV a motores elétricos são:

Economias de energia até 50 % ou mais, com um valor médio de 20 - 25 %;

Redução dos picos de potência durante o arranque e a paragem do motor;

Aumento da duração do motor;

Aumento do fator de potência, correspondendo a uma diminuição da parcela da energia reativa na fatura energética;

Possibilidade de by-pass em caso de falha;

Amplas gamas de velocidade, binário e potência;


Melhorias no controlo do processo, na qualidade do produto, e em última análise, na produtividade;

Diminuição da quantidade de partes mecânicas, dado o caráter compacto dos VEV e estes incorporarem já diversos tipos de proteções para o motor (contra curto-circuitos, sobreintensidades, falta de fase, etc.) que deixam assim de ser adquiridas isoladamente.

A rentabilidade dos VEV depende da potência do motor a controlar e do tipo de aplicação. No entanto, existem outros fatores importantes, como o número de horas de funcionamento anual e o regime de carga do motor. Em relação a este último fator, quanto mais variável for o regime de carga, maior será o potencial de economia de energia. A economia anual pode ser calculada da seguinte forma:

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 [€ 𝑎𝑛𝑜] =⁄ ∑ [𝑡𝑖𝐶𝑒𝑙,𝑖 (𝑃𝑀,𝑖

𝜂𝑀,𝑖

−𝑃𝑉𝐸𝑉_𝑀,𝑖

𝜂𝑉𝐸𝑉_𝑀,𝑖

)]

𝑖

Onde: i - índice correspondente ao regime de carga; ti - número de horas de funcionamento do motor no regime de carga i [h/ano]; Cel ,i - custo médio da eletricidade durante o período ti [€/kWh]; PM,i - potência útil mecânica do motor no regime de carga i [kW]; ηM,i - rendimento do motor no regime de carga i [fração]; PVEV_M,i - potência útil mecânica do motor com VEV no regime de carga i [kW]; ηVEV_M,i - rendimento do motor com VEV no regime de carga i [fração].

1.2.2. Bombas

1.2.2.1 Considerações gerais

Designa-se por grupo eletrobomba o conjunto formado por um motor elétrico e uma bomba. Os grupos de bombagem são equipamentos que têm como finalidade a movimentação de fluidos através da energia que adicionam ao fluido, pela transformação da energia mecânica (veio da bomba) em energia hidráulica (fluido). Estes equipamentos têm um consumo de energia significativo, que está diretamente relacionado com o


caudal da bomba e o diferencial de pressão (ou altura manométrica) que esta adiciona ao fluido.

Os grupos de bombagem encontram-se em quase todas as atividades que envolvam o transporte de fluidos, desde os mais complexos circuitos industrias até à sua utilização em simples aplicações domésticas. São exemplos destas atividades a recirculação de águas de arrefecimento, o transporte de reagentes entre operações unitárias, a elevação de água, as operações de tratamento de água, etc.

Existe assim um potencial significativo de redução de consumo energético nos sistemas de bombagem, uma vez que a redução das perdas de água traduz-se na redução do consumo energético associado a este tipo de sistemas, e que uma parte significativa da energia consumida por estes equipamentos deve-se a ineficiências dos mesmos. É expectável que o desempenho das bombas decresça com a utilização, desgaste dos seus componentes, cavitação e corrosão. Contudo é nos primeiros anos de vida das bombas que essa diminuição do desempenho é mais acentuada, sobretudo nos primeiros dois anos, se não houver manutenção adequada, podendo haver uma perda de rendimento de 5 % a 15 %. Parte desta perda de rendimento resulta da degradação do impulsor e dos anéis de selagem das bombas e esta redução de rendimento é tanto maior quanto mais o funcionamento da bomba se afasta do seu ponto de funcionamento ótimo. Esta perda de eficiência resulta em elevados custos de operação para o setor, como vimos anteriormente, dado o peso que estes equipamentos têm no consumo energético global.

Num sistema de abastecimento de água, as bombas fazem parte do equipamento eletromecânico das estações elevatórias. Atualmente, a maioria dos sistemas de abastecimento apresenta um ou vários conjuntos de bombas que são utilizadas para bombear a água de um nível de cota inferior para um mais elevado ou quando a topografia não permite tirar partido da ação da gravidade.

Os sistemas que funcionam por ação da gravidade apresentam diversas vantagens, tais como: evitam despesas com energia, não são afetados por falhas nem por interrupções no fornecimento de


energia e a operação e manutenção é facilitada pela inexistência de equipamentos mecanizados. No entanto, a localização dos locais a abastecer em cotas bastante elevadas em relação às origens de água, bem como a distância a que se situam, constituem obstáculos à adoção de sistemas que funcionam por gravidade. Por este facto, nem sempre é possível utilizar sistemas gravíticos sendo necessário recorrer a sistemas de bombagem, cuja eficiência é cada vez mais importante.

1.2.2.2 Principais caraterísticas

As bombas dividem-se, essencialmente, em dois tipos: bombas centrífugas ou de rotor dinâmico e bombas de deslocamento positivo ou bombas volumétricas. As bombas centrífugas caraterizam-se pela movimentação do fluido que ocorre pela ação das forças que se desenvolvem na massa líquida devido à rotação de um eixo. Neste eixo é acoplado um disco (rotor, impulsor) dotado de pás (palhetas, hélice), o qual recebe o fluido pelo seu centro e o expulsa pela periferia, pela ação da força centrífuga. Por outro lado, no caso das bombas de deslocamento positivo, ou bombas volumétricas, a movimentação do fluido é causada diretamente pela ação de um dispositivo mecânico da bomba que obriga o fluido a um movimento na direção do deslocamento a que está sujeito este dispositivo (êmbolo, engrenagens, lóbulos, palhetas). Este tipo de bomba designa-se por volumétrica uma vez que o fluido, de forma sucessiva, ocupa e desocupa espaços no interior da mesma, com volumes determinados.

Atualmente existe um predomínio quase total das bombas centrífugas em sistemas públicos de abastecimento de água, pelo que será dado maior enfoque a este tipo de equipamento.

Existem três tipos de bombas centrífugas: as de fluxo radial, as de fluxo axial e, por fim, as de fluxo misto.

No Quadro 14 apresentam-se as suas principais caraterísticas:


Quadro 14 – Tipos de bombas centrífugas e suas caraterísticas [6]

Tipo de bomba centrífuga Imagem ilustrativa

Fluxo radial

São as consideradas centrífugas propriamente ditas. A

água passa pela bomba através de uma entrada junto

ao eixo do rotor, sendo de seguida dirigida para a

periferia a grande velocidade, devido à força centrífuga

gerada pelo rotor em movimentação. Estas bombas

destinam-se à movimentação de líquidos em geral a

alturas manométricas elevadas e são, por isso, o tipo de

bomba mais utilizado nas estações elevatórias. Quando

a pressão a ser gerada for muito elevada, estas podem

apresentar dois ou mais rotores fechados, designando-

se por bombas de duplo ou múltiplo estágio.

Fluxo axial:

A movimentação da água faz-se no sentido do eixo do

rotor. Este assemelha-se a uma hélice, sendo por isso

conhecida também por bomba de hélice. A sua

aplicação limita-se à bombagem de grandes caudais e

reduzidas alturas manométricas. Este tipo de bomba é

normalmente utilizado em captações de água de

mananciais de superfície com reduzida altura de

elevação.

Fluxo misto:

Estas bombas combinam princípios das bombas radiais

e axiais. A movimentação da água é helicoidal. As

bombas de eixo prolongado para a extração de água

dos furos profundos são geralmente do tipo de fluxo

misto e quase sempre de vários estágios.

Fonte: Universidade Estadual do Espírito Santo

A escolha de uma bomba centrífuga é feita, essencialmente, de acordo com o caudal de bombagem e da altura manométrica requerida, bem como das caraterísticas do fluido a transportar. Outras grandezas também podem ser consideradas, tais como: altura manométrica de sucção, rotação, potência absorvida e eficiência.


Uma bomba será tanto melhor quanto maior for o seu rendimento. Para conhecer os métodos de cálculo do rendimento das bombas pode ser consultado o ANEXO III – BOMBAS.

Os sistemas de bombagem têm uma aplicação transversal a todos os setores económicos, com diversas utilizações. Contudo, no caso específico do setor das águas, este tipo de sistemas assume especial importância nas estações elevatórias, como se pode verificar na Figura 30 e no caso de estudo - Captação.

Os grupos de bombagem são também utilizados nas operações de captação, adução, tratamento e distribuição de água e para a recolha, transporte e tratamento de águas residuais.

Fonte: Águas de Portugal

Figura 30 – Estação Elevatória de Alcanhões, Santarém [7]

1.2.2.3 Medidas de eficiencia energética

No Quadro 15 apresentam-se as principais medidas de eficiência energética aplicadas aos grupos de bombagem.


Quadro 15 – Medidas de eficiência energética (grupos de bombagem)


Instalar variadores de velocidade para melhor adequar o funcionamento do

motor às variações do consumo.

Substituir os motores elétricos convencionais, ou em fim de vida, por motores

de classe mais eficiente.

Analisar e avaliar os sistemas de bombagem com o intuito de identificar

aqueles que estão a operar fora do ponto de funcionamento ótimo, para

posterior correção.

Desligar bombas desnecessárias ou usar sensores de pressão de modo a

controlar o número de bombas em funcionamento.

Substituir ou modificar as bombas sobredimensionadas.

Usar uma pequena bomba auxiliar de aumento de pressão (booster) que

proporcione um escoamento de alta pressão para um determinado utilizador

e que permita ao resto do sistema funcionar a uma pressão mais baixa e a

uma potência reduzida.

Reparar fugas de válvulas deficientes (ou substituir estas por válvulas mais

eficientes) e eventualmente conservar ou modificar os impulsores das

bombas.

Aplicar revestimentos nas bombas, particularmente nas volutas, para redução

das perdas por atrito.

Verificar e ajustar o controlador de motor para regular a tensão da correia e o

alinhamento do acoplamento.

Instalar um sistema de gestão de energia que permita monitorizar o

funcionamento do sistema de bombagem.

Implementar um sistema de manutenção preventiva e corretiva.

Eliminar perdas de carga desnecessárias do sistema (válvulas desnecessárias

ou parcialmente obstruídas).

Alterar a estratégia de operação, privilegiando o funcionamento de um maior

número de bombas em operação simultânea, em velocidades mais baixas,

para o mesmo caudal.

As bombas devem ser cuidadosamente dimensionadas para atender às exigências de fluxo. Quando os caudais de fluido necessitam de ser reguláveis ao longo do processo, geralmente


são utilizados dispositivos de estrangulamento, tais como válvulas redutoras de pressão (throttles) e amortecedores de pulsações/vibrações (dampers). Embora contribuam para as funções desejadas, estes dispositivos fazem-no à custa de introdução de perdas de carga no sistema, desperdiçando quantidades consideráveis de energia [5].

Duas das principais medidas que transformam sistemas convencionais em sistemas de bombagem de alta eficiência são a aplicação de VEV, que permite variar a velocidade de rotação dos motores elétricos, e a substituição de bombas convencionais por bombas mais eficientes, como se pode ver na Figura 31. Em alguns sistemas de bombagem podem ser alcançadas economias de energia superiores a 50 %, simplesmente com a aplicação de variadores eletrónicos de velocidade nos motores elétricos das eletrobombas.

Figura 31 – Sistema de bombagem convencional vs Sistema de bombagem de alta eficiência [4]

A Figura 32 apresenta a variação de potência elétrica necessária para controlar o caudal de uma bomba. Usando uma válvula convencional (controlo por estrangulamento), verifica-se que reduzindo o caudal, a potência absorvida pouco decresce. Se, pelo contrário, a redução do caudal é conseguida através da redução de velocidade da bomba, então a potência absorvida decresce fortemente. A figura apresenta, de forma gráfica, o potencial de redução energética decorrente da aplicação do controlo de velocidade através de um VEV.


Figura 32 – Potências relativas de entrada para vários métodos de controlo de caudal de uma bomba centrífuga [4]

No caso das bombas, devido à relação quadrática entre a perda de carga da instalação e o caudal, a redução de velocidade de rotação implica uma redução quadrática da perda de carga da instalação e, consequentemente, a diminuição do seu consumo específico.

Refira-se, ainda, que em muitas aplicações de bombagem onde são utilizadas várias bombas em paralelo para produzir o caudal requerido, a substituição do tradicional ciclo “on/off” de bombas a operar individualmente, de forma alternada, pela operação contínua de várias, ou todas as bombas, com velocidades variáveis (através da utilização de VEV), conduz igualmente a economias de energia elétrica significativas, como mostra a Figura 33.

Figura 33 – Modos de operação. A: Bombas a operar em ciclos on/of. B: Bombas a operar com VEV [4]

Esta situação é especialmente indicada para sistemas em que a altura manométrica a vencer não é um fator demasiado importante ou quando existe a possibilidade de o período de


funcionamento dos grupos ser alargado, para transportar o mesmo volume de água.

1.2.3. Sistemas de iluminação


A energia elétrica consumida nos sistemas de iluminação nos diferentes setores de atividade (indústria, serviços e doméstico) representa, aproximadamente, 25 % do consumo global do país. Trata-se, portanto, de uma área onde a utilização de equipamentos mais eficientes traduzir-se-á em reduções dos consumos energéticos, que mesmo que não sejam muito significativas em termos percentuais, conduzirão a reduções de custos na operação destas instalações. A modernização de um sistema de iluminação antigo reduz, geralmente, o consumo de energia, destes sistemas, e os custos de operação em valores que podem ir até, pelo menos, 30 %. Podem ser alcançadas economias superiores às referidas através do uso de sistemas inteligentes de gestão de iluminação, com sistemas de sensores de presença e regulação.


Um sistema de iluminação é constituído, essencialmente, por luminárias, balastros e lâmpadas. As luminárias constituem um suporte de iluminação onde se colocam as lâmpadas. Para além da função de suporte, as luminárias apresentam componentes que permitem proteger as lâmpadas e modificar a direção da luz emitida (difusores) pelas mesmas. Relativamente aos balastros, estes são equipamentos auxiliares que servem para limitar a corrente e adequar as tensões ao funcionamento das lâmpadas. Existem dois tipos de balastros no mercado: ferromagnéticos e eletromagnéticos/eletrónicos, sendo estes últimos considerados produtos economizadores de energia e mais eficientes do que os ferromagnéticos, dado que operam em alta frequência e proporcionam um maior fluxo luminoso com menor potência de consumo.

Para escolher a lâmpada mais adequada é necessário aplicar o conceito de eficácia luminosa que consiste na quantidade de luz


emitida por unidade de potência elétrica (W) consumida. Mede-se em “lumens por watt” e permite comparar a eficiência de diferentes fontes de luz. A eficácia luminosa das lâmpadas incandescentes situa-se entre os 12 lm/W e os 20 lm/W. Para as lâmpadas fluorescentes, esses valores situam-se entre 40 lm/W e os 100 lm/W, e finalmente, no caso das lâmpadas LED, os valores da eficácia luminosa situam-se, normalmente, entre os 60 e 130 lm/W.

A inovação em iluminação nos últimos anos tem dado origem a muitas opções de ajuste para LED. A substituição de lâmpadas nos casquilhos existentes por equivalentes de LED é uma das maneiras mais fáceis de poupar energia.

Os avanços na tecnologia permitem reduzir constantemente os custos de implementação de lâmpadas LED e pressupõem alguns benefícios, entre os quais:

Eficiência elevada – as lâmpadas LED produzem muito menos calor do que as incandescentes tradicionais;

Baixo consumo de energia – é possível poupar até 85 % em custos de energia com LED de substituição;

Vida útil da lâmpada – as lâmpadas LED podem durar 20 vezes mais do que as lâmpadas incandescentes. Este enorme benefício pode reduzir significativamente os custos da manutenção contínua e de substituição;

Cor da luz – as lâmpadas LED podem produzir uma cor de luz que é próxima à de uma lâmpada incandescente, mas também estão disponíveis cores mais brancas e frias;

Luz instantânea – as lâmpadas LED acendem imediatamente quando ligadas, não existindo nenhum período de aquecimento.

Hoje em dia procura-se instalar equipamentos que proporcionem os níveis de iluminação necessários e recomendados ao desempenho das atividades, reduzindo quer o consumo de energia elétrica, quer os custos de manutenção dos sistemas.

A conceção das instalações de iluminação com utilização racional ótima de energia pressupõe a verificação de alguns parâmetros


essenciais para a redução dos consumos energéticos, mantendo ou melhorando as condições globais de iluminação nos espaços considerados. Na maioria das situações, o acréscimo de investimento inicial devido à utilização de sistemas mais eficientes é recuperado em tempo aceitável através das economias de energia que proporcionam.

No final do seu ciclo de vida, as lâmpadas podem ser recicladas, uma vez que são compostas por 90 % de vidro que pode ser utilizado na produção de novas lâmpadas ou para aplicações na construção civil. Neste sentido, as lâmpadas em fim de vida devem ser entregues nos locais de recolha de REEE (resíduos de equipamentos elétricos e eletrónicos) pertencentes às redes das entidades gestoras Amb3E ou ERP Portugal, para posterior reciclagem. Existe também a possibilidade de entregar a lâmpada usada ao adquirir uma lâmpada nova, tendo o distribuidor a obrigação de a receber gratuitamente.

Por fim, torna-se importante referir a existência da Norma Europeia EN 12464-1 “Light & Lighting – Lighting of Indoor Workplaces” que define os requisitos mínimos dos sistemas de iluminação de espaços interiores para a maioria dos locais de trabalho e áreas associadas, ao nível da qualidade da iluminação, associada a um menor custo energético.


No Quadro 16 apresentam-se as principais medidas de eficiência energética aplicadas aos sistemas de iluminação.

Quadro 16 – Medidas de eficiência energética (Iluminação)


Dar prioridade à iluminação natural, mantendo limpas as áreas de entrada de

luz.

Dimensionar corretamente os níveis de iluminação necessários para os

diferentes postos de trabalho.

Optar pelo tipo de iluminação mais adequada para cada local e para as

tarefas a executar.

Utilizar sempre equipamentos de rendimento elevado (lâmpadas, luminárias

e acessórios).



Utilizar sistemas de controlo e comando automático nas instalações de

iluminação.

Utilizar, sempre que possível, luminárias que permitam uma integração com

o ar condicionado.

Proceder a operações de limpeza regulares e manutenção das instalações,

de acordo com um plano estabelecido.

Definir corretamente os períodos de substituição das lâmpadas e optar

sempre pela substituição em grupos.

Substituir balastros ferromagnéticos por eletrónicos.

Instalar interruptores/controladores horários, no caso de a iluminação ser do

tipo descarga, como lâmpadas de mercúrio, vapor de sódio ou iodetos

metálicos.

Desligar a iluminação quando a instalação não se encontra em uso.

Sensibilizar os operadores para a correta utilização da iluminação, evitando

desperdícios.

O primeiro passo na redução dos custos de eletricidade relacionados com a iluminação consiste em assegurar que o sistema instalado é apropriado para o local, tendo em consideração as tarefas a realizar e, por conseguinte, as necessidades de iluminação. Outra prática importante é a utilização de sistemas de controlo de iluminação [8].

Os sistemas de controlo de iluminação com base em tecnologias de automação são fundamentais para a redução do consumo energético. Idealmente, o espaço da instalação deve estar dividido em vários setores de iluminação independentes, cujo funcionamento deve refletir a sequência operacional do processo, sob pena de existir iluminação onde não é necessária. A utilização de sistemas de controlo permite o funcionamento otimizado dos vários setores de iluminação, adaptando o nível de iluminação de acordo com as caraterísticas do local e do processo. Os reguladores de fluxo luminoso, por exemplo, permitem que o nível de iluminação seja apenas o necessário para a atividade


desenvolvida, reduzindo assim o consumo energético (ver caso de estudo – Estação Elevatória).

Deve salientar-se, no entanto, que as lâmpadas fluorescentes tubulares com balastro convencional (ferromagnético) não permitem a utilização de reguladores de fluxo luminoso. Outro dos sistemas de controlo de iluminação que permite a redução do consumo energético é a instalação de sensores de presença.

A utilização de relógios temporizadores ou sensores crepusculares (células fotoelétricas) na iluminação exterior permite que a iluminação seja ligada apenas quando é necessária, evitando assim consumos de energia em períodos em que a iluminação natural é suficiente.

Na maioria das situações, o acréscimo de investimento inicial devido à utilização dos equipamentos atrás descritos é recuperado em tempo aceitável através das economias de energia que proporcionam.

1.2.4. Sistemas de ar comprimido


Os Sistemas de Ar Comprimido (SAC) são dos principais consumidores de energia elétrica na indústria europeia, sendo responsáveis por mais de 10 % do seu consumo de eletricidade. No caso do setor das águas, o peso relativo do consumo de energia elétrica associado ao ar comprimido é muito variável, podendo oscilar entre cerca de 1 %, no subsetor das empresas de captação e distribuição de água, e 30 % ou mais nas estações de tratamento de águas residuais.


Os SAC são sistemas acionados por motores elétricos que são responsáveis pelo fornecimento de ar comprimido e que têm em comum:

O acionamento elétrico é constituído por um motor e eventualmente um controlador eletrónico do motor, que converte a energia elétrica em energia mecânica na forma


de um veio rotativo, e por um elemento compressor, que utiliza a energia mecânica fornecida pelo motor para comprimir um fluido de trabalho (ar);

Os sistemas auxiliares de tratamento de ar comprimido e condensados que garantem a qualidade necessária requerida pelos dispositivos de utilização final;

A rede de tubagens através da qual circula o ar comprimido e que interliga os sistemas de produção e tratamento aos dispositivos de utilização final, que convertem a energia mecânica do ar comprimido em trabalho;

O equipamento de controlo para regular a produção do sistema às necessidades dos consumidores finais.

No setor das águas, o ar comprimido produzido destina-se, essencialmente, a reservatórios de proteção ao choque hidráulico das condutas de elevação (nas empresas de distribuição de água) e a diversos equipamentos pneumáticos de controlo dos sistemas produtivos. Nas ETAR é também usual a existência de sopradores de ar ou sobrepressores para determinadas operações do processo, como a flotação de óleos e gorduras na etapa de tratamento preliminar, o arejamento de lamas ativadas no tratamento biológico e o tratamento de afinação (filtração/biofiltração).

Contudo, a sua produção origina custos elevados que podem representar uma percentagem significativa dos custos globais da energia elétrica do processo produtivo. Nesse sentido, os processos que possam ser efetuados por outros meios, ou com a utilização de tecnologias mais eficientes, devem ser privilegiados em detrimento da utilização de ar comprimido. Esta mudança de comportamentos e/ou tecnologias permite alcançar, em alguns casos, economias na ordem dos 40 %, tal como ilustrado no Quadro 17.


Quadro 17 – Alternativas à aplicação de ar comprimido

Aplicação Alternativa ao ar comprimido

Ventilação Ventiladores ou sopradores

Agitação de líquidos Agitadores mecânicos ou

sopradores

Limpeza de pavimentos ou pessoas Escovas ou aspiradores elétricos

Rejeição de produtos de uma linha de

processo Braços mecânicos

Transporte pneumático Sopradores ou telas

transportadoras

Regra geral, um SAC é composto pelas seguintes atividades principais e de suporte, como se pode ver na Figura 34:

Figura 34 – Cadeia de eficiência dos sistemas de ar comprimido

É importante que em todas as empresas utilizadoras de ar comprimido seja prática comum a implementação de um programa regular de verificação e eliminação de fugas de ar comprimido. Alguns SAC têm caudalímetros instalados para efeitos de monitorização. Com tais dispositivos é possível medir o consumo de ar comprimido quando os equipamentos produtivos não estão em operação, dando assim uma boa indicação sobre o nível de fugas.

As economias de energia são mais facilmente conseguidas a partir de uma correta conceção dos sistemas (na fase de projeto) e, portanto, aquando da instalação de raíz de um sistema novo, mas também são possíveis pela substituição/melhoria dos principais componentes de um sistema existente. Além disso, ações relacionadas com a operação e manutenção, a deteção e eliminação de fugas de ar comprimido (como ilustrado


anteriormente), podem ser introduzidas em qualquer momento do ciclo de vida do SAC.

1.2.4.3 Medidas de Eficiência Energética

No Quadro 18 apresentam-se as principais medidas de eficiência energética aplicadas aos sistemas de ar comprimido.

Quadro 18 – Medidas de eficiência energética (ar comprimido)


Reduzir fugas de ar comprimido.

Substituir motores convencionais por motores de alto rendimento (melhoria

dos acionamentos).

Utilizar variadores eletrónicos de velocidade.

Substituir ou melhorar os compressores.

Utilizar sistemas de controlo adequados e precisos.

Instalar sistemas de recuperação de calor para outras utilizações.

Melhorar o sistema de arrefecimento, secagem e filtragem.

Reduzir perdas de carga.

Otimizar os equipamentos utilizadores finais de ar comprimido.

Implementar um programa periódico de substituição de filtros.

Um compressor do tipo carga-vazio pode passar bastante tempo em vazio, estando em funcionamento sem gerar pressão útil para o sistema. Um compressor a funcionar em vazio poderá consumir cerca de 20 % da energia consumida a plena carga. Nestes casos, a otimização passa pela utilização de compressores pouco sobredimensionados, ou por uma série de compressores mais pequenos de modo a que seja possível desligar alguns quando as necessidades energéticas são menores.

A instalação de VEV limita-se à aquisição de novos compressores com essa tecnologia integrada, uma vez que a adaptação de VEV a


compressores já existentes pode originar alguns problemas técnicos.

Para garantir que os compressores operam com a máxima eficiência, podem ser adotadas várias rotinas e ações [8]:

Inspecionar e limpar regularmente os filtros de entrada de ar no compressor para minimizar as perdas de carga e reduzir o consumo de energia;

Garantir que o ar de admissão ao compressor se encontra isento de partículas e/ou humidade;

Verificar o funcionamento do sistema de refrigeração de ar comprimido, mantendo limpas as superfícies de transferência de calor e de água;

Manter um controlo adequado da operação dos compressores e dos sistemas de tratamento de ar;

Manter os ajustes mecânicos, assegurando que as correias de transmissão são mantidas na tensão correta, que as roldanas e acoplamentos estão alinhados (vibrações corretas) e que os componentes são devidamente mantidos e lubrificados;

Modificar ou redefinir as entradas de ar para locais mais frescos;

Otimizar a pressão de distribuição;

Detetar e corrigir fugas.

De entre estas ações, a otimização da pressão e a deteção e correção de fugas são particularmente importantes na redução do consumo de energia, pelo que são abordadas em seguida com mais detalhe. Outra medida interessante é a recuperação de calor dos compressores para o aquecimento de espaços próximos.

Otimização da pressão do ar comprimido

É prática corrente produzir ar comprimido a pressão elevada e depois expandi-lo até à pressão desejada, com grandes perdas de energia neste procedimento. A solução mais energeticamente favorável consiste na produção de ar comprimido à pressão mínima possível, atendendo ao valor máximo de pressão


necessário nas utilizações. Como regra de base, pode afirmar-se que para uma redução de 1 bar na pressão de trabalho da rede, a redução no consumo de energia elétrica associado é de cerca de 7 %.

Deteção e redução de fugas de ar comprimido

As fugas de ar comprimido podem representar 15 - 20 % do custo total de produção de ar comprimido. Uma manutenção eficiente e inspeções periódicas permitem reduzir este valor para 5 - 10 %.

A redução de fugas de ar comprimido é, de longe, a medida mais importante, sendo aplicável a quase todos os sistemas de ar comprimido (ver Caso de estudo – Estação de Tratamento de Águas Residuais

Por outro lado, uma rede de distribuição concebida e instalada corretamente pode diminuir significativamente as fugas de ar comprimido.

Tal como referido anteriormente, alguns SAC têm caudalímetros instalados para efeitos de monitorização. Na falta desta instrumentação permanente, pode recorrer-se à sua instalação provisória ou a estimativas. O consumo correspondente às fugas de ar comprimido pode ser estimado de duas formas:

1. No reservatório, medindo o tempo de queda no diferencial de pressão, em que o caudal de fugas é dado por:

t

P

PPVQ ea

rf /0

Onde:

Qf - Caudal de fugas [m3/s];

Vr -Volume do reservatório [m3];

Pa - Pressão relativa máxima [bar];

Pe - Pressão relativa mínima [bar];

P0 - Pressão atmosférica (1 bar);

t - Tempo de queda do diferencial de pressão [s];

2. No compressor, medindo o tempo de carga num dado período, em que o caudal de fugas é dado por:


TtQQ cf /

Onde:

Qf - Caudal de fugas [m3/s];

Qc - Capacidade do compressor [m3/s];

t - Tempo durante o qual o compressor laborou em carga [s];

T - Tempo total {carga+vazio} [s].

Estas operações têm de ser efetuadas nos períodos em que não exista consumo de ar comprimido, ou seja, fora dos períodos normais de trabalho, porque não se justifica interromper a laboração de uma empresa para se realizarem tais medições.

Em alternativa, existem no mercado aparelhos de uso manual, com funcionamento por ultrassons, que detetam as fugas de ar comprimido, mesmo com as instalações em laboração, permitindo a redução dos custos associados à deteção de fugas.

Recuperação e utilização do calor produzido pelos compressores

Em operação, os compressores geram calor que pode ser recuperado e utilizado noutras aplicações. Os sistemas clássicos de recuperação baseiam-se, essencialmente, no aquecimento de ambientes confinados próximos, através de condutas de ar quente (proveniente do arrefecimento do compressor) e, eventualmente, recorrendo a ventiladores de baixa pressão para compensar o aumento das perdas de carga adicionais introduzidas pelas condutas.

As vantagens destas instalações residem na sua simplicidade e baixo custo.

1.2.5. Energia térmica


Nas atividades industriais e de serviços é frequentemente requerida energia térmica sob a forma de água quente ou vapor, para as mais variadas aplicações. O vapor, por exemplo, pode ser


utilizado para fins de aquecimento de materiais ou de outros fluidos, movimentação de máquinas (força motriz) ou limpeza e esterilização. Já a água quente é tipicamente utilizada no aquecimento do ambiente, através de radiadores em circuito fechado, e na produção de água quente sanitária (AQS).


No setor das águas verifica-se a necessidade de calor sob a forma de água quente para fins de climatização, AQS e água quente de processo pelo que a geração de vapor não será abordada.

Água Quente Sanitária (AQS) e Aquecimento Ambiente

Existem várias tecnologias utilizadas na produção de água quente que podem ser divididas nas seguintes tipologias: sistemas instantâneos (aquecem a água no mesmo instante em que são acionados, de que são exemplo os esquentadores e as caldeiras murais); e sistemas de acumulação (aquecem a água para armazenamento num depósito e posterior utilização, como é o caso dos sistemas solares térmicos, dos termoacumuladores elétricos e dos acumuladores associados a caldeiras ou bombas de calor) [9].

Caldeiras

Na produção centralizada de águas quentes sanitárias e de água quente para climatização, os equipamentos mais frequentemente utilizados são as caldeiras. Nestes aparelhos, a produção de calor é obtida através da queima de um combustível. O calor gerado por este processo é então transferido para a água que circula num conjunto de tubos instalado no corpo da caldeira, ao longo da passagem dos gases quentes.

Geralmente, as caldeiras utilizam gás natural, GPL ou gasóleo como fonte de energia e podem produzir água quente sanitária instantaneamente, tal como o esquentador, ou por acumulação. Neste último caso, juntamente com a caldeira, deve ser instalado um depósito de armazenamento que permita acumular a água quente de consumo. No depósito, o aquecimento da água é feito em circuito fechado, ou seja, a água quente proveniente da caldeira transfere esse calor para a água de consumo contida no


depósito, através de um permutador de calor, e retorna novamente à caldeira. No aquecimento ambiente, a transferência de calor ocorre diretamente através dos radiadores em circuito fechado, como se pode verificar na Figura 35.

Quanto à instalação das caldeiras, estas podem ser murais ou de chão. As caldeiras murais, mais compactas, podem ser facilmente encastradas. Geralmente utilizam gás natural ou gás butano ou propano como fonte de energia. Já as caldeiras de chão são de maiores dimensões e funcionam, normalmente, a gasóleo ou utilizando um dos combustíveis gasosos atrás referidos.

Fonte: DECO PROTESTE

Figura 35 – Caldeira com preparação de AQS por acumulação e aquecimento por circulação fechada

Além do tipo de instalação, os vários modelos de caldeiras podem diferir quanto ao modo de admissão do ar/exaustão dos gases de combustão (ver ANEXO VIII – Caldeiras).

As caldeiras de condensação têm um rendimento superior ao das caldeiras convencionais (tipicamente as primeiras são cerca de 20 % mais eficientes), o que contribui para um menor consumo de combustível (ver Figura 36). Para mais detalhe consultar o ANEXO VIII – Caldeiras.


ANEXO VIII – CALDEIRAS

.

Fonte: DECO PROTESTE

Figura 36 – Caldeira convencional vs Caldeira de condensação [10]

Bombas de calor

São aparelhos elétricos de baixa potência que, através de um circuito frigorífico, aproveitam o calor do ar ambiente para aquecer a água. As bombas de calor também podem produzir água quente sanitária e aquecimento de ambiente. Dos equipamentos elétricos são os mais eficientes.

O princípio de funcionamento da bomba de calor é muito simples. O sol aquece o ar ambiente, esse ar passa pela unidade de bomba de calor e é convertido em potência de aquecimento. Para realizar esta operação, a bomba de calor precisa de uma certa quantidade de eletricidade. O COP (Coeficiente de Performance) é a relação entre a energia necessária e a energia entregue. Um COP de 4 significa que o sistema necessita de apenas 1 kW elétrico para produzir 4 kW de potência de aquecimento, como se observa na Figura 37.


Fonte: Carrier

Figura 37 – Relação entre a energia necessária e a energia entregue [11]

A bomba de calor é colocada no exterior do edifício. A sua função é extrair o calor do ar ambiente, aumentar a sua temperatura e utilizar os tubos de refrigerante para transportá-lo para a unidade interior [11]. Um módulo hidráulico, colocado no interior, tem um permutador de calor para transferência de calor do circuito de refrigeração para o circuito de água, como se pode ver na Figura 38.

Fonte: Energias da Terra

Figura 38 – Principio de funcionamento de uma bomba de calor [12]

O fluido do circuito de refrigeração inicia a sua transformação no evaporador, onde recebe calor proveniente do ar ambiente até atingir o estado de vapor. Este vapor entra no compressor onde é


comprimido. No condensador, o vapor passa ao estado líquido, cedendo calor para um segundo fluido de trabalho, no caso considerado, a água. Depois de passar pela válvula de expansão, o fluido retorna ao evaporador, iniciando um novo ciclo.

Coletores solares térmicos

Nos coletores solares térmicos, a radiação solar é convertida em calor. Por não serem autossuficientes, obrigam à instalação de equipamentos de apoio, tais como esquentadores, bombas de calor ar-água, termoacumuladores elétricos, etc.

Apesar de existirem diferentes sistemas de aquecimento solar de água, genericamente o sistema consiste num painel que contém tubos de cobre no seu interior. Dentro desses tubos circula um fluido que se movimenta lentamente, absorvendo assim o calor que existe nos tubos, proveniente da radiação solar. Quando o fluido se encontra suficientemente quente, é transferido para um permutador de calor, aquecendo a água para consumo. A água aquecida é mantida num depósito acumulador com um sistema de apoio convencional (caldeira, esquentador, bomba de calor, etc.), como se pode observar na Figura 39 [13].


Fonte: Solar Energy Technology

Figura 39 – Sistema solar térmico [14]

A circulação entre os painéis e o depósito acumulador pode ser por termossifão ou forçada [15]:

Termossifão: O fluido que circula nos tubos de cobre aquece, tornando-se menos denso, subindo naturalmente do coletor para o depósito. Quando a permuta de calor é feita para a água de consumo, o fluido térmico arrefece e desce para os coletores, fechando-se o ciclo. Neste caso, o depósito deve ficar sempre acima dos coletores solares;

Circulação forçada: A circulação do fluido é gerida por uma bomba de água controlada eletronicamente, em função da temperatura. O sistema pode calcular quando é necessário colocar o fluido térmico em circulação.

O sistema de termossifão é composto por um depósito que deve ficar situado acima do nível do painel solar; este sistema envolve um investimento mais reduzido e implica uma instalação mais simples. Funciona de forma autónoma, sem necessidade de recurso a bomba auxiliar para fazer a circulação do fluido térmico. Também a manutenção é mais simples. Já o sistema de circulação


forçada tem um rendimento superior, dado que a gestão de energia é mais eficaz por ser regulada através de um controlador diferencial. Inclui um depósito no interior do edifício, pelo que obriga a ter espaço para a colocação do mesmo.

Água quente de processo

A maioria dos digestores anaeróbios opera em regime mesofílico, ou seja, entre os 32ºC e 37ºC. As lamas ou subprodutos a digerir, na generalidade dos casos, não se encontram à temperatura ideal do processo, pelo que é necessário fornecer calor ao processo. Assim, os digestores anaeróbios são equipados com um sistema de aquecimento e também com um isolamento adequado para reduzir as perdas térmicas. O aquecimento da massa em digestão é conseguido através da utilização de permutadores de calor.

Caldeiras de tubos de fogo

Geralmente, as caldeiras utilizadas na produção de água quente para fins sanitários e de aquecimento não têm capacidade de fornecer água quente para o processo, dados os requisitos de caudal e temperatura. Assim, é comum recorrer a outro tipo de caldeiras, com potência mais elevada, designadas por caldeiras de tubos de fogo ou flamotubulares.

Tipicamente, o corpo de uma caldeira de tubos de fogo é construído a partir de chapas de aço. Os gases de exaustão resultantes da queima do combustível são então conduzidos através de um feixe tubular que pode fazer uma, duas ou três passagens através do corpo da caldeira. Ao longo deste percurso, o calor contido naqueles gases é transferido para a água, contida no próprio corpo da caldeira, antes de ser libertado através da chaminé.

Normalmente, o aquecimento de digestores anaeróbios é feito com recurso a uma caldeira em que os permutadores podem ser internos ou externos ao digestor. No primeiro caso, o conteúdo do digestor é aquecido diretamente através de tubos colocados no seu interior, por onde circula água quente. No segundo caso, o conteúdo do digestor é recirculado através de um permutador externo, onde entra em contacto indireto com uma contracorrente de fluido quente. O próprio biogás produzido no


processo anaeróbio pode ser utilizado como combustível. De uma forma geral, é necessário entre 30 a 40 % da energia produzida na forma de biogás para manter a temperatura de digestão em regime mesofílico.

Os permutadores internos podem, com o decorrer do tempo, acumular incrustações à superfície, as quais diminuem a sua eficiência de troca térmica. Este tipo de sistema de aquecimento deve, assim, ser preparado de forma a poder ser retirado do digestor para limpeza periódica. O permutador externo é geralmente mais complexo e menos eficiente que o interno, apresentando, no entanto, a vantagem de os trabalhos de manutenção ficarem mais facilitados. Outras opções para aquecimento do digestor, pouco utilizadas, são ainda o digestor com fundo radiante e o pré-aquecimento com vapor.


No Quadro 19 apresentam-se as principais medidas de eficiência energética aplicadas aos sistemas de energia térmica.

Quadro 19 – Medidas de eficiência energética (Energia térmica)


Água Quente Sanitária e Aquecimento Ambiente.

Isolar termicamente a tubagem de distribuição de água quente, para

redução das perdas de calor.

Colocar válvulas termostáticas em radiadores e termostatos programáveis.

Optar por bombas de circulação de baixa potência (e que só funcionem com

a pressão da abertura de uma torneira) se a sua instalação for equipada com

um anel de recirculação (que permite programar a circulação de água

quente na canalização).

Optar por torneiras misturadoras nos pontos de consumo de água quente.

Tratamento de lamas e aquecimento de digestores anaeróbios.

Regular os parâmetros de queima.

Instalar economizadores.



Isolar os órgãos e as tubagens.

AQS e Aquecimento Ambiente

Independentemente de existirem medidas práticas para otimizar a utilização de energia em sistemas de produção de água quente, deverá, em primeiro lugar, ser assegurada a correta manutenção desses sistemas. Uma manutenção adequada da caldeira individual pode economizar até 15 % em energia.

Assim, ao longo da vida útil dos equipamentos, devem ser realizadas as seguintes operações:

Limpeza do corpo do aquecimento, do queimador e do piloto;

Verificação dos principais componentes de segurança e desgaste da caldeira e do depósito de água quente;

Inspeção visual da instalação de aquecimento;

Verificação do correto funcionamento de relógios e termostatos;

Lavagem periódica do depósito de acumulação de água quente, pois a sujidade pode contribuir para o desenvolvimento de bactérias.

Aquecimento ambiente

Nos sistemas de aquecimento ambiente recomendam-se as seguintes práticas:

Manter a temperatura entre os 18 e 20ºC (suficiente para manter o conforto térmico);

Ligar o aquecimento só após se ter arejado o espaço;

Instalar válvulas termostáticas em radiadores e os termostatos programáveis (retorno de investimento e importantes poupanças de energia (entre 8 % e 13 %));


Purgar o ar na instalação no início da estação de aquecimento (tubagem e radiadores), podendo ser necessário contratar um técnico para o efeito;

Evitar cobrir os radiadores e encostar objetos.

Água quente de processo

A produção de água quente para o processo (ou mesmo para AQS) pode efetuar-se, como já se referiu, através de caldeiras. A regulação da combustão nestes equipamentos tem como objetivo minimizar as perdas de energia nos fumos, o que implica a redução da temperatura e do excesso de ar a valores mínimos (ver ANEXO VIII – CALDEIRAS).

Consoante o tipo de combustível queimado no gerador, assim varia o ponto ótimo de funcionamento, correspondente a um determinado excesso de ar de combustão. O Quadro 20 apresenta o ponto ótimo de funcionamento na queima dos combustíveis mais comuns:

Quadro 20 – Ponto ótimo de funcionamento dos combustíveis comuns

Combustível GN GPL Fuelóleo Lenha

Excesso de ar de

combustão 5 – 10 % 5 – 10 % 15 – 20 % 15 – 50 %

Teor de CO2 11,4 –

0,9 %

13,1 –

2,6 %

13,7 –

3,2 %

17,5 –

3,3 %

Teor de O2 1,1 – 2,1 % 1,1 – 2,1 % 2,9 – 3,6 % 2,9 – 7,2 %

Teor de CO <200-300

ppm

<200-300

ppm 0 % 0 %

Resumindo, as maiores perdas de calor de uma caldeira são sempre devidas aos gases de combustão que são libertados para a atmosfera, sendo as perdas determinadas pela massa de gás por kg de combustível queimado e pela sua temperatura (importante para a quantificação do rendimento da combustão).

A determinação da temperatura é feita com um indicador ou sonda de temperatura (que, por exemplo, pode fazer parte de um analisador de gases portátil). Como já foi referido, o seu valor


deverá ser o mais baixo possível, considerando-se normal um valor superior em cerca de 40 ou 50ºC ao da temperatura do fluido produzido (água quente).

O controlo da temperatura e da composição dos gases de combustão deverá ser frequente, permitindo o acompanhamento da evolução da referida temperatura. Deve-se verificar o estado das superfícies de permuta de calor, e em função disso, determinar o momento de limpeza destas.

Além da regulação dos parâmetros de queima, a instalação de economizadores é outra opção que pode ser adotada para minimizar o calor perdido nos gases de combustão. Os economizadores consistem em permutadores de calor específico que efetuam a transferência do calor dos gases de combustão para pré-aquecer a água de alimentação da caldeira, reduzindo as necessidades de combustível [8].

De salientar, também, que a eficiência global de um sistema de aquecimento de água depende não só da eficiência das caldeiras, mas também do sistema de distribuição. As tubagens desprotegidas ou inadequadamente isoladas são uma fonte constante de desperdício de energia porque irradiam calor para o ambiente. Assim, deve proceder-se ao isolamento das tubagens de distribuição de água quente, sendo que o isolamento deve ser inspecionado e substituído quando danificado.

1.2.6. Energia reativa e compensação do fator de potência

Todo o equipamento elétrico cujo funcionamento assenta nos efeitos dos campos eletromagnéticos, como é o caso dos motores, dos transformadores e dos balastros, consome energia reativa, para além de energia ativa. A energia reativa não produz trabalho, mas é necessária ao funcionamento de equipamentos como os referidos, o que se traduz numa maior intensidade de corrente, implicando [16]:

Acréscimo das perdas por efeito de Joule em todo o sistema de transporte e distribuição de energia elétrica;

Sobredimensionamento de cabos de alimentação;


Sobredimensionamento da aparelhagem de corte e proteção da instalação elétrica.

O Fator de Potência (cos φ) traduz o grau de eficiência do uso dos sistemas elétricos. Valores altos do Fator de Potência (próximos de 1,0) indicam uso eficiente da energia elétrica, enquanto valores baixos indicam o seu mau aproveitamento, além de representar uma sobrecarga para todo o sistema elétrico.

O consumo de energia reativa é faturado no âmbito do acesso às redes. Para o cálculo da energia reativa a faturar utiliza-se o fator tg φ, que se define como o quociente entre a energia reativa e a energia ativa medidas no mesmo período [17]. Quanto maior for a tg φ menor será o Fator de Potência e maior será a energia reativa a transitar nas redes. Assim, apesar de não se traduzir numa redução direta do consumo de energia ativa, a redução do consumo de energia reativa, através da compensação do Fator de Potência, pode representar benefícios económicos relevantes. Esta compensação consiste em, localmente, na própria instalação, produzir a energia reativa necessária ao funcionamento dos equipamentos.

A forma mais comum de melhorar o Fator de Potência é instalar baterias de condensadores, podendo essa instalação ter as seguintes configurações [8]:

Geral, perto do quadro principal de distribuição central;

Por grupos de menor dimensão, espalhados ao longo da linha de distribuição;

Individualmente, no caso de grandes consumidores de energia elétrica.

Geralmente, as instalações com vários condensadores incluem um controlador que monitoriza o Fator de Potência da instalação e aciona os condensadores à medida que vai sendo necessária a correção do Fator na linha de distribuição [8].

1.2.7. Otimização da gestão dos sistemas

Existe um grande potencial de aumento da eficiência energética e redução dos consumos em cada instalação do setor das águas. O aproveitamento deste potencial é máximo se, a par da otimização


dos equipamentos, for promovida uma abordagem integrada e holística focada no sistema (otimização de processos e configuração do sistema).

A otimização dos sistemas de abastecimento de água ocorre em três níveis:

Na otimização dos equipamentos;

Na otimização da estratégia de operação;

Na otimização da configuração dos sistemas.

A otimização de equipamentos atua ao nível de cada um dos equipamentos consumidores de energia, garantindo a adequada seleção dos equipamentos a instalar, assegurando que estes operam nos pontos de máxima eficiência bem como a sua manutenção adequada.

A estratégia de operação ótima dos sistemas de abastecimento (otimização de processos) considera as necessidades de abastecimento de água às populações, o armazenamento e elevação deste recurso em horários com tarifas mais favoráveis. Também tem em conta a escolha da combinação mais eficiente dos grupos de bombagem em operação para que a elevação e o transporte de água sejam efetuados, gerando a menor perda de carga possível nestes sistemas.

Ao nível da estratégia da operação, a melhoria de eficiência energética dos sistemas de abastecimento de água passa idealmente, numa primeira fase, pela caraterização exaustiva do sistema e das necessidades de atendimento do mesmo. Depois de caraterizado, o sistema deverá ser monitorizado, preferencialmente com recurso a Sistemas de Supervisão e Aquisição de Dados (SCADA), que são sistemas de monitorização e controlo, automáticos. Para além disso, a gestão dos sistemas deverá ser auxiliada por metodologias de previsão do consumo, simulação hidráulica dos sistemas e estratégias de otimização de operação, face às necessidades de consumo do sistema. Desta forma, a operação pode ser ajustada para ser executada com menores consumos específicos de energia. A modelação computacional será, assim, uma importante ferramenta auxiliar para estes modelos mais complexos.


Por fim, a otimização da configuração dos sistemas aproveita ao máximo o potencial gravítico das redes, operando a pressões mais baixas e/ou dividindo o sistema em zonas hidraulicamente independentes com estratégias de operação específicas que mitiguem perdas de carga desnecessárias.

Dada a complexidade e o número de variáveis elevado, a otimização da configuração e da operação deverá ser auxiliada por modelos digitais que simulam o comportamento dos sistemas reais, através dos quais é possível implementar modelos para o transporte e distribuição de água que permitem comparar o desempenho de diferentes tipos de configuração de sistemas e as diferentes estratégias de operação.

Um exemplo deste tipo de modelos é o EPANET, um software de código aberto e o mais utilizado em todo o mundo que tem a capacidade de executar longos períodos de simulação de comportamento hidráulico e de qualidade da água dos sistemas de rede em alta.

Normalmente, os modelos mais desenvolvidos de previsão de consumo fornecem padrões de 24h de previsão, para um número de pontos de consumo em cada área de controlo. As previsões geralmente são extrapoladas.

As estratégias que têm apresentado melhores resultados passam pela utilização conjunta de ferramentas de otimização, como Algoritmos Genéticos e/ou Colónia de Formigas, aliadas a ferramentas de previsão. Geralmente, estas estratégias possuem múltiplos objetivos, entre os quais conciliar o fornecimento de água às populações com a redução de consumos energéticos e de perdas de água, com redução dos custos de operação dos sistemas. Contudo, não existe nenhum algoritmo "perfeito" para resolver todos os problemas de otimização e cada estratégia terá que ser desenvolvida caso a caso para melhor produzir os objetivos desejados de redução de custos operacionais e poupanças de água e energia, de acordo com a realidade de cada sistema.


1.2.8. Eficiência hídrica como via para a eficiência energética (nexus água-energia)

Sendo fortemente dependente da disponibilidade dos recursos hídricos, o setor das águas está muito exposto ao risco de escassez, o qual tem vindo a ser agravado pelas alterações climáticas. Temperaturas mais quentes conduzirão ao aumento da procura de água e da evaporação e, com grande probabilidade, da frequência dos períodos de seca.

Os problemas associados à escassez de água afetam já cerca de 20 % do território da UE, estimando-se que, em 2030, venham a afetar 45 % do território europeu, incluindo Portugal, um dos países mais vulneráveis às alterações climáticas na Europa.

As situações de seca com consequências gravosas, particularmente na agricultura e na pecuária, mas também para os consumidores em geral, são frequentes em Portugal Continental. De acordo com dados do Instituto Português do Mar e da Atmosfera (IPMA), nos últimos 65 anos, ocorreram sete episódios de seca com maior severidade21 aos quais se junta a ocorrida em 2017. Em consequência desta última, 96 % do território de Portugal Continental foi declarado em situação de seca extrema. Ainda de acordo com o IPMA, verificou-se uma tendência para a intensificação da frequência de secas nas duas últimas décadas do século XX, em particular, nos meses de fevereiro a abril.

Sendo a produção hidroelétrica a principal fonte de energia renovável do país, a falta de água nas barragens tem fortes impactos na produção de eletricidade. Em 2017, devido à seca, o país registou, em comparação com 2016, uma descida de cerca de 30 % na produção de energia a partir de fontes renováveis devido à descida de 55 % na produtibilidade hidroelétrica. Esta situação traduziu-se numa maior utilização da capacidade das centrais a carvão e, em particular, a gás natural, que registaram um aumento de produção superior a 300 %. Como consequência, houve um aumento do custo e das emissões associadas à produção de

21 1943/46, 1965, 1976, 1980/81, 1991/92, 1994/95 e 1998/99 e 2004/06

https://www.ipma.pt/opencms/pt/oclima/observatorio.secas/pdsi/apresentacao/evolu.historica/index_link.html?page=os_series_longas_matriz.xml


eletricidade em relação a 2016 (aumento de 26 % nas emissões de CO2)22.

A eficiência hídrica revela-se, pois, e cada vez mais, um fator crítico para a eficiência de recursos, a sustentabilidade ambiental e económica nacional.

No caso especial do setor das águas esta criticidade aumenta na medida em que, para além da referida dependência da disponibilidade da água, aquele depende também muito do nível de competitividade e de oferta do setor energético. Recorde-se que os custos energéticos dos serviços de abastecimento ascendem a 50 % dos custos operacionais das entidades gestoras.

Com vista a garantirem a captação, tratamento, armazenamento e transporte de água até aos consumidores finais, com qualidade e segurança, os sistemas de abastecimento de água distribuem-se por vastas áreas territoriais. Para além das perdas de carga, vencidas à custa de elevados consumos de energia, ocorrem também perdas de água significativas ao longo das redes de distribuição, com implicações negativas em termos ambientais e económicos.

Neste contexto, as entidades gestoras deparam-se com um desafio maior: o de reduzir simultaneamente o desperdício hídrico e o consumo energético dos sistemas. O foco no nexus Água-Energia assume, assim, uma importância crucial na gestão destes sistemas.

As ações concertadas, que promovam a eficiência hídrica e, por essa via, a eficiência energética, fazem aumentar o potencial de poupança e competitividade das medidas de eficiência de recursos (água e energia) no setor das águas.

De acordo com o estudo “Water resources long term planning framework (2015-2065)”23 , que estabelece a estratégia para o planeamento a longo prazo dos recursos hídricos para abastecimento público de água na Inglaterra e no País de Gales, os custos associados à resiliência à seca – eg. gestão do lado procura

22 Fontes: DGEG e REN, julho de 2017; Quercus, outubro de 2017 23 Atkins, Mott MacDonald, Nera; HR Wallingford; Oxford University,”Water resources long term planning framework (2015-2065)”. Technical Report - Final 20 July 2016.


(incluindo promoção e incentivos à eficiência hídrica do lado dos utilizadores), regime de autorização para captação/utilização e gestão integrada e partilhada de recursos entre regiões – são inferiores a 4,5 euros por cliente/ano e são superados pelos benefícios económicos. De acordo com o referido estudo, a adoção de medidas de resiliência à seca apresenta uma relação benefício / custo superior a 10:1, concluindo-se que uma abordagem de gestão preventiva é claramente vantajosa para o setor.

Como exemplo de algumas medidas de caráter preventivo que contribuem para a resiliência dos sistemas e para o aumento da eficiência energética com base no nexus água-energia destacam-se:

a redução das perdas de água;

a promoção da reutilização de água tratada;

o planeamento e a gestão integrada entre várias entidades gestoras;

a gestão da água no lado da procura.

Redução das perdas de água

Nas redes de abastecimento, o potencial de poupança é elevado. Em Portugal Continental, de acordo com o RASARP 2016, em 2015 foram registados os seguintes números no universo das entidades gestoras de sistemas de abastecimento de água:

Sistema em alta:

o água não faturada: 5 % do total de água entrada;

o perdas reais24: 22 milhões de m3;

o consumo de energia 369 milhões de kWh.

Sistema em baixa

24 Perdas devidas a fissuras, roturas e extravasamentos de água nos sistemas de abastecimento.


o água não faturada: 30 % do total de água entrada25;

o perdas reais: 152 milhões de m3 26;

o consumo de energia: 265 milhões de kWh.

Com base nos números relativos a perdas de água, é possível estimar que as mesmas se traduzem num consumo energético acrescido da ordem de 150 milhões de kWh, na emissão de mais 42,8 mil t CO2

27 e num sobrecusto anual rondando os 21 milhões de euros28.

Daqui se conclui que uma abordagem de gestão ativa focada na prevenção de perdas de água, passando pela instalação de sistemas de monitorização e deteção de fugas e pela manutenção preventiva das infraestruturas, é vantajosa, contribuindo de forma decisiva para a resiliência do sistema e para uma gestão mais eficiente dos pontos de vista hídrico, energético, ambiental e económico.

Promoção da reutilização de água tratada

Para além da prevenção de perdas e desperdícios de água, importa promover a reutilização de água tratada, salvaguardando a qualidade adequada ao fim em causa.

A promoção da reutilização de água no próprio sistema de abastecimento contribui para uma gestão do sistema não só mais resiliente, como mais eficiente à luz do nexus água-energia.

Exemplo de uma medida desta natureza é a reutilização no próprio processo de tratamento de água.

25 Informação referente a 94% das entidades gestoras. 26 Informação referente a 93% das entidades gestoras. 27 Fator anual de emissão de CO2 do sistema electroprodutor em 2015 - 290 t CO2/GWh (Fonte: Observatório da Energia). 28 Custo do kWh em 2015 e 2016 para clientes industriais - Banda IC (500 MWh < consumo < 2 000 MWh) - 0,14 euro/kWh (Fonte: Observatório da Energia).


Gestão partilhada de recursos (integração de sistemas ou gestão integrada entre regiões)

A gestão partilhada de recursos entre diferentes regiões é uma boa prática, apresentando potenciais benefícios económicos e contribuindo para o aumento da resiliência dos sistemas de abastecimento.

Como salienta o estudo29 realizado para Inglaterra e País de Gales, este tipo de gestão implica esforços de articulação entre as entidades gestoras envolvidas, ao nível operacional e regulatório (gestão das infraestruturas, da qualidade do recurso, partilha de riscos ambientais, etc.), institucional, político e financeiro.

Gestão da água no lado da procura

Na Europa, a água é consumida em volumes duas a quatro vezes superiores às reais necessidades médias diárias dos diferentes setores, estimando-se em 40 % o potencial de poupança global de água30. Em face desta realidade, a Comissão Europeia tem vindo a promover projetos focados em padrões de eficiência para produtos e sistemas de eficiência hídrica em edifícios. O sistema de rotulagem de eficiência hídrica para torneiras e chuveiros e a definição de indicadores de desempenho ambiental dos edifícios que incluem o uso eficiente da água são exemplos de áreas em que se tem vindo a apostar.

Em Portugal, os dados de utilização de água pelos diferentes setores revelam também um elevado nível de desperdício e um potencial significativo de poupança de água, energia e dinheiro por via da eficiência hídrica.

Estima-se que, a nível nacional, o desperdício hídrico ascenda a 22,5 % no setor industrial, 37,5 % no setor agrícola e 25 % no setor urbano 31 (i.e., considerando o ciclo urbano da água, incluindo, entre outros, edifícios e sistemas de abastecimento público de águas).

29 Atkins, Mott MacDonald, Nera; HR Wallingford; Oxford University, ”Water resources long term planning framework (2015-2065)”. Technical Report - Final 20 July 2016.

30 Comissão Europeia (CE), 2016. 31 Programa Nacional para o Uso Eficiente da Água 2012-2020.


O potencial de poupança hídrica nos edifícios do setor urbano é estimado em 30 %32. Considerando o consumo de energia para o aquecimento de águas sanitárias, o aproveitamento deste potencial de poupança hídrica pode traduzir-se em economias de 51 % nos consumos de água e energia.

Existe, pois, um potencial de melhoria da eficiência hídrica e energética dos sistemas de abastecimento por via da gestão da procura, no sentido de tornar mais eficiente o consumo de água e, consequentemente, de energia.

A gestão da água no lado da procura tem por objetivo aumentar a eficiência e as boas práticas junto dos consumidores de água, podendo envolver diferentes tipos de abordagens por parte das entidades gestoras:

Incentivo à redução de consumo em situações particulares de maior escassez;

Incentivo da redução de consumo em horas de ponta, durante as quais os custos com energia são mais elevados, com vista à redução dos volumes de água captada, elevada e tratada a custos mais elevados;

Sensibilização, capacitação e incentivo aos consumidores para que reconheçam a água como recurso escasso, mas renovável, com valor acrescentado e com elevados custos indiretos não internalizados no preço final, promovendo hábitos de poupança de água e a seleção de equipamentos eficientes;

Oferta de serviços de eficiência hídrica (e energética) junto dos consumidores ao nível da procura, os quais representam, para as entidades gestoras, uma nova oportunidade de oferta de serviços de valor acrescentado e com importantes vantagens para os consumidores, contribuindo para a poupança destes na fatura de água e energia, mantendo ou melhorando os seus níveis de qualidade, conforto e segurança na utilização da água.

32 CE, 2016 e Associação Nacional para a Qualidade nas Instalações Prediais (ANQIP), 2016.


O já referido estudo “Water resources long term planning framework (2015-2065)”, realizado para Inglaterra e País de Gales, aponta para a eficácia das medidas de gestão da procura para o aumento da eficiência e da resiliência dos sistemas de abastecimento, recomendando uma abordagem de gestão do tipo “portefólio”, que complemente as medidas de gestão da procura com outro tipo de medidas, tais como a gestão de perdas, a reutilização e a partilha entre regiões.

BOAS PRÁTICAS DE PRODUÇÃO|115

2. BOAS PRÁTICAS DE PRODUÇÃO

2.1. Processos produtores de energia

Para além dos processos e equipamentos consumidores de energia, também existem tecnologias que permitem a produção local de energia, resultando, na maioria dos casos, poupanças a nível energético e/ou económico. Nesta secção será dada relevância aos sistemas fotovoltaicos, biogás, produção térmica, microturbinas de rede e mini-hídricas.

Quadro 21 – Sistemas produtores de energia típicos nos sistemas de abastecimento de água

Fotovoltaico Biogás

Microturbina

/Bomba

como

turbina

Mini -

Hídrica

~ ~

~ ~ ~

~

~

~

~

~

~

Edifícios, estruturas de apoio e

espaços exteriores

Subterrânea

Superficial

Distribuição

Tratamento

Processamento de lamas

(espessamento e desidratação)

Elevação

Adução

Armazenameto ~

Produção de energia

Op

era

çõ

es u

nit

ári

as

Captação

Armazenamento


Quadro 22 – Sistemas produtores de energia típicos nos sistemas de saneamento de águas residuais

Produção de energia

Fotovoltaico

Biogás

Op

eraç

ões

Un

itár

ias Tratamento de Lamas

Condicionamento (sistemas térmicos)

Estabilização (por digestão anaeróbia)


Espaços exteriores (aproveitamento)

2.2. Sistemas produtores de energia

2.2.1. Sistemas fotovoltaicos

Portugal dispõe de um número médio de 2200 a 3000 horas de sol por ano no continente e entre 1700 e 2200 horas, respetivamente, nos arquipélagos dos Açores e Madeira. A média do total anual da irradiação solar global encontra-se entre 1400 kWh/m2 em Vila Real (Trás-os-Montes) e 1700 kWh/m2 em Faro (Algarve). Estas caraterísticas permitem que Portugal apresente um potencial de aproveitamento da energia solar muito considerável, sendo por isso considerado um dos países da Europa com melhores condições para a utilização deste recurso. A Figura 40 mostra a irradiação global média em Portugal continental:


Fonte: Solargis

Figura 40 – Irradiação global média anual em Portugal continental

As tecnologias solares fotovoltaicas permitem transformar diretamente a radiação solar em energia elétrica, através das suas células fotovoltaicas. Ao incidir nas células fotovoltaicas, a radiação solar provoca a interação entre os eletrões gerando eletricidade.

Um sistema solar fotovoltaico é, essencialmente, constituído por um coletor solar e um inversor. O coletor solar é responsável pela produção de eletricidade em corrente contínua que, ao passar pelo inversor, faz com que aquela passe a corrente alternada,


ficando assim disponível para utilização na instalação elétrica do edifício.

Na Figura 41 apresenta-se o perfil de consumo de um sistema solar fotovoltaico:

Figura 41 – Perfil de consumo de um sistema fotovoltaico

Um sistema solar fotovoltaico produz energia elétrica apenas durante o dia, sendo necessário armazenar o excedente de produção em sistemas de baterias ou injetar na rede, se o sistema assim o permitir.

Antes de adquirir um coletor solar fotovoltaico é necessário considerar os seguintes aspetos:

Espaço disponível na cobertura - se a cobertura não permite a colocação dos painéis, devido à falta de espaço, a opção pelo sistema solar fotovoltaico pode ficar comprometida. Por outro lado, a área disponível na cobertura condiciona também a área de painéis que se podem instalar e o seu posicionamento;

Orientação e sombreamentos - os painéis solares fotovoltaicos devem estar devidamente orientados para maximizar a incidência da radiação solar, entre este e oeste, sendo a orientação sul a que garante o maior aproveitamento da radiação incidente;


Enquadramento legal para ligação à rede - a ligação de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica nacional carece de licenciamento, de acordo com o enquadramento legal em vigor. É, assim, necessário verificar qual o procedimento a seguir junto da Direção-Geral de Energia e Geologia.

Atualmente, existem dois tipos de sistemas fotovoltaicos: com ligação à rede (a energia é injetada na rede elétrica, sendo o sistema utilizado para Pequena Produção) e sem ligação à rede (a energia é utilizada diretamente no edifício ou acumulada em baterias e utilizada fora das horas de produção. Este sistema é utilizado para Autoconsumo).

No Quadro 23 apresenta-se a comparação entre os dois tipos de produção:

Quadro 23 – Comparação entre Autoconsumo e Pequena Produção [18]

Caraterísticas Autoconsumo Pequena Produção

Atividade de

produção e

fonte

Produção de energia da

fonte renovável ou não

renovável pela unidade de

produção com ou sem

ligação à Rede Elétrica de

Serviço Público (RESP) com

injeção da energia

preferencialmente na

instalação de consumo.

Eventuais excedentes de

produção instantânea

podem ser injetados na

RESP quando aplicável.

Produção de energia da

fonte renovável, baseada

em uma só tecnologia de

produção, e injeção da

totalidade da energia

elétrica na Rede Elétrica de

Serviço Público (RESP). A

Pequena Produção,

mantendo os traços gerais

estabelecidos pelos antigos

diplomas de mini e

microprodução passa num

enquadramento legal único.

Limites da

potência

Potência de ligação à rede

será menor ou igual a 100 %

da potência contratada na

instalação de consumo. A

potência instalada não deve

ser superior a duas vezes a

potência de ligação.

Potência de ligação à rede

será menor ou igual a 100 %

da potência contratada na

instalação de consumo, até

uma potência de ligação

máxima de 250 kW.

Requisitos da

produção

Dimensionamento da UPAC

(Unidade de Produção para

Autoconsumo) por forma a

aproximar a eletricidade

Energia consumida na

instalação de consumo deve

ser igual ou superior a 50 %

da energia produzida. Venda


Caraterísticas Autoconsumo Pequena Produção

produzida à energia

consumida. Venda do

excedente instantâneo ao

Comercializador de Último

Recurso (CUR).

da totalidade da energia ao

Comercializador de Último

Recurso (CUR).

Quota Não existe quota Quota anual de 20 MW. Fonte: FF Solar Energias Renováveis

Segundo a Agência Internacional de Energia, o desenvolvimento de tecnologias de fontes de energia solar acessíveis, inesgotáveis e limpas terá enormes benefícios a longo prazo. A sua utilização contribuirá para o aumento da segurança energética dos países devido à dependência de um recurso endógeno, inesgotável e, principalmente, independente de importação. Tal facto permitirá aumentar a sustentabilidade, reduzir a poluição e manter os preços dos combustíveis fósseis mais baixos. Estas vantagens são globais e podem ser aplicadas ao setor das águas. Existem exemplos de aplicação de sistemas fotovoltaicos nas mais diversas instalações ligadas a este setor, como é o caso das Estações de Tratamento de Águas, Estações de Tratamento de Águas Residuais e Estações Elevatórias.

De acordo com a informação disponibilizada pela AdP – Águas de Portugal, a construção de duas centrais fotovoltaicas na ETA de Tavira e na ETA de Alcantarilha, cuja produção de energia teve início em julho de 2015, representou um investimento de 1,2 milhões de euros, financiados em 65 % pelo Programa Operacional Algarve 21. Cada central é composta por 1760 painéis com uma potência global instalada de 432 kW (245 W de potência em cada painel). Com a entrada em funcionamento da central fotovoltaica da ETA de Tavira, a Águas do Algarve registou nesta instalação uma diminuição no consumo de energia de cerca de 330 mil kWh, a que corresponde uma redução de 155 t CO2 em cinco meses. Por sua vez, a central fotovoltaica da ETA de Alcantarilha permitiu uma diminuição no consumo de energia de cerca de 266 mil kWh, correspondente a 125 t CO2.


2.2.2. Biogás

É crescente a tendência de encarar os resíduos não como materiais indesejáveis, mas como subprodutos. Existe a necessidade de se encontrarem processos apropriados capazes de converter o que atualmente se designa como desperdício em produtos úteis, como energia, nutrientes e água. A digestão anaeróbia de matéria orgânica é uma das tecnologias atualmente disponíveis, capaz de contribuir para a redução da poluição ambiental e, ao mesmo tempo, para a valorização dos resíduos [19].

O processo de tratamento de águas residuais conduz à formação de subprodutos, nomeadamente de lamas primárias e biológicas resultantes, respetivamente das operações de decantação primária e de oxidação biológica da matéria orgânica. A estabilização biológica das lamas através do recurso à digestão anaeróbia promove a conversão microbiológica da matéria orgânica, na ausência de oxigénio, em biomassa estabilizada e numa mistura de gases designada por biogás.

O biogás é um combustível gasoso com um elevado poder energético, constituído, em média, por 60 % de metano (CH4) e 40 % de dióxido de carbono (CO2). A digestão anaeróbia depende da atividade combinada e coordenada de diferentes grupos de bactérias anaeróbias obrigatórias ou facultativas, das quais se destacam três grandes grupos de bactérias: fermentativas, acetogénicas e metanogénicas [19]. O processo de estabilização anaeróbia compreende as seguintes etapas (ver Figura 42):


Figura 42 – Etapas para a produção de biogás

O principal elemento necessário para o desenvolvimento do processo é o reator (digestor anaeróbio). Trata-se, essencialmente, de um tanque fechado, onde os microrganismos (biomassa) entram em contacto com o resíduo (substrato), em condições de total ausência de oxigénio (anaerobiose).

Existem duas tecnologias principais de digestores anaeróbios: descontínuos (ou “batch”) e contínuos. A principal distinção entre estes dois tipos de sistemas é a forma como os resíduos são introduzidos e retirados do digestor. Em ambos os casos, o resíduo permanece no interior do digestor um determinado período de tempo, que se designa tempo de retenção.

Nos digestores descontínuos é introduzida uma certa quantidade de resíduo que permanece no digestor por um determinado período de tempo, durante o qual os microrganismos decompõem a matéria orgânica e ocorre a produção de biogás. Quando o período de digestão termina, o resíduo tratado é retirado do digestor. Este tipo de sistema foi bastante utilizado na década de 40, mas tem vindo progressivamente a cair em desuso. Nos sistemas contínuos, o volume de resíduo no interior do digestor permanece constante ao longo do tempo, ou seja, por cada


quantidade de resíduo introduzida, uma quantidade igual de resíduo tratado sai do digestor (ver Figura 43) [19].

Fonte: CCE - Centro para a conservação de energia

Figura 43 – Sistemas de digestão anaeróbia descontínuos vs contínuos [19]

Os modelos de digestores contínuos atualmente utilizados no tratamento anaeróbio de resíduos podem dividir-se em dois grupos fundamentais, de acordo com a disposição da biomassa:

Reatores de biomassa em suspensão (ou sem suporte);

Reatores de biomassa fixa (ou com suporte).

No primeiro grupo, a biomassa encontra-se suspensa no líquido no interior do digestor, formando flocos ou grânulos.

No segundo grupo, a retenção da biomassa é assegurada pela utilização de um meio de suporte inerte, no qual os microrganismos se fixam.


No Quadro 24 apresentam-se os principais modelos de digestores:

Quadro 24 – Principais modelos de digestor

Designação Caraterização Vantagens/ Desvantagens

Principais utilizações

Digestor de mistura completa

O resíduo é misturado com o conteúdo ativo do digestor. O contacto é proporcionado por uma agitação eficiente no interior do digestor.

Desvantagem:

Elevado tempo de retenção.

Resíduos concentrados com elevado teor de sólidos

Estabilização anaeróbia de resíduos pecuários e de lamas de águas residuais domésticas.

Reator de fluxo-pistão

O resíduo é introduzido num extremo do tanque provocando o deslocamento de toda a massa no interior do digestor, levando à saída de igual quantidade de resíduo no outro extremo. Este movimento peristáltico conduz à designação de fluxo pistão.

Vantagem:

Baixo custo de manutenção devido ao reduzido número de componentes

Desvantagem:

Elevado tempo de retenção.

Resíduos pecuários semissólidos.

Leito de lamas anaeróbio de fluxo ascendente (UASB)

Baseia-se na capacidade dos microrganismos formarem grânulos, sem necessitarem de suporte inicial.

A biomassa granulada encontra-se assente no fundo do digestor (leito de lamas). O caudal afluente proporciona à biomassa um aspeto fluidizado e assegura um contacto eficaz entre a água residual e os microrganismos ativos.

Vantagem:

Pode tratar elevadas cargas orgânicas de natureza solúvel com baixos tempos de retenção.

Tratamento de águas residuais diluídas.


Designação Caraterização Vantagens/ Desvantagens

Principais utilizações

Reator de leito fluidizado expandido

A biomassa permanece no digestor através da sua adesão a um suporte inerte (ex.: areia)

À semelhança do UASB, o leito de lamas é expandido ou fluidizado pelo caudal afluente.

Vantagem:

Tempo de retenção reduzido.

Resíduos de natureza líquida com baixo teor de sólidos.

Os principais parâmetros a observar na operação de um digestor anaeróbio podem ser consultados no ANEXO IV – BIOGÁS.

Todas as utilizações de biogás requerem a sua depuração, de modo a aumentar o seu poder calorífico e a que a sua qualidade seja compatível com as exigências mínimas dos equipamentos de valorização de biogás, nomeadamente dos motores, caldeiras e pilhas de combustível.

Numa ETAR, o enriquecimento de biogás com o objetivo de otimizar a sua conversão em energia térmica e elétrica exige, normalmente, a eliminação do excesso de humidade e de contaminantes como o dióxido de carbono, sulfureto de hidrogénio, partículas, mercaptanos e siloxanos. Na maioria dos casos, o único tratamento necessário consiste na remoção de vapor de água e, eventualmente, de sulfureto de hidrogénio.

À saída do digestor o biogás apresenta-se, normalmente, saturado em vapor de água que pode condensar ao entrar em contacto com superfícies mais frias, contribuindo para a obstrução de canalizações e para a deterioração de outros equipamentos, uma vez que a humidade contribui para a aceleração das reações de corrosão [19].

A remoção de condensados pode ser conseguida através da instalação de condensadores e purgas nos pontos mais baixos do circuito de transporte de biogás, sendo que todas as canalizações horizontais deverão ter uma inclinação mínima de 1 % em direção aos sistemas de purga. Em complemento, poderão ser


introduzidos desumidificadores frigoríficos para condensar, de forma mais intensiva, o vapor de água do biogás [19].

Os principais processos de remoção de sulfureto de hidrogénio no biogás são os seguintes [19]:

Passagem do biogás por granulado de óxido de ferro; Adição de cloreto férrico às lamas em digestão; Oxidação biológica com adição de ar ou oxigénio ao

biogás; Biofiltro; Adsorção em carvão ativado; Lavagem com água ou com hidróxido de sódio.

O biogás pode ser utilizado em equipamentos de conversão energética, como sejam os grupos motor-gerador para produção combinada de calor e de eletricidade (cogeração33) e as caldeiras para produção de água quente e/ou vapor.

A produção de eletricidade a partir do biogás é possível devido à conversão da energia química do biogás em energia mecânica através de um processo de combustão controlada. A energia mecânica produzida é utilizada num gerador que será responsável pela produção de energia elétrica. Importa salientar que, seja qual for a opção adotada para utilizar o biogás, haverá sempre lugar à produção de, pelo menos, uma forma de energia, tal como ilustrado na Figura 44.

33 Cogeração – produção termodinamicamente sequencial de duas ou mais formas de energia a partir de uma única fonte de energia primária, que serão consumidas na própria instalação ou por terceiros.


Fonte: Universidade de Aveiro

Figura 44 – Principais opções para a utilização/conversão do biogás [20]

De acordo com informação do Grupo AdP – Águas de Portugal, o aproveitamento do biogás é hoje uma realidade em 25 ETAR geridas por empresas do grupo que, no seu conjunto, produzem 21 GWh, 16 dos quais para autoconsumo.

2.2.3. Cogeração

A cogeração é a produção simultânea de energia térmica e de energia elétrica num sistema único, a partir de uma fonte de energia primária. Pode ser implementada na indústria, comércio ou serviços.

Numa central termoelétrica convencional, a queima de um combustível fóssil produz vapor a alta temperatura e pressão, que seguidamente é direcionado para uma turbina que gera energia mecânica e subsequentemente converte-a em energia elétrica. A energia não aproveitada perde-se através dos gases de combustão que são libertados pela chaminé. A cogeração aumenta a eficiência energética global do processo, através do aproveitamento de uma parte importante da energia térmica que normalmente é perdida nas unidades convencionais.


Figura 45 – Central termoelétrica convencional vs Cogeração [4]

Em teoria, quase todos os combustíveis são válidos para a cogeração, apesar de predominarem os combustíveis fósseis, em especial o gás natural.

A cogeração não é uma tecnologia específica, mas antes a aplicação de várias tecnologias com o intuito de fornecer simultaneamente à unidade em que se insere a energia térmica, a energia mecânica e a energia elétrica necessárias. Para este efeito, as tecnologias mais utilizadas, atualmente, são: turbinas de vapor, turbinas de gás, ciclos combinados e motores de combustão interna.

Cogeração com turbina de gás

A cogeração com turbina de gás é adequada para processos que requerem uma grande quantidade de energia térmica, ou rácios calor/eletricidade maiores que 2. As turbinas de gás são as mais usadas para gerar energia elétrica em grande escala, gerando potências elétricas entre 1 e 100 MW. O seu custo é inferior ao das turbinas de vapor, além de que a sua instalação é mais simples e ocupa menos espaço. Na cogeração com turbina de gás, um compressor produz ar comprimido a alta pressão, que alimenta uma câmara de combustão, onde também é injetado o combustível. Da combustão resultam gases a elevada temperatura e pressão, que depois alimentam a turbina onde são expandidos para gerar energia mecânica. Esta energia é transformada em energia elétrica através de um gerador ligado à turbina, como se ilustra na Figura 46. Os gases saem da turbina com uma temperatura de 450 - 550 ºC, e a energia contida nesses gases é


usada para satisfazer as necessidades térmicas da instalação. Se for necessário mais calor, pode colocar-se uma câmara de combustão adicional entre a turbina e o permutador/recuperador de calor, com a qual se pode elevar a temperatura dos gases até 1000 ºC.

Figura 46 – Esquema de cogeração com turbina de gás [4]

Cogeração com motor alternativo de combustão interna

Os motores alternativos de combustão interna são máquinas que transformam a energia térmica de um combustível em energia mecânica, através de ciclos termodinâmicos (por exemplo, o ciclo Otto ou o ciclo Diesel) que envolvem a expansão, compressão e mudança de temperatura de gases. De uma forma muito simples, pode dizer-se que a ignição da mistura ar-combustível leva ao aumento da pressão e consequente deslocação dos pistões dentro do cilindro do motor (energia mecânica). Para transformar esta energia mecânica em energia elétrica, é acoplado um gerador elétrico ao veio de transmissão do motor. O calor remanescente nos gases de escape pode ser recuperado através de permutadores de calor.

As unidades de cogeração que utilizam motores alternativos de combustão interna têm como principal vantagem a obtenção de uma maior eficiência elétrica. No entanto, a energia térmica produzida nestas unidades é mais difícil de usar porque, geralmente, encontra-se a temperaturas mais baixas.

Os principais benefícios da cogeração são:

Redução da fatura energética;

Possibilidade de a unidade industrial se tornar energeticamente autossuficiente;


Possibilidade de venda de eletricidade à rede de distribuição nacional, caso a unidade de cogeração produza energia elétrica excedentária;

Redução dos custos de produção;

Melhorias no fornecimento e distribuição da eletricidade aos processos industriais.

2.2.4. Células de combustível

Uma célula de combustível é um dispositivo eletroquímico que converte diretamente a energia química em energia elétrica e calor. A reação química global envolve a combinação de hidrogénio (fornecido pelo combustível) com oxigénio, dando origem à formação de água [21]. A origem deste dispositivo remonta ao século XIX quando um galês, chamado Sir William Robert Grove, percebeu que se a eletrólise, usando a eletricidade, poderia dividir a água em hidrogénio e oxigénio, então o oposto também se deveria verificar [22].

As células de combustível são semelhantes às baterias, sendo compostas por dois elétrodos, o cátodo e o ânodo, normalmente porosos, revestidos por um catalisador (em geral, platina) e separados por um eletrólito. Atualmente, as células mais viáveis comercialmente baseiam-se em combustíveis hidrocarbonetos ou metanol e etanol. Apesar de as caraterísticas tecnológicas das células de combustível serem bastante atrativas, o desenvolvimento de produtos industriais comercialmente viáveis tem sido difícil [22]. No entanto, um estudo levado a cabo na ETAR do Choupal, em Coimbra, comparou quatro cenários de aproveitamento do biogás e concluiu que o mais rentável consistia na instalação de um sistema com pilha de combustível, com venda da totalidade de energia elétrica produzida à rede [21].

2.2.5. Microturbinas na rede

Os sistemas de abastecimento de água estão normalmente sobredimensionados, funcionando muitas vezes a pressões superiores às necessárias. Este aspeto pode ser justificado pelo facto do projeto de muitas instalações ter considerado uma espectativa de crescimento populacional superior à que


efetivamente se verificou, tendo sido instalados equipamentos com capacidade superior à das atuais necessidades. Por esse facto, existe um potencial significativo de recuperação de energia através da substituição dos sistemas tradicionais de dissipação de energia por sistemas de microturbinas ou grupos eletrobomba a funcionar como turbinas. A utilização de microturbinas é uma alternativa sustentável para o controlo de pressão e redução de perdas e, simultaneamente, para a produção de energia elétrica. Trata-se de um método de mitigação para controlar as perdas referidas, convergindo no âmbito da eficiência energética [23].

A turbina é uma turbomáquina hidráulica que transforma a energia da água em energia mecânica, conduzindo a um movimento de rotação do veio. A seleção de uma turbina hidráulica depende das caraterísticas de um determinado local, sendo as especificações com maior relevância a altura de queda útil e o caudal disponível [24]. As turbinas classificam-se em dois grandes grupos: turbinas de ação e turbinas de reação.

As turbinas de ação compreendem, essencialmente, a roda e um ou mais órgãos, designados por injetores, cuja função é transformar a energia de pressão do escoamento em energia cinética e dar saída a jatos convencionalmente orientados para a roda.

Nas turbinas de reação, a água circula entre as pás variando a velocidade e a pressão. Esta pressão, por não ser constante (menor à saída do que à entrada), obriga à variação da secção transversal aproveitando a energia presente na água (uma parte na forma de energia cinética e o resto na forma de energia de pressão) [25]. Nas turbinas de reação distinguem-se dois grandes grupos: i) as turbinas radiais, do tipo Francis que são turbinas adequadas para operação com condições intermédias de altura manométrica e de caudal; ii) as turbinas axiais, do tipo Kaplan e Hélice que são indicadas para funcionamento sob altura manométrica baixa e caudais elevados [24]. Para mais informações sobre cada tipo de turbinas consultar ANEXO IX – MICROTURBINAS NA REDE.

Existem ábacos, ou diagramas de mosaico, disponibilizados pelos fabricantes de turbinas que facilitam a seleção das turbinas para


um determinado aproveitamento elétrico. Na Figura 47 apresentam-se os diferentes campos de aplicação (caudal vs altura manométrica) abrangidos por vários tipos de turbina.

Fonte: FEUP

Figura 47 – Campos de aplicação abrangidos por vários tipos de turbina [24]

Tal como ilustrado na Figura 47,para uma altura manométrica superior a 800 metros só é aplicável a turbina Pelton. No entanto, existem intervalos de altura manométrica nos quais se pode aplicar mais do que um tipo de turbina.

As microturbinas são turbinas cujas potências são inferiores a 100 kW. A sua aplicação nos sistemas de abastecimento de água pode constituir uma solução para aproveitar o excesso de energia disponível que outrora seria dissipado, através das válvulas reguladoras de pressão (VRP). No entanto, as turbinas representam custos elevados comparativamente à utilização de


bombas a funcionar como turbinas. As bombas poderão funcionar ora como turbinas ora como bombas, representando máquinas de fluxo reversível. Normalmente, as bombas necessitam de consumir energia para desempenhar a sua função. Contudo, a reversibilidade que as carateriza permite que estas funcionem como turbinas, cedendo energia [25]. Por outras palavras, esta metodologia permite aproveitar a pressão gerada pelo desnível das condutas de adução para a produção de energia, apresentando uma boa relação custo-benefício.

A metodologia referida é conhecida na indústria das bombas como PaT (Pump as Turbine) e utiliza uma bomba centrífuga em rotação invertida para gerar energia mecânica que poderá ser convertida em energia elétrica. O funcionamento de uma bomba centrífuga como turbina (PaT) implica o escoamento do líquido da compressão para a aspiração da bomba, para promover a rotação do impulsor em sentido inverso.

2.2.6. Mini-hídricas

Os aproveitamentos hidroelétricos dividem-se em duas categorias: grandes e pequenos aproveitamentos hidroelétricos. As centrais mini-hídricas dizem respeito aos aproveitamentos hidroelétricos cuja potência instalada é inferior a 10 MW. As centrais mini-hídricas apresentam um impacte ambiental reduzido, uma vez que constituem uma fonte de energia limpa, renovável e apresentam uma tecnologia com elevado grau de confiança.

O aproveitamento da energia hídrica está, normalmente, associado a barragens hidroelétricas e mini-hídricas. Estas encontram-se maioritariamente na região Norte do país, uma vez que as caraterísticas do relevo e da rede hidrográfica proporcionam condições favoráveis à sua construção. O aproveitamento da energia proveniente das centrais mini-hídricas permite a produção de energia elétrica através da energia cinética e potencial que a água possui. De uma forma geral, as mini-hídricas são constituídas por uma albufeira, canal de adução, câmara de carga, conduta forçada e edifício central. Este último é o local onde estão instalados os equipamentos eletromecânicos que convertem a energia armazenada na água em eletricidade, como


é o caso da turbina e do gerador. Existem também outros equipamentos elétricos necessários ao funcionamento de todo o sistema, nomeadamente, os quadros elétricos, contadores e aparelhagem de proteção. Na Figura 48 apresenta-se a composição típica de uma mini-hídrica:

Fonte: FEUP

Figura 48 – Esquema ilustrativo mini-hídrica [26]

As principais vantagens associadas às centrais mini-hídricas são as seguintes:

Apresentam uma elevada eficiência, entre 70 a 90 %;

Não precisam de grandes áreas de terreno para a sua construção;

Apresentam um fator de capacidade (P/Pmáx) na ordem dos 50 %, superior ao de outras tecnologias renováveis (a tecnologia solar apresenta um fator de capacidade de 10 % e a eólica de 30 %);

Contribuem para a redução das alterações climáticas (cada GWh produzido numa mini-hídrica evita a emissão de 480 toneladas de CO2);

Permitem reduzir o risco de inundações através da redução dos caudais nas barragens.

Por outro lado, existem também algumas desvantagens associadas a esta tecnologia, nomeadamente:


Alterações dos cursos de água;

Alterações dos ecossistemas;

Impacto visual.

Importa referir que estas desvantagens podem ser minimizadas se forem tomadas as devidas precauções numa fase inicial do projeto.

As centrais mini-hídricas podem ser classificadas quanto à sua potência instalada da seguinte forma:

Pequena Central Hidroelétrica - Potência instalada < 10 MW;

Mini Central Hidroelétrica - Potência instalada < 2 MW;

Micro Central Hidroelétrica - Potência instalada < 0,5 MW.

A potência instalada depende de dois fatores físicos, a altura manométrica e o caudal, sendo representada pela seguinte expressão:

𝑃 = 𝜌𝑔𝐻𝑄𝜂,

Onde:

𝑃- Potência teórica [W] (superior à potência instalada, uma vez que não considera a eficiência nem as perdas de carga);

𝜌- Densidade da água [≃103 kg/m3];

𝑔 - Aceleração da gravidade [≃9,81 m/s2];

𝐻- Altura manométrica [m];

𝑄 - Caudal [m3/s];

𝜂 - Eficiência global do sistema [%].

Outra caraterística a ter em consideração na classificação das centrais hidroelétricas é a altura geométrica. Esta pode ser definida como a altura vertical entre dois níveis de água, ou seja, entre o ponto de captação e o ponto de restituição (montante e jusante da central, respetivamente).

As mini-hídricas podem ser classificadas quanto à altura geométrica, nomeadamente:


Baixa altura geométrica - altura entre 2 e 20 metros;

Média altura geométrica - altura entre 20 e 150 metros;

Alta altura geométrica - altura superior a 150 metros.

Existem dois tipos de perdas hidráulicas associados às alturas geométricas: as perdas de carga e as perdas de cheia. As perdas de carga são provocadas por atrito nos canais devido à existência de curvaturas e válvulas ao longo do circuito. Por outro lado, as perdas de cheia aplicam-se apenas quando o caudal afluente excede o caudal nominal. Existem expressões que nos permitem calcular os dois tipos de perdas, tal como se apresenta de seguida:

Perdas de carga:

ℎ𝑐 = 𝐻𝑏 × 𝑝𝑐𝑚á𝑥 × (

𝑄𝑑

𝑄𝑁)

2

Onde:

𝐻𝑏- Altura manométrica [m]

𝑝𝑐𝑚á𝑥 - Valor máximo das perdas de carga em percentagem da

altura de queda bruta [entre 3 e 5 %, normalmente]

𝑄𝑑 - Caudal disponível [m3/s]

𝑄𝑁- Caudal nominal [m3/s]

Perdas de cheia:

ℎ𝑐ℎ = ℎ𝑐ℎ𝑚á𝑥 × (

𝑄𝑎 − 𝑄𝑁

𝑚á𝑥(𝑄) − 𝑄𝑁)

2

Onde:

ℎ𝑐ℎ𝑚á𝑥 - Redução máxima na queda bruta devido aos caudais de

cheia;

𝑄𝑎 - Caudal afluente [m3/s].


Finalmente, importa salientar o conceito de caudal que é fundamental para o dimensionamento das mini-hídricas, uma vez que constitui um fator determinante para a produção de energia elétrica. O caudal define-se como o volume de água que passa numa determinada secção de um curso de água, ao longo do tempo. Existem diferentes conceitos de caudal:

Caudal modular - caudal médio anual, medido ao longo de vários anos;

Caudal ecológico - caudal não turbinável devido a questões ecológicas e ambientais;

Caudal instalado - caudal utilizado para o dimensionamento da central. É o caudal garantido durante 20 a 30 % do ano e, normalmente, é superior ao caudal modular.

A produção de energia elétrica através de fontes renováveis em Portugal representou, em 2015, 49 % da produção total de eletricidade no País.

Em 2015, a energia proveniente de centrais hídricas representou 38 % da produção de energia elétrica renovável, 8 % dos quais a partir de minicentrais (Figura 49).

Fonte: DGEG

Figura 49 – Produção bruta de energia elétrica, Portugal, em 2015 [27]

BOAS PRÁTICAS DE CARÁTER TRANSVERSAL|139

3. BOAS PRÁTICAS DE CARÁTER TRANSVERSAL

3.1. Manutenção dos sistemas e equipamentos

Manutenção define-se como o conjunto de cuidados técnicos que se devem implementar para garantir o funcionamento regular e permanente das máquinas, equipamentos, ferramentas e instalações. Existem, essencialmente, dois tipos de manutenção: a manutenção planeada, que ocorre com um planeamento e programação prévia, e a não planeada, que ocorre quando não há programação de data e hora, o que implica que possa ocorrer a qualquer momento (esta é também conhecida como manutenção corretiva).

A manutenção planeada é sem dúvida o tipo de manutenção que deve prevalecer nas organizações, na medida em que permite melhorar a eficiência dos equipamentos pelo facto de atuar antes das falhas acontecerem. Este tipo de manutenção divide-se em dois tipos: manutenção preventiva e manutenção preditiva. Entenda-se por manutenção preventiva aquela que tem como objetivo corrigir os defeitos antes que se manifestem ou causem danos maiores, através da análise permanente dos equipamentos que se pretende monitorizar. Relativamente à manutenção preditiva, esta visa a troca de equipamentos mesmo que os mesmos não apresentem defeitos e realiza-se através de estudos que determinam o MTBF (Mean Time Between Failures, ou seja, Tempo Médio entre Falhas), prevendo o tempo de vida de determinado equipamento. Este tipo de manutenção requer uma sustentabilidade económica elevada, uma vez que a substituição de equipamentos traduz-se em custos. Contudo, caberá à empresa analisar esses custos e averiguar se a substituição antecipada (antes da avaria) é, ou não, viável/compensatória.

Os sistemas de gestão de energia permitem a deteção de situações anormais através da medição de consumos (de água, eletricidade, gás ou outro combustível) não proporcionais à utilização, auxiliando assim os serviços de manutenção. A manutenção de


equipamentos visando a otimização da eficiência energética deverá incidir nos seguintes pressupostos:

Alocar de forma clara a responsabilidade pelo planeamento e execução da manutenção;

Estabelecer um programa de manutenção estruturado, com base nas normas e nas descrições técnicas dos equipamentos, bem como em qualquer avaria nos equipamentos e respetivas consequências;

Suportar o programa de manutenção pela adoção de sistemas de registo de dados apropriados e por testes de diagnóstico;

Identificar, através da manutenção de rotina, avarias, anomalias em eficiência energética ou identificar áreas onde a eficiência energética pode ser melhorada;

Identificar e retificar rapidamente qualquer fuga ou equipamento em falha que afete ou controle a utilização da energia.

No caso das estações elevatórias ou captações em que as bombas submersíveis estão sujeitas a um ambiente abrasivo, o desgaste mecânico sofrido ao longo do tempo provoca uma diminuição na eficiência de funcionamento destes equipamentos. Assim, as ações de manutenção preventiva devem, com maior frequência:

Inspecionar o óleo procurando evidências de detritos;

Verificar a correta lubrificação e desgaste dos rolamentos;

Inspecionar o motor, verificar se os órgãos móveis estão desgastados;

Verificar se o impulsor não apresenta desgaste ou danos;

Verificar as condições dos vedantes;

Verificar fugas de ar durante o funcionamento.


3.2. Sistemas de monitorização e controlo

3.2.1. Considerações gerais

A gestão da energia consumida é uma tarefa que engloba várias medidas, tais como o planeamento, a monitorização e a implementação de estratégias de controlo otimizadas. Geralmente, o custo inicial da implementação destas medidas é relativamente baixo, principalmente se comparado com as possíveis melhorias de economia energética, produtividade e qualidade dos produtos. Devido ao seu domínio transversal, os sistemas modernos de controlo de processo não são concebidos exclusivamente para a eficiência energética, mas também para a otimização da produção, da qualidade do produto e da segurança dos operadores dos equipamentos.

De forma a implementar com sucesso um sistema de monitorização e controlo, a empresa terá de adotar um certo número de procedimentos com vista a determinar as suas necessidades específicas. A primeira medida é a realização de um diagnóstico energético à instalação, de modo a identificar os locais suscetíveis de um controlo dos consumos de energia. Identificados estes locais, são determinadas as necessidades de equipamentos de monitorização e medição. Estes equipamentos são, de um modo geral, todos os dispositivos utilizados para registar valores de diversas variáveis. São exemplo disso:

Analisadores de rede elétrica: permitem monitorizar o consumo de energia elétrica em determinados circuitos ou em determinadas áreas de uma instalação;

Termómetros: permitem a visualização de temperatura e, desta forma, uma melhor avaliação das temperaturas ideais ou de conforto de determinado local.

Um sistema de monitorização e controlo pode integrar sensores que permitem aos equipamentos um funcionamento “automático”, mediante necessidades registadas. São exemplo disso:


Sensores de presença: permitem que a iluminação seja ligada apenas quando o sensor de presença deteta movimento;

Sensores crepusculares: permitem que a iluminação seja ligada apenas quando o nível de iluminação descer abaixo de determinado valor;

Termóstato: possibilita que determinada temperatura, seja ela ambiente ou de equipamentos térmicos, seja mantida dentro de determinado valor.

O crescimento tecnológico verificado na área da eletrónica permitiu, nos últimos anos, o desenvolvimento de diversos sistemas capazes de medir, guardar e disponibilizar em tempo real a informação relativa aos consumos de energia numa instalação. Além disso, a centralização da informação relevante num software de gestão de energia permite ajudar o seu gestor técnico a adotar medidas pré-definidas que conduzem à utilização racional de energia.

3.2.2. Plano de Medição e Verificação

De acordo com o Decreto-Lei n.º 29/2011, de 28 de fevereiro, e especificamente no que respeita aos conteúdos dos contratos de gestão de eficiência energética, é indicado que a avaliação das medidas de eficiência energética implementadas nos edifícios deve ser feita de acordo com o definido por um Protocolo Internacional de Medição e Verificação do Desempenho Energético (IPMVP).

Em termos globais, o IPMVP define abordagens normalizadas para “medição” e “poupança”, legitima os projetos ESE, fornece orientação relativamente ao trade-off entre a precisão e o custo da medição e permite ajudar as partes a criar termos transparentes e repetíveis para os contratos de desempenho com o objetivo final do pagamento das poupanças contratualizadas.

A Medição & Verificação (M&V) é o processo de utilização de medições para determinar corretamente a poupança real obtida numa instalação [28], através de práticas comuns normalizadas de medição que permitem fornecer conceitos e uma estrutura de


ações para cada caso particular. Existem vários protocolos que resumem as práticas mais comuns de M&V, tais como:

IPMVP (o mais utilizado);

ASHRAE guideline 14;

US DOE FEMP M&V;

Australian Best Practice Guide (baseado no IPMVP);

ISO 50001 - Energy Management Standard (integra informações sobre M&V, mas é mais abrangente).

Um plano de M&V deverá definir qual o protocolo e procedimento M&V a ser utilizado, fornecer informações gerais sobre as medidas de eficiência energética que serão alvo de medição, identificar as metas de poupança que se pretendem atingir e quantificá-las após a implementação de um projeto, identificar restrições associadas à instalação e, por fim, definir a responsabilidade de operação na instalação.

Após a definição da fronteira do sistema (toda a instalação ou apenas parte desta), é importante definir o período do consumo de referência (Baseline) e o período de reporte. A Baseline deve ser determinada para representar todos os modos de funcionamento da instalação e deve cobrir um ciclo de funcionamento completo, desde o consumo máximo de energia ao mínimo. Por outro lado, o período de reporte deve englobar, pelo menos, um ciclo de funcionamento normal dos equipamentos ou instalação, para caraterizar completamente a eficácia da economia em todos os modos de funcionamento [28]. Poderá haver a necessidade de se realizar ajustes (por exemplo uma redução substancial na produção da fábrica), ou seja, neste caso o consumo de energia do período de referência e o período de reporte são ajustados para o mesmo conjunto de condições, para serem realizadas comparações válidas (ver Figura 50).


Figura 50 – Períodos de medição [29]

Assim, a poupança decorrente do cálculo relativo ao período antes e após a aplicação da medida de melhoria será a que resulta da equação seguinte:

𝑃𝑜𝑢𝑝𝑎𝑛ç𝑎 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑛𝑜 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟ê𝑛𝑐𝑖𝑎− 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑛𝑜 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒 ± 𝐴𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒𝑠

A obtenção, quer por medição, quer por estimativa de dados tem associado um grau de incerteza que afeta a determinação da poupança dos consumos de energia. Por sua vez, a definição da precisão e do intervalo de confiança dos resultados implica custos de medição e verificação que atenuarão as economias energéticas. Os principais fatores que afetam o custo da M&V são a qualidade dos contadores, o número de variáveis independentes a serem monitorizadas, o tamanho da amostra, a duração dos períodos e a frequência da medição e reporte. Em termos de custos, um sistema de M&V poderá representar entre 3 % a 10 % do valor do investimento do projeto de eficiência energética, dependendo este da razão precisão/benefício que se pressupõe aceitar para o projeto em causa.

Finalmente, um protocolo M&V deve seguir os seguintes princípios: ser completo, uma vez que deve considerar todos os efeitos e medir os mais significativos; ser conservador, no sentido de apresentar a poupança mais pessimista; ser consistente, apostando na utilização de metodologias normalizadas; ser preciso, dependendo do que o orçamento permitir; ser relevante,


focando-se nos parâmetros chave; ser transparente, permitindo a divulgação completada; e ser íntegro, na medida em que se deve basear em indicadores energéticos e evitar critérios económicos e/ou ambientais [29].

3.2.3. Equipamentos de medida

Considerações gerais

De forma a contabilizar as poupanças de energia obtidas com o procedimento de M&V, é necessário ter equipamentos que permitam a medição dos consumos de energia e demais variáveis de forma fidedigna e conclusiva, garantindo que a precisão das medições seja a mais adequada ao projeto. Nesta secção pretende-se expor a generalidade dos equipamentos de medição, descrevendo a sua utilidade, caraterísticas e precauções de utilização.

Contadores e analisadores de energia elétrica

Os contadores e analisadores de energia elétrica são equipamentos que permitem medir um conjunto de parâmetros e grandezas elétricas que definem um sistema elétrico, nomeadamente a corrente, tensão, potência e consumo elétrico, entre outros. A principal diferença entre eles reside no facto de os contadores de energia, na sua maioria, serem equipamentos fixos instalados diretamente no quadro elétrico, medindo um conjunto de parâmetros mais limitado, enquanto os analisadores de energia são equipamentos portáteis, compactos ou fixos, que permitem avaliar um maior conjunto de grandezas elétricas e, ainda, a qualidade da energia 34 . Para análise das grandezas elétricas referidas, ambos dispõem de três pinças amperimétricas e quatro cabos medidores de tensão, que permitem fazer as leituras dos diferentes parâmetros elétricos entre as fases. A melhor prática é utilizar sempre contadores/analisadores true RMS, de forma a incluir todas as possíveis (inesperadas) influências harmônicas e fatores de potência. Para além destes, existem equipamentos que

34 Pode dizer-se que a qualidade da energia é afetada quando existe qualquer alteração na tensão, na corrente ou desvio na frequência que resulte em falha ou prejudique a operação dos equipamentos elétricos.


permitem o registo instantâneo (pinças wattimétricas) de alguns parâmetros elétricos, como é o caso da corrente, tensão e potência.

De modo genérico, a grande maioria de modelos de analisadores de energia elétrica permite o registo dos valores instantâneos, médios e máximos em intervalos de tempo definidos pelo operador, relativo a vários parâmetros: tensão, corrente, fator de potência, potência ativa, reativa e aparente, e consumos, quer por fase, quer entre fases.

Qualquer um destes instrumentos de medição de energia elétrica poderá servir de apoio ao gestor de energia, devido à informação por ele fornecida, permitindo tirar conclusões relativamente às grandezas elétricas caraterísticas de um circuito elétrico, de uma instalação ou equipamento, como por exemplo: o fator de potência, o diagrama e perfil de carga, o índice de carga dos transformadores, o equilíbrio entre fases, etc.

A utilização deste tipo de equipamentos de medição exige que o utilizador obedeça às regras básicas de segurança no manuseamento de circuitos elétricos, como sejam:

Usar luvas protetoras para tensões superiores a 400 Volts;

Usar sapatos isolantes;

Usar sempre o estrado ou tapete isolante nas medições no interior do posto de transformação;

Evitar fazer a montagem do equipamento apoiado nas portas dos quadros elétricos;

Ter o cuidado de verificar se, por exemplo, o “fio de terra” não é usado como fio condutor de corrente;

Evitar a todo o custo a ocorrência de curto-circuitos.

Outras medidas de ordem prática que deverão ser verificadas são as seguintes:

Verificar se uma máquina não se desliga ao ser aberto o respetivo quadro elétrico;

Verificar o aperto dos cabos elétricos que vão ser sujeitos à medição de corrente elétrica;


Verificar se realmente a saída de um quadro geral corresponde efetivamente ao que se pretende medir.

Analisador de gases de combustão

A análise de gases de combustão é utilizada como método de controlo de algumas variáveis e parâmetros de operação de geradores de calor, tais como: excesso de ar, emissões gasosas, caudal de gases (cálculo), rendimento de combustão, etc. Os analisadores de gases de combustão devem ser compactos, leves, de fácil transporte e de fácil utilização e, ainda mais importante, os valores devem ser rapidamente medidos/determinados e com baixo consumo de energia. Naturalmente, a sua manutenção deverá ser mínima e de baixo custo e a assistência técnica deverá ser rápida. Deverá ser exigido um certificado de calibração, assim como o manual de utilização, em português, no qual deverão constar as fórmulas de cálculo utilizadas pelo aparelho.

De forma geral, o seu funcionamento consiste em aspirar os gases de combustão, por intermédio de bomba, que passarão através do purgador de condensados, de modo a evitar a degradação das células de medida. O termopar colocado na sonda de aspiração de gases mede a temperatura dos gases de combustão. O purgador de condensados e o filtro “secam” os gases e retêm as partículas de fuligem. Depois de passar pela bomba, os gases são enviados para a pré-câmara, onde são anulados os golpes de ariete produzidos pela bomba de diafragma. Ao deixar a antecâmara, os gases passam pelas células de medição que, conforme for a configuração do aparelho, pode medir a concentração de O2, CO, NO, NO2 e SO2. Na medição da tiragem de gases não há aspiração dos gases. Os gases transitam diretamente para um canal onde está colocado o sensor de pressão.

Deverão ser adotados os seguintes cuidados:

Ter em atenção as superfícies quentes, principalmente as chaminés, e usar de preferência luvas protetoras;

Normalmente, para realizar a análise aos gases de combustão, é necessário subir a uma escada. Esta deverá ser colocada de modo a que não resvale, nem para o lado nem para trás, sendo preferível a ajuda de outra pessoa;


A análise deverá ser feita em vários regimes de funcionamento do equipamento a analisar, dando maior ênfase ao regime normal de funcionamento.

Medidores de caudais

O caudal mássico ou volumétrico é a quantidade de material em massa, ou em volume, que atravessa uma dada secção por unidade de tempo. Os medidores de caudal mais utilizados na indústria podem ser divididos em dois grupos:

Medidores de caudal por diferencial de pressão;

Medidores de caudal por velocidade.

Em seguida são descritos os procedimentos de utilização dos principais tipos destes equipamentos de medida.

Medição de caudal através da pressão diferencial

São instrumentos que se baseiam na queda de pressão provocada pela passagem do fluido, através de um dispositivo de geometria conhecida como parâmetro de medida. Essa queda de pressão é função do caudal que passa pelo dispositivo. Os seguintes fatores devem ser levados em conta na seleção dos medidores de caudal por pressão diferencial: caraterísticas do fluido, impurezas ou materiais em suspensão, viscosidade, incrustação, erosão, perda de carga possível, caraterísticas da instalação, troço reto da tubagem, precisão necessária, considerações económicas, etc. Pode-se destacar os seguintes equipamentos:

Tubo de Pitot: muito utilizado para medir caudais de gases em tubagens industriais e em sistemas de ventilação;

Contador de área variável: este tipo de contador atua pelo bem comprovado princípio da área variável. A área de um orifício de forma anelar varia devido ao movimento de um cone. O cone move-se axialmente contra a resistência de uma mola robusta e bastante precisa. Isso produz uma pressão diferencial através do contador, que é medida por um transmissor de pressão diferencial.


Medição de caudal através da velocidade

Estes instrumentos funcionam de modo linear ao volume do escoamento. Como neste caso não existe a premissa de que a queda de pressão no instrumento é proporcional ao quadrado da velocidade do escoamento, a gama de medidas é maior. Podem destacar-se os seguintes equipamentos:

Anemómetro de turbina: o princípio de funcionamento desta sonda é baseado na conversão do movimento rotativo em impulsos eletrónicos. A passagem do escoamento faz girar a turbina e a existência de um interruptor indutivo “conta” as rotações da turbina, originando uma série de impulsos que são convertidos pela unidade de medida num valor de velocidade;

Anemómetro térmico: este sensor para medição da velocidade de um fluido gasoso compreende uma esfera de alumínio que contém um termístor que é aquecido até 100ºC por uma corrente elétrica. O calor gerado é dissipado uniformemente na esfera de alumínio, que é arrefecida pela corrente de ar a medir que, por sua vez, provoca o aumento da resistência do termístor;

Vortex: este equipamento tem como princípio de funcionamento a geração de vórtices. Quando um fluido encontra um obstáculo brusco, são gerados vórtices, alternadamente em cada lado do obstáculo. As variações de pressão resultantes dos remoinhos gerados são detetadas por um sensor piezoelétrico que o converte em sinal elétrico.

Existem no mercado outros tipos de equipamentos de medição para além dos mencionados neste guia. No entanto, é importante perceber que variáveis se pretende medir e quais os equipamentos mais adequados para esse fim.

COMPRA DE ENERGIA|151

4. COMPRA DE ENERGIA

4.1. Considerações gerais

A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) é a entidade responsável pela regulação dos setores do gás natural e da eletricidade. Segundo informação disponibilizada pela ERSE, desde janeiro de 2010, todos os consumidores de gás natural têm o direito de escolher livremente o seu comercializador de gás. Até essa data, a escolha de comercializador era somente realizada pelos centros eletroprodutores e pela generalidade dos consumidores industriais. No que à eletricidade diz respeito, e ainda segundo a mesma entidade reguladora, desde 4 de setembro de 2006 todos os consumidores em Portugal continental podem escolher o seu fornecedor de energia elétrica. Esta data veio dar cumprimento ao estabelecido na Diretiva n.º 2003/54/CE, que estabeleceu que a partir de 1 de julho de 2007 todos os clientes de energia elétrica poderiam escolher livremente o seu fornecedor.

A figura seguinte mostra a evolução do preço médio das tarifas de referência de venda a clientes finais de energia elétrica, por nível de tensão.


Fonte: ERSE

Figura 51 – Evolução do preço médio das tarifas de referência de venda a clientes finais, por nível de tensão, entre 1990 e 2017 (preços correntes) [30]

O mercado liberalizado contribuiu para o aumento da autonomia dos consumidores na seleção do seu fornecedor de energia, permitindo averiguar qual a tarifa mais adequada ao seu perfil de consumos e, dessa forma, poupar na fatura energética. Importa referir que desde 1 de Janeiro de 2018 os consumidores de eletricidade podem ter tarifas equiparadas à praticada no mercado regulado pelos comercializadores de último recurso (CUR), ou seja, se anteriormente os consumidores que transitavam para o mercado liberalizado não poderiam voltar a usufruir de tarifas reguladas, neste momento, e até 31 de Dezembro de 2020 todos os consumidores de eletricidade podem voltar a usufruir destas tarifas reguladas pela ERSE, de acordo com a portaria n.º 348/2017 de 14 de novembro.

Com a criação do mercado liberalizado foi necessário estabelecer o Operador Logístico de Mudança de Comercializador (OLMC) de forma a gerir todo o processo de mudança de comercializador de eletricidade e gás natural, promovendo a transparência e disponibilizando aos consumidores finais o acesso fácil à informação a que têm direito. O OLMC foi criado através do Decreto-Lei n.º 38/2017 de 31 de março e é composto por duas áreas: A Gestão do processo de mudança de comercializador (GPMC) cuja missão é gerir todo o processo de mudança de comercializador, bem como a plataforma construída para o efeito; e o portal Poupa Energia, cuja missão é informar os consumidores,


particulares e empresariais. Estas duas estruturas são fundamentais para garantir que todo o processo de mudança funciona corretamente.

Outra forma de poupar na fatura é a compra conjunta de energia. De uma forma simples, a compra conjunta pode ser entendida como um conjunto de empresas que se associa por forma a negociar com os fornecedores de energia um preço mais vantajoso para o grupo. A título de exemplo, a Associação dos Industriais Metalúrgicos Metalomecânicos e Afins de Portugal (AIMMAP) promoveu, em 2016, a 6ª edição de compra de eletricidade e a 2ª edição de compra de gás natural. De acordo com a Diretora Geral da associação, esta iniciativa permitiu às empresas aderentes obter preços bastante inferiores aos valores de mercado.

A plataforma e.UTIL (http://www.eutil.pt), promovida pela Associação Industrial Portuguesa – Câmara de Comércio e Indústria (AIP-CCI), tem como propósito facilitar a compra conjunta de vários produtos e serviços nos quais se incluem os

serviços energéticos. Esta plataforma digital destina-se à negociação e compra agregada de utilidades, organizada por lotes de necessidades de consumo, e funciona como um leilão invertido. Podem aderir as Pequenas e Médias Empresas localizadas especialmente nas designadas regiões de convergência do programa Portugal 2020.

4.2. Análise da fatura de energia elétrica

Relativamente ao regime tarifário, para clientes empresariais, as opções apresentadas dependem do tipo de tensão pretendida. Estes regimes podem dividir-se em:

BT - Baixa Tensão - tensão inferior a 1 kV;

o BTN – Baixa Tensão Normal ≤41,4 kW;

o BTE – Baixa Tensão Especial > 41,4 kW.

MT - Média Tensão - tensão entre fases superior a 1 kV e inferior a 45 kV;

AT - Alta Tensão - tensão entre fases superior a 45 kV e inferior a 110 kV;

http://www.eutil.pt/


MAT - Muito Alta Tensão - tensão entre fases superior a 110 kV.

Existem diferentes horários consoante o tipo de tarifa, por exemplo, horários BTN, horários BTE e horários MT. A informação sobre cada um dos horários poderá ser consultada no website da ERSE ou em alguns dos fornecedores de energia elétrica.

O tipo de faturação, para clientes empresariais, inclui 4 opções: simples, bi-horário, tri-horário e tetra-horário. A diferença entre estes consiste numa diferenciação do custo da energia dependendo da hora do dia [31]. A definição destes períodos horários é feita de acordo com a procura de energia elétrica por parte dos clientes, isto é, o preço será mais elevado nos períodos em que existe maior procura.

Na tarifa simples, o custo da energia é constante ao longo do dia. Já na opção bi-horária, o custo é diferenciado consoante a utilização em “horas de vazio” ou “horas fora de vazio”. Estes regimes são semelhantes aos aplicados para os consumidores domésticos [31].

Na tarifa tri-horária consideram-se os períodos “horas em ponta”, “horas em cheia” e “horas em vazio”. A diferença para a opção tetra-horária reside na divisão do período “horas em vazio” em “vazio normal” e “super-vazio”. Estas opções são as mais comuns entre os clientes empresariais [31].

A Figura 52 mostra o exemplo de uma fatura de energia na tarifa tetra-horária.


Figura 52 – Exemplo de fatura de energia elétrica para empresas

A fatura de energia elétrica é constituída por diversas parcelas nomeadamente consumo efetivo de energia elétrica por período horário, impostos, taxas, etc. Independentemente do comercializador, as faturas possuem, genericamente, as mesmas parcelas.

A “energia ativa” é a componente que indica o consumo efetivo de energia elétrica na instalação. É contabilizada através da soma dos consumos ocorridos em cada período horário, em kWh. Neste exemplo, como referido anteriormente, a energia ativa é faturada de acordo com quatro ciclos diários. O consumo de energia durante o período de ponta é faturado a um preço superior, por corresponder a um período horário em que existe maior procura por parte dos consumidores de energia elétrica. Por oposição, o consumo durante o período de super-vazio é faturado a um preço inferior dado que, nesse período horário, a procura é menor.


Como medida de economia de custos, poder-se-á programar algumas operações para o período em que a energia elétrica é mais barata, por exemplo, utilizar as captações para o abastecimento de um determinado reservatório durante o período de super-vazio, desde que o mesmo possua capacidade de reserva suficiente para que não seja necessária a ativação das captações durante os períodos de ponta.

A componente “termos de redes de energia” respeita aos custos de acesso às redes de consumo de energia, ou seja, é o que se paga ao distribuidor para as utilizar. Se esta componente estiver omissa, virá incluída no custo da energia ativa.

Na componente “termos de redes de potência” encontram-se duas parcelas: a “potência contratada” e a “potência em horas de ponta”. A potência contratada (em kW) pode ser entendida como o valor instantâneo máximo de energia elétrica que a instalação pode receber. Está intimamente ligada ao dimensionamento da instalação elétrica, uma vez que limita o número de equipamentos que podem estar ligados em simultâneo. A escolha adequada do valor de potência contratada é uma importante medida de economia de custos. No entanto, esta nunca poderá ser inferior a 50 % da potência instalada (para consumidores em média ou alta tensão, a potência instalada é a soma das potências dos transformadores relativos ao ponto de entrega).

A potência em horas de ponta é uma média ponderada da potência consumida em horas de ponta e o seu pagamento serve como penalização para uso da rede nas horas de maior procura. Pode ser usada como uma estimativa grosseira para avaliar a adequação da potência contratada: se o valor da potência em horas de ponta for próximo do valor da potência contratada, esta é adequada.

Tal como referido anteriormente, a energia reativa não produz trabalho, mas é necessária ao funcionamento dos equipamentos elétricos. Para o cálculo da energia reativa a faturar utiliza-se o fator tg φ, que se define como o quociente entre a energia reativa e a energia ativa medidas no mesmo período [17]. Se existir faturação de energia reativa podem ser tomadas as medidas indicadas na PARTE 3 capítulo 1.2.6.


No final da fatura incluem-se todos os impostos associados ao consumo de energia elétrica, tais como a taxa de exploração da DGEG (apenas para clientes em BT), o imposto sobre produtos petrolíferos e energéticos (pode surgir sob a designação “imposto especial de consumo”) e o IVA.

O imposto sobre produtos petrolíferos e energéticos, introduzido por imposição europeia devido a preocupações ambientais, é faturado em função do consumo de energia. Os operadores com ARCE em curso beneficiam de isenção neste imposto, pelo que muitas vezes não é sequer incluído na fatura (como é o caso do exemplo apresentado). Noutros casos, o imposto é apresentado e subtraído logo de seguida.

Geralmente é apresentada uma desagregação das componentes referidas acima, de acordo com cada ciclo diário. É também indicada a forma como estas componentes foram contabilizadas mediante a designação “medido” (ou “real”), “estimado” ou “consumo já faturado”. A designação “medido” refere-se ao consumo que está indicado no contador de energia, ou seja, mostra o consumo real no período de tempo faturado. A indicação “estimado” significa que o consumo não pode ser medido pelo fornecedor, pelo que foram utilizadas estimativas para calcular o seu valor. A indicação de “consumo já faturado” origina uma restituição do valor já pago, cobrado em função das estimativas calculadas pelo comercializador [31].

4.3. Gás natural

Todos os consumidores domésticos de gás natural estão ligados em baixa pressão e têm consumos anuais inferiores ou iguais a 10 000 m3. Caso contrário, são considerados clientes industriais. No mercado livre, a tarifa de gás natural de baixa pressão divide-se em quatro escalões, tendo em conta os consumos energéticos:

Escalão 1 – 0 a 220 m3/ano;

Escalão 2 - 221 a 500 m3/ano;

Escalão 3 – 501 a 1000 m3/ano;


Escalão 4 – 1001 a 10 000 m3/ano, segundo o consumo anual do cliente, até àquele valor máximo [17].

Para os consumidores industriais já existe uma maior variedade de opções tarifárias, como mostra a Figura 53, podendo estar ligados em baixa ou média pressão.

Fonte: ERSE

Figura 53 – Opções tarifárias para consumidores industriais de GN [32]

Na fatura de gás natural, o termo fixo corresponde ao valor diário fixo a pagar pela disponibilidade do serviço e depende do escalão de consumo de gás natural. Já os custos de capacidade entrada (ou capacidade contratada nos pontos de entrega) relacionam-se com a capacidade reservada, pelo comercializador, constituindo um direito de utilização com pagamento de caráter vinculativo independentemente do uso efetivo. O termo energia é a componente que reflete o consumo efetivo de gás natural na instalação.

No final da fatura, incluem-se as taxas e impostos associados ao consumo de gás natural. A taxa de ocupação do subsolo é determinada pelos vários municípios e decorre da ocupação do subsolo pelas redes de distribuição de gás natural. À semelhança do que acontece na fatura de energia elétrica, é cobrado o imposto sobre produtos petrolíferos energéticos que depende da quantidade de combustível consumida. Os operadores com ARCE em curso estão isentos do pagamento deste imposto.


Geralmente, é detalhado o consumo diário de gás natural em m3 e em kWh. À semelhança da fatura de energia elétrica, esta leitura pode ser real ou estimada. O gás natural é medido pelos contadores em volume (m3) apesar de ser faturado de acordo com o seu poder energético (€/kWh). Para que isto seja possível, é necessário recorrer ao poder calorífico superior, que pode ser resumido como a quantidade de energia fornecida por unidade de volume do gás:

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑓𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 [𝑘𝑊ℎ]= 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑟𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑎𝑑𝑜 [𝑚3] × 𝑃𝐶𝑆[𝑘𝑊ℎ 𝑚3⁄ ]

O poder calorífico é uma caraterística intrínseca de cada combustível. No entanto, como podem ocorrer pequenas alterações na composição do gás fornecido ao cliente, o PCS não é constante ao longo do período de faturação. Assim, é utilizada uma média diária do PCS para contabilizar a quantidade de gás a faturar. O PCS pode variar de distribuidor para distribuidor, ou seja, de acordo com a zona do país o factor de conversão pode variar.

4.4. OLMC

O Operador Logístico de Mudança de Comercializador (OLMC), incumbência da ADENE, tem como missão garantir que o processo de mudança de comercializador de eletricidade e de gás natural, pelo consumidor final, é efetuado de forma célere, baseado em regras e procedimentos simples, transparentes, padronizados e desmaterializados, assim como assegurar a efetivação do direito à informação.

Foi criado ao abrigo dos regulamentos do sistema elétrico nacional (SEN) e do sistema nacional de gás natural (SNGN), que regulam o mercado e a relação entre os diversos agentes destes setor e a ADENE – Agência para a Energia ficou incumbida de desempenhar esta atividade.

O Operador Logístico de Mudança de Comercializador (OLMC) tem por base o Decreto-Lei n.º 38/2017 de 31 de março, em que se encontram previstas as funções a desempenhar, nomeadamente:


Operacionalização das mudanças de comercializador nos mercados de eletricidade e gás natural;

Gestão e manutenção da plataforma eletrónica de logística de mudança de comercializador e prestação de informação;

Prestação de informação personalizada aos consumidores de energia, nomeadamente nos seguintes âmbitos:

o Procedimento para a contratação de um serviço de fornecimento de gás e/ou de eletricidade;

o Tarifas adequadas a cada perfil de consumo, determinadas com base na informação detida;

o Tarifas adequadas a cada perfil de consumo, determinadas com base na informação detida por este operador e a pedido do consumidor;

o Tarifa(s) social(ais) existente(s) e aplicáveis o Informação sobre procedimentos e prazos para os

restabelecimentos de ligações; o Informações sobre utilização eficiente da energia,

destinados a promover a eficiência energética e a utilização racional dos recursos;

o Outras informações relevantes para o consumidor de eletricidade e gás natural.

Elaboração de relatórios semestrais relativos aos processos de mudança de comercializador, incluindo a análise e avaliação do nível da qualidade de serviço de mudança de comercializador e transmissão e divulgação dos resultados;

Recolha, armazenamento, tratamento e validação dos dados de consumo de eletricidade e gás natural e gestão da plataforma informática para este efeito;

Transmissão dos elementos de informação necessários aos intervenientes no SEN e SNGN, incluindo aos comercializadores sempre que solicitado e justificada a necessidade de transmissão dos mesmos.

O mercado liberalizado trouxe também um conjunto alargado de comercializadores, aumentando assim a oferta disponível, no entanto, para os consumidores torna-se importante apoio no momento de escolher o fornecedor mais adequado, pois existe


demasiada informação e muitas vezes de difícil entendimento. Desde novembro de 2017 encontra-se disponível o portal Poupa Energia, acessível em poupaenergia.pt. Neste portal, consumidores de energia em BTN, particulares e empresariais, podem consultar todas as tarifas disponíveis no mercado para eletricidade e gás natural. Estão também disponíveis simuladores que apoiam o consumidor na escolha do comercializador com tarifas mais vantajosas para cada caso. O Poupa Energia permite comparar as várias ofertas, verificar a existência de serviços adicionais e ainda avaliar se a tarifa regulada é a propostas mais vantajosa. Caso o consumidor assim o deseje, pode efetuar uma pré-adesão pelo portal através do preenchimento de alguns dados que são posteriormente enviados para o novo comercializador, este terá de contactar o consumidor no espaço de 48 horas de forma a assegurar que o processo é executado rapidamente.

O portal Poupa Energia tem ainda informação sobre os comercializadores disponíveis do mercado, no caso da eletricidade é possível pesquisar pelos vários tipos de tensão e para o gás natural é possível pesquisar pelo tipo de pressão.

Tem ainda um conjunto alargado de perguntas e respostas que o consumidor pode consultar de forma a esclarecer todas as dúvidas que possa ter.

Nota final para a tarifa social, caso o utilizador pretenda saber mais informação sobre este beneficio tem também informação no portal Poupa Energia para ter acesso a mais elementos sobre este tema.

PLANEAMENTO E GESTÃO DE ENERGIA|163

PARTE 4 – PLANEAMENTO E GESTÃO DE ENERGIA

SISTEMA DE GESTÃO DA ENERGIA|165

1. SISTEMA DE GESTÃO DA ENERGIA

1.1. Auditoria

1.1.1. Fases de auditoria

Uma auditoria energética pode ser considerada uma radiografia ao setor energético de uma empresa onde se pretende perceber onde e quando se consome energia e de que forma esta é desperdiçada. Apresenta como finalidade última a identificação de medidas conducentes à redução dessas perdas sem afetar a/o produção/serviço, ou seja, de medidas de economia de energia através de uma utilização mais eficiente da mesma.

Existem dois tipos de auditoria:

Auditoria simples: diagnóstico energético com duração típica de 1 a 3 dias;

Auditoria completa: levantamento mais aprofundado das condições de utilização da energia, cuja duração típica ronda os 5 dias (no mínimo). Este é o tipo de auditoria que deve ser efetuado no âmbito do SGCIE.

Uma auditoria energética apresenta, tipicamente, três fases distintas: preparação, trabalho de campo e tratamento da informação/elaboração do relatório final (ver Figura 54).

Figura 54 – Fases de uma auditoria energética

De seguida descreve-se cada uma das fases referidas.


1.1.2. Preparação da auditoria

A preparação é normalmente constituída pelas seguintes etapas:

Questionário, caso se justifique;

Visita prévia:

o Identificar a informação a obter;

o Verificar a existência de pontos de medição;

o Prever a duração da auditoria;

Constituição da equipa auditora e atribuição de responsabilidades;

Familiarização com o processo e atividade da instalação e outros cuidados.

1.1.3. Trabalho de campo (Levantamento energético)

Nesta fase procede-se ao levantamento de dados que permitam analisar a realidade energética da empresa. Esta fase normalmente é constituída pelas seguintes etapas:

Recolha de faturas energéticas e valores de produção de um período mínimo de 1 ano;

Recolha de dados sobre caraterísticas técnicas e regimes de funcionamento dos principais equipamentos;

Recolha de todos os elementos necessários para efetuar os balanços energéticos à instalação e aos equipamentos maiores consumidores;

Realização de todas as medições necessárias;

Observação de práticas dos utilizadores da instalação e identificação de situações anómalas;

Identificação de medidas de economia de energia possíveis de implementar.


1.1.4. Tratamento de informação

Nesta fase executa-se o tratamento da informação recolhida no terreno para que seja possível retirar ilações e propor medidas de melhoria. Nesta etapa é necessário:

Determinar os consumos específicos de energia global e por principais equipamentos e/ou secções produtivas e outros indicadores;

Detetar as situações anómalas e estudar as soluções possíveis;

Quantificar as possíveis economias de energia;

Efetuar uma análise técnico-económica de todas as soluções estudadas.

Finalmente, torna-se necessário compilar toda a informação num Relatório de Auditoria Energética que poderá apresentar a seguinte estrutura:

Síntese;

Caraterização da empresa / instalação:

o Inclui descrição do processo.

Histórico energético e produtivo da instalação:

o Consumos de energia (base anual);

o Custos de energia (base anual);

o Produções (base anual).

Principais indicadores de eficiência energética, tais como:

o Consumo Específico de Energia (CEE):

𝐶𝐸𝐸 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜

o Intensidade Energética (IE):

𝐼𝐸 =𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎

𝑉𝐴𝐵

o Intensidade Carbónica (IC):


𝐼𝐶 = 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑠õ𝑒𝑠 𝐺𝑎𝑠𝑒𝑠 𝐸𝑓𝑒𝑖𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑢𝑓𝑎

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎

Análise do período de referência;

Consumos e custos (base mensal);

Relação entre o consumo de energia e a produção (base mensal);

Análise da correlação entre consumo total de energia e produção;

Análise da correlação entre o consumo específico de energia e produção;

Síntese de indicadores de eficiência energética (base mensal);

Desagregação de consumos de energia por utilizações finais;

Análise dos principais setores consumidores de energia;

Por secção produtiva e/ou principais equipamentos do processo:

o Descrição da situação atual;

o Determinação do potencial de economia de energia.

Serviços Auxiliares:

o Setor elétrico - alimentação e distribuição de energia elétrica;

o Produção e distribuição de ar comprimido;

o Produção de água quente para o processo e/ou AQS (caldeiras, etc.);

o Iluminação;

o Sistemas de ventilação;

o Sistemas de climatização;

o Cogeração.


Nota: por cada serviço auxiliar será necessário desagregar a informação por situação inicial e potencial de economia de energia.

Gestão de energia;

Conclusões e definições de projetos futuros.

1.1.5. Identificação das medidas de eficiência energética

A recolha da informação realizada na fase anterior deverá permitir a identificação de medidas de eficiência energética economicamente viáveis.

Para cada oportunidade de redução de energia deverá ser avaliado o custo de investimento e as economias financeiras decorrentes da sua aplicação. O cálculo do período de retorno do investimento é um parâmetro importante para a priorização das medidas a implementar. Como referido anteriormente, este indicador traduz o período de tempo necessário para recuperar o investimento e é dado pela expressão seguinte:

𝑃𝑅𝐼[𝑎𝑛𝑜] =𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 [€]

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 [€ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]

A orçamentação de cada medida deverá incluir o custo da compra do equipamento, bem como os custos de mão-de-obra e outros custos auxiliares necessários para a sua instalação.

Para além dos aspetos financeiros, deverá ser aferido o contributo da medida para a redução dos indicadores de eficiência energética, bem como para os objetivos definidos no plano de ação.

As medidas de economia de energia são, normalmente, agrupadas em duas categorias distintas:

Tecnologias de processo: aplicáveis a uma ou mais operações específicas do(s) processo(s). Podem ter repercussões na produtividade e/ou na qualidade dos produtos/serviços e englobam, por exemplo, alterações tecnológicas processuais. Consideram-se neste caso medidas de implementação complexa e que envolvem habitualmente investimentos bastante avultados. Na maioria dos casos, este tipo de soluções oferece benefícios que vão além da redução dos consumos de


energia e que, se devidamente enquadradas em sistemas de incentivos eventualmente existentes, constituem soluções muito vantajosas para as empresas;

Tecnologias energéticas: também ditas horizontais, aplicam-se a qualquer setor de atividade. Comportam medidas de implementação mais simples e que, pelo reduzido investimento que habitualmente envolvem, devem merecer uma atenção imediata por parte das empresas. Além das economias de energia, podem eventualmente conduzir a diversificação das fontes energéticas e/ou a reduções de impacte ambiental. Não têm repercussões na produtividade ou na qualidade dos produtos/serviços.

Refira-se que, em alguns casos, as medidas de utilização racional de energia propostas não se traduzem numa redução dos consumos de energia, mas apenas numa redução da fatura energética, como por exemplo, a compensação do fator de potência.

1.2. Plano de ação

A elaboração de um plano de ação constitui uma das ferramentas mais importantes para o planeamento e acompanhamento das atividades de gestão de energia, uma vez que auxilia na sistematização e agendamento de procedimentos, garantindo que nenhuma atividade ou tarefa é descurada. Este plano de ação deve prever a implementação das medidas de eficiência energética identificadas na auditoria.

De uma forma geral, um plano de ação deve contemplar as seguintes etapas:

Definição do objetivo a ser alcançado;

Listagem de ações e atividades a serem executadas;

Calendarização de cada ação/atividade;

Orçamentação;

Definição de responsáveis;


Planeamento dos riscos e respetivos planos de contingência.

A implementação de um plano de ação deverá compreender as seguintes etapas (ver Figura 55):

Figura 55 – Etapas de um plano de ação

Embora frequentemente descurada, a fase de finalização constitui uma fonte de informação relevante para a elaboração de um novo plano de ação.

A utilização de um plano de ação permite não só auxiliar a implementação das medidas de eficiência energética previamente identificadas, como também identificar anomalias ou medidas futuras que devem ser implementadas no sentido de melhorar continuamente a performance energética de determinada instalação.

1. Iniciação

2. Planeamento

3. Execução

4. Monitorização

5. Finalização

INSTRUMENTOS DE APOIO|173

2. INSTRUMENTOS DE APOIO

2.1. SGCIE

Tal como referido anteriormente, o operador de instalações abrangidas por um ARCE beneficia de estímulos e incentivos à promoção da eficiência energética. Estes benefícios são igualmente válidos para as instalações que celebrem acordos de racionalização voluntários.

Ao abrigo do Fundo de Eficiência Energética (FEE), para instalações com consumo inferior a 1000 tep/ano, está previsto o ressarcimento de 50 % do custo das auditorias energéticas obrigatórias, até ao limite de € 750, recuperáveis a partir do REP que verifique a execução de, pelo menos, 50 % das medidas previstas no ARCE. Independentemente do consumo energético da instalação, está também previsto o ressarcimento de 25 % dos investimentos realizados em equipamentos e sistemas de gestão e monitorização dos consumos de energia. No caso das instalações que consumam apenas gás natural como combustível e/ou energias renováveis além da energia elétrica, estes limites são majorados (25 % no caso das renováveis e 15 % no caso do gás natural).

O operador de instalações abrangidas por um ARCE beneficia, ainda, de isenções no imposto sobre produtos petrolíferos e energéticos para determinados combustíveis e para energia elétrica, nos montantes definidos por Portaria ou em sede de Orçamento de Estado. Para referência, atualmente a isenção para a energia elétrica e para o gás natural é de 1 €/MWh e 13,50 €/t, respetivamente. A informação atualizada pode ser consultada no microsite do SGCIE:

http://sgcie.publico.adene.pt/SGCIE/Paginas/Incentivos.aspx

2.2. Empresas de serviços energéticos

No âmbito de uma política energética nas organizações que visa a implementação de medidas de redução do consumo de energia nos edifícios e equipamentos, surge a necessidade de existirem

http://sgcie.publico.adene.pt/SGCIE/Paginas/Incentivos.aspx


entidades que façam o balanço energético, assumam a responsabilidade de implementação, incluindo o investimento, e operacionalização de um projeto, que demonstrem capacidade técnica, garantam resultados e assumam os riscos. As Empresas de Serviços Energéticos (ESE, assim denominadas na regulamentação portuguesa), conhecidas normalmente pela designação inglesa ESCO (Energy Service Companies), são entidades que investem, desenvolvem e gerem projetos de eficiência energética, em contratos de performance com os seus clientes, envolvendo a racionalização, poupança ou produção descentralizada de energia, permitindo às organizações e instituições economias energéticas e consequente otimização de investimentos e respetivas faturas de energia.

Deste modo, as ESE posicionam-se como parceiros estratégicos no mercado da eficiência energética, fornecendo serviços energéticos e/ou outras medidas de melhoria de eficiência energética nas instalações de um consumidor final, aceitando um certo grau de risco financeiro ao fazê-lo. Os modelos de contrato mais usuais são os contratos de gestão de eficiência energética, baseado em garantias de desempenho, sendo a remuneração das ESE garantida através da performance demonstrada. Na generalidade, encontram-se estabelecidos dois modelos principais de contratos de gestão de eficiência energética: Poupanças Garantidas (Guaranteed Savings) e Poupanças Partilhadas (Shared Savings).

No modelo de Poupanças Garantidas, a ESE vende o seu equipamento ou a sua solução, presta serviços de monitorização e de aconselhamento energético por um período de tempo previamente acordado, garantindo contratualmente um dado nível de poupanças energéticas. Neste modelo, a ESE assume a responsabilidade pela implementação das recomendações e medidas de eficiência energética propostas, garantindo um determinado nível de poupanças energéticas ao cliente. Contudo, o cliente assegura o investimento necessário, via fundos próprios ou recorrendo a financiamento, assumindo o risco financeiro na totalidade. Este modelo tem a vantagem de as taxas de juro serem, normalmente, mais baixas.


No modelo de Poupanças Partilhadas, a ESE presta um serviço de energia integrado ao cliente, garantindo e comprometendo-se com um determinado nível de poupanças. As poupanças energéticas geradas são partilhadas entre a ESE e o cliente a uma percentagem pré-determinada por um número fixo de anos, segundo uma metodologia acordada entre as partes. A ESE assume ainda os riscos de performance e financeiro do projeto. Este tipo de modelo está normalmente associado a financiamento por terceiros.

O modelo de Poupanças Garantidas aparenta ter melhor aceitação em países com uma estrutura financeira sólida, que apresentam um setor bancário com conhecimento em projetos de eficiência energética, sendo difícil de adotar em mercados onde o conceito ESE está ainda a ser introduzido, pois requer que os clientes assumam algum risco financeiro. Porém, este modelo tende a promover o crescimento de longo prazo do mercado ESE. Já o modelo de Poupanças Partilhadas demonstra ter melhor aceitação em mercados em desenvolvimento, pois os consumidores não assumem risco financeiro. No entanto, a aposta neste último tipo de contratos pode limitar o crescimento do mercado a longo prazo e a competição entre ESE e instituições financeiras.

Em relação ao financiamento, normalmente este tipo de projetos pode ser realizador através de três vias: financiamento por terceiros (Third-Party Financing – TPF), pela ESE ou pelo cliente.

O financiamento por terceiros (TPF) consiste na obtenção de fundos para o projeto por parte de uma terceira entidade, como por exemplo uma instituição financeira, e não pela ESE ou pelo cliente. O financiamento é então concedido, podendo a garantia ser dada através das poupanças ou através do próprio equipamento do projeto. A opção mais comum de modelo é o de Poupança Garantida, pois esta alternativa permite demonstrar à instituição financeira que o projeto irá originar um cash flow positivo, ou seja, que as poupanças servirão para cobrir as amortizações, reduzindo assim o risco de reembolso da entidade financeira.

O financiamento do projeto por parte da ESE pode envolver o uso do capital próprio ou financiamento através de outros


instrumentos de dívida ou lease. A ESE raramente opta pelo financiamento a partir de capital próprio, uma vez que essa escolha pode limitar a sua capacidade de implementação de projetos deste tipo.

O financiamento pelo cliente pode ser através do seu capital próprio ou recorrendo a um empréstimo, acordando uma garantia com a instituição financeira.

Em Portugal, através do Programa Eco.AP, estão claramente definidas as metas e objetivos de alcançar 30 % de eficiência energética nos organismos e serviços da Administração Pública até 2020, sem fazer aumentar a despesa pública e paralelamente, conseguir estimular a economia no setor das empresas de serviços energéticos. De forma a atingir os objetivos, foi criado um procedimento específico de contratação pública que, sendo mais ágil, permite a realização dos contratos de eficiência energética de forma mais célere aplicado às ESE que estejam devidamente registadas e qualificadas de acordo com o quadro legal de elegibilidade instituído. O caderno de encargos e plano de procedimentos, servindo de documentos base de referência à contratação, são outras das ferramentas que permitirão agilizar e dar início a todo o processo de forma mais simples. O modelo e metodologia implementados no Programa Eco.AP foram alvo de análise no capítulo 6.1.2, parte 2, do presente documento.

2.3. Fundos e programas de apoio ao investimento

A implementação de programas de eficiência energética pode implicar a realização de investimentos e, por conseguinte, o recurso a instrumentos de financiamento. Neste sentido, apresentam-se os principais fundos e programas de apoio ao investimento existentes a nível europeu e nacional.

A nível europeu, e com aplicabilidade a projetos de eficiência energética no setor das águas, destacam-se os seguintes fundos:

Assistência ao Desenvolvimento de Projetos (PDA) / Horizonte 2020;

o ELENA-EIB;


o ELENA – kfW;

Energia Segura, Limpa e Eficiente (EE) / Horizonte 2020;

PF4EE35 no âmbito do programa LIFE.

No contexto nacional, destacam-se os seguintes instrumentos:

Programas do Portugal 2020:

o POSEUR – Programa Operacional Sustentabilidade e Eficiência no Uso de Recursos inclui dois eixos com particular relevância para a temática da eficiência energética no setor das águas;

o Eixo I - Apoiar a transição para uma economia com baixas emissões de carbono em todos os setores;

o Eixo III - Proteger o ambiente e promover a eficiência dos recursos.

Programas Operacionais Regionais

o Norte 2020, Eixo 3 - Economia de baixo carbono

o Centro 2020, Eixo 6 - Sustentabilidade dos recursos

o Lisboa 2020, EP (Eixo Prioritário) 3 - Apoiar a transição para uma economia de baixo carbono em todos os setores

o Alentejo 2020 - Eixo 7 - Eficiência energética e mobilidade

o Cres Algarve 2020 - Eixo 3 - Promover a sustentabilidade e o uso eficiente energético dos recursos

Fundo de Eficiência Energética (FEE) financia programas e medidas previstas no PNAEE ou outros que, comprovadamente, contribuam para a eficiência energética.

35 Private Finance for Energy Efficiency


Fundo de Apoio à Inovação (FAI) tem como objetivos o apoio à inovação, ao desenvolvimento tecnológico e ao investimento nas áreas das energias renováveis e eficiência energética, em concretização das metas definidas no Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (PNAER), no Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética (PNAEE) e na estratégia nacional de energia.

Apoios no âmbito do Plano de Promoção da Eficiência no Consumo de Energia Elétrica (PPEC), instrumento gerido pela ERSE/DGEG.

Existem ainda linhas de financiamento disponibilizadas por diversas entidades financeiras aplicáveis a projetos de eficiência energética. Este apoio financeiro é dado a iniciativas que promovam a eficiência e a redução do consumo de eletricidade nas diferentes tipologias de consumidores.

O quadro seguinte resume os principais fundos e programas de financiamento em Portugal.


Quadro 25 - Instrumentos de financiamento de projetos de eficiência energética no setor das águas em Portugal

Instrumento de financiamento

Áreas de enfoque e objetivo

Beneficiários Verba disponível Período

temporal Apoio financeiro

Entidades gestoras

Fundos europeus

ELENA Eficiência energética

nas cidades, waste-to-energy

Organismos públicos, autarquias, entidades

prestadoras de serviços públicos (Países Horizonte

2020)

Max 50 M € investi-mento

anual

2014-2020

Subsídios emprés-timos

BEI e EC

Fundo Energia Segura, Limpa e

Eficiente (EE) Eficiência energética

Organismos públicos, autarquias e operadores de infraestruturas, PME,

ESE (Países Horizonte 2020)

0,5 a 2 M €/projeto

104 mil € (max 2017)

2014-2020

Subsídios emprés-timos

Horizonte 2020

PF4EE no âmbito do

programa LIFE Eficiência energética

Organismos públicos, autarquias, bancos, ESE Em 2017 apenas para os

países: SP, IT, PT, BE, FR,CZ

3,5-6 M € por projeto

2014-2020

Subsídios (60 % do total dos

custos elegíveis) BEI e EC

Fundos nacionais intermediários da UE






Entidades gestoras

BPI - Solução Financeira para

o Portugal 202036

Projetos Financeiros Portugal 2020

Organismos regionais e locais / entidades públicas

e privadas, projetos de investimento

Avaliação caso a caso

Em curso Empréstimos e

garantias BPI

Linha Banco Europeu de

Investimento (entidades

bancárias)*37

Todos os setores Horizonte 2020 (ex.,

Renovação de equipamentos/infra-

estruturas)

PME, Grandes empresas, Organismos regionais e

locais e entidades privadas

até 12,5 mil € / PME; até 25mil

€/ empresa (mid-cap) ou entidade

pública

Em curso Empréstimos e

garantias

Bancos: Millenium BCP, Novo

Banco e Santander

Totta

Linha de crédito Mútua IFD (entidades

bancárias)**38

Todos os setores Horizonte 2020

PME certificadas pelo IAPMEI

~1M € global 2014-2020

Empréstimos e garantias

2 bancos separados: Montepio e CA Caixa

Agrícola

Instrumentos financeiros associados a programas nacionais

36 http://www.bancobpi.pt/empresas/portugal-2020/solucoes-bpi-portugal-2020-e-pdr-2020 37 http://ind.millenniumbcp.pt/pt/negocios/financiamento/Pages/Linha-Millennium-BEI.aspx; https://www.novobanco.pt/site/cms.aspx?labelid=bei; http://ind.millenniumbcp.pt/pt/negocios/financiamento/Pages/Linha-Millennium-BEI.aspx 38 https://www.montepio.pt/credito-garantia-mutua ; http://www.creditoagricola.pt/CAI/Empresas/Credito/LinhasCreditoEspeciais/






Entidades gestoras

Programas Operacionais Regionais do

Portugal 202039

Projetos de baixo carbono,

sustentabilidade e eficiência de recursos


e privadas, projetos de investimento, PME

nacionais

1k-3M € por projeto

200m € para

eficiência energética de

infraestruturas

2014-2020

Subsídios auditorias e

planos energéti-cos, emprés-

timos, suporte a projetos

integra-dos

Portugal 2020

Programa Temático

POSEUR do Portugal 2020

Projetos de baixo carbono,

sustentabilidade e eficiência de recursos


e privadas, projetos de investimento, PME

nacionais

100k-14M€ por projeto

2014-2020

Subsídios e empréstimos

Portugal 2020

39 https://www.portugal2020.pt/Portal2020/programas-operacionais-portugal-2020-2 ; https://www.portugal2020.pt/Portal2020/projetos ; https://www.portugal2020.pt/Portal2020/Media/Default/Docs/Programas%20Operacionais/BROCHURAS%20PO/Brochura_NORTE2020.pdf; https://www.portugal2020.pt/Portal2020/Media/Default/Docs/Programas%20Operacionais/BROCHURAS%20PO/BrochuraCentro2020.pdf; https://www.portugal2020.pt/Portal2020/Media/Default/Docs/Programas%20Operacionais/BROCHURAS%20PO/LISBOA_Brochura_2020.pdf ; https://www.portugal2020.pt/Portal2020/Media/Default/Docs/Programas%20Operacionais/BROCHURAS%20PO/Brochura_Alentejo_10_Final.pdf; https://www.portugal2020.pt/Portal2020/Media/Default/Docs/Programas%20Operacionais/BROCHURAS%20PO/Flyer%20CRESC_ALGARVE.pdf






Entidades gestoras

Fundo de Apoio à Inovação

Projetos de eficiência energética

Estudos de eficiência energética ou energias

renováveis; Sensibilização

comportamental

Entidades públicas e privadas

Max 2 M€ (70 % financiamento)

Em curso Subsídios Comissão Executiva

do FAI

Fundo de Eficiência

Energética

Projetos de eficiência energética nas áreas

dos Transportes, Edifícios, Indústria, Agricultura e setor

público

Entidades do setor público, cooperativo ou

privado

Capital social do FEE ~26 mil €

2014-2020

Subsídios e empréstimos

Comissão Executiva do PNAEE






Entidades gestoras

Plano de Promoção da Eficiência no Consumo de

Energia Elétrica

Medidas de eficiência no consumo de energia

elétrica

Comercializadores de energia elétrica,

operadores das redes de transporte e de

distribuição de energia, associações e entidades

de promoção e defesa dos interesses dos

consumidores de energia elétrica

Variável caso a caso (ex., PPEC 2017-2018 –

23M€)

- Subsídios ERSE / DGEG

CASOS DE ESTUDO|185

PARTE 5 – CASOS DE ESTUDO

CASOS DE ESTUDO|187

1. INTRODUÇÃO AOS CASOS DE ESTUDO

Nesta Parte apresenta-se o benchmarking efetuado às instalações registadas e com planos de racionalização em curso no âmbito do SGCIE.

Esta análise tem como objeto as medidas de poupança mais frequentemente implementadas pelas instalações do setor, identificadas na sequência das auditorias energéticas efetuadas.

No serviço de abastecimento de água foram consideradas as instalações com classificação de atividade económica (CAE rev.3) na divisão 36 – Captação, tratamento e distribuição de água. No serviço de saneamento de águas residuais foram consideradas as instalações com CAE na divisão 37 – Recolha, drenagem e tratamento de águas residuais.

Por último, serão abordados com maior detalhe casos reais de uma Estação Elevatória, uma Estação de Tratamento de Água e de uma Estação de Tratamento de Águas Residuais.


2. SERVIÇOS DE ABASTECIMENTO DE ÁGUA

2.1. Considerações gerais

A análise realizada foi feita com base nas auditorias energéticas e planos de racionalização apresentados no âmbito do SGCIE de 35 instalações do serviço de abastecimento de água que, em conjunto, totalizam um consumo energético de 28636 tep/ano. Estas instalações foram distribuídas de acordo com o seu escalão de consumo: 18 instalações com consumo inferior a 1000 tep no ano de referência e 17 instalações com consumo igual ou superior a 1000 tep no ano de referência.

As 18 instalações no escalão inferior perfazem um consumo energético de 7219 tep/ano, sendo que as auditorias energéticas identificaram um potencial de economia de 280 tep/ano. Estas instalações passam a designar-se por “Instalações A”.

Por outro lado, as instalações no escalão superior totalizam 21 417 tep/ano e um potencial de economia quantificado em 630 tep/ano. Para estas instalações passamos a adotar a designação “Instalações B”.

A Figura 56 mostra, para as “Instalações A”, a contribuição de cada tipologia de medida para o potencial de redução global de consumo de energia, ou seja, para os 280 tep/ano. Verifica-se que as medidas que conduzem a maiores economias são aquelas diretamente relacionadas com a otimização de motores.

CASOS DE ESTUDO|189

Figura 56 – Potencial de economia de energia [%] / Tipologia de medida (A)

A Figura 57 mostra, para as “Instalações B”, a contribuição de cada tipologia de medida para o potencial de redução global de consumo de energia, ou seja, para os 630 tep/ano. Para este conjunto de instalações, as medidas relacionadas com os sistemas de bombagem são as que permitem obter maior impacto na redução do consumo energético.

Figura 57 – Potencial de economia de energia [%] / Tipologia de medida (B)

As Figura 58 e Figura 59 apresentam o PRI médio para as tipologias de medidas que, de acordo com os gráficos anteriores, conduzem a uma maior economia de energia. Como é possível observar, tanto para as “Instalações A” como para as “Instalações B”, as medidas com maior potencial de economia de energia apresentam, em média, um PRI inferior a 5 anos.


Figura 58 – PRI médio por tipologia de medida (A)

Figura 59 – PRI médio por tipologia de medida (B)

A Figura 60 e a Figura 61 apresentam a distribuição do número de medidas implementadas pelas instalações, de acordo com o PRI. Assim, no caso das “Instalações A”, a maioria das medidas implementadas tem PRI inferior a 3 anos (57 %), sendo que 35 % destas tem PRI inferior a 1 ano. Similarmente, nas “Instalações B”, a maioria das medidas implementadas tem PRI inferior a 3 anos (67 %), sendo que 31 % tem PRI inferior a 1 ano.

CASOS DE ESTUDO|191

Figura 60 – Medidas implementadas [%] por intervalo de PRI (A)

Figura 61 – Medidas implementadas [%] por intervalo de PRI (B)

2.2. Caso de estudo – Captação

Quadro 26 – Dados da captação

Identificação

Operador Operador Captação

Instalação Instalação Captação

Consumo de energia

Ano de referência 2010

Energia elétrica 331,7 tep

Indicadores

Consumo Específico 0,016 kgep/m3

Intensidade Carbónica 5,46 tCO2e/tep


Descrição da Captação:

A captação é a principal responsável pelo abastecimento de água à Zona Industrial da cidade X. A toma de água bruta ocorre no rio Y, por via de 6 grupos eletrobomba, os quais aspiram a montante do açude existente. A água captada é posteriormente transportada até uma albufeira com recurso a conduta elevatória e canal adutor em superfície livre, numa extensão total de 28 km, terminando em túnel de secção em ferradura, com extensão total de 13,3 km. A instalação de captação é constituída por uma subestação, edifício de comando, açude, seis grupos eletrobomba, duas condutas e chaminé de equilíbrio.

Quadro 27 – Volume elevado na estação de captação

Ano 2010

Volume (v) [m3] 20 478 216

A atura manométrica nominal das bombas varia entre os 49 metros e os 54,5 metros. No Quadro 28 – Medidas identificadas na instalação de captação

apresentam-se as medidas de economia identificadas na auditoria energética.

Quadro 28 – Medidas identificadas na instalação de captação

Tipologia de medida

Medida Economia de energia

[tep]

Investimento [€]

Economia [€]

PRI [anos]

Sistemas de bombagem

Utilização preferencial das bombas de água com melhor rendimento

14,2 0 11.439 0

TOTAL 14,2 0 11.439

A única medida identificada na instalação de captação incide nos sistemas de bombagem, permitindo uma economia de energia de 14,2 tep/ano, ou seja, 4,2 % do consumo da instalação no ano de

CASOS DE ESTUDO|193

referência. Uma vez que a medida não tem um investimento associado, isto é, não implica a aquisição de bens ou serviços externos, o PRI é imediato.

2.3. Caso de estudo – Estação Elevatória 1

Quadro 29 – Dados da estação elevatória 1

Descrição da Estação Elevatória 1:

A estação elevatória 1 (EE1) completa a segunda fase de elevação da conduta elevatória principal do Sistema Regional em que se insere. É dotada de 4 grupos de bombagem e garante a elevação da água desde a estação elevatória a montante até ao reservatório principal, vencendo um desnível geométrico de 60 metros. Como sistema auxiliar existe um compressor de ar que garante a pressão nos reservatórios de ar comprimido, cuja função é atenuar o choque hidráulico na conduta elevatória aquando de corte de energia na rede elétrica. A iluminação existente (interior e exterior) de tecnologia fluorescente tubular e de vapor de mercúrio permanece normalmente desligada, devido às boas condições de iluminação natural e o facto de a instalação ser visitada apenas de dia (aquando de registos de leituras ou manutenções). O Quadro 30 apresenta o volume elevado no ano de referência.

Identificação

Operador Operador EE

Instalação Instalação EE

Consumo de energia


Energia elétrica 279 tep

Indicadores




Quadro 30 – Dados da estação elevatória 1

Ano 2016

Volume (v) [m3] 12349133

Altura manométrica (h) [m] 65

No Quadro 31 apresentam-se as medidas de economia identificadas na auditoria energética.

Quadro 31 – Medidas identificadas na EE1

Tipologia de medida


[tep]

Investimento [€]

Economia [€]

PRI [anos]


Substituição de acionamentos nos grupos de bombagem 1 e 4

2,6 12094 2754 4,4

TOTAL 2,6 12 094 2754

A única medida identificada nesta estação elevatória incide nos sistemas de bombagem, permitindo uma economia de energia de 2,6 tep/ano, ou seja, 0,9 % do consumo da instalação no ano de referência, com um PRI 4,4 anos. Para um investimento de € 12 094, pode obter-se uma economia de € 2754.

CASOS DE ESTUDO|195

2.4. Caso de estudo – Estação Elevatória 2

Quadro 32 – Dados da estação de elevatória 2

Identificação

Operador Operador EE

Instalação Instalação EE

Consumo de energia


Energia elétrica 511 tep

Indicadores

Consumo Específico 322 kgep/milhão de m3

Intensidade Carbónica

5,46 tCO2e/tep

Descrição da Estação Elevatória 2:

A instalação estação elevatória 2 (EE2) é constituída por um reservatório que recebe a água transportada pelo adutor EE, uma estação elevatória com 10 grupos eletrobomba e um posto de cloragem. A capacidade do seu reservatório é de 172 392 m3. Esta estação elevatória é responsável pela elevação da água para a rede de distribuição da cidade X, para o reservatório da localidade Y e para o reservatório da localidade Z. A instalação é complementada com um sistema de deteção de fugas de cloro e respetivo equipamento de neutralização. Este equipamento consiste numa torre de neutralização por meio de uma solução de hidróxido de sódio e uma bomba de circulação deste reagente. Assim, em caso de fuga de cloro, o equipamento de deteção aciona um ventilador que aspira o ar contaminado para uma conduta que o conduz à torre de neutralização. O fator de potência está a ser compensado em cada grupo eletrobomba, através de quatro sistemas de baterias de condensadores. O regime de funcionamento da estação é contínuo. O Quadro 33 indica a produção da instalação no ano 2012.


Quadro 33 – Volume elevado na EE2

Volume elevado

Cidade X

Localidade Y

Localidade Z

Volume (v) [1000 m3] 6809 16 107 8450

Altura manométrica (h) [m]

34 20 121 TOTAL

Produção (v x h) [1000 m4]

236272 328582 1022450 1 587 305

No Quadro 34, apresentam-se as medidas de economia identificadas na auditoria energética.

Quadro 34 – Medidas identificadas na EE2

Tipologia de medida


[tep]

Investimento [€]

Economia [€]

PRI

[anos]


Acompanhamento da evolução do rendimento dos grupos eletrobomba através da implementação de rotinas de avaliação periódica

4,4 0,0 5192,4 0,0

Substituição da bomba 1

4,8 16163,4 5658,1 2,9


4,0 16163,4 4698,1 3,4


4,7 16163,4 5489,6 2,9

Iluminação eficiente

Iluminação exterior: Substituição de projetores de halogéneo por projetores LED

3,8 8034,0 4459,8 1,8

Iluminação exterior: Instalação de um regulador

0,8 1592,0 913,5 1,7

CASOS DE ESTUDO|197

Tipologia de medida


[tep]

Investimento [€]

Economia [€]

PRI

[anos]

estabilizador estático de fluxo luminoso

Iluminação interior: Substituição de lâmpadas fluorescentes T8 por lâmpadas tubulares LED

0,4 590,0 477,8 1,2

TOTAL 22,8 58 706,2 26 889,2

As medidas identificadas nesta estação elevatória incidem nos sistemas de bombagem e na iluminação eficiente, permitindo uma economia de energia de 22,8 tep/ano, ou seja, 4,5 % do consumo da instalação no ano de referência, com um PRI médio de 2 anos. Nest caso, para um investimento global de € 58706, pode obter-se uma economia anual de € 26889.


2.5. Caso de estudo – Estação de Tratamento de Água

Quadro 35 – Dados da Estação de Tratamento de Água

Descrição da Estação de Tratamento de Água:

A estação de tratamento de água (ETA) tem uma capacidade de produção de 520000 m3/d. A estação compreende uma torre de captação e uma estação elevatória com 6 grupos eletrobomba. A água é aduzida à câmara de tranquilização, constituída por vários dissipadores de energia e destina-se a regularizar o escoamento da água (passagem de regime turbulento para regime laminar). Posteriormente, segue para o posto de cloragem, onde ocorre a pré-oxidação na cisterna de contacto, e daí para a câmara de mistura rápida, onde se introduz o sulfato de alumínio. Na etapa seguinte, a decantação, são utilizados decantadores de manto de lama para a clarificação da água. A água decantada é então encaminhada para os filtros de areia. As lamas resultantes das purgas dos decantadores são tratadas em lagoas de decantação. A água destas lagoas é reaproveitada para a câmara de mistura rápida, e os sobrenadantes extraídos são conduzidos para o poço de regularização. As lamas depositadas nos leitos de secagem são desidratadas naturalmente.

No Quadro 36 apresentam-se as medidas identificadas na auditoria.

Identificação

Operador Operador ETA

Instalação Instalação ETA

Consumo de energia


Energia elétrica 228,92

Indicadores



CASOS DE ESTUDO|199

Quadro 36 – Medidas identificadas na ETA

Tipologia de medida

Medida

Economia de

energia [tep]

Investimento [€]

Economia [€]

PRI

[anos]

Iluminação eficiente

Iluminação interior: Substituição de lâmpadas TLD por lâmpadas TL-D Power Save

4,8 61000,0 6075,0 10,1

Iluminação interior: Substituição de luminárias encastradas com balastro ferromagnético e lâmpadas fluorescentes tubulares/ fluorescentes compactas não-integradas, por luminárias encastradas de alto rendimento com balastro eletrónico e lâmpadas fluorescentes tubulares T5

Iluminação interior: Substituição de luminárias tipo estanque equipadas com balastro ferromagnético e lâmpadas fluorescentes tubulares TL-D, por luminárias tipo estanque de alto rendimento com balastros eletrónicos e lâmpadas fluorescentes tubulares T5.

Iluminação interior: Substituição de luminárias tipo industrial com abas equipadas com balastro ferromagnético e lâmpadas fluorescentes tubulares TL-D/ fluorescentes tubulares


Tipologia de medida

Medida

Economia de

energia [tep]

Investimento [€]

Economia [€]

PRI

[anos]

TL-M, por luminárias tipo estanque de alto rendimento com balastros eletrónicos e lâmpadas fluorescentes tubulares T5.

Iluminação exterior: Substituição de luminárias do tipo projetor com reactância ferromagnética e lâmpadas de vapor de mercúrio, por projetores LED

Monitorização e controlo

Instalação de um sistema de monitorização de consumos

4,6 30000,0 5298,0 5,7

Otimização de motores

Substituição dos agitadores de floculação

23,6 16000,0 27214,0 1

Outros

Melhoria de Eficiência Energética nos sistemas da captação: Substituição da bomba 1 e bomba 2 32,1 234801,0 37154,0 6,3

Melhoria de Eficiência Energética nos sistemas da captação: instalação de VEV

Redução da energia reativa

Compensação do Fator de Potência (Energia Reativa)

0,0 35000,0 10970,0 3,2

TOTAL 64,9 376801 86711

Nesta instalação foram identificadas medidas de eficiência energética ao nível da iluminação eficiente, monitorização e controlo, e otimização de motores. Foi, ainda, identificada a redução da energia reativa como uma oportunidade de redução de custos

CASOS DE ESTUDO|201

associados à fatura de energia elétrica. A implementação destas medidas permite uma redução do consumo de energia em 64,9 tep/ano, ou seja, 28 % do consumo da instalação no ano de referência, com um PRI médio de 5 anos. Nest caso para um investimento global de € 376801, pode obter-se uma economia anual de € 86711.


3. SERVIÇOS DE SANEAMENTO DE ÁGUAS RESIDUAIS

3.1 Considerações gerais

A análise realizada foi feita com base nas auditorias energéticas e planos de racionalização apresentados no âmbito do SGCIE de 26 instalações do serviço de saneamento de águas residuais que, em conjunto, totalizam um consumo energético de 45639 tep/ano. À semelhança do setor anterior, estas instalações foram distribuídas de acordo com o escalão de consumo: 19 instalações com consumo inferior a 1000 tep no ano de referência e 7 instalações com consumo igual ou superior a 1000 tep no ano de referência.

As 19 instalações no escalão inferior perfazem um consumo energético de 8060 tep/ano, sendo que as auditorias energéticas identificaram um potencial de economia de 645 tep/ano. Passamos a designar este conjunto de instalações por “Instalações C”.

Por outro lado, as 7 instalações no escalão superior totalizam 8941 tep/ano e um potencial de economia quantificado em 484 tep/ano. Iremos designar estas instalações por “Instalações D”.

A Figura 62 mostra, para as “Instalações C”, a contribuição de cada tipologia de medida para o potencial de redução de energia global, ou seja, para os 645 tep/ano. As medidas que conduzem a maiores economias são aquelas relacionadas com a monitorização e controlo, muito a par da otimização de motores.

CASOS DE ESTUDO|203

Figura 62 – Potencial de economia de energia [%] / tipologia de medida (C )

Para as “Instalações D”, a Figura 63 mostra a contribuição de cada tipologia de medida para o potencial de redução global de consumo de energia, ou seja, para os 484 tep/ano. Verifica-se, então, que as medidas relacionadas com os sistemas de bombagem são as que permitem obter maior impacto na redução do consumo energético.

Figura 63 – Potencial de economia de energia [%] / tipologia de medida (D)

A Figura 64 e a Figura 65 apresentam o PRI médio para as tipologias de medidas que, de acordo com as figuras anteriores, apresentam um maior potencial de economia de energia. Como é possível observar, tanto para as “Instalações C” como para as “Instalações


D”, as medidas com maior potencial de economia de energia apresentam, em média, um PRI inferior a 5 anos.

Figura 64 – PRI médio por tipologia de medida (C )

Figura 65 – PRI médio por tipologia de medida (D)

A Figura 66 e a Figura 67 apresentam a distribuição do número de medidas implementadas pelas instalações, de acordo com o PRI. No caso das “Instalações C” a grande maioria das medidas implementadas tem PRI inferior a 3 anos (62 %), sendo que 34 % destas tem PRI inferior a 1 ano. Nas “Instalações D” a maioria das medidas implementadas também tem um PRI inferior a 3 anos (56 %). No entanto, apenas 20 % apresenta PRI inferior a 1 ano.

CASOS DE ESTUDO|205

Figura 66 – Medidas implementadas [%] por intervalo de PRI (C )

Figura 67 – Medidas implementadas [%] por intervalo de PRI (D)


3.2. Caso de estudo – Estação de Tratamento de Águas Residuais

Quadro 37 – Dados da estação de tratamento de águas residuais

Identificação

Operador Operador ETAR

Instalação Instalação ETAR

Consumo de energia


Energia elétrica 562,16

Indicadores


Intensidade Carbónica

5,46 tCO2e/tep

Descrição da ETAR:

Esta instalação é dotada de um sistema de tratamento de nível terciário, materializado por um tratamento biológico por lamas ativadas em arejamento prolongado, seguido de tratamento de afinação. O efluente é recebido e elevado para um estágio de gradagem fina, seguido da remoção de areias, óleos e gorduras. Em seguida, o caudal é repartido entre as duas ETAR que constituem a instalação ETAR (ETAR 1 e ETAR 2) e encaminhado para o tanque de homogeneização, equipado com arejadores e eletroagitadores, com o objetivo de equilibrar cargas hidráulicas e poluentes. Após correção do pH com dióxido de carbono no tanque de neutralização, o efluente é repartido por 4 bacias de arejamento, onde ocorre o tratamento biológico aeróbio. Em seguida, passa para uma câmara de desgaseificação, que promove a sedimentação do material biológico sendo encaminhado para a decantação secundária. Se

CASOS DE ESTUDO|207

necessário, o efluente é encaminhado para o tratamento terciário que se baseia num processo de coagulação e floculação, seguido de uma separação sólido-líquido em decantadores. A linha de tratamento terciário é constituída por uma câmara de agitação rápida, duas de agitação lenta, um dispositivo de raspagem de lamas e um sistema de pressurização. Antes da descarga no meio recetor, o efluente é filtrado através de três filtros de areia. Na linha de lamas, as lamas secundárias são encaminhas para um espessador e daí para o tanque de lamas mistas, onde são misturadas com as lamas do tratamento físico-químico. Em seguida, são desidratadas em filtro de banda, adjuvadas pela adição de polieletrólito. O Quadro 38 mostra a eficiência da ETAR no ano 2012.

Quadro 38 – Eficiência da ETAR

ETAR 1

Eficiência de remoção (média no ano 2012) [%]

CBO5 97,5

CQO 91,8

SST 96,4

Ntotal 79,5

Ptotal 71,5

Caudal [m3] 9.541

ETAR 2

Eficiência de remoção (média no ano 2012) [%]

CBO5 68,0

CQO 60,0

SST 78,0

Ntotal 33,5

Ptotal 25,0

Caudal [m3] 558

Nota: Instalação ETAR 2 encontra-se em fase de arranque e testes operacionais

O Quadro 39 mostra as medidas de redução identificadas na auditoria.


Quadro 39 – Medidas identificadas na auditoria energética (ETAR)

Tipologia de

medida Medida

Economia

de

energia

[tep]

Investimento

[€]

Economia

[€]

PRI

[anos]

Outros

Revisão de

potência

contratada de

acordo com o

perfil de carga

0,00 0,0 2174,0 ,0

Substituição de

50 % das

turbinas de

arejamento de

Agra 1

42,1 88000,0 40568,0 2,2

Sistemas de

compressão

Supressão de

fugas nas

condutas de ar

comprimido aos

flotadores TM

0,5 500,0 449,0 1,1

Supressão de

fugas nas

condutas de ar

comprimido dos

filtros de banda.

2,0 250,0 1982,0 0,1

Iluminação

eficiente

Iluminação

exterior:

Substituição de

balastros

ferromagnéticos

e lâmpadas SON

150 por

balastros

eletrónicos e

lâmpadas SON-T

PLUS 100W

0,5 1015,0 414,0 2,4

Iluminação

exterior:

Substituição de

balastros

ferromagnéticos

e lâmpadas SON

70W por

balastros

1,0 470,0 880,0 0,5

CASOS DE ESTUDO|209

A auditoria energética nesta instalação identificou medidas ao nível da iluminação eficiente e dos sistemas de compressão, entre outras, que permitem uma redução do consumo de energia em 42,6 tep/ano, ou seja, 8 % do consumo no ano de referência, com um PRI médio de 1,2 anos. Para um investimento global de € 90445 perspetiva-se uma economia de € 46574.

eletrónicos e

lâmpadas PL

33W

Iluminação

interior:

Substituição de

balastros

ferromagnéticos

por balastros

eletrónicos

0,1 210,0 107,0 1,9

TOTAL 46,2 90445,0 46574,0

BIBLIOGRAFIA|211

BIBLIOGRAFIA

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Conclusions,” Bruxelas, 2014.

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“PNAEE,” [Online]. Available: http://www.pnaee.pt/.

[3] ERSAR - Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos,

“Relatório Anual dos Serviços de Águas e Resíduos em Portugal

- 2015,” Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos,

2016.

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industria portuguesa: Um enquadramento tecnológico sucinto,

Lisboa: ADENE - Agência para a Energia, 2010.

[5] DGEG e IST, Medidas Transversais de Eficiência Energética para

a Indústria, Direção Geral de Energia e Geologia, 2016.

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[Online]. Available:

https://ecivilufes.files.wordpress.com/2011/04/estac3a7c3b5es

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[8] L. SOLUCIONA - Sistemas Integrados de Gestão, Manual de boas

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FEUP - Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto,

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[25] J. P. Silva, “Microturbinas em redes de abastecimento da água,

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[26] D. P. N. Gomez, Dimensionamento de uma Pequena Hídrica por

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(dissertação de mestrado), Faculdade de Engenharia da

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[27] DGEG, “Relatório provisório DGEG,” Direção Geral de Energia e

Geologia, 2016. [Online]. Available: http://www.dgeg.pt/.

[28] E. V. O. -. EVO, Protocolo Internacional de Medição e

Verificação de Performance - Conceitos e Opções para a

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[29] C. Monteiro, “Determinar Poupanças Energéticas com M&V,”

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[30] ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, Tarifas e

preços para a energia elétrica e outros serviços em 2017,

Lisboa, 2016.

[31] Médio Tejo 21, Conheça a sua fatura - Guia de fatura energia

elétrica, Médio Tejo 21, 2016.

[32] ERSE,

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[33] Ministério da Economia e da Inovação, Despacho n.º

17313/2008, 2008.

BIBLIOGRAFIA|215

[34] A. Amaral, “WEG,” 2013. [Online]. Available: www.weg.pt.

ANEXOS|217

ANEXOS

ANEXOS|219

ANEXO I – CONCEITOS BÁSICOS

A energia é definida como a capacidade de realizar trabalho e, para proceder à análise dos sistemas energéticos, à sua quantificação e contabilização, torna-se necessário entender a sua existência bem como as suas diferentes manifestações.

Energia em trânsito: Trabalho e Calor

A energia total, que está contida ou armazenada no sistema, constitui uma propriedade do mesmo. No entanto, existem contribuições energéticas que, não estando associadas ao sistema, constituem apenas energia em trânsito. Essa energia representa as interações existentes entre o sistema e as suas vizinhanças pelo que não são consideradas propriedades do sistema. O trabalho e o calor são exemplos desse tipo de interações.

O Trabalho mecânico é a energia transferida para um sistema pela aplicação de uma força, ou momento de força, sobre o sistema ao longo de determinado percurso ou movimento de rotação. No movimento retilíneo, o trabalho é simplesmente calculado pelo produto da força resultante pelo deslocamento. Por outro lado, o Calor define-se como uma transferência energética entre o sistema e as suas vizinhanças que ocorre, através da fronteira do mesmo, sempre que existir uma diferença de temperatura entre eles, sendo que o calor se transfere da zona a temperatura mais elevada para a zona cuja temperatura é mais baixa.

A energia pode apresentar-se na natureza sob diversas formas mas, na maior parte das vezes, é necessário transformá-la em trabalho mecânico por meio de máquinas para que possa ser utilizada pelo Homem. A termodinâmica nasceu justamente dessa necessidade e foi através do estudo de máquinas térmicas que foi possível desenvolver os seus princípios básicos, que são expressos em três leis:

Lei zero da termodinâmica: é a base para a medição da temperatura, ou seja, dois sistemas em equilíbrio térmico com um terceiro encontram-se em equilíbrio térmico entre si.


Primeira lei da termodinâmica: também conhecida como Lei da Conservação da Energia, afirma que a energia não pode ser criada nem destruída, só podendo ser transferida ou alterada de uma forma para outra. Desprezando as variações de energia potencial e cinética, a equação da conservação da energia pode ser escrita como: ΔU=Q+W, ou seja, a variação de energia interna de um sistema é igual ao somatório do Calor e do Trabalho.

Segunda lei da termodinâmica: existem dois enunciados que ilustram esta lei: o enunciado de Clausius que diz que uma transformação cujo único resultado final fosse transferir calor de um corpo a uma dada temperatura para um corpo a temperatura mais elevada é impossível; e o enunciado de Kelvin-Plank que defende que uma transformação cujo único resultado final fosse converter em trabalho calor extraído de uma fonte que tem todos os seus pontos à mesma temperatura é impossível.

Fazendo uma comparação entre a primeira e a segunda lei da termodinâmica, podemos dizer que enquanto a primeira lei da termodinâmica estabelece a conservação de energia em qualquer transformação, a segunda lei estabelece condições para que as transformações termodinâmicas possam ocorrer.

Unidades de Energia

A unidade do Sistema Internacional (SI) utilizada para quantificar a

energia é o Joule (J) que pode apresentar os seguintes múltiplos:

Quilojoule - KJ (1 KJ = 1.000 J = 103 J),

Megajoule - MJ (1 MJ = 1.000.000 J = 106 J),

Gigajoule - GJ (1 KJ = 1.000.000.000 J = 109 J), entre outros.

Para além do Joule, existem outras unidades que podem ser utilizadas para quantificar a energia tais como: caloria, BTU (British Thermal Unit), kilowatt hora (kWh), entre outras. Uma das mais utilizadas é, sem dúvida, o kWh. Esta unidade é utilizada pelas empresas de fornecimento de energia, por exemplo, para controlar o consumo dos seus clientes.

ANEXOS|221

O Quadro 1 apresenta algumas formas de energia e respetivas conversões:

Quadro 1 – Conversões de unidades de energia

1 BTU 1 J 1 cal 1 kcal 1 kWh

1 BTU

1 1055 252 0,252 2,93×10-4

1 J 9,481×10-

4 1 0,2388

2,388×10-

4 2,778×10-

7

1 cal 3,969×10-

3 4,187 1 0,001

1,163×10-

6

1 kcal

3,969 4187 1000 1 1,163×10-

3

1 kWh

3413 3,6×10-

6 8,598×10-

5 859,8 1

Importa também conhecer o conceito de energia final, energia primária e energia útil. Começando pela energia final, esta pode ser caraterizada como a energia que é disponibilizada às atividades económicas, nas suas várias formas como por exemplo eletricidade, combustíveis, gás, etc. Por outro lado, a energia primária é a energia que entra no sistema energético antes de sofrer quaisquer alterações, ou seja, proveniente diretamente da fonte. A energia primária sofre transformações para dar origem à energia final, por exemplo o carvão (energia primária) é utilizado para a produção de eletricidade (energia final) que, por sua vez, é utilizada na iluminação (energia útil). O carvão, o crude, o gás natural, a biomassa e o sol são exemplo de energia primária. Por outro lado, a gasolina, o diesel, o fuelóleo, a eletricidade e o hidrogénio são exemplos de energia final. E, por fim, a força motriz, a luz, o calor e o movimento são exemplos de energia útil.

Tonelada equivalente de petróleo (tep)

Para efeitos de contabilidade energética é necessário converter para a mesma unidade os consumos e/ou produções de todas as


formas de energia. A unidade usualmente utilizada para este efeito é a tonelada equivalente de petróleo (tep). A tep representa o conteúdo energético de uma tonelada de petróleo indiferenciado.

Tal como referido anteriormente, a unidade de energia no Sistema Internacional de Unidades é o Joule (J). A relação entre as duas unidades é: 1 𝑡𝑒𝑝 = 41,86 𝐺𝐽 . O Despacho n.º 17313/2008 publica uma listagem com os fatores de conversão para tep de teores em energia de combustíveis selecionados para utilização final, bem como dos fatores de conversão para cálculo da Intensidade Carbónica pela emissão de gases com efeito de estufa, referidos a quilograma de 𝐶𝑂2 equivalente (𝑘𝑔𝐶𝑂2𝑒). [33]

ANEXOS|223

ANEXO II – MOTORES ELÉTRICOS

Existem dois métodos de cálculo do rendimento de um sistema elétrico de força motriz, tal como apresentado de seguida:

Método Direto: 𝜂 = 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐹𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎 (ú𝑡𝑖𝑙)

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎=

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑀𝑒𝑐â𝑛𝑖𝑐𝑎(ú𝑡𝑖𝑙)

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎

Método Indireto: 𝜂 = 1 − 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎

Rendimento de sistema elétrico de força motriz:

𝜂𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝜂𝑉𝐸𝑉 × 𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 × 𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑠ã𝑜 × 𝜂𝑢𝑠𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎 (ú𝑡𝑖𝑙)

𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎

ηVEV – rendimento do variador de velocidade

ηmotor – rendimento do motor

ηtransmissão – rendimento da transmissão

O rendimento de um motor elétrico pode ser influenciado por diversos tipos de perdas nomeadamente perdas por efeito de Joule no estator, perdas de atrito e ventilação, perdas na transmissão, perdas suplementares, entre outras, como ilustrado na Figura 1.


Figura 1 – Perdas típicas associadas aos motores elétricos [34]

Quanto maiores forem as perdas associadas a um motor, menor será o seu rendimento.

Finalmente, interessa realizar uma análise económica do investimento para averiguar se a substituição de um equipamento ou tecnologia é ou não viável. No caso dos motores elétricos, essa análise pode ser elaborada através do cálculo das poupanças anuais e do período de retorno do investimento (PRI), através das seguintes fórmulas:

Poupanças anuais

𝑃𝑜𝑢𝑝𝑎𝑛ç𝑎𝑠 [€/𝑎𝑛𝑜] = ∑ (𝑃𝑖𝑁(𝐴)×𝐹𝐶𝑖𝐴

𝜂𝑖𝐴

𝑛𝑖 −

𝑃𝑖𝑁(𝐵)×𝐹𝐶𝑖𝐵

𝜂𝑖𝐵) × 𝐶𝐸𝑖 ×

𝑁𝑖 , onde

𝑖 - Período de funcionamento

𝑃𝑁𝐴- Potência nominal da tecnologia em avaliação [kW]

𝑃𝑁𝐵- Potência nominal da tecnologia existente [kW]

𝐹𝐶𝐴- Fator de carga (ou carga média) da tecnologia em avaliação no período 𝑖

𝐹𝐶𝐵 - Fator de carga (ou carga média) da tecnologia existente no período 𝑖

ANEXOS|225

Carga = potência (ou energia) fornecida / potência (ou energia) nominal

𝐶𝐸- Custo de energia elétrica [€/kWh]

𝑁 - Nº de horas de funcionamento por ano [hora/ano]

Período de retorno do investimento:

𝑃𝑅𝐼 [𝑎𝑛𝑜] = 𝐶𝑇𝐵−𝐶𝑇𝐴

𝑃𝑜𝑢𝑝𝑎𝑛ç𝑎𝑠, onde

𝑃𝑅𝐼- Período de retorno do investimento [ano]

𝐶𝑇- Custo da tecnologia [€]

Exercício prático - Motores

Substituição de motor por outro mais eficiente de classe IE4.

Pretende-se substituir um motor convencional existente por outro de classe IE3 ou IE4. As caraterísticas dos motores encontram-se no Quadro 2. Calcular o período de retorno do investimento (PRI) do motor IE4 face ao motor IE3.

Quadro 2 – Caraterísticas dos motores

Motor Existente

Motor IE3

Motor IE 4

Potência Nominal [kW] 90 75 75

Número de Polos [-] 4 4 4

Carga do Motor [-] 59 % 67 % 67 %

Rendimento do Motor [-] 93,0 % 95,0 % 95,8 %

Dias de funcionamento [dia/ano] 260 260 260

Horas diárias [h/dia] 24 24 24

Custo Energia (valor médio) [€/kWh]

0,10 0,10 0,10

Preço [€] - 5845 6306

Consumo Energia [kWh/ano] 356284 330063 327307

Custo Total Energia [€/ano] 35628 33006 32731


O consumo de energia dos motores é calculado pela fórmula:

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 [𝑘𝑊ℎ

𝑎𝑛𝑜] =

𝑃𝑛 × 𝑡 × 𝐶

𝜂

Onde:

Pn - Potência nominal do motor [kW]; t - Número de horas de serviço do motor por ano [h/ano]; C - Fator de carga; η - Rendimento do motor.

Em ambos os casos, o número de horas de serviço por ano é de 24 ℎ 𝑑𝑖𝑎⁄ × 260 𝑑𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑜⁄ = 6.240 ℎ/𝑎𝑛𝑜

Consumo de energia do motor IE3:

75 × 6240 × 0,67

0,95= 330063 𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜

Consumo de energia do motor IE4:

75 × 6240 × 0,67

0,958= 327307 𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜

A poupança energética do motor IE4 face ao IE3 é então de 330063 – 327307 = 2756 kWh/ano.

Considerando o custo de energia é possível calcular a poupança económica proveniente da aquisição do motor IE4 em vez do IE3, bem como o PRI do investimento.

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 [€ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]= 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎 [𝑘𝑊ℎ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]× 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡á𝑟𝑖𝑜 [€ 𝑘𝑊ℎ⁄ ] = 2756 × 0,10= 𝟐𝟕𝟔 € 𝒂𝒏𝒐⁄

A diferença de investimento (Δ investimento) entre dois motores é

dada por: 6306 – 5845 = €461.

𝑃𝑅𝐼 [𝑎𝑛𝑜𝑠] =𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 [€]

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 [€ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]=

461

276= 1,67 𝑎𝑛𝑜

Assim, o investimento num motor de classe IE4 face ao IE3 seria recuperado ao fim de 1,67 anos.

ANEXOS|227

Qual o benefício face à situação atual?

Consumo de energia do motor convencional existente:

90 × 6240 × 0,59

0,93= 356284 𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜

A poupança energética do motor IE4 face à situação atual é então de 356284 – 327307 = 28977 kWh/ano.

Considerando o custo de energia é possível calcular a poupança económica proveniente da substituição do motor convencional atual por um motor IE4:

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 [€ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]= 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎 [𝑘𝑊ℎ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]× 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡á𝑟𝑖𝑜 [€ 𝑘𝑊ℎ⁄ ] = 28977 × 0,10= 𝟐𝟖𝟗𝟖 € 𝒂𝒏𝒐⁄

Para um custo do motor IE4 de €6306:



6306

2898= 2,18 𝑎𝑛𝑜

Face à situação atual, o investimento num motor IE4 seria recuperado ao fim de 2,18 anos.

Substituição de motor por outro mais eficiente de classe IE3.

Calcular o período de retorno do investimento (PRI) da substituição de um motor convencional existente por outro mais eficiente de classe IE3. As caraterísticas do motor encontram-se no Quadro 3.

Quadro 3 – Caraterísticas dos motores

Motor Existente Motor Substituto

Potência Nominal [kW] 90 75

Número de Polos [-] 4 4

Carga do Motor [-] 59 % 67 %

Rendimento do Motor [-] 93 % 95 %


Motor Existente Motor Substituto

Dias de funcionamento [dia/ano] 260 260

Horas diárias [h/dia] 24 24

Custo Energia (valor médio) [€/kWh] 0,10 0,10

Consumo Energia [kWh/ano] 356284 330063

Custo Total Energia [€/ano] 35628 33063

O consumo de energia dos motores é calculado pela fórmula:

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 [𝑘𝑊ℎ

𝑎𝑛𝑜] =

𝑃𝑛 × 𝑡 × 𝐶

𝜂

Onde:

Pn - Potência nominal do motor [kW];

t - Número de horas de serviço do motor por ano [h/ano];

C - Fator de carga;

η - Rendimento do motor.

Em ambos os casos, o número de horas de serviço por ano é de 24 ℎ 𝑑𝑖𝑎⁄ × 260 𝑑𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑜⁄ = 6240 ℎ/𝑎𝑛𝑜

Consumo de energia do motor convencional:

90 × 6240 × 0,59

0,93= 356284 𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜

Consumo de energia do motor substituto:

75 × 6240 × 0,67

0,95= 330.063 𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜

A poupança energética então de 365283 – 330063 = 26220 kWh/ano.

Considerando o custo de energia é possível calcular a poupança económica proveniente da substituição do motor, bem como o PRI do investimento.

ANEXOS|229

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 [€ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]= 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎 [𝑘𝑊ℎ 𝑎𝑛𝑜⁄ ]× 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡á𝑟𝑖𝑜 [€ 𝑘𝑊ℎ⁄ ] = 26220 × 0,10= 𝟐𝟔𝟐𝟐 € 𝒂𝒏𝒐⁄

Assumindo que esta substituição implica um investimento de €10000:



10000

2622= 3,8 𝑎𝑛𝑜𝑠

Assim, o investimento num motor de classe IE3 em substituição do convencional existente seria recuperado ao fim de 3,8 anos.


ANEXO III – BOMBAS

A eficiência ou rendimento de uma bomba traduz-se pela razão entre a potência útil (ou hidráulica) e a potência mecânica transferida ao eixo da bomba, para realizar trabalho. Esta última pode ser calculada multiplicando a potência elétrica absorvida pelo rendimento do motor à carga existente.

Rendimento da bomba:

𝜂𝑏 =𝑃ú𝑡𝑖𝑙

𝑃𝑚𝑒𝑐â𝑛𝑖𝑐𝑎 e 𝑃𝑢𝑡𝑖𝑙 =

𝑄.𝐻𝑚𝑎𝑛.𝛾

1000

Onde:

𝑃𝑢𝑡𝑖𝑙 - Potência útil [kW]

𝑄- Caudal [m3/s]

𝐻- Altura manométrica [m.c.a]

𝛾- Peso específico da água [kg/(m2. s2)] = massa específica da água [kg/m3] x aceleração da gravidade [m/s2] = 1000 x 9,81

As bombas centrífugas operam numa gama definida de caudal, pressão e rotação. As curvas caraterísticas destes equipamentos permitem relacionar o caudal com a pressão (ou altura manométrica), com a potência absorvida, com o rendimento e com a altura mínima de sucção (NPSH, na notação inglesa) de modo a impedir a cavitação. De um modo geral, as três principais curvas apresentam o seguinte aspeto (Ver Figura 2).

ANEXOS|231

Figura 2 – Exemplo de curvas caraterísticas de uma bomba centrífuga

Independentemente do tipo de bomba que se utilize, é importante assegurar que o dimensionamento do sistema se adequa às exigências do fluxo. Para dimensionar um sistema de bombagem é necessário ter em consideração vários fatores, entre os quais: o caudal máximo, o diâmetro, as caraterísticas físicas químicas da água, as perdas de carga nas tubagens e acessórios que constituem as condutas de água, entre outros.

No caso de uma bomba permitir produzir mais fluxo do que o processo necessita, ou seja, estar sobredimensionada, deverão ser tomadas as seguintes medidas:

Reduzir o tamanho do rotor (caso o fluxo seja constante), o que poderá permitir utilizar um motor de menores dimensões;

Instalar um variador de velocidade nas bombas (caso a carga seja variável);

Otimizar os impulsores da bomba para assegurar que os pontos de funcionamento estão na zona ótima da curva da mesma;

Realizar ações de manutenção e inspeção regulares no sentido de monitorizar o desempenho das bombas e respetiva indicação de falha.

Eficiência das bombas


A avaliação da eficiência das bombas é importante no sentido de se garantir a eficácia do sistema de bombagem assim como o menor consumo de energia possível. Daí a necessidade de manter as bombas a funcionar nos pontos de funcionamento ótimos, até porque muitas vezes as condições atuais não são as de projeto. Através das expressões seguintes pode ver-se a relação do caudal (Q), altura manométrica (H) e potência (P) com a variação da rotação (n) e diâmetro do rotor (d), que são duas opções para alterar os pontos de funcionamento.

Variação da rotação (n):

Caudal: Qf =nf

n× Q

Altura manométrica: Hf = (nf

n)

2× H

Potência: Pf = (nf

n)

3× P

Variação do diâmetro do rotor (d):

Caudal: Qf =df

d× Q

Altura manométrica: Hf = (df

d)

2× H

Potência: Pf = (df

d)

3× P

Exercício prático - Bombas

Aplicação de VEV

Considere-se um sistema elevatório com as seguintes caraterísticas:

ANEXOS|233

Quadro 4 – Caraterísticas do sistema elevatório

Sistema Elevatório Situação Inicial Situação Desejada

Caudal [m3/h] 100 50

Tempo de funcionamento [h/ano] 2500 2500

Desnível entre os reservatórios [m] 25 25

Custo de eletricidade [€/kWh] 120 120

Potência do motor [W] 22,08 22,08

Rendimento do motor 91 % 91 %

Pretende-se calcular a diferença de consumo de energia elétrica entre os seguintes cenários para que o sistema possa operar com metade do caudal:

Cenário 1 - Uso de válvula de estrangulamento;

Cenário 2 – Controlo da rotação (VEV).

Figura 3 – Potência do sistema

O rendimento do sistema elevatório é dado pela seguinte fórmula:

𝜂𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 × 𝜂𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎

Onde:

𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 =𝑃𝑚𝑒𝑐â𝑛𝑖𝑐𝑎

𝑃𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎

𝜂𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 =𝑃ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎

𝑃𝑚𝑒𝑐â𝑛𝑖𝑐𝑎

Assim sendo, a potência fornecida ao sistema será calculada pela razão entre a potência mecânica e o rendimento do motor.


Para o cálculo da potência mecânica é necessário saber os valores do rendimento da bomba, bem como da potência hidráulica.

Em geral, os fabricantes de bombas fornecem as caraterísticas da bomba, como o rendimento e a potência absorvida, representados em curvas de acordo com o diâmetro do rotor. A partir do rendimento podemos calcular a potência consumida pela bomba ou obter esse valor a partir da curva caraterística. As curvas caraterísticas mais usadas são:

Curva de Q vs H

Curva de Q vs Pef

Curva de Q vs η

Curva de Q vs NPSH

Ou seja, a partir do valor do caudal é possível obter os valores do rendimento da bomba, altura manométrica e potência absorvida.

Admita-se que as curvas caraterísticas da bomba nos dois cenários são as seguintes:

Figura 4 – Curvas da bomba e curvas do sistema (exemplo)

E que os valores retirados do gráfico são os seguintes:

Q1 = 100 m3/h

Q2 = 50 m3/h

H1 = 52 m

H2 = 61 m

H3 = 33 m

ANEXOS|235

ηbomba1= 0,80

ηbomba2= 0,69

ηbomba3= 0,75

Cenário 1:

As curvas a azul representam o uso da válvula. Neste cenário o ponto de operação passa de A para B e o caudal diminui de Q1 para Q2. A curva da bomba não é alterada e o aumento da carga é a diferença entre H2 e H1.

A curva da bomba é a mesma porque ela continua a operar com a mesma rotação, o que se introduz é uma alteração no sitema, através do estrangulamento de uma válvula, com consequente aumento das perdas de carga localizadas do sistema.

Cenário 2:

A curva a vermelho representa a mudança na rotação da bomba. A curva do sistema não sofre alteração. Com a redução da velocidade, o ponto de operação passa do ponto A para o ponto C, e o caudal diminui de Q1 para Q2. A redução da carga está representada pela diferença de alturas manométricas H1 – H3.

Segue-se a explicação dos cálculos realizados para o ponto A:

O cálculo da potência hidráulica (potência útil da bomba) é dado pela seguinte fórmula

PhidráulicaA[kW]=

Q [m3/s]×Hman[m]×γ[kg/(m2.s2)]

1000

PhidráulicaA[kW]=

100/3600 [m3

s] ×52[m]×1000×9,81[kg/(m2.s2)]

1000

𝑃ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎𝐴[kW] = 14,17


Logo,

PmecânicaA[kW]=

Phidráulica

ηbomba1

=14,17

0,80=17,71

Assim, a potência fornecida ao sistema é dada por:

PfornecidaA[kW]=

Pmecânica

ηmotor

=17,71

0,91=19,46

O que implica um consumo de energia dado pela seguinte fórmula:

ConsumoEnergiaA[kWh]=Pfornecida×Tempo de funcionamento=19,56×2500=48660,71

Realizando os mesmos cálculos para os restantes pontos (B e C) obtém-se os seguintes resultados:

Quadro 5 – Resultados Obtidos

Resultados Obtidos A B C

Caudal [m3/h] 100 50 50

Altura manométrica [m] 52 61 33

Rendimento Bomba 80 % 69 % 75 %

Potência Hidráulica [kW] 14,17 8,31 4,50

Potência Mecânica [kW] 17,71 12,05 6,00

Potência Fornecida [kW] 19,46 13,24 6,59

Consumo Energia [kWh] 48660,71 33091,46 16469,78

Respondendo à questão inicial, a diferença de consumo de energia elétrica entre os cenários 1 e 2 é de 33091,46 - 16469,78 = 16621,68 kWh, para um período de funcionamento de 2500 horas. Pela análise dos resultados, pode-se concluir que o controlo do caudal por meio de válvulas deve ser evitado, uma vez que aumenta a carga da bomba e apresenta um consumo de energia superior ao controlo do caudal por variação de rotação/velocidade. Por outro lado, a mudança de rotação não implica acréscimo da perda de carga, antes pelo contrário. Também podemos verificar que existe uma relação

ANEXOS|237

de proporcionalidade entre a rotação (n) da bomba, o caudal (Q), a altura manométrica (H) e a potência consumida pela bomba.


ANEXO IV – ILUMINAÇÃO

Para garantir iluminação com qualidade é essencial analisar as necessidades de luz de cada uma das zonas de utilização, já que nem todos os espaços requerem a mesma luminosidade, nem durante o mesmo tempo, nem com a mesma intensidade. Para tal, torna-se importante conhecer alguns conceitos relacionados com esta temática.

Fluxo Luminoso: Quantidade total de luz emitida, a cada segundo, por uma fonte luminosa em todas as direções. A unidade de medida é o lúmen (lm).

Intensidade luminosa: Concentração da luz numa direção específica, radiada por segundo, ou seja, fluxo luminoso numa dada direção, irradiada por unidade de ângulo. A intensidade não é uma função da distância.

Iluminância: Quantidade de luz, ou fluxo luminoso, projetada, por segundo, numa unidade de área de uma superfície. É medida por um instrumento chamado luxímetro e a unidade de medida é o lux (lx), um lux é igual a um lúmen por metro quadrado (lm/m2).

Luminância: Fluxo luminoso emitido por unidade de área de uma superfície numa direção específica. Esta mede a luz tal como é percebida pelo olho humano. A unidade é a candela por metro quadrado (cd/m2).

Luz visível: A luz visível pode ser definida como qualquer radiação capaz de agir sobre a retina do olho humano causando uma sensação visual. Cada radiação simples difere de outras pela sua frequência, ou seja, pelo seu comprimento de onda.

Temperatura de cor: É a grandeza que expressa a aparência de cor da luz, cuja unidade é o Kelvin (K). Quanto mais elevada a temperatura de cor, mais branca é a cor da luz. A “luz branca natural” é aquela emitida pelo sol em céu aberto ao meio-dia, cuja temperatura de cor é 5800 K.

ANEXOS|239

Para melhor perceber a diferença entre os diferentes tipos de lâmpadas, seguem-se algumas definições no quadro seguinte.

Quadro 6 - Tipos de lâmpadas

Tipo de lâmpada Imagem ilustrativa

Lâmpadas incandescentes:

A luz produz-se pela passagem da corrente elétrica

através de um filamento metálico, com grande

resistência. São as lâmpadas que apresentam maior

consumo elétrico, as mais baratas e as de menor

duração (cerca de 1.000 horas).

As lâmpadas convencionais incandescentes só

aproveitam em iluminação cerca de 5 % da energia

elétrica que consomem. Os restantes 95 % são

transformados em calor, sem aproveitamento luminoso.

Lâmpadas de halogéneo:

Têm o mesmo princípio das anteriores. Caraterizam-se

por uma maior duração e pela qualidade especial da sua

luz. Existem lâmpadas de halogéneo que necessitam de

um transformador. Os transformadores do tipo

eletrónico diminuem as perdas de energia, quando

comparados com os tradicionais, e o consumo final de

eletricidade (lâmpada mais transformador) pode ser até

30 % inferior ao das lâmpadas convencionais.



Lâmpadas fluorescentes tubulares:

Baseiam-se na emissão luminosa que alguns gases como

o flúor emitem quando submetidos a uma corrente

elétrica. A eficácia luminosa é assim muito maior do que

no caso das lâmpadas incandescentes, pois neste

processo produz-se menos calor e a eletricidade

destina-se, em maior proporção, à obtenção da própria

luz. São mais caras do que as lâmpadas incandescentes,

mas consomem até menos 80 % de eletricidade do que

estas para a mesma emissão luminosa e têm uma

duração entre 8 a 10 vezes superior.

Lâmpadas fluorescentes compactas:

São pequenos tubos fluorescentes que têm sido

progressivamente adaptados a vários tamanhos, formas

e suportes (casquilhos) das lâmpadas a que estamos

normalmente habituados. Por esta razão, as lâmpadas

de baixo consumo são também conhecidas por

compactas. Apesar de serem mais caras do que as

tradicionais, a poupança em eletricidade permite

amortizar um maior investimento muito antes de

terminar o seu tempo de vida útil (entre 8.000 a 10.000

horas). Duram oito vezes mais que as lâmpadas

tradicionais e proporcionam a mesma luz, poupando

cerca de 80 % de energia quando comparado com as

incandescentes. Por isso, a sua utilização é

recomendável.

Importa referir que, em locais onde o “acender e

desligar” seja muito frequente, não é recomendável o

uso de lâmpadas de baixo consumo convencionais, uma

vez que a sua vida útil será reduzida de forma

significativa.

Lâmpadas LED:

Um LED (Díodo Emissor de Luz) é constituído por várias

camadas de material semicondutor. A sua potência varia

ANEXOS|241


entre 0,1 W a 3 W, conjugando-se em lâmpadas ou

luminárias. Normalmente aplicadas na iluminação

decorativa, existem já disponíveis lâmpadas de LED para

substituição direta de lâmpadas incandescentes, de

halogéneo e fluorescentes, em diversos tamanhos e

suportes (casquilhos). Conseguem poupanças até 90 %

de energia na substituição de lâmpadas incandescentes,

e embora mais caras do que as lâmpadas de baixo

consumo, conseguem assegurar mais de 50.000 horas

de funcionamento, 100 % de luz imediata quando se

ligam e um elevado número de ciclos de ligar/desligar. A

tecnologia LED não utiliza componentes tóxicos na sua

composição, estando isenta de mercúrio.

Para além das lâmpadas, existem vários acessórios que oferecem flexibilidade na utilização da iluminação, economizando energia, como ilustrado no quadro seguinte:

Quadro 6 – Acessórios utilizados nos sistemas de iluminação

Tipo de acessório Imagem ilustrativa

Reguladores de fluxo luminoso:

Controlam, através de um circuito eletrónico, a potência

fornecida à lâmpada, permitindo desta forma ajustar o

fluxo luminoso às necessidades. São particularmente

recomendadas para lâmpadas incandescentes ou de

halogéneo (de 230 V ou 12 V). Já existem lâmpadas

economizadoras especiais que permitem a regulação de

luz. A regulação das lâmpadas fluorescentes compactas

faz-se através de balastros eletrónicos reguláveis.


Tipo de acessório Imagem ilustrativa

Detetores de movimento, células fotoelétricas, etc.:

Os detetores de movimento, os sistemas de controlo

fotoelétrico e os temporizadores ligam e desligam a luz

em função do movimento ou da luz natural. Os

detetores de movimento são adequados para escadas,

corredores, átrios, salas de serviço, caves e espaços

exteriores. As lâmpadas economizadoras que não

tenham balastro eletrónico não são adequadas para

atuarem com os detetores de movimento. Os

temporizadores horários podem ser programados para

ligar e desligar a luz em locais estratégicos quando não

há ocupação do espaço por um período alargado de

tempo.

Transformadores:

As lâmpadas de halogéneo de tensão reduzida

necessitam de um transformador para converter a

tensão de alimentação de 230 V na de 6, 12 (a mais

comum) ou 24 V. Ter em atenção que o transformador

em espera consome energia e, por isso, se possível,

convém desligá-lo da alimentação. Se se optar por um

transformador eletrónico, estas perdas são

insignificantes.

Calhas elétricas:

As calhas elétricas oferecem soluções práticas para a

instalação de projetores/luminárias, evitando a

exposição dos cabos elétricos. A alimentação elétrica ao

projetor faz-se através de um adaptador que pode ser

colocado em qualquer ponto da calha. Podem usar-se

vários adaptadores na mesma calha. Deve ser dada

preferência a calhas normalizadas para a instalação de

aparelhos de várias marcas.

ANEXOS|243

Exercício prático - Sistemas de iluminação

Substituição de iluminação fluorescente por LED.

Calcular o período de retorno do investimento da substituição de iluminação fluorescente por Tubo LED T8. As caraterísticas da iluminação encontram-se no Quadro 7.

Quadro 7 – Caraterísticas da iluminação

Iluminação Existente

Iluminação Substituta

Tipo de lâmpada Fluorescente T8 Tubo LED T8

Tipo de balastros Ferromagnético -

Potência da lâmpada [W] 58 25

Potência do sistema (balastro + lâmpada) [W]

72,5 25

Nº de lâmpadas 1664 1664

Horas de funcionamento [h/ano] 2116 2116

Custo de eletricidade [€/kWh] 0,10 0,10

Consumo de energia [kWh/ano] 255274,24 88025,60

Custo Total Energia [€/ano] 25527 8803

O consumo de energia do sistema de iluminação é calculado pela fórmula:

Consumo de Energia [kWh

ano] =Ps ×Nº×t

Onde:

Ps - Potência do sistema [kW];

t - Número de horas de funcionamento por ano [h/ano];

Nº - Número de lâmpadas.

Consumo de energia da iluminação existente:

0,0725 × 1664 × 2116 = 255274 𝑘𝑊ℎ/𝑎𝑛𝑜


Consumo de energia da iluminação LED:

0,025 × 1664 × 2116 = 88025 kWh/ano

A poupança energética então de 25527– 88025 = 167249 kWh/ano.

Considerando o custo de energia é possível calcular a poupança económica proveniente da substituição do motor, bem como o PRI do investimento.

Economia [€ ano⁄ ]=Economia energética [kWh ano⁄ ]×Custo unitário [€ kWh⁄ ]=167249×0,10=16725 € ano⁄

Assumindo que esta substituição implica um investimento de €27000:

PRI [anos]=Investimento [€]

Economia [ € ano⁄ ]=

27000

16725=1,6 ano

Nota: Se a armadura tiver balastro ferromagnético, a substituição é imediata,

bastando retirar o arrancador antigo (não sendo necessário retirar o balastro) e

colocar o Fuse Starter que vem com o Tubo LED T8. No entanto, o tubo LED não

necessita do balastro para funcionar, por isso, se desejado, pode ser retirado.

ANEXOS|245

ANEXO V – ENERGIA TÉRMICA

Exercício prático - Energia térmica

Afinação do queimador

Calcular a poupança económica decorrente da afinação do queimador, considerando os resultados obtidos pelo analisador de gases de combustão, apresentados na Figura .

Figura 5 – Mostrador do analisador de gases de combustão

Através da consulta de uma tabela de parâmetros da combustão do

gás natural (facilmente disponível na bibliografia), assumindo uma

temperatura dos gases de combustão de 200°C e uma temperatura

ambiente de 22°C (ΔT = 200 – 22 = 178 ≈ 180°C), obtém-se:

Excesso de ar: 15 %

Perdas nos gases de combustão: 8,3 %

Consultando o quadro do ponto ótimo de funcionamento dos combustíveis comuns apresentado no capítulo 1.2.5, parte 3, verifica-se que na queima deste combustível o excesso de ar de combustão não deve exceder os 10 %.

Regressando à tabela dos parâmetros da combustão do gás natural obtém-se que para um excesso de ar de 10 %, as perdas nos gases são de 8 %. A poupança real de combustível decorrente da diminuição do excesso de ar é dada pela diferença entre as perdas nos dois modos de operação, ou seja: 8,3 % - 8 % = 0,3 %.


Para um consumo de gás natural de 240000 m3/ano, uma redução de 0,3 % equivale a 7200 m3/ano, ou seja, aproximadamente 79854 kWh (ver nota).

Em termos de redução de custos, a economia anual é dada por:

Economia [€ ano⁄ ]=Redução consumo [kWh ano⁄ ]×Custo unitário [€ kWh⁄ ]=79854×0,04=€ 3194

Nota

Para obter o consumo faturado em kWh a partir de m3 de gás

natural, aplica-se a seguinte fórmula:

Consumo kWh=Consumo m3×PCS×Fct×Fcp

Em que:

PCS - Poder Calorífico Superior do Gás Natural. Valor

correspondente à média aritmética dos valores de PCS mensal.

Toma valores próximos de 11,7 kWh/m3;

Fct - Fator de correção por temperatura calculado pela fórmula.

Depende de cada comercializador e é disponibilizado pelo mesmo

(ex.: Na Lisboagás, o Fct é de 0,947944);

Fcp - Fator de correção por pressão (≈1).

ANEXOS|247

ANEXO VI – ENERGIA REATIVA E COMPENSAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA

Exercício prático – Correção do fator de potência

Considerando o diagrama de carga da Figura 6, dimensione a bateria de condensadores a ser utilizada para compensar o fator de potência.

Admitindo:

Custos anuais com a energia elétrica ativa: 10630 €/ano;

Custos anuais com a energia elétrica reativa: 1735 €/ano (fora das horas de vazio);

Os custos com a energia reativa correspondem a 16% do custo total de energia elétrica.

Figura 6 – Diagrama de carga no período de medição

Pela análise do diagrama de carga verifica-se que o fator de potência (cos φ) varia entre 0,65 e 0,90, pelo que existe potencial de compensação do mesmo, evitando os encargos com a energia reativa. Além disso, a potência reativa apresenta um valor máximo de 12,5 kVAr (unidade de potência reativa) e um valor mínimo de 2,5 kVAr. Neste sentido, optou-se pela utilização de uma bateria de


12,5 kVAr (valor máximo da potência reativa), de preferência com 3 escalões (2,5+5+5).

Para ajustar a potência de compensação ao regime de carga da instalação, a bateria de condensadores deverá ser constituída por grupos de escalões de condensadores (estágios). O ajuste é feito através de um regulador automático que permite ligar e desligar os escalões de condensadores, por forma a obter um fator de potência entre 0,98 e 1,00.

Para a aquisição da bateria de condensadores deve ainda ser especificada a tensão de alimentação da instalação em causa, sendo que o fornecedor deverá ajustar a capacidade dimensionada da bateria de condensadores à respetiva tensão a que foi fabricada a bateria.

Admitindo um custo de investimento na bateria de condensadores (12,5 kVAr) de 1250, e tendo em conta o custo com energia reativa de 1735€ (que neste caso corresponde à economia anual proveniente da implementação da bateria de condensadores devido à eliminação do consumo de energia reativa), obtém-se um PRI de 0,72 anos, ou seja, aproximadamente 9 meses.

ANEXOS|249

ANEXO VII – BIOGÁS

Principais parâmetros operacionais

Temperatura

Existem três gamas principais de temperatura para operação de reatores anaeróbios, cujos valores ótimos se situam em:

Regime psicrofílico 20 - 25ºC

Regime mesofílico 32 - 37ºC

Regime termofílico 55 - 60ºC

A maioria dos digestores anaeróbios opera no regime mesofílico. O resíduo a digerir, na generalidade dos casos, não se encontra à temperatura ideal para ser digerido. É normalmente necessário fornecer calor ao processo de forma a aumentar a temperatura do resíduo fresco afluente e compensar as perdas térmicas no digestor. Nesse sentido, os digestores anaeróbios são equipados com um sistema de aquecimento do resíduo e também com um isolamento adequado para reduzir as perdas térmicas.

Mistura / Agitação

O contacto entre a biomassa ativa e o resíduo no digestor, é um dos fatores que mais influência o desempenho global de um sistema de digestão anaeróbia. Os principais tipos de sistemas de mistura/agitação utilizados em digestores anaeróbios são: recirculação e injeção de biogás, e, agitação mecânica e recirculação de efluente. Algumas instalações utilizam a combinação destes dois sistemas, para uma mistura mais eficiente.

Tempo de Retenção

O tempo de retenção hidráulico (TRH) pode ser definido como o tempo médio que um dado volume de resíduo permanece no digestor. O seu grau de influência depende naturalmente do tipo de reator utilizado e das caraterísticas do fluxo afluente. O tempo de retenção deverá ser superior ao tempo de duplicação das bactérias metanogénicas que se encontram presentes na flora do digestor.

Carga Orgânica


Entende-se por carga orgânica aplicada a um reator a quantidade de matéria orgânica por unidade de volume de reator e unidade de tempo. A carga orgânica aplicável a um digestor está diretamente relacionada com a atividade específica da biomassa presente no seu interior.

Produção de biogás

A produção de biogás depende de uma diversidade de fatores como, por exemplo, as caraterísticas e composição do resíduo a tratar e as condições ambientais em que se desenvolve o processo de digestão anaeróbia. A produção de biogás a partir de resíduos municipais, nomeadamente das lamas de águas residuais domésticas e da fração orgânica dos RSU, pode ser estimada por cada 1000 habitantes e por dia.

ANEXOS|251

ANEXO VIII – CALDEIRAS

Tipos de caldeiras de acordo com o modo de exaustão:

Caldeira de exaustão natural: A exaustão dos gases resultantes da combustão é feita naturalmente através de uma chaminé corretamente dimensionada e concebida para o efeito. Utilizam-se quando o local de instalação tem uma boa e permanente ventilação.

Caldeira de exaustão com ventilação forçada: O ar para a combustão é retirado do local onde está instalada a caldeira, sendo a exaustão dos gases feita através de um ventilador. É adequada para locais com boa admissão de ar mas insuficiente exaustão.

Caldeira estanque: retira o ar necessário à combustão do exterior do local onde está instalada e expulsa os gases de combustão para o exterior, através de uma chaminé. A combustão dá-se numa câmara hermética não havendo, assim, o risco do oxigénio do local onde a caldeira está instalada ser abusivamente consumido. A exaustão dos gases é auxiliada por um ventilador. Este modelo é indicado para locais com insuficiente admissão de ar e insuficiente exaustão.

Caldeiras convencionais vs Caldeiras de condensação

Numa caldeira, qualquer combustível convencional, por conter hidrogénio na sua composição, produz água na sua combustão. Parte do calor produzido pelas reações de combustão é gasto para vaporizar a água produzida. Nas caldeiras convencionais esse calor gasto na vaporização da água é completamente perdido, já que é lançado para a atmosfera com a exaustão dos gases de combustão. Este calor, denominado por calor latente de vaporização, corresponde a cerca de 11% da energia produzida pela combustão. A tecnologia de condensação permite recuperar esse calor e colocá-lo no circuito de aquecimento. Surgem então as caldeiras de condensação, que funcionam tanto a gás, como a gasóleo. Nestas


caldeiras, como o nome indica, é possível recuperar o calor libertado pelo vapor de água em resultado da condensação do mesmo, pela passagem dos gases de exaustão da caldeira através de um condensador. Ou seja, desta forma recupera-se o calor latente de condensação do vapor de água produzido e os gases de combustão destas caldeiras de condensação podem sair da caldeira a uma temperatura bastante inferior à que se verifica nas caldeiras convencionais (tipicamente a cerca de 50 ºC, enquanto nas caldeiras convencionais essa temperatura é da ordem dos 130 ºC), e como tal apresentam menores perdas de calor pelos fumos.

Numa caldeira de condensação, o fluxo dos fumos é em “contracorrente” em relação ao da água para permitir que a redução da temperatura dos fumos seja a maior possível. As caldeiras de condensação existentes no mercado podem ser de dois tipos: com dois permutadores, ou com apenas um permutador. Nas de duplo permutador, a recuperação de calor é feita separadamente em duas zonas: são constituídas por um ventilador de evacuação de fumos, um permutador primário, onde se recupera o calor da combustão, um queimador atmosférico e um permutador secundário em alumínio ou inox, que é exclusivo para a condensação. As caldeiras com apenas um permutador são constituídas por um queimador de pré-mistura, um permutador em alumínio-silício ou inox, onde se recupera o calor resultante da queima, o calor sensível da redução de temperatura dos gases e o calor latente de condensação.

Ar de combustão / excesso de ar

O ar de combustão é a quantidade de ar teoricamente necessária para alcançar a combustão completa de um determinado combustível, ou seja, é o teor de oxigénio necessário para converter todo o carbono e hidrogénio em dióxido de carbono e água. O ar que é fornecido à caldeira, que ultrapasse este montante teórico é chamado de excesso de ar.

O excesso de ar pode ser calculado de uma forma expedita e com uma boa aproximação pela seguinte fórmula:

ANEXOS|253

Excesso de ar de combustão [%]= (%O2

21-%O2) ×100

o que obriga apenas a ter que se medir na chaminé da caldeira, com um analisador de gases, a %O2 ou seja o teor de oxigénio nos gases de combustão.

No que se refere à regulação do excesso de ar de combustão deve atender-se a dois fatores contraditórios:

Por um lado, se o excesso de ar é pequeno, o combustível é incompletamente queimado, aparecendo nos gases de combustão elementos não queimados, tais como o carbono, o hidrogénio, e mesmo hidrocarbonetos, ou incompletamente queimados como o monóxido de carbono. Isto significa perda de rendimento, uma vez que estes elementos não tendo sido queimados no interior da câmara de combustão, não libertaram a sua energia, que acaba por se perder sob a forma de calor latente nos gases de combustão.

Por outro lado, um grande excesso de ar dá origem a um maior arrefecimento da câmara de combustão, perdendo-se calor no aquecimento do ar em excesso.

Logo, o ponto ótimo da regulação da combustão corresponde a uma solução de compromisso entre estes dois fatores. Assim, o excesso de ar deve ser o mínimo possível sem que apareçam nos gases de combustão CO ou carbono por queimar em quantidades significativas. Daqui resulta a necessidade da análise periódica dos gases de combustão a fim de se conseguir a regulação ótima.

Se o valor ótimo de O2 (ou CO2) não pode ser obtido sem excessivo teor de CO, então o equipamento de queima deverá ser examinado para se detetarem avarias, distorções ou necessidade de limpeza.


ANEXO IX – MICROTURBINAS NA REDE

Turbinas de ação

As turbinas de ação compreendem, essencialmente, a roda e um ou mais órgãos, designados por injetores, cuja função é transformar a energia de pressão do escoamento em energia cinética e dar saída a jatos convencionalmente orientados para a roda.

As turbinas Pelton aplicam-se a aproveitamentos com caudais pequenos e altura de queda útil elevada. Nos pequenos aproveitamentos hidroelétricos costuma-se utilizar turbinas de eixo horizontal uma vez que utilizam um gerador de eixo horizontal, cujo custo é menor. Em grandes aproveitamentos, este tipo de turbinas só é considerado para quedas superiores a 50 metros [24].

A turbina Turgo é muito semelhante a uma turbina Pelton, pelo que partilha o mesmo princípio de funcionamento, contudo apresenta algumas diferenças ao nível de determinados componentes. Neste tipo de turbina a água entra por um lado e sai pelo outro, como consequência, o fluxo de admissão não se encontra limitado pelo fluido residual, que no caso das Pelton interfere com o jato de admissão. Assim sendo, para o mesmo nível de potência, é possível ter uma turbina Turgo com menor diâmetro do que uma Pelton, tendo, no entanto, que funcionar a uma maior velocidade de rotação. Estas turbinas apresentam também certas desvantagens. Comparativamente com as Pelton o seu valor de rendimento máximo é cerca de 5 a 6 % inferior e são de fabrico mais complicado, pelo que as conchas ou canais são mais complexos, sobrepõem-se uns aos outros e são mais frágeis [25].

As turbinas Cross-flow podem ser chamadas de Banki-Mitchell ou Ossberger. Este tipo de turbina é usado principalmente na gama de baixas potências. O seu rendimento é inferior ao das turbinas convencionais, mas mantém-se elevado ao longo de uma extensa gama de caudais. Esta caraterística torna-a adequada à operação num espetro largo de caudais. Para um mesmo caudal é possível aumentar o rendimento da turbina através da criação de uma diferença de pressão entre o canal de admissão e o canal de restituição das turbinas [24].

ANEXOS|255

Turbinas de reação

Neste tipo de turbinas, a água circula entre as pás variando a velocidade e a pressão. Esta pressão, por não ser constante, (menor à saída do que à entrada) obriga à variação da secção transversal aproveitando a energia presente na água (uma parte na forma de energia cinética e o resto na forma de energia de pressão) [25]. Nas turbinas de reação distinguem-se dois grandes grupos: as turbinas radiais, do tipo Francis, são turbinas adequadas para operação com condições intermédias de queda e de caudal, (i) as turbinas axiais, do tipo Kaplan e Hélice, são indicadas para funcionamento sob queda baixa e caudais elevados [24]

As turbinas Francis caraterizam-se por ter uma roda formada por uma coroa de alhetas fixas, que constituem uma série de canais hidráulicos que recebem a água radialmente e a orientam para a saída do rotor numa direção axial. Estas têm uma grande adaptabilidade a diferentes quedas e caudais, sendo aplicadas em quedas úteis superiores a vinte metros. Para valores inferiores da queda utilizam-se turbinas de caixa aberta. A queda útil pode ter grandes variações (60-125%) e o caudal também pode variar (40-105%) do valor nominal [24].

As turbinas Kaplan e Hélice estão associadas a caudais elevados e quedas reduzidas (entre 9 e 70 metros) e apresentam eficiências que podem alcançar os 94%. São constituídas por uma câmara que pode ser aberta ou fechada, por um distribuidor e normalmente por uma roda com 6 pás. Se as pás forem fixas, a turbina é do tipo Hélice, se as pás forem móveis com a presença de um regulador, a turbina é do tipo Kaplan. A queda útil pode ter grandes variações (60-140%) e o caudal também pode variar (15-110%) do valor nominal. Esta maior versatilidade da turbina Kaplan implica um maior custo [24].


ANEXO X – CHECKLISTS

Nesta secção apresenta-se um exemplo de uma checklist que pode ser utilizada para avaliar o desempenho energético de uma instalação.

Salienta-se que é apenas um exemplo e que outras checklists podem ser utilizadas para o mesmo fim.

Neste exemplo são abordadas diferentes temáticas tais como: análise dos consumos energéticos e produções, levantamento das caraterísticas dos serviços auxiliares, análise de equipamentos, entre outros.

As checklists estão disponíveis na seguinte ligação:

http://www.ersar.pt/_layouts/mpp/file-

download.aspx?fileId=1411721

http://www.ersar.pt/_layouts/mpp/file-download.aspx?fileId=1411721

http://www.ersar.pt/_layouts/mpp/file-download.aspx?fileId=1411721

ANEXOS|257

1. AUDITORIAS ENERGÉTICAS

1.1 Dados gerais

Designação da Instalação:

Morada:

Telefone/ E-mail:

Pessoa de contacto / Cargo:

Número de colaboradores:

Ramo de atividade / Principais produtos:

Data de arranque da Instalação:

Período de funcionamento (anual, semanal, diário) por secção:

Área de implantação da Instalação / Área coberta de edificado (valores aproximados, se possível anexar plantas):

Indicadores económicos (VAB, custos de exploração, etc. dos últimos 3 anos, ou pelo menos dos últimos 12 meses):


1.2 Atividades de Processo / Fluxogramas de Produção

1.Fluxogramas de processo(s) / Esquemas das operações unitárias:

Verificar a sequência das operações unitárias desde a matéria-prima até ao produto final.

Esboçar a disposição dos equipamentos (e enumerá-los).

Caraterizar os vários equipamentos ou operações unitárias que utilizem energia térmica, nomeadamente:

o Fluido de aquecimento: tipo de fluido, forma de aquecimento, pressão, temperatura, tipo de purgadores e de recuperação de condensados.

o Meio a aquecer: tipo de meio, pressão, temperatura, efluentes quentes.

o Equipamento: áreas, temperatura, sistema de regulação, tempos e ciclos de funcionamento.

2.Listagem de Serviços Auxiliares ou Unidades de Produção de Utilidades

Verificar se existe produção de energia elétrica

Verificar se existe produção de ar comprimido

Verificar se existe produção de outras formas de energia

Outras observações:

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

ANEXOS|259

1.3 Utilização de Energia

1.Consumo total de energia (Combustíveis e Eletricidade)

Período de referência:

Analisar as faturas e/ou registos mensais dos consumos das várias formas de energia utilizadas na empresa (instalação global), durante os últimos 12 meses (no mínimo) ou no último ano civil, nomeadamente quantidades e custos.

Analisar as faturas e/ou registos mensais dos consumos das várias formas de energia utilizadas nas principais secções produtivas e/ou nos principais equipamentos, durante os últimos 12 meses ou no último ano civil, nomeadamente quantidades.

2.Utilização de energia

Período de auditoria energética:

Analisar os consumos energéticos diários verificados (através da leitura de contadores, de registos da instalação, de leituras de níveis de tanques de combustíveis, de medições efetuadas, etc.) na instalação global e/ou nas principais secções ou equipamentos.

3.Custos da energia no período da auditoria energética

Analisar a última fatura de cada forma de energia utilizada na instalação.

4.Poderes caloríficos dos combustíveis

Desagregar os poderes caloríficos das diferentes formas de energia utilizadas na instalação.


__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________


1.4 Dados de produção

1.Dados de produção mensal e anual (período de referência):

Analisar os valores mensais de produção, dos últimos 12 meses ou no último ano civil, da instalação global e das principais secções e/ou dos principais equipamentos.

2.Quantidades de matérias-primas consumidas (período de referência):

Especificar a origem das matérias-primas e dos meios empregues no seu transporte para a instalação.

3.Listagem e indicação de quantidades de materiais reciclados e respetivas utilizações, durante o período de referência:

Especificar a origem dos materiais reciclados e as suas utilizações.

4.Dados de produção durante o período da auditoria energética:

Analisar os valores diários de produção da instalação global e das principais secções e/ou dos principais equipamentos.

5.Dados de matérias-primas e de materiais reciclados, durante o período da auditoria:

Analisar o mesmo tipo de dados solicitados no ponto 2 e no ponto 3, numa base diária ou semanal para as 2 semanas de duração do período da auditoria.


__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

ANEXOS|261

1.5 Análise dos principais serviços auxiliares

SERVIÇOS ELÉCTRICOS GERAIS

1.Fornecimento de energia:

Solicitar a cópia do contrato e das faturas energéticas dos últimos 12 meses ou no último ano civil.

Identificar a tensão de fornecimento de energia à instalação.

Identificar a potência contratada.

Identificar as condições de fornecimento locais, nomeadamente o horário das horas de ponta, cheia, vazio e super-vazio.

Caraterizar os Postos de Transformação (descrever quais os setores que cada um alimenta; elaborar os esquemas da sua implementação e, identificá-los)

Levantar informação por Posto de Transformação (PT):

PT nº

Transformador

Marca e tipo

Data da instalação

Potência nominal (kVA)

Tensão de alimentação (primário) / Tensão de saída (secundário) (V)

Elaborar o diagrama de carga ou carga típica.

Enumerar outras caraterísticas dos transformadores (nomeadamente, gama de regulação, relação de transformação, índice de carga, perdas em vazio, perdas de curto-circuito, rendimento, cos φ).


Descrever de que modo é feita a renovação de ar no posto de transformação.

2.Sistemas de correção do fator de potência:

Identificar se existe um sistema de correção do fator de potência.

Caso exista um sistema de correção de fator de potência, identificar de que tipo é (centralizado, misto, distribuído, automático ou manual) e quantas baterias de condensadores comporta.

Discriminar a potência e distribuição das baterias por instalações, sistemas ou zonas.

3.Redes de distribuição (Solicitar esquema da rede elétrica):

Verificar se a rede existente é única ou se existem redes separadas.

Identificar qual o tipo de rede (em anel ou ramificada).

Identificar as interligações existentes entre as redes e elaborar a sua descrição.


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4.Grupos eletrogéneos de emergência

Caraterizar por grupo eletrogéneo de emergência:

Marca

Tipo (diesel, turbina a vapor, turbina a gás, outro)

Data de instalação

Potência aparente / Potência útil (kVA)

Outras caraterísticas (cos φ, tensão (V), intensidade (A))

Frequência de utilização

Energia produzida (kWh/ano)

ANEXOS|263

Circuito de arrefecimento do sistema instalado

Aparelhagem de comando e manobra do sistema gerador, nomeadamente aparelhagem de manobra, automação, regulação, proteção, monitorização, alimentação auxiliar, supervisão do sistema

Setores/serviços alimentados quando o gerador entra em funcionamento

5.Principais utilizadores de energia elétrica

Identificar a capacidade instalada total de motores e outros equipamentos elétricos (kW).

Elaborar a listagem com a desagregação da potência total instalada em motores e outros equipamentos, de maneira a permitir o preenchimento do quadro:

Identificação da máquina e motor

% carga Potência nominal (kW)

Período de funcionamento

Indicar os níveis de tensão utilizados.

Indicar os consumos anuais mais recentes, desagregados por eletricidade adquirida e eletricidade autoproduzida. Sempre que disponível, indicar os consumos mensais do período anual mais recente. (Anexar folha com informação suplementar).

Identificar a existência de dados sobre as variações diárias e sazonais do consumo de eletricidade.

Identificar a existência de uma curva de carga diária. (Anexar cópia, caso esta exista).


Identificar o valor médio do fator de potência da instalação.

Estimar a desagregação dos consumos de eletricidade, segundo a tabela seguinte (esta informação deverá ser confirmada posteriormente através de medições):

Quantidades

(unidade)

% do total

Força motriz (motores)

Aquecimento

Iluminação

Outros (indicar)

Efetuar as seguintes medições por fase para os principais utilizadores de energia elétrica:

o Após transformador e antes do sistema de correção de fase

o Após transformador e depois do sistema de correção de fase

o No quadro de derivação

o No quadro de máquina

Descrever cada utilizador de energia elétrica, nomeadamente voltagem (V), amperagem (A), cos φ, e potência (kW).

6.Obervações gerais:

Efetuar o controlo dos consumos de energia elétrica (eventual necessidade de recomendar a instalação de contadores adicionais).

Identificar a possibilidade de variações nos ciclos de operação que permita a redução da potência tomada (eventual necessidade de instalação de alarmes de potência máxima, nomeadamente controladores de ponta).

Identificar a necessidade de correção do fator de potência.

ANEXOS|265

Analisar a necessidade de ajustamento do tarifário de faturação da energia elétrica adotado.

Analisar a possibilidade de transferência de consumos energéticos para períodos horários com tarifas mais baixas.

Identificar a existência de perdas nos transformadores (analisar a adequação destes às instalações em causa).

Identificar a existência de autoprodução de eletricidade.

Caso exista autoprodução de eletricidade: identificar o tipo de gerador instalado (diesel, turbina a gás, turbina a vapor, caldeira de recuperação, outros), a capacidade de autoprodução (e eventuais planos para a sua ampliação), as quantidades de energia elétrica produzida, as caraterísticas principais do sistema instalado, os combustíveis empregues e quantidades consumidas, e outras caraterísticas relevantes.

Identificar a existência da produção combinada de energia elétrica e calor - cogeração (caso exista, recolher os detalhes do sistema).

Analisar os regimes de funcionamento (carga) dos principais motores e a eficiência dos respetivos sistemas de controlo (regulação da velocidade, etc.).

Identificar a possibilidade de redução dos custos de operação com os motores, através da sua substituição por outros mais eficientes, ou por introdução de novos sistemas de controlo da tensão ou de conversão de frequência.


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1.6 Iluminação

O levantamento realizado deverá permitir que, dentro de cada área da instalação, seja identificado:

Existência de utilização da luz natural.

Número de lâmpadas de cada tipo instaladas (fluorescentes, incandescentes, etc.), respetivas potências e tempos de utilização.

Existência de meios de controlo de consumos (p. ex. através de controlo horário programável), e eventuais consumos desnecessários.

Nível de iluminação.

Existência da utilização de luz localizada (p. ex. por posto de trabalho).

Procedimento de manutenção relacionado com a substituição periódica programada de lâmpadas, e limpeza periódica de lâmpadas e armaduras.

Coloração das paredes, tetos, pavimentos, etc. e sua relação com os coeficientes de reflexão dos espaços a iluminar.

Existência de segregação de circuitos de iluminação.

Realização de medições para a obtenção de diagramas de carga.

Utilização de soluções tecnológicas alternativas de iluminação mais eficientes.


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ANEXOS|267

1.7 Ar comprimido

Realizar a descrição do sistema, nomeadamente número da central de ar comprimido; área / processo alimentado, número de compressores, número de compressores em serviço.

A informação recolhida por compressor poderá ser sumarizada na tabela seguinte:

Fabricante

Tipo de Compressor

Modelo Capacidade

Potência do Motor

Identificar outras caraterísticas do equipamento, nomeadamente tipo de controlo, pressão do sistema em carga e em vazio, posição da tomada de ar de entrada, temperatura do ar de entrada.

Identificar se o ar utilizado é seco. Em caso afirmativo, identificar que tipo de secador é utilizado.

Identificar o tipo de arrefecimento do compressor.

Identificar a existência de recuperação do calor dos compressores.

Descrever o sistema de recuperação com indicação dos caudais e temperaturas dos fluidos, nomeadamente com a indicação de caudais e de temperaturas dos fluidos de arrefecimento.

Identificar os casos em que não existe recuperação de calor, mas em que esta pode ser feita (enumerar aplicações para o calor recuperado ou a recuperar e realizar ensaios).


A informação recolhida poderá ser sumarizada na tabela seguinte:

Nº Compressor

Tempo total (h)

Tempo em carga (h)

Potência em carga (kW)

Tempo em vazio (h)

Potência em vazio (kW)

Efetuar medições no equipamento, por forma a obter o respetivo diagrama de carga (sempre que possível).

Especificar na utilização de ar comprimido a instrumentação, controle pneumático e uso direto.

Identificar a pressão máxima pedida pelos diferentes equipamentos.

Analisar a possibilidade de redução da pressão.

Analisar a existência de discrepâncias de cargas de ar comprimido entre o período diurno e o período noturno.

Identificar se o(s) compressor(es) permanece(m) ligado(s) durante períodos de paragem da fábrica.

Estimar o caudal de fugas do sistema.


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ANEXOS|269

1.8 Ar condicionado

1.Aquecimento do edifício

Identificar qual a área coberta pelo sistema de aquecimento (m2) (elaborar um esquema geral com dimensões).

Identificar se as paredes são isoladas. Em caso afirmativo, identificar o tipo de isolamento.

Identificar se a cobertura é isolada. Em caso afirmativo, identificar o tipo de isolamento.

Identificar se as janelas são vedadas. Em caso afirmativo, analisar o estado do vedante.

Identificar se as janelas possuem vidros duplos.

Identificar se as portas estão fechadas ou têm resguardos.

Identificar se as aberturas e chaminés não usadas estão vedadas.

Identificar que tipo de sistema de aquecimento é usado (elétrico, água quente, outro).

Identificar se existe estratificação na temperatura do ar ambiente. Em caso afirmativo, identificar se existe um sistema para evitar essa estratificação e qual.

Identificar se os aquecedores estão corretamente colocados.

Identificar se é possível recuperar calor para aquecimento ambiente.

Identificar e descrever os equipamentos usados e respetivas potências.

Quantificar o tempo de funcionamento por ano do(s) sistema(s) de aquecimento existente(s).

Identificar se o processo existente exige controlo de humidade. Em caso afirmativo, identificar que sistemas de controlo são utilizados.


Verificar os sistemas de controlo de temperatura e humidade.

2.Verificação dos edifícios

Verificar se o espaço é poluído.

Verificar se existe renovação de ar controlada. Em caso afirmativo, identificar se esta existe por posto de trabalho, se é geral ou se é mista.

Identificar se o ar de renovação é aquecido. Em caso afirmativo, identificar o tipo e a potência do aquecimento utilizado, e quanto tempo funciona por ano.

Verificar se existe recuperação de calor do ar de renovação. Em caso afirmativo, identificar de que tipo, e se existe controlo automático de funcionamento e qual.

3.Gabinetes e áreas que utilizam ar condicionado

Identificar que tipo de ar condicionado é utilizado (individual por sala ou centralizado).

Identificar se existe controlo da humidade.

Descrever o sistema utilizado, registando potências dos equipamentos, tipos de regulação utilizados e controles automáticos existentes.

Analisar o período de funcionamento do ar condicionado, especificando se é necessário em todos os dias em que é utilizado.

Identificar se existem áreas desocupadas com ar condicionado.

Identificar se é possível alterar o sistema para a ventilação natural.

Identificar se existem fugas de ar.

ANEXOS|271

Registar as temperaturas e nível de humidade (se necessário) por sala.


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1.9 Redes de distribuição de fluidos quentes

Tipo de fluido

Identificar qual o tipo de fluido quente, nomeadamente água quente, condensados, termofluido, ar quente, gases de combustão, outro (especificar).

Geral

Elaborar esquema da rede de distribuição (ou solicitar esquemas de projeto).

Realizar a apreciação sobre o estado das condutas relativamente a:

o Fugas

o Isolamento de flanges*- enumerar as flanges não isoladas, indicando os respetivos diâmetros, bem como as temperaturas do fluido no seu interior e nas superfícies exteriores (e do ar ambiente circundante)

o Isolamento de válvulas* - enumerar as válvulas não isoladas, indicando os respetivos diâmetros, bem como as temperaturas do fluido no seu interior e nas superfícies exteriores (e do ar ambiente circundante)

o Isolamento das tubagens - tipo de isolamento (lã mineral, fibra de vidro, ou outro), espessura e respetivo estado de conservação; estimar comprimento e diâmetro de troços não isolados, e indicar as temperaturas do fluido no seu interior e nas superfícies exteriores (e do ar ambiente circundante).

* NOTA: As perdas de calor que se verificam numa válvula não isolada são idênticas às que se verificam em 1 metro de tubagem, com o mesmo diâmetro, não isolada. As perdas de calor que se verificam numa flange não isolada são metade das que se verificam em 1 metro de tubagem, com o mesmo diâmetro, não isolada.

ANEXOS|273

Rede de Água de Alimentação do(s) Gerador(es)

Elaborar o(s) esquema(s) da rede de alimentação e de compensação do(s) gerador(es) (de água quente).

Determinar a localização dos contadores da água de alimentação e compensação;

Identificar qual o(s) sistema(s) de tratamento de águas e controlo de água efetuado.


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1.10 Geradores de energia térmica

Instrumentação

Identificar se existe instrumentação de medida e registo.

Identificar se o controlo e calibração do equipamento de medida é efetuado.

Regime de Funcionamento

Identificar qual o tipo de fluido, nomeadamente água quente, ar quente ou termofluido.

Realizar a medição de oxigénio dos gases de combustão com um analisador de gases de combustão, registando (por exemplo) os elementos da tabela seguinte:

Sim Não Tipo Temperatura Analisador de O2 Analisador de CO2 Analisador de CO Analisador tipo Orsat Índice de Opacidade Determinar o teor de oxigénio (%) e de excesso de ar (%).

Verificar se o teor de gás do excesso de ar é inferior a 10% e se o teor de óleo do excesso de ar é inferior a 20%. Em caso afirmativo, verificar regularmente para manter o padrão. Caso contrário, consultar um técnico de queimadores para determinar se o queimador pode ser ajustado para reduzir o excesso de ar.

Verificar se o gás de combustão está livre de combustíveis. Em caso afirmativo, verificar regularmente para manter o padrão. Caso contrário, assegurar que um técnico de queimadores ajusta o queimador de modo a eliminar os combustíveis.

ANEXOS|275


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1.11 Manutenção e operação

Identificar se é realizada algum tipo de atividade de manutenção preventiva. Em caso afirmativo, descrever a periodicidade e tipo de manutenção.

Identificar se é feito o controlo do funcionamento do gerador (incluindo elaboração de registos). Especificar.


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ANEXOS|277

1.12 Captação, armazenamento e distribuição de água

Identificar qual a origem da água para as necessidades da instalação.

Identificar se existem tanques de armazenamento de água. Em caso afirmativo, indicar:

Tanque 1 Tanque 2 Tanque 3 Capacidade (l) Pressão (atm)

Identificar qual o número de bombas em serviço (incluindo as necessárias à distribuição de água aos vários consumidores):

Tipo Potência nominal (kW)

Outras caraterísticas

Função

Regime de Funcionamento

Bomba 1

Bomba 2

Bomba 3

Determinar qual a temperatura da água nos tanques de armazenamento.

Determinar de que modo é feita a distribuição de água aos vários processos consumidores.

Discriminar os vários consumidores de água.

Efetuar medições de potência absorvida das principais bombas e/ou de motores de outro equipamento eventualmente existente nesta área.


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Autor:________________________________________________

Data:_________________________________________________

ANEXOS|279

1.13 Auditoria energética

Quantificar os consumos energéticos (por instalação global e principais secções e/ou equipamentos) e a sua importância no custo final do(s) produto(s) ou serviço(s).

Efetuar uma inspeção visual dos equipamentos e/ou sistemas consumidores de energia, complementada pelas medições necessárias.

Esclarecer como é transformada a energia e quais os seus custos.

Efetuar um levantamento e caraterização detalhados dos principais equipamentos consumidores de energia, sobretudo com maior peso em termos de potência instalada, quer elétrica, quer térmica.

Obter diagramas de carga (DDC) elétricos dos sistemas considerados grandes consumidores de eletricidade.

Determinar a eficiência energética de geradores de energia térmica eventualmente existentes, pelos métodos das perdas ou direto.

Verificar o estado das instalações de transporte e distribuição de energia.

Verificar a existência do bom funcionamento dos aparelhos de controlo e regulação do equipamento de conversão e utilização de energia.

Realizar balanços de massa e energia aos principais equipamentos consumidores de energia térmica.

Determinar consumos específicos de energia durante o período de realização da auditoria, para posterior comparação com os valores médios mensais e anuais e deteção de eventuais variações sazonais.

Determinar o quociente entre o consumo energético total e o valor acrescentado bruto (kgep/VAB) da atividade empresarial diretamente ligada à instalação consumidora


intensiva de energia, bem como, o consumo específico de energia (kgep/unidade de produção).

Identificar e quantificar as possíveis áreas onde as economias de energia são viáveis, como resultado das situações encontradas/anomalias detetadas e medições efetuadas.

Definir intervenções com viabilidade técnico-económica, conducentes ao aumento da eficiência energética e/ou à redução da fatura energética.

Definir as linhas orientadoras para a implementação ou melhoria de um esquema operacional de Gestão de Energia.

Identificar o período de retorno do investimento das medidas de eficiência energética.


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Autor:_________________________________________________

Data:__________________________________________________

Outras notas importantes:

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ANEXOS|281

ANEXO XI – TUTORIAIS

Nesta secção apresentam-se dois tutoriais (vídeo), que exemplificam duas ações práticas, essenciais na realização dos trabalhos de campo de uma auditoria energética, aplicáveis na maior parte das instalações dos serviços de águas.

Analisador de Redes Elétricas

Neste tutorial é exemplificada a colocação de un analisador de redes elétricas num quadro elétrico. O tutorial está disponível nesta ligação.

Figura 7 – Tutorial de colocação de um analizador de redes elétricas

Avaliação da eficiência de um grupo de bombagem

Neste tutorial é demonstrado o procedimento de avaliação de eficiência de um grupo de bombagem. O tutorial está disponível nesta ligação.

Figura 8 – Tutorial de avaliação da eficiência de um grupo de bombagem

https://youtu.be/II6tIxExi9M


https://youtu.be/uwsAxghlmCE


https://youtu.be/uwsAxghlmCE



A presente publicação enquadra-se nas atribuições da ERSAR de melhoria da qualidade geral nos serviços de águas e resíduos e de promoção da investigação e desenvolvimento neste setor. Nesse quadro, a ERSAR estabeleceu uma parceria com a ADENE - Agência para a Energia para a elaboração do presente Guia Técnico. O Guia aborda temas como a gestão em paralelo dos recursos energéticos e hídricos (tendo em conta o nexus água-energia), bem como a produção própria de energia em instalações dos serviços de águas, com recurso a fontes renováveis, fundamentais para a prossecução dos objetivos da política energética nacional, designadamente a redução da dependência energética externa e das emissões poluentes, particularmente as que assumem uma importância relevante para as alterações climáticas. Inclui informação relevante para a otimização da gestão energética dos sistemas de elevação e das infraestruturas de tratamento, incluindo recomendações, metodologias de diagnóstico e de monitorização do desempenho energético das infraestruturas. É expetativa da ERSAR que o presente Guia Técnico contribua para dotar o setor de mais conhecimento nesta área e que se reflita na melhoria da eficiência energética do setor das águas.