Sistemas de Optimização de Equipamentos Portuários
J. Dores Costa
2009
ENIDH - Mestrado em Gestão Portuária
Optimização da utilização da energia eléctrica
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Índice
Índice...........................................................................................................................................2
1. Enquadramento....................................................................................................................3
2. Objectivos............................................................................................................................3
3. Programa sumário ...............................................................................................................4
4. Introdução............................................................................................................................5
5. Promoção da eficiência energética ....................................................................................12
6. Sistemas de produção e transporte de energia eléctrica ....................................................16
7. Introdução aos sistemas de energia eléctrica.....................................................................19
8. Utilização eficiente da energia eléctrica............................................................................31
9. Microredes.........................................................................................................................40
10.
Bibliografia....................................................................................................................41
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Optimização da utilização da energia eléctrica
1. Enquadramento
A sustentabilidade económica das empresas, a competitividade comercial, a
empregabilidade e o progresso económico requerem uma atitude activa e consciente
na procura de soluções criadoras de valor.
Um dos factores que conduzem ao aumento do ganho das empresas é a eficiente
gestão dos recursos energéticos. Para isso, torna-se necessário racionalizar os custos,
minimizar os consumos e optimizar a utilização dos recursos.
É hoje evidente que o desenvolvimento sustentável está associado à minimização da
dependência dos combustíveis fósseis, como fonte das energias convencionais,
procurando combater a desperdício e ao subaproveitamento de recursos energéticos
disponíveis, e procurando novas fontes de energia mais amigas do ambiente.
A formação de profissionais com competências decisórias na área da gestão
energética deve basear-se no conhecimento técnico-científico actualizado. Porque as
actividades portuárias e dos transportes, em geral, requerem largos consumos de
energia, representando mesmo uma parcela considerável do consumo energético do
país, o estudo da optimização da utilização da energia eléctrica nas vertentes técnicocientífica e económica, sem esquecer o seu enquadramento histórico, é de grande
actualidade.
2. Objectivos
Este módulo pretende contribuir para a formação de profissionais capazes de
participarem, activamente, no apoio à decisão em questões relacionadas com o
ambiente e a gestão de energia. No final, o aluno deve ser capaz de compreender o
problema do consumo não racional de energia, de identificar recursos energéticos
disponíveis e seu possível aproveitamento e de implementar mecanismos de gestão
energética conducentes à racionalização de todos os consumos na empresa e no
sector em que se insere.
São focados os conceitos físicos de energia e de potência, e referem-se os sistemas de
produção, transporte e distribuição de energia eléctrica. Referem-se as actuais
preocupações no campo da utilização racional da energia e especial relevo com as
metodologias, as técnicas e o suporte legal na utilização das energias renováveis e de
co-geração.
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3. Programa sumário
O desenvolvimento industrial e as fontes de energia. O mercado energético.
A energia eléctrica em Portugal. Desenvolvimento do sistema eléctrico português.
A utilização da energia, o progresso e a cultura energética dominante. Mudança de
paradigma energético. Vectores de política energética. A dependência dos
combustíveis fósseis e o impacto ambiental.
Conceitos físicos de energia e potência, das grandezas eléctricas e as suas unidades.
Sistemas de produção e distribuição de energia eléctrica. Perdas de energia.
Caracterização dos principais consumidores industriais e domésticos. Potência activa
e reactiva. Compensação do factor de potência.
Utilização eficiente da energia. Factor de utilização de energia. Tarifário da energia
eléctrica. Conceitos sobre o comportamento térmico dos edifícios.
Custos de combustível e análise económica. Normas nacionais e internacionais
referentes ao uso de energia. Análise da procura global de energia.
Produção centralizada e descentralizada da
energético nacional. Sistema eléctrico nacional.
energia
eléctrica.
Planeamento
Fontes de energia alternativas: solar, térmica, eólica, biomassa, biogás, hídrica e
energia das ondas, entre outras, e equipamentos associados. Princípio de
funcionamento e características técnicas destes sistemas. Integração em edifícios.
Análise económica. Aplicação aos sistemas portuários e de transporte intermodal.
O mercado e as barreiras; custos internos e externos; custos da energia útil;
legislação e políticas de incentivos de utilização das fontes renováveis de energia.
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4. Introdução
A revolução industrial, iniciada no século XVIII, caracteriza-se pela invenção, e uso,
de máquinas que substituem a força muscular humana e animal, e a substituição da
produção familiar pela produção fabril. A produção fabril apoiada em máquinas exigiu
uma fonte de energia barata e a primeira a ser usada industrialmente em larga escala
foi o vapor de água. E este obtinha-se, principalmente, através da queima do carvão.
Desde meados do século XIX, a procura de fontes de energia baratas e o
desenvolvimento de sistemas de transformação e de distribuição eficientes tornaramse factores decisivos para o progresso e o desenvolvimento económico dos países
industrializados. Sem energia barata, o bem-estar, o progresso e a prosperidade, tal
como a concebemos actualmente, não são possíveis.
A luta pelo poder no mundo está associada ao controlo das fontes de energia.
Inicialmente, as fontes de energia utilizadas foram os combustíveis fósseis como o
carvão e o petróleo, e também a energia hídrica. As duas primeiras são
potencialmente poluidoras e não são renováveis (embora a consciência desta
realidade seja mais recente) e a terceira está limitada por problemas orográficos e,
também, ambientais.
Após a segunda guerra mundial, com a independência dos países produtores de
petróleo e a procura crescente de energia por parte dos países industrializados, estes
foram forçados a diversificar as suas fontes de energia, não só para aumentar a
independência em relação aos produtores de petróleo mas, também, para precaver o
esgotamento dessas fontes. Assumiu então maior importância o estudo de outras
fontes de energia como a energia nuclear, outros combustíveis fósseis como o gás
natural, e combustíveis biológicos como o álcool e o metano.
A procura de fontes alternativas de energia existiu sempre e, como exemplo, referese o americano Charles Brush que, cerca de 1890, propôs a utilização do vento como
fonte de energia, tendo construído uma turbina eólica que accionava um dínamo de
12 kW para carregar baterias. Razões de ordem técnica, mas também políticas e
económicas, atrasaram o desenvolvimento industrial de sistemas de grande potência
baseados em recursos renováveis. A título de exemplo, refira-se que só depois da
crise do petróleo de 1973 é que se assistiu ao financiamento de actividades de I&D
destinadas à construção de sistemas eólicos de potência superior a 100kW.
Actualmente, já é vulgar a instalação de sistemas eólicos para a produção de
electricidade com a potência de 2MW e estão programadas unidades de maior
potência.
Paralelamente, também o desenvolvimento de sistemas foto-voltaicos sofreu grande
incremento. Testemunho disso, é a instalação da maior central solar de painéis fotovoltaicos do mundo no Alentejo, na Amareleja, que se estima que irá produzir uma
energia anual de 93 GWh, que é suficiente para abastecer cerca de 35000 habitações.
O sistema centralizado de produção de energia eléctrica, tal como existe actualmente
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nos países industrializados, deve-se em grande parte às ideias desenvolvidas por
Nicola Tesla nos USA há mais de 100 anos, e a um grupo de investidores a ele
associados, como Westinghouse e J.P. Morgan.
O sistema baseia-se na utilização de geradores de corrente alternada sinusoidal, de
transformadores de tensão, e na distribuição da energia eléctrica através duma rede
de condutores eléctricos que se estendem desde as centrais de produção até aos
grandes centros de utilização. Este sistema centralizado de produção de energia
eléctrica, esquematizado na Fig. 1, mantém-se até aos nossos dias.
Nicolas Tesla foi engenheiro e nasceu na Croácia em 1856. Estudou nas
Universidade de Gratz, Áustria, e na de Praga, Republica Checa. Em 1884 emigrou
para os EUA onde trabalhou para Thomas Edison. Três anos depois, desavindo com
Edison, criou o seu próprio laboratório onde inventou o motor de indução com
corrente alternada. Trabalhou para Westinghouse impulsionando o uso da corrente
alternada em vez da corrente contínua defendida por Edison. O sistema de corrente
alternada acabaria por se impor no mundo industrializado e Tesla registou inúmeras
patentes entre as quais se destacam a bobina de Tesla, uma lâmpada precursora das
lâmpadas fluorescentes actuais, motores e alternadores polifásicos de corrente
alterna, e a invenção da rádio, depois de em 1943 ter ganho o processo no Supremo
Tribunal dos EUA contra Marconi. Grande parte da sua obra centrou-se na área da
electricidade e do electromagnetismo, mas também se dedicou à robótica. Conviveu
com grandes figuras da ciência e da arte do seu tempo. Sobrevivendo com uma
pequena pensão do governo Jugoslavo, morreu pobre em Nova York em 1943.
Fig. 1: Esquema da distribuição de energia eléctrica.
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A primeira central hidroeléctrica para produção de energia eléctrica em corrente
alternada foi instalada em Oregon, EUA, em 1889 e, em meados de 1890, foi
construída a primeira central hidroeléctrica nas cataratas do Niágara, totalmente
projectada por Tesla. Muitas outras centrais hidroeléctricas, cada vez mais potentes,
foram construídas nos EUA, na Europa e na antiga USSR durante as primeiras décadas
do século XX.
Em Portugal, a introdução de sistemas de iluminação eléctrica parece ter ocorrido em
Setembro de 1878, com a exibição na Cidadela de Cascais, por ocasião do 15º
aniversário do Rei D. Carlos, de seis candeeiros de arco voltaico importados de Paris,
idênticos aos que iluminavam a Praça da Ópera. O equipamento era alimentado por
um dínamo e foi encomendado pelo rei D. Luís.
Em 1886, o Teatro São Carlos em Lisboa dispõe de uma central eléctrica privativa
para a sua iluminação e, em 1887, o mesmo acontece com o Arsenal da Marinha. Em
1889, a Companhia do Gás fornece energia eléctrica para a iluminação da Avenida da
Liberdade (o Posto de Luz Eléctrica da Avenida). A partir de 1902, as Companhias
Reunidas de Gás e Electricidade (CRGE), que haviam sido criadas em 1891, começam
a alargar a rede de iluminação eléctrica a toda a cidade de Lisboa. Todavia, em 1955
o Bairro de Santa Catarina ainda tinha iluminação pública a gás.
A Real Fábrica de Fiação em Tomar é electrificada a partir de 1884; Braga foi
iluminada em 1893 e, no ano seguinte, Vila Real tem a primeira rede de iluminação
pública com recurso a um aproveitamento hídrico (do rio Corgo).
No campo dos transportes públicos, no Porto (Arrábida, 1985) e Lisboa (Santos, 1901)
foram construídas centrais termoeléctricas que alimentavam os veículos com tracção
eléctrica das respectivas empresas Carris.
Dum modo geral, Portugal também acompanhou a evolução mundial no que diz à
utilização da electricidade, com a concessão governamental de licenças de produção
e distribuição de energia eléctrica um pouco por todo o país: por alvará régio de 14
de Fevereiro de 1907, o Governo concede o aproveitamento da água do Rio Lima no
do Concelho de Ponte da Barca; no ano seguinte, foi dada a primeira concessão da
bacia hidrográfica do rio Alva à Empresa Hidroeléctrica da Serra da Estrela; em 1919
concluiu-se em Lisboa a Central Tejo, central termoeléctrica, que atingiria a potência
de 10000 CV; no Porto, em 1915 foi construída a central termoeléctrica de Massarelos
equipada com dínamos e alternadores com a potência total de 15000 CV.
Criado sem planeamento, o sistema de produção eléctrica nas primeiras décadas do
século XX caracterizava-se por uma grande pulverização de empresas que não
permitiam a optimização de recursos. Em 1943 existiam em Portugal continental 674
centrais, sendo 110 hidroeléctricas e 564 termoeléctricas, que produziam cerca de
460 MWh [1].
Em 1944 foi publicada a Lei de Electrificação Nacional que definiu as grandes linhas
de desenvolvimento da rede eléctrica nacional: centralização da produção e criação
da rede de transporte; prioridade à produção hidroeléctrica; estabelecimento de
centrais termoeléctricas para apoio em anos de seca queimando preferencialmente
carvão nacional.
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Com a publicação na década de 1940 do Plano Hidroeléctrico Nacional, foram criadas
as empresas hidroeléctricas do Cávado, do Zêzere e do Douro, e cujos
empreendimentos foram projectados por engenheiros portugueses. Iniciou-se deste
modo a criação dum know-how que prestigiaria a engenharia nacional nas décadas
seguintes, tanto em hidráulica, engenharia civil e electrotécnica. Paralelamente,
foram construídas as redes de distribuição em alta tensão com as tensões de 150 kV e
220 kV.
Entre 1971 e 1974 foram construídas as barragens do Douro nacional, Tâmega,
Mondego e Tejo (Fratel) [1, 2, 3].
Na década de 1960, em virtude da queda acentuada do preço do petróleo, a produção
termoeléctrica tornou-se mais barata e, também por permitir uma resposta mais
rápida às variações de carga, programou-se a construção das grandes centrais
térmicas do Carregado e Setúbal com a queima de fuel. A central do Carregado dispõe
actualmente de seis grupos de 125 MW cada: os dois primeiros grupos foram instalados
em 1969, e os restantes em 1974 e 1976; os grupos 5 e 6 podem utilizar gás também
natural. A Central Termoeléctrica de Setúbal dispõe de 4 grupos geradores de 250 MW
cada; os grupos são accionados por turbinas a vapor, actualmente produzido a partir
da queima de fuel, e a partir de 2012 prevê-se a utilização de gás natural.
A Central Termoeléctrica de Sines é uma central termoeléctrica convencional que
utiliza como combustível fóssil o carvão betuminoso e é considerada uma das mais
poluentes da Europa. Está localizada a 6 km do único porto português de águas
profundas e dispõe de 4 grupos geradores de 314 MW cada: o primeiro grupo entrou ao
serviço em 1985 e os restantes entre 1986 e 1989. Esta central tem a maior potência
instalada em todo o país, cabendo-lhe cerca de 22 % da energia eléctrica produzida.
Em 30 de Junho de 1976, é criada a EDP - Electricidade de Portugal - em resultado da
nacionalização e fusão das então principais empresas do Sector Eléctrico Português. A
EDP constituía-se como uma empresa verticalizada, responsável pelo transporte e
distribuição de energia eléctrica em Portugal. Tinha como objectivos a electrificação
do País, a modernização e extensão das redes de transporte e distribuição de energia
eléctrica, o planeamento e construção do parque electroprodutor nacional e o
estabelecimento de um tarifário único para todos os clientes. Em meados da década
de 1980 a rede de distribuição da EDP cobria 97% do território de Portugal Continental
e assegurava 80% do fornecimento de energia eléctrica em baixa tensão.
Em 1994 é criada a REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A., como subsidiária da EDP.
Actualmente, a REN tem como missão “garantir o fornecimento ininterrupto de
electricidade e gás natural, ao menor custo, satisfazendo critérios de qualidade e de
segurança mantendo o equilíbrio entre a oferta e a procura em tempo real,
assegurando os interesses legítimos dos intervenientes no mercado e conjugando as
missões de operador de sistema e de operador de rede que lhe estão cometidas”.
Resultante da liberalização das indústrias de electricidade e de gás natural, as duas
áreas de negócio principais da REN são: (i) o transporte de electricidade em muito
alta tensão e a gestão técnica global do Sistema Eléctrico Nacional em Portugal
Continental; (ii) o transporte e armazenamento de gás natural em alta pressão e a
gestão técnica global do Sistema Nacional de Gás Natural. Está também presente no
Mercado Ibérico de Energia (Pólo Português).
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A evolução tecnológica dos sistemas de produção, conversão e transporte de energia
eléctrica pode ser aferida comparando os 7,4 MW da Central Tejo, construída em
1919, com os 1176 MW instalados na Central Termoeléctrica do Ribatejo (TER)
construída entre 2001 e 2004. A TER integra o Sistema Eléctrico Não Vinculado, e
dispõe de três grupos de ciclo combinado a gás natural, com 392 MW de potência
cada. Construída pelo consórcio Siemens/Koch com um orçamento global de 590
milhões de euros, esta central tem a capacidade de produzir 9 mil milhões de kWh, ou
seja, o equivalente a 18% do consumo de energia eléctrica no país em 2006.
Concluindo esta muito breve resenha histórica do desenvolvimento da electrificação
de Portugal continental, que pode ser aprofundada, por exemplo, em [1-3],
apresenta-se na Fig. 2 a evolução do consumo da energia eléctrica, de acordo com
dados retirados de [1] e da ERSE. Aproximadamente, de 1940 a 2007, o consumo
passou de 400 GWh para 46000 GWh, ou seja, em 67 anos o consumo em Portugal
continental aumentou mais de 100 vezes. Todavia, é ainda o país com menor
consumo/habitante/ano na EU, Fig. 3.
Consumo de energia eléctrica
50000
45000
40000
35000
GWh
30000
25000
20000
15000
10000
5000
2010
2000
1990
1980
1970
1960
1950
1940
1930
0
ano
Fig. 2: Evolução do consumo de energia eléctrica em Portugal continental.
De acordo com dados da ERSE apresentados na Fig. 3, o consumo de energia eléctrica
per capita regista uma grande disparidade entre países da EU (União Europeia), mas
observa-se que Portugal regista o menor valor de todos. No entanto, Portugal é o país
que apresenta o maior aumento entre os anos de 1970 e 2006 (cerca de 6,3 vezes).
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Fig. 3: Consumo de energia eléctrica per capita na UE.
Reconhecendo que os grandes consumos estão associados ao maior desenvolvimento
industrial, o consumo de 4516 kWh/habitante em Portugal, no ano de 2006, sendo o
menor da EU, demonstra a pequena dimensão da indústria portuguesa. Talvez por
isso, procurando condições para o incremento da industria, precavendo o
esgotamento das fontes fósseis e porque Portugal só explora 46% do seu potencial
hídrico, fala-se hoje na necessidade de criar um novo Plano Nacional de Barragens
com a identificação de locais para a construção de dez novos empreendimentos até
2020. O objectivo deste novo plano é aproveitar até 70% do potencial hídrico
português instalando mais 2000 MW de potência. Com este plano, Portugal seria
colocado no terceiro lugar na Europa em termos de energias renováveis, depois da
Suécia e da Áustria.
De acordo com a Fig. 4, com a construção das novas barragens, Portugal atingiria em
2020 os 7000 MW de potência hidroeléctrica instalada. Esta situação constituiria uma
correcção ao crescimento da produção eléctrica principalmente baseada em
combustíveis fósseis que se verificou a partir da década de 1990.
Entre 2000-2007, a potência instalada em Portugal continental cresceu cerca de 50%,
passando de 10,8 GW para 14,7 GW. Para este acréscimo contribuíram as centrais de
produção de energia eléctrica a partir de gás natural, as que utilizam fontes
renováveis, nomeadamente as eólicas e as grandes hídricas.
Na Fig. 5, verifica-se que a produção de energia eléctrica é principalmente suportada
pelas centrais térmicas. Esta situação não decorre apenas do mau planeamento ou de
mau aproveitamento dos recursos renováveis. As centrais termoeléctricas permitem
uma resposta mais rápida e melhor ajuste da produção à variação do consumo.
Perante as flutuações do mercado consumidor, o equilíbrio entre a potência produzida
e consumida consegue-se mais rapidamente através das centrais termoeléctricas.
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Fig. 4: Potência instalada em Portugal.
Fig. 5: Produção de energia eléctrica quanto à origem.
As preocupações quanto ao ambiente, a procura da diversificação das fontes de
energia e de menor dependência dos combustíveis fósseis levaram à incorporação de
outras fontes renováveis no tecido produtivo da electricidade. É este o caso da
energia eólica e da solar fotovoltaica. Em 2008, a energia eléctrica produzida por
parques eólicos representou cerca de 11% da potência consumida e em 2012
pretende-se duplicar esta capacidade. Mas, porque a energia eléctrica não é
facilmente acumulável, e porque o consumo eléctrico é variável no tempo, é
necessário que o sistema produtivo possua fontes controláveis que rapidamente
ajustem a produção à procura. O recurso eólico, apesar de maior disponibilidade do
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que o hídrico, não é controlável e o fotovoltaico não funciona durante a noite. Desta
forma, a utilização de centrais térmicas e hidroeléctricas para repor o equilíbrio da
potência não pode ser desprezada. A integração dos diferentes sistemas produtivos e
a estabilização da produção da energia eléctrica constituem importantes desafios face
à penetração das energias renováveis. Paralelamente, estudam-se soluções para o
armazenamento de energia recorrendo à bombagem de água para níveis mais
elevados e à compressão de ar. E estuda-se também a utilização do hidrogénio em
larga escala.
Portugal tem uma grande dependência de recursos energéticos. As importações de
petróleo em 1998 representavam 6% das importações totais e em 2004 aumentaram
para 11%. Para além da utilização fontes de energia renováveis e métodos de controlo
eficientes, é hoje inquestionável que a racionalização do consumo e o aumento da
eficiência energética são factores importantes para o crescimento sustentável.
5. Promoção da eficiência energética
Considerando o custo da energia como um factor de competitividade e o impacto das
emissões de CO2 nas alterações climáticas, a procura da eficiência energética é um
tópico de grande actualidade.
As perspectivas de escassez petrolífera, a liberalização do sector energético, e a
necessidade de contabilizar o custo do carbono nas actividades económicas,
impulsionam a procura de soluções energéticas mais eficientes, quer do lado da
oferta, quer do lado da procura, e exigem o aumento da responsabilidade social das
empresas face ao Protocolo de Quioto.
Pela importância, transcreve-se integralmente o texto da responsabilidade da ERSE
(Entidade Reguladora dos Serviços Eléctricos) sobre o Plano de Promoção de Eficiência
no Consumo de Energia Eléctrica [4]:
“A nível internacional, ao abrigo do Protocolo de Quioto e do compromisso
comunitário de partilha de responsabilidades, Portugal assumiu o compromisso de
limitar o aumento das suas emissões de gases de efeito de estufa (GEE) em 27% no
período de 2008-2012 relativamente aos valores de 1990. Neste contexto, o
Programa Nacional para as Alterações Climáticas (PNAC), adoptado pela
Resolução do Conselho de Ministros n.º 119/2004, de 31 de Julho, e mais
recentemente o PNAC de 2006, aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros
n.º 104/2006, de 23 de Agosto, quantifica o esforço nacional das emissões de GEE,
integrando um vasto conjunto de políticas e medidas que incide sobre todos os
sectores de actividade.
A eficiência energética do lado da procura tem estado na agenda do legislador
sendo de referir a Estratégia Nacional para a Energia, aprovada através da
Resolução do Conselho de Ministros n.º 169/2005, de 24 de Outubro, e a Directiva
2006/32/CE, de 5 de Abril de 2006, relativa à eficiência na utilização de energia e
aos serviços energéticos.
Ainda no âmbito do enquadramento legislativo salienta-se o Decreto-Lei n.º
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29/2006 de 15 de Fevereiro que estabelece como uma das Obrigações de Serviço
Público “A promoção da eficiência energética, a protecção do ambiente e a
racionalidade de utilização dos recursos renováveis e endógenos”. E estabelece
como uma das atribuições da regulação “Contribuir para a progressiva melhoria das
condições técnicas e ambientais das actividades reguladas, estimulando,
nomeadamente, a adopção de práticas que promovam a eficiência energética e a
existência de padrões adequados de qualidade de serviço e de defesa do meio
ambiente”. O mesmo diploma estabelece ainda os princípios aplicáveis ao cálculo e
à fixação das tarifas sendo de destacar a “Contribuição para a promoção da
eficiência energética e da qualidade ambiental”.
A evolução na regulação e liberalização dos mercados da electricidade e do gás
natural tem levado a uma maior eficiência no lado da oferta de energia. No entanto,
no que respeita ao lado da procura, continuam a existir inúmeras barreiras ao
aumento da eficiência no consumo de energia, nomeadamente quanto à participação
das empresas de energia em actividades de eficiência energética.
A definição de tarifas que permitam, por um lado, recuperar os custos associados a
cada actividade e, por outro, apresentem variáveis de facturação que traduzam os
custos efectivamente causados por cada consumidor e, por último, que apresentem
estruturas e preços aderentes à estrutura de custos marginais ou incrementais, induz
a uma utilização racional da energia eléctrica e dos recursos associados. Nestas
circunstâncias, considera-se que a actual metodologia de cálculo das tarifas de
energia eléctrica estabelecida no Regulamento Tarifário, que consagra os três
requisitos referidos anteriormente, promove a eficiência no consumo de energia
eléctrica.
Adicionalmente, o reconhecimento da existência de diversas barreiras à adopção de
equipamentos e hábitos de consumo mais eficientes por parte dos consumidores,
bem como a eventual existência de externalidades ambientais não reflectidas nos
preços, justifica a implementação de medidas de promoção da eficiência no
consumo. Estas barreiras ou falhas de mercado dificultam ou impedem a tomada de
decisões eficientes pelos agentes económicos. Entre as várias barreiras de mercado
à eficiência no consumo citam-se alguns exemplos: período de retorno alargado,
diferença entre preços de fornecimento ou das tarifas aplicáveis e os custos
marginais de curto prazo, externalidades, falta de informação e elevados custos de
transacção associados, desalinhamento de interesses entre os agentes ou restrições
financeiras dos consumidores.
Reconhecendo esta situação, a ERSE tem procurado que a regulamentação do
sector dinamize acções que contribuam para a promoção da eficiência energética
nesta área. Em particular, no Regulamento Tarifário do sector eléctrico estabelecese um mecanismo competitivo de promoção de acções de gestão da procura, a
implementar pelos comercializadores, operadores de redes e associações e
entidades de promoção e defesa dos interesses dos consumidores, designado por
Plano de Promoção da Eficiência no Consumo de energia eléctrica (PPEC).
No PPEC de energia eléctrica são atribuídos incentivos para a promoção de
medidas que visem melhorar a eficiência no consumo de energia eléctrica, através
de acções empreendidas pelos comercializadores, operadores de redes e entidades
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de promoção e defesa dos interesses dos consumidores de energia eléctrica de
Portugal Continental e das Regiões Autónomas, e destinadas aos consumidores dos
diferentes segmentos de mercado. As acções resultam de medidas específicas
propostas, sujeitas a um concurso de selecção, cujos critérios estão definidos nas
Regras do Plano de Promoção da Eficiência no Consumo. Este concurso permite
seleccionar as melhores medidas de eficiência energética a implementar pelos
promotores anteriormente referidos, tendo em conta o montante do orçamento anual
do PPEC disponível, sendo este aprovado no início de cada período de regulação
para cada um dos seus anos.
As medidas de eficiência no consumo de energia eléctrica que poderão vir a ser
contempladas pelo PPEC devem promover a redução do consumo de energia
eléctrica ou a gestão de cargas, de forma permanente, que possam ser claramente
verificáveis e mensuráveis, não devendo o respectivo impacto na poupança de
energia ter sido já contemplado noutras medidas específicas. Por gestão de cargas
entendem se as medidas que permitam uma redução dos custos de fornecimento,
sem que isso envolva necessariamente a redução de consumos, nomeadamente a
transferência de consumos em períodos de horas de ponta e/ou cheias para os
períodos de vazio. Apenas as medidas que suportam estes objectivos serão
abrangidas pelo PPEC. São igualmente consideradas medidas de informação e de
divulgação que, muito embora não tenham impactos directos mensuráveis, são
indutoras de comportamentos mais racionais e permitem a tomada de decisão mais
consciente pelos visados no que diz respeito à adopção de soluções mais eficientes
no consumo de energia eléctrica.
Do ponto de vista do Regulamento Tarifário são elegíveis as acções que promovam
a eficiência do lado da procura de energia eléctrica. As várias acções são
valorizadas e hierarquizadas consoante os custos de implementação e os benefícios
que produzam. Entre os benefícios são considerados, por um lado, benefícios na
óptica do sector eléctrico associados a reduções de custos do lado da oferta e, por
outro, benefícios ambientais associados à diminuição das emissões de gases
poluentes, em particular gases com efeito de estufa como CO2.
A promoção da eficiência do lado da procura, por parte da regulação, fazendo
incidir nas tarifas reguladas os custos dos programas, torna imprescindível a
quantificação, por um lado, dos custos de implementação das medidas e dos
impactes tarifários observados pelos consumidores de electricidade e por outro, dos
correspondentes benefícios alcançados com a sua implementação.
A ERSE promoverá a divulgação de informação junto dos consumidores de energia
eléctrica sobre a implementação das medidas de promoção da eficiência no
consumo em particular sobre os resultados alcançados. “ [4]
Para além dos aspectos económicos, a poupança de energia é a forma mais rápida e
eficaz de reduzir as emissões de gases com efeito estufa e de melhorar a qualidade do
ar. Alguns dos estudos realizados na UE sugerem que o consumo de energia mais
eficiente permitiria: (i) a poupança de 200 a 1000 euros numa família europeia média;
(ii) a UE poderia economizar cerca de 20% do actual consumo anual de energia,
aproximadamente 60 mil milhões de euros por ano. Para além disto, o reforço de
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políticas e práticas de eficiência energética poderiam criar um milhão de novos postos
de trabalho [5].
O sector eléctrico contribui actualmente com 40% do total de emissões de CO2 a partir
da queima de combustíveis e, sem mudanças, estima-se que estas emissões dupliquem
em 2030. Para evitar as piores previsões quanto às alterações climáticas, as emissões
globais em 2050 terão que ser limitadas aos níveis actuais. Por outro lado, a produção
de energia eléctrica também necessita de água para refrigeração e produção de
vapor, o que tem implicações com a previsível escassez de recursos hídricos [6].
Para obstar à situação descrita torna-se necessário investir em melhores tecnologias
no que diz respeito à produção, transporte, distribuição e utilização final da energia
eléctrica. Na agenda proposta em [6] para garantir a sustentabilidade dos recursos
energéticos, exige-se:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Garantir investimentos em infra-estruturas;
Levar mais energia a mais pessoas;
Utilizar a eficiência como recurso final;
Diversificar e descarbonizar o mix de combustíveis;
Acelerar a Investigação e Desenvolvimento (I&D);
Reforçar e modernizar as redes.
E quanto a investimentos, convém ter presente que, de acordo com a Agência
Internacional de Energia [7], só o transporte e a distribuição de energia representam
cerca de metade do investimento total no sector da electricidade, Fig. 6.
Fig. 6: Investimento no sector eléctrico mundial [7].
Para reduzir o consumo energético e combater o efeito dos gases de estufa, é
importante estimular a eficiência no consumo, melhorar o aproveitamento de novos
recursos energéticos e investir internamente em I&D na área da energia. Para este
propósito, têm sido propostas diversas medidas das quais se salientam:
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1.
2.
3.
4.
5.
16/42
Certificação do desempenho energético dos edifícios (directiva 2002/91/CE);
Limitação do consumo de combustíveis nos veículos privados;
A optimização da gestão do tráfego;
Constituição dum mercado de transportes não poluentes;
Sensibilização do público sobre energia sustentável.
Para o bom cumprimento destas medidas é importante sensibilizar os consumidores
domésticos e os técnicos cuja actividade profissional seja determinante para a
promoção da eficiência energética.
No lado da produção é importante aumentar a eficiência dos processos de conversão
da energia primária e reduzir as perdas no transporte e distribuição da energia
eléctrica; no lado dos consumidores é importante aumentar a eficiência da utilização
dos equipamentos. Se do lado da oferta a melhoria depende grandemente dos
investimentos e da componente de I&D em áreas da engenharia, do lado do consumo
há que investir na formação e sensibilização para modificar o comportamento dos
utilizadores. Outros aspectos complementares compreendem a utilização de novas
tecnologias para a utilização racional dos equipamentos de iluminação e de
climatização e a disseminação de sistemas de monitorização energética em edifícios
(sistemas vulgarmente incluídos nos designados edifícios inteligentes).
As acções de formação e de sensibilização são importantes porque os consumidores
desconhecem as tecnologias disponíveis no mercado que são mais eficientes e os seus
potenciais benefícios. A isto acrescenta-se a reconhecida aversão à introdução de
novas tecnologias, quer pelo risco técnico associado quer pelo maior investimento
inicial que essas tecnologias mais eficientes exigem.
O capital necessário para realizar os investimentos, as limitações no acesso ao crédito
e a ausência de incentivos são também factores limitativos a ter em consideração,
tanto mais que o retorno do investimento é relativamente longo (alguns anos), e
depende do tipo da instalação e da potência em causa.
6. Sistemas de produção e transporte de energia eléctrica
A sociedade industrializada em que vivemos não teria sido possível sem a energia
eléctrica. Do século XIX para o século XX passou-se de sistemas de produção de
energia eléctrica locais e não estandardizados para a produção centralizada com
características comuns. A centralização da produção permitiu a electrificação dos
países e a interligação de redes eléctricas continentais. A energia eléctrica tornou-se
um bem comercializável essencial ao bem-estar das sociedades.
A maior parte da energia eléctrica é produzida em centrais que são localizadas tendo
em conta a proximidade das fontes primárias de energia (ou da sua disponibilização) e
os grandes centros de consumo. Nestas centrais, converte-se energia mecânica,
obtida a partir de fontes de energia primária, em energia eléctrica. As fontes de
energia primária são combustíveis fósseis (carvão, fuel, gás natural), água (com
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17/42
energia potencial gravítica ou cinética), biomassa, vento, sol, marés, energia das
ondas e de marés, fissão nuclear, etc.
Em geral, as fontes primárias dão origem a energia mecânica (por exemplo, a queima
de carvão dá origem a vapor de água que acciona turbinas) e geradores eléctricos
convertem a energia mecânica em energia eléctrica. O conjunto turbina-gerador é
designado por grupo gerador, ou mais simplesmente por grupo.
Portugal tem uma forte dependência energética e em 2008 importou cerca de 83% da
energia primária consumida. Apesar dos investimentos na área dos recursos endógenos
e renováveis (é importante constatar o aumento da produção eólica no últimos anos,
Fig. 5), a factura energética tem crescido e o impacto negativo na balança comercial
agravou-se com as recentes oscilações dos preços dos combustíveis fósseis.
Para além das centrais hidroeléctricas e termoeléctricas convencionais, existem
actualmente sistemas que aproveitam energias renováveis: eólico, solar térmico e
fotovoltaico, biomassa, energia das ondas, etc. No caso da grande produção, estes
sistemas estão electricamente interligados através duma rede de condutores
eléctricos (rede eléctrica). Os consumidores, que electricamente são designados por
cargas, obtêm energia a partir da rede eléctrica.
Na Fig. 7 apresenta-se o corte simplificado duma central hidroeléctrica. A energia
cinética da água no canal de escoamento é transformada nas turbinas em energia
mecânica que é transformada em energia eléctrica pelo gerador.
Fig. 7: Esquema duma central hidroeléctrica.
Nas centrais com albufeira (reservatório) o caudal de água é regularizado. As centrais
a fio de água aproveitam directamente o caudal do rio que é variável. Os
aproveitamentos a fio de água são normalmente de pequena potência.
Na Fig. 8 apresenta-se o esquema duma turbina eólica destinada à produção de
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18/42
energia eléctrica. O vento é provocado pela diferença de pressões devidas ao
diferente aquecimento da superfície da Terra e, na tentativa de igualar as pressões, a
massa de ar circula das pressões mais altas para as pressões mais baixas. A energia
cinética da massa de ar em movimento (vento) acciona a turbina eólica (1, 2) e a
energia mecânica resultante é convertida em energia eléctrica pelo gerador (9).
Fig. 8: Esquema duma central eólica (nacelle).
Os geradores dos exemplos anteriores podem ter características eléctricas diferentes
mas, para serem interligados com o sistema de produção eléctrica, a tensão e a
frequência têm que ser adequados aos valores da rede eléctrica. O sistema eléctrico
industrial utiliza tensões trifásicas alternadas sinusoidais com a frequência de 50 Hz.
Para permitir o transporte da energia eléctrica a grandes distâncias usam-se tensões
elevadas de 400kV ou 220 kV. A adequação das tensões é feita através de
transformadores. Na Fig. 1 apresentou-se o esquema de uma rede eléctrica
constituída a partir de uma única central. A produção de energia eléctrica com a
interligação de várias centrais é esquematizada na Fig. 9. Os transformadores, com os
seus interruptores e órgão de protecção (disjuntores e fusíveis) são colocados em
subestações ou postos de transformação, sendo estes últimos que abastecem
directamente os consumidores de baixa tensão (BT) através de redes aéreas ou
subterrâneas.
Os geradores mais utilizados nas redes eléctricas produzem tensões alternadas
(sinusoidais) e por isso se designam frequentemente por alternadores.
A potência gerada tem que igualar, em cada instante, a soma da potência consumida
com as perdas de transporte e de transformação. Os conceitos de potência, energia,
tensão e corrente são referidos no parágrafo seguinte.
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Fig. 9: Esquema do sistema de produção e transporte.
O sistema representado na Fig.9 constitui a base dos sistemas de produção e de
transporte de energia centralizado que é utilizado nos países industrializados há mais
de 100 anos. Os geradores são actualmente máquinas de grande potência que
procuram aproveitar, com o melhor rendimento possível, as fontes de energia
primária de que necessitam. Todavia, existem pequenas povoações e concentrações
industriais que possuem a sua própria rede eléctrica e um sistema de produção
independente. Esta situação não se verifica só em países menos desenvolvidos, e
acontece em aglomerados populacionais situados em zonas remotas para as quais é
técnica ou economicamente inviável ligá-las às redes principais.
7. Introdução aos sistemas de energia eléctrica
Uma rede eléctrica simples, que se representa na Fig. 10, é um circuito eléctrico
composto por uma fonte de energia (fonte de alimentação ou gerador) que fornece
energia eléctrica à carga através dos condutores que os interligam. A fonte de energia
gera, por qualquer processo electromecânico, electroquímico, electrónico, ou outro,
uma diferença de potencial (ddp), designada por u, aos seus terminais, sem a qual
não existe a circulação de cargas eléctricas nos condutores entre a fonte e a carga.
Chama-se tensão eléctrica à diferença de potencial entre dois pontos. No sentido
convencional, as cargas eléctricas dirigem-se do terminal com potencial mais elevado
para o terminal com potencial mais baixo, e a circulação das cargas faz-se através da
carga, condutores e fonte. À circulação das cargas eléctricas chama-se corrente
eléctrica e é quantificada pela sua intensidade, i. A corrente eléctrica tende a anular
a diferença de potencial entre os terminais da fonte e, para que isso não aconteça, a
fonte necessita de uma fonte de energia primária (W - carvão, fuel, gás, sol, vento,
marés, etc) para manter a ddp aos seus terminais constante.
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Fig. 10: Circuito eléctrico fonte-carga.
A energia da fonte primária é convertida em energia eléctrica na fonte que é por sua
vez transferida para a carga com uma dada taxa de variação no tempo. Chama-se
potência à taxa de variação da energia com o tempo. Matematicamente falando, a
potência, p, é a derivada da energia, W, em ordem ao tempo:
p=
dW
dt
(1)
No sistema internacional, a unidade da energia é o joule (J) e a da potência é o watt
(W). De acordo com (1), 1 W é igual à variação de energia de 1J num segundo
(1J=1W/s).
Electricamente, a potência é igual ao produto da tensão u, que pode variar no tempo,
pela intensidade da corrente i, que também pode variar com o tempo:
p (t ) = u (t ).i (t )
(2)
A equação (2) representa o valor instantâneo da potência, isto é, o valor da potência
em função do tempo.
Pelo princípio da conservação da energia, a potência à saída da fonte, PG, é igual à
soma da potência da carga, PC, com a potência das perdas da transmissão, PP:
PG= PP,+ PC
(3)
A tensão eléctrica pode ser constante ou variável com o tempo. Se for constante, dizse tratar-se duma tensão contínua, e os circuitos eléctricos alimentados com fontes
de tensão constante são designados por circuitos de corrente contínua. Geralmente,
as tensões das redes eléctricas industriais são variáveis no tempo segundo uma lei
sinusoidal:
u (t ) = U .sen (ω.t )
(4)
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em que U é amplitude da tensão, ω é a pulsação, e t é a variável tempo.
A forma de onda de (4) está representada na Fig. 11.
Fig. 11: diagrama temporal de u (t ) = U .sen (ω.t ) .
A frequência da rede eléctrica europeia é 50 Hz. A pulsação, ω, é constante e igual a
ω=2.π.f = 100π rad/s. O período da tensão, T, é o inverso da frequência:
1
f
2π
T=
ω
T=
(5a)
(5b)
Para a rede de 50 Hz, o período das tensões e correntes sinusoidais é T=20 ms (Fi.
11), e a pulsação é ω=314,16 rad/s.
Uma outra grandeza importante para as tensões e correntes variáveis no tempo é o
valor eficaz. Matematicamente, o valor eficaz é o valor quadrático médio duma
função periódica. Por exemplo, o valor eficaz da tensão u (t ) = U .sen (ω.t ) é dado por
(6).
T
U ef
1
=
u (t ) 2 dt
T ∫0
(6)
Para grandezas sinusoidais, deduz-se de (6) que o valor eficaz é igual à sua amplitude
a dividir por raiz quadrada de 2:
U ef =
U
2
(7)
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No sistema internacional de unidades, o valor instantâneo da tensão, a sua amplitude
ou o seu valor eficaz medem-se em volt (V). Igualmente, para a corrente sinusoidal
definem-se o valor instantâneo, a amplitude e o seu valor eficaz que, no sistema
internacional, têm como unidade o ampére (A).
Se uma fonte de tensão é ligada a uma carga de modo a estabelecer-se um caminho
fechado, o que se representa na Fig. 12(a), existirá uma corrente eléctrica que
circula nesse caminho fechado. Se a tensão é sinusoidal, a corrente eléctrica também
o será mas, dependendo da característica eléctrica da carga, as duas ondas
sinusoidais poderão estar desfasadas. A desfasagem entre as duas sinusóides, é o
ângulo φ, está representada na Fig. 12(b).
Fig. 12: (a) circuito; (b) diagramas temporais da tensão, u(t), e da corrente, i(t).
A desfasagem entre tensão e corrente é imposta pela carga; em regime sinusoidal, a
carga é caracterizada pela sua impedância, Z; a impedância é um número complexo e
tem como unidade o ohm (Ω). O módulo de Z é o cociente da divisão da amplitude U
da tensão pela amplitude da corrente I; o argumento de Z é a diferença entre as fases
de u(t) e i(t). Seja u (t ) = U .sen (ωt + α u ) e i (t ) = I .sen (ωt + α i ) :
Z=
U U ef
=
I
I ef
φ = αu − αi
(8.a)
(8.b)
De acordo com (2) p (t ) = u (t ).i (t ) , por substituição e tendo em conta que cos(a-b) cos(a+b) = 2sen(a)sen(b), obtém-se:
p (t ) = U .I .sen (ωt + α u ).sen (ωt + α i ) =
U .I
⋅ [cos(α u − α i ) − cos(2ωt + α u + α i )] (9)
2
Chama-se potência activa, P, ao valor médio num período da potência instantânea
p(t); calculando o valor médio num período, T, de (9), obtém-se:
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P=
1
T
T
∫
0
p (t ) dt =
U .I
⋅ [cos(α u − α i )] = U ef I ef cos(φ)
2
23/42
(10)
Conclui-se de (10) que a potência activa (cuja unidade é W) depende fortemente da
desfasagem entre a tensão e a corrente (o ângulo φ).
Chama-se potência reactiva, Q, ao valor calculado através de (11):
Q = U ef I ef sen (φ)
(11)
A potência reactiva tem como unidade o VAr (volt-ampére-reactivo) e quantifica a
taxa de variação da energia electromagnética trocada entre as fontes e as cargas e
que não produz “trabalho útil”.
Finalmente, chama-se potência aparente ao produto U ef I ef :
S = U ef I ef = P 2 + Q 2
(12)
A potência aparente tem como unidade o VA (volt-ampére) e corresponde ao valor
máximo da potência activa quando φ=0, isto é, quando a tensão e a corrente estão em
fase.
Chama-se factor de potência à razão entre a potência activa e a potência aparente:
P
= cos φ
S
(13)
Quanto maior for a razão (13) tanto maior é o factor de potência; se cos φ=1 (factor
de potência unitário), P é numericamente iguala a S; se cos φ=0 (a desfasagem entre
os valores instantâneos da tensão e da corrente é 90º) a potência activa é nula, mas a
aparente não. Quer isto dizer que, apesar de não haver “trabalho útil” a ser
desenvolvido pela instalação, existe circulação de corrente nos condutores que
alimentam a instalação, corrente este que tem que ser produzida pelo sistema
eléctrico produtivo.
Tendo em conta as equações (10) a (13), é usual representar-se as potências
aparente, activa e reactiva segundo o triângulo de potências representado na Fig. 13.
Fig. 13: triângulo de potências.
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De (12) e da Fig. 13, conclui-se que para uma potência activa, P, constante, quanto
menor for a potência reactiva, Q, menor será a potência aparente, S, e maior será o
factor de potência (cos φ). Como a tensão da rede é constante, de (12) conclui-se que
a redução de S conduz à redução do valor eficaz da corrente, Ief.
De acordo com (1), verifica-se que W=P.t, isto é, a energia (em joule) é igual ao
produto da potência (em watt) pelo tempo (em segundo). Industrialmente, a unidade
de tempo utilizada é a hora, pelo que a energia é quantificada em W×h, ou watthora. Normalmente usam-se múltiplos destas unidades como kWh=1000Wh e
kVA=1000VA.
Exemplo 7.1
Uma lâmpada de 60W está acesa continuamente durante 5 horas. Calcular a energia
consumida em (a) Wh e (b) em J.
(a) E=60×5=300 Wh
(b) E=60×5×3600=1080000 J
Nas facturas da EDP pode-se ler a potência contratada (a potência máxima que se
considera instalada) em kVA, e a energia consumida num dado período em kWh. Esta
situação é ilustrada com a Fig. 14. Como nota, registe-se que a tarifa seria em 2009
igual a 0,1221€/kWh.
Fig. 14: pormenor duma factura EDP.
Como se referiu, a potência activa corresponde ao desenvolvimento dum “trabalho
útil”; todavia, existe uma parcela da energia que é armazenada nas redes e nas
cargas eléctricas e que é trocada periodicamente com a fonte, sem produzir trabalho
útil. A taxa média de variação desta energia de trocas num período corresponde à
potência reactiva. O aumento da potência reactiva corresponde a um aumento da
intensidade da corrente eléctrica sem o correspondente aumento na potência activa.
Assim, os grandes consumidores de energia eléctrica são penalizados pela energia
reactiva que “consomem” e, para além dos contadores de energia activa, são também
instalados pelo distribuidor os contadores de energia reactiva. Esta energia pode ser
adquirida ao distribuidor, ou pode ser compensada pelo consumidor através da
instalação de baterias de condensadores. O custo da energia reactiva, se fornecida
pelo distribuidor, é actualmente cerca de 0,02€/kVArh, mas existe um limite mínimo
permitido para o factor de potência da instalação.
O investimento nos condensadores compensa o proprietário e, também porque reduz
a corrente eléctrica, melhora a exploração das redes eléctricas. A instalação de
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baterias de condensadores permite aumentar o factor de potência e reduzir a factura
energética. Para além disso, promove uma utilização mais eficiente de recursos
económicos com poupanças significativas de energia.
Exemplo 7.2
Uma instalação tem uma potência activa de 60 kW com cos φ=0,89. Qual é a redução
da energia reactiva ao compensar o factor de potência para 0,98?
Solução: da Fig. 13 conclui-se que Q=P×tg φ.
Para cos φ=0,89, resulta φ=29,5º e Q1= 30,74 kVAr; para cos φ=0,98, resulta φ=11,5º e
Q2= 12,18 kVAr. A redução da potência reactiva é Q1- Q2=18,56 kVAr.
Exemplo 7.3
A instalação do exemplo 7.2 funciona, em média, 10 h/dia e 320 dias por ano. Qual é
a poupança anual permitida pela compensação do factor de potência? (Admita a tarifa
de 0,02€/kVArh).
Solução: a poupança anual será C=18,56×3200×0,02= 1187,84 €.
Um circuito como o da Fig. 12(a), alimentado por uma única fonte de tensão
alternada sinusoidal, é um circuito monofásico. Os sistemas de produção e transporte
de energia eléctrica de grande potência são sistemas trifásicos porque, devido à sua
construção, os alternadores comportam-se como se fossem três fontes de tensão
alternadas sinusoidais, funcionando simultaneamente, incluídas na mesma máquina.
A Fig. 15 esquematiza o princípio de funcionamento e a constituição dum alternador
trifásico: por um processo de indução electromagnética são criadas três tensões
sinusoidais (u1, u2, u3) e, desprezando as perdas, a potência mecânica no veio, PMec,
fornecida por qualquer tipo de motor, é convertida na potência eléctrica aos
terminais do alternador, PE; a potência eléctrica total pode ser repartida por três
circuitos eléctricos diferentes, cada um deles sendo alimentado pelas tensões u1, u2,
u3; estas três tensões, representadas na Fig. 16, têm a mesma amplitude e
frequência, mas são desfasadas entre si de 120º.
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Fig. 15: alternador trifásico.
Fig. 16: tensões trifásicas; (a) diagrama temporal; (b) representação vectorial.
Os circuitos do estator do alternador podem ser construídos, e ligados, de forma a
terem um terminal comum às três tensões e a este terminal comum chama-se neutro.
Cada um dos três enrolamentos (fases) do alternador poderá alimentar um circuito
monofásico independente (fase-neutro), como se representa na Fig. 17. As tensões
nas cargas, u1, u2 e u3, formam um sistema trifásico de tensões que pode também ser
representado por um diagrama vectorial semelhante ao da Fig. 16(b).
A Fig. 17, representa um circuito a quatro condutores - três fases e um neutro (OO’):
o alternador dispõe de três fases independentes (1, 2, 3) e um condutor do neutro
entre O e O’. Os nós O e O' são os pontos neutros do alternador e da carga,
respectivamente.
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I1
1
U1
O
3'
1'
iO
Z1
O'
2'
3
2
I2
U2
Z2
Z3
U3
I3
Fig. 17: Sistema trifásico com condutor de neutro.
A repartição da potência eléctrica total pelos três circuitos monofásicos permite
utilizar condutores de menor secção e melhorar as características construtivas e de
funcionamento do alternador.
Num sistema de quatro condutores as tensões podem ser medidas dos dois modos
representados na Fig. 18: as tensões entre fase e neutro são designadas por tensões
simples e as tensões entre as fases são designadas por tensões compostas. As
amplitudes complexas das três tensões compostas (u12, u23 e u31) são também
representadas por três vectores com o mesmo comprimento e desfasados entre si de
120º. Da Fig. 18(a) resulta:
r
r
r
U12 = U1 − U 2
r
r
r
U 23 = U 2 − U 3
r
r
r
U 31 = U 3 − U1
(14)
A relação entre as amplitudes (ou entre os valores eficazes) das tensões simples e das
tensões compostas pode ser determinada a partir da Fig. 18(b), tendo em conta o
seguinte triângulo:
U12
= U1 cos 30º
2
do que resulta
U1 30º
60º
U 12 = 3 U 1
U2
U12
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1
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U12
U12
2
U31
U1
U23
30º
3
U1
U2
120º
U3
0
U3
U23
120º
U2
U31
a)
b)
Fig. 18: tensões simples e compostas; (a) referencial; (b) diagrama vectorial.
Generalizando o resultado anterior, a relação entre as amplitudes (ou os valores
eficazes) das tensões simples e compostas é dada por
U c = 3U s
(15)
Este é o motivo pelo qual a tensão entre duas fases (tensão composta) da rede
industrial em Portugal é Uc=380 V e a tensão entre fase e o neutro (tensão simples) é
Us=220 V ou, mais recentemente, 230V e 400V, respectivamente.
Além da ligação em estrela representada na Fig. 18, também se utiliza a ligação em
triângulo na qual não existe um ponto comum entre as três fases. Esta é o caso da
Fig. 15 em que não existe um ponto neutro e as tensões entre cada enrolamento do
alternador são as tensões compostas.
A potência activa total do sistema trifásico será dada pela soma das potências activas
de cada uma das fases.
Pt = P1 + P2 + P3
(16)
No caso de um sistema de tensões simétricas e com cargas equilibradas a potência
activa trifásica será o triplo da potência activa monofásica:
Pt = 3U s I l cos φ = 3U c I l cos φ
(17)
em que Us representa a tensão simples, Uc representa a tensão composta e Il é a
corrente na linha.
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Num sistema trifásico, as potências totais reactiva Qt e aparente St são
respectivamente,
Qt = 3U s I l senφ = 3U c I l senφ
(18)
S t = 3U s I l = 3 U c I l
A potência posta em jogo numa carga trifásica com as impedâncias ligadas em
triângulo é tripla da potência posta em jogo nas mesmas impedâncias se elas forem
ligadas em estrela.
Para os consumidores de maior potência (usualmente para potências superiores a 13,8
kVA) a alimentação é trifásica. Neste caso, a distribuição das cargas pelas três fases é
feita no quadro eléctrico da instalação. A distribuição das potências é feita de modo
mais ou menos equitativo e segundo os cálculos do projectista e os circuitos de saída
do quadro eléctrico podem ser monofásicos ou trifásicos de acordo com as cargas a
alimentar.
Exemplo 7.4
Numa instalação eléctrica trifásica de baixa tensão a potência contratada é 69 kVA.
Quais são as potências activa e reactiva máximas se o factor de potência for 0,9?
Solução: a potência aparente S=69 kVA e cos φ=0,9; de acordo com (17) e (18) a
potência activa é P=S.cos φ e a potência reactiva é Q=S.sen φ. Então, P= 62,1 kW e
Q= 30,1 kVAr.
A tensão de alimentação das instalações eléctricas pode variar, embora dentro de
valores padronizados, e serem monofásicas ou trifásicas, conforme a potência
instalada. Por exemplo, quanto ao valor da tensão e à potência contratada, as
instalações são classificadas por escalões de acordo com a tabela seguinte:
Baixa tensão normal (BTN)
Uef mínimo
[kV]
0,23
Uef máximo
[kV]
1
1,15 kVA≤ S ≤ 41,4 kVA
Baixa tensão especial (BTE)
0,23
1
S≥41,4 kVA
Média tensão (MT)
1
45
Alta tensão
45
110
Escalões do tarifário
(AT)
Muito Alta tensão (MAT)
110
Potência contratada
≥6 MW
≥25 MW
Para a generalidade das instalações residenciais, lojas, escritórios e pequenas
empresas, a instalação será monofásica ou trifásica e alimentada em baixa tensão
(BTN). Para pequenos negócios como restauração, panificação, lavandarias, hotelaria,
carpintarias, escritórios, etc, com potências contratadas superiores a 41,4kVA, a
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instalação será trifásica e em baixa tensão (BTE). Para a indústria em geral e grandes
empresas de serviços e de hotelaria, as instalações são alimentadas em média tensão.
As instalações industriais de grande porte como siderurgias, os grandes hospitais, as
indústrias da celulose, plásticos, adubos, grandes instalações portuárias e serviços
energéticos, são alimentados em alta tensão. A muito alta tensão é reservada para os
transportes ferroviários, extracção mineira e em geral para instalações de elevada
potência.
Normalmente, as máquinas eléctricas, equipamentos de iluminação, telefónicos,
computadores e outros, são alimentados em baixa tensão. Por isso, as instalações de
MT, AT e MAT necessitam de transformadores que reduzem as tensões de alimentação
até à baixa tensão que alimenta finalmente aqueles equipamentos. Os
transformadores de tensão são instalados em subestações e postos de transformação
conforme os níveis da tensão e a localização das cargas a alimentar. A Fig. 19
esquematiza um posto de transformação que, a partir de uma entrada em média
tensão (MT) de 10 kV, alimenta o quadro geral da instalação em baixa tensão (QGBT)
a partir do qual se alimentam os circuitos de iluminação, tomadas, força motriz e
demais equipamentos em BT quer sejam monofásicos (230V) ou trifásicos (400V) e
cuja potência aparente máxima total não ultrapassa 100 kVA.
Fig. 19: posto de transformação (PT).
Exemplo 7.5
Para o esquema unifilar da figura e as potências
indicadas, determine:
a) a potência activa total;
b) a potência aparente total;
c) a potência reactiva total.
PA=25 kW, cosφ=0,82;
PC=40 kW, cosφ=0,90
PB=12 kW, cosφ=0,87
Solução: (a) P= 77 kW; (b) S= 88,7 kVA;
(c) Q= 44,1kVAr
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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A potência contratada é a potência que os distribuidores colocam à disposição do
cliente. Normalmente, a potência contratada em MT, AT ou MAT não poderá ter um
valor, em kW, inferior a 50% da potência instalada, em kVA, e que corresponde à
soma das potências nominais dos transformadores relativos ao ponto de entrega. Por
exemplo, numa instalação como a da Fig. 19, a potência instalada seria 100 kVA e a
potência contratada não poderia ser inferior a 50 kW.
Todavia, nos fornecimentos em MAT, AT, MT e BTE a potência contratada é
actualizável tendo em conta a máxima potência activa média, em kW, registada em
qualquer intervalo ininterrupto de 15 minutos, durante os últimos 12 meses.
Finalmente, é importante referir que nos fornecimentos em BTN não há lugar à
facturação da energia reactiva, mas que nos restantes casos, a energia reactiva
consumida (indutiva) pelos clientes, nas horas fora de vazio do período a que a
factura respeita, que exceda 40% da energia activa consumida no mesmo período,
pode ser objecto de facturação, desde que já tenham decorrido oito meses após o
início do fornecimento.
8. Utilização eficiente da energia eléctrica
Com a independência dos países produtores de petróleo e o aumento da sua
capacidade reivindicativa, derivada da forte dependência que os países
industrializados tinham do petróleo, tido então como fonte de energia barata,
adivinhava-se o aproximar duma crise energética. Não é por acaso que se verificou
então o ressurgimento do carvão como fonte de energia primária e o grande
investimento na construção de centrais nucleares. Como consequência do maior custo
das novas centrais, acrescido dos custos associados à protecção ambiental e das
pessoas, e do aumento do custo dos combustíveis fósseis, o custo da produção da
energia eléctrica aumentou. Em finais de 1973, com o eclodir da crise do petróleo, as
preocupações com o uso racional e eficiente da energia eléctrica ganham maior
relevo e consciência social. A necessidade crescente de energia para o
desenvolvimento e bem-estar das populações e a consciência que os combustíveis
fósseis são finitos, impuseram o uso eficiente da energia e o investimento em recursos
energéticos alternativos.
Em Portugal, a partir da década de 1990, é publicada legislação que acaba com o
monopólio da EDP no sector da produção de energia eléctrica. Procura-se então
liberalizar parcialmente este sector, permitindo que empresas privadas produzam
electricidade, criar condições para o auto-financiamento e aliciar o investimento em
novos recursos. Do lado do consumidor, pretendeu-se acabar com as assimetrias
regionais ao uniformizar os preços e protegem os consumidores domésticos.
É de referir o decreto-lei 182/95 de 27 de Julho que estabelece as bases organizativas
do Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que passou a compreender o Sistema Eléctrico
Independente (SEI) e o Sistema Eléctrico de Abastecimento Público (SEP). Integram o
SEI o Sistema Eléctrico não Vinculado (SENV), a produção hidroeléctrica até 10 MVA, a
produção de energia eléctrica a partir de energias renováveis não hídricas e de cogeração.
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No SENV, é livre o acesso às actividades de produção e de distribuição em Média
Tensão e Alta Tensão, (artigo 44.º do Decreto-Lei n.º 182/95) e os clientes não
vinculados têm direito de acesso às redes do SEP mediante o pagamento de tarifas
regulamentadas. O decreto-lei 313/95 de 24 de Novembro regula a produção
integrada no SEI.
Em 2004 completou-se a abertura do mercado português de energia eléctrica com a
publicação do Decreto-Lei n.º 36/2004, de 26 de Fevereiro, que estende a
elegibilidade aos clientes em BTE, e com o Decreto-Lei n.º 192/2004, de 17 de
Agosto, que considera os clientes em BTN. A possibilidade de escolha do fornecedor,
para todos os clientes eléctricos, tornou-se efectiva em Setembro de 2006.
A Rede Nacional de Transporte (REN), explora a Rede Nacional de Transporte em
regime de concessão exclusiva. A REN, enquanto operador do sistema, é também
responsável pelo planeamento e gestão técnica global do SEN, pela gestão global do
SEP e pelo planeamento, projecto, construção, exploração e desactivação das infraestruturas que integram a RNT de energia eléctrica, e pelo despacho das centrais de
produção. Com a actual legislação, o Sistema Eléctrico Nacional passou a ter a
constituição da Fig. 20.
Fig. 20: O sistema Eléctrico Nacional.
As componentes que integram o SEN são:
- Sistema Eléctrico Público (SEP) que assegura o fornecimento de energia eléctrica
em Portugal.
- Sistema Eléctrico Independente (SEI) que efectua entregas às redes do SEP ao
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abrigo de legislação específica e que integra o Sistema Eléctrico Não Vinculado
(SENV) - produtores em regime especial (energias renováveis e cogeradores) – e o
Sistema Eléctrico Não Vinculado (SENV) que funciona segundo uma lógica de
mercado, podendo cada cliente não vinculado escolher o seu comercializador de
electricidade.
- Produção Vinculada que está sujeita a planeamento centralizado, sendo a licença
de novos centros electroprodutores atribuída por concurso público. Os produtores
vinculados relacionam-se comercialmente com a REN mediante os Contratos de
Aquisição de Energia (CAE's) a longo prazo e em regime de exclusividade.
- Produção Não Vinculada que é exercida em regime de livre concorrência
mediante a atribuição de licença por parte da DGGE. Em Dezembro de 2006, o
Grupo EDP era o único produtor não vinculado a operar no sistema com 1.420 MW
de capacidade instalada (Mini-hídricas - 244 MW; CCGT Ribatejo - 1.176 MW). Em
Dezembro de 2006, o Grupo EDP tinha 7.164 MW de capacidade instalada a operar
no SEP. Para além da EDP, operam ainda no sistema vinculado a Tejo Energia
(central a carvão com 584 MW - 11% EDP) e a Turbogás (CCGT com 990 MW - 40%
EDP).
- Produção em Regime Especial que inclui parques eólicos, mini-hídricas (até
10MW), autoprodutores, cogeradores e outros produtores que gerem electricidade
a partir de fontes de energia renováveis. A REN é obrigada a adquirir electricidade
a estes produtores a um preço regulado.
- Distribuição Vinculada que transfere electricidade dos sistemas de transmissão
para o cliente final, quer do SEP quer do SENV, através de uma rede de
distribuição, com as tarifas e segundo as condições regulamentarmente
estabelecidas.
- Comercialização Vinculada que engloba os procedimentos comerciais inerentes à
venda a retalho de energia eléctrica aos clientes vinculados (contratação,
facturação e cobrança). A actividade de comercializador regulado é assegurada
pelo operador da rede de distribuição da área geográfica onde se situa a instalação
do cliente. A área autorizada de distribuição da EDPD abrange a totalidade do
território de Portugal continental, sendo assim o único comercializador regulado
existente no território. As tarifas e preços praticados pelos comercializadores
regulados são aprovados pela ERSE.
- Comercialização Não Vinculada que consiste na contratação de energia eléctrica
para fornecimento aos clientes não vinculados. Requer a atribuição, por parte da
DGGE, de uma licença sem limite temporal. O Grupo EDP exerce a actividade de
comercialização não vinculada através da EDP Comercial, S.A. (subsidiaria a 100%
detida pela EDP, S.A.).
- Clientes Vinculados que optaram por contratar o fornecimento de energia
eléctrica com o comercializador regulado, no sistema vinculado, a uma tarifa
regulada, aprovada pela ERSE.
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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- Clientes Não Vinculados que podem escolher livremente o seu fornecedor de
energia eléctrica, tendo o direito a mudar de fornecedor até 4 vezes em cada
período de 12 meses consecutivos, sem qualquer custo adicional. Mediante o
pagamento de tarifas reguladas têm direito de acesso às redes do SEP. O acesso ao
SENV pressupõe a obtenção do estatuto de Cliente Não Vinculado, implicitamente
atribuído a todos os que verifiquem as condições de elegibilidade estabelecidas no
Regulamento das Relações Comerciais. O estatuto de cliente não vinculado só
produz efeitos a partir da data de celebração de um contrato de fornecimento de
energia eléctrica com um fornecedor.
A constituição do SEN foi concebida para optimizar a produção e distribuição de
electricidade num mercado livre e concorrencial de energia eléctrica, e dotar o
sistema eléctrico dos recursos económicos públicos e privados necessários para a
melhoria da produção e para o financiamento de empreendimentos que utilizem
energias renováveis.
Uma outra possibilidade foi introduzida com o Decreto-Lei n.º 68/2002, de 25 de
Março, que prevê a instalação eléctrica de microprodução com autoconsumo e regula
o exercício da actividade de produção de energia eléctrica em baixa tensão. Esta
legislação cria a figura do produtor-consumidor que pode entregar à rede pública uma
potência máxima até 150 kW, desde que o consumo próprio, ou o fornecimento a
terceiros, seja pelo menos 50% da energia eléctrica produzida.
A microgeração é potencialmente interessante para os consumidores domésticos ou
empresas porque permite a produção de electricidade para auto-consumo e a venda
do excedente à rede eléctrica pública. A produção recorre, nomeadamente, a painéis
fotovoltaicos e mini-turbinas eólicas, embora também se preveja a utilização de
outras micro unidades, como a cogeração a biomassa, mini-hídricas ou pilhas de
hidrogénio. A medida pretende reduzir a dependência energética nacional, as perdas
e os investimentos em redes de distribuição, e estima-se obter 165 MW de potência
instalada em sistemas de microgeração em 2015.
O Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro de 2007, veio simplificar o processo de
licenciamento das instalações e estabeleceu a criação dum regime bonificado com
base na tarifa de referência de € 650/MWh nos primeiros cinco anos. Apesar do
investimento inicial poder não ser recuperável a muito curto prazo (com os
equipamentos mais vulgares existentes no mercado) a evolução tecnológica e a
redução previsível no custo dos equipamentos, tornam esta medida economicamente
interessante sobretudo para os consumidores localizados em zonas de grande
potencial eólico.
Saliente-se que a figura do produtor-consumidor altera o paradigma da produção
centralizada e impõe-se o recurso de medidas de gestão e controlo das redes que, em
grande parte, ainda são objecto de I&D [9-11].
Nas últimas décadas a maior parte dos países industrializados iniciaram a abertura dos
seus mercados de energia eléctrica e os monopólios estatais foram reduzidos e
parcialmente privatizados. Estas mudanças, e a consequente competição do mercado,
deram origem a profundas mudanças na concepção centenária da indústria de
produção e transporte de energia. A contribuição de investidores privados e estatais
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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tende a criar uma rede descentralizada de produção e de distribuição de energia
eléctrica, cujas consequências técnicas e económicas não estão ainda totalmente
apreendidas [12]. As medidas tomadas pelos governos portugueses inserem-se naquela
tendência e a descentralização e o desenvolvimento de rede interactivas, entre
consumidores e produtores (smart-grids), são ainda um capítulo em aberto, com
futuros desenvolvimentos técnico-científicos e cuja análise dos benefícios para o
mercado e a sociedade em geral está na ordem do dia [10, 13].
Entretanto, do lado do consumidor, para reduzir o consumo energético e combater o
efeito dos gases de estufa, é importante estimular a eficiência do consumo e
melhorar a eficiência da conversão energética.
A utilização mais eficiente da energia eléctrica por parte dos consumidores deve
basear-se nos seguintes tópicos:
- consciencialização de que a energia é um bem com custos elevados;
- consciencialização de que as fontes convencionais de energia são finitas e que o
aproveitamento dos recursos renováveis tem também custos elevados;
- sensibilização para a necessidade do uso racional da energia eléctrica;
- divulgação de tecnologias mais eficientes;
- é necessário investir na formação dos técnicos profissionalmente envolvidos
nesta área.
Os custos da utilização da energia eléctrica numa instalação dependem do regime de
funcionamento da empresa e de opções quanto aos seguintes itens:
- tensão de alimentação;
- potência instalada;
- potência a contratar;
- tarifa mais adequada.
Estes itens estão de certa forma interligados e a opção final consiste na escolha da
combinação que proporciona o menor custo.
O custo da energia eléctrica depende, em geral, da hora e do dia a que se verifica o
consumo. Por isso, um conceito importante a ter em conta são os ciclos de carga que
correspondem à forma como o consumo de electricidade se distribui ao longo das 24
horas e os 7 dias da semana.
A ERSE define, para os consumidores ligados em Baixa Tensão Normal (BTN), dois
ciclos distintos:
Ciclo Diário: caracteriza-se por uma definição (duração e localização) dos
períodos horários igual para todos os dias da semana, não fazendo distinção
entre os dias úteis e os fins-de-semana, nem para períodos de Verão e
Inverno.
Ciclo Semanal: caracteriza-se por uma definição dos períodos horários em
três categorias - dias úteis, sábados e domingos. Inclui ainda a distinção dos
dois períodos de hora legal (verão e inverno).
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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Por exemplo, em Portugal continental, para os consumidores em BTN com tarifa bihorária, consideram-se os seguintes períodos diários:
Para efeitos contratuais, a opção normal é o ciclo diário com a distribuição das horas
cheias, vazias e de ponta sempre igual em qualquer dia da semana. A cada um dos
períodos corresponde um custo diferente, sendo o período de vazio aquele que tem a
tarifa menor.
No ciclo semanal consideram-se os dias úteis, o sábado e o domingo. A opção pelo
ciclo semanal pode ser mais económica para uma empresa que labore continuamente
nos sete dias da semana com uma carga praticamente constante.
Entende-se por horas de vazio, o período em que a potência pedida à rede é mínima.
Como se pode verificar no quadro acima, o período de vazio corresponde ao intervalo
nocturno entre as 22 horas e as 8 horas da manhã do dia seguinte. Nalguns casos
também se definem horas de super vazio que correspondem ao intervalo
compreendido entre as 2h e as 6 horas (da manhã). As horas de ponta são aquelas em
que a rede tem que fazer face potência máxima, e as horas cheias correspondem ao
fornecimento duma potência entre aquelas duas. Os períodos de vazio e fora de vazio
considerados para as tarifas de energia subdividem-se do seguinte modo:
Horas fora de vazio
Horas de vazio
Horas de ponta
Horas cheias
Horas de vazio normal
Horas de super vazio
Para 2009, como exemplo, a ERSE estabeleceu os seguintes períodos para os
consumidores em BTN [8]:
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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Nos fornecimentos em BTN a potência contratada é disponibilizada por escalões de
potência aparente em kVA. A energia reactiva só é facturada para consumidores em
BTE, MT, AT e MAT.
Em Portugal continental, o ciclo semanal bi-horário comporta os seguintes períodos:
O custo da energia eléctrica é o somatório dos custos dos consumos em cada um dos
períodos considerados. Por este facto, a escolha do tipo de tarifação mais adequada
ao funcionamento duma empresa, ou a adequação do seu modo de funcionamento,
são factores importantes para a redução dos custos da energia eléctrica. Por
exemplo, a transferência de parte do consumo para as horas de vazio pode significar
uma razoável poupança para o consumidor.
A disseminação de tecnologias mais eficientes é um outro factor importante para a
poupança na facturação e para a redução das emissões de poluentes atmosféricos e
causadores do efeito de estufa (óxidos de azoto, NOx, monóxido de carbono, CO,
dióxido de carbono, CO2, e hidrocarbonetos, HC). Este problema está associado à
formação técnico-científica de quadros, à mudança de mentalidades e à
sensibilização da população em geral, e requer um investimento não desprezável.
Um dos métodos para controlar as emissões dos navios, enquanto um navio está
acostado é o fornecimento de electricidade a partir de terra para alimentar os
circuitos de iluminação, tomadas, aquecimento, ar condicionado e água quente para a
tripulação. Os armadores e as autoridades portuárias são cada vez mais pressionados
para melhorarem a qualidade do ar nos portos, sobretudo nos localizados em áreas
densamente povoadas.
A alimentação eléctrica dos navios acostados que é feita através de tomadas de terra
é não só economicamente vantajosa mas, também, menos poluente do que a obtida
através dos alternadores de bordo. Adicionalmente, a poluição atmosférica poderia
ser reduzida drasticamente se fossem utilizados sistemas baseados em energias
renováveis. No entanto, para racionalizar o fornecimento de energia a partir de terra
(onshore power supply – OPS), é necessário ter em conta a tensão, a frequência e a
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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potência necessária. A escolha da tensão e frequência das instalações eléctricas a
bordo é decidida na fase de projecto tendo em conta, nomeadamente, a tensão e a
frequência das redes de distribuição existentes nos portos a que o navio é previsto
operar. Em sistemas trifásicos de baixa tensão, os valores eficazes das tensões podem
variar entre 120V e 500V, com a frequência de 50Hz ou 60Hz. Refira-se que, nos
modernos sistemas de propulsão eléctrica, podem ser instalados a bordo circuitos de
média tensão até 11 kV.
Para compatibilizar a tensão das instalações do navio à de terra podem-se instalar
transformadores de tensão, quando a frequência é a mesma, ou conversores
electrónicos de potência que adequam quer o valor eficaz quer a frequência. Tendo
em conta as limitações de espaço a bordo e a idade de boa parte dos navios, a
compatibilização das tensões pode ser feita através de conversores electrónicos
instalados em terra. Este investimento pode trazer vantagens económicas, porque
permite que um maior número de navios seja alimentado a partir de terra, e
ambientais porque reduz a libertação de gases poluentes. Uma situação
potencialmente interessante acontece quando é possível utilizar recursos renováveis
para o fornecimento de energia eléctrica às instalações portuárias. São várias as
propostas neste sentido que têm sido desenvolvidas por fabricantes de equipamento
eléctrico. Um destes exemplos, retirado de [14] é apresentado na Fig. 21.
Fig. 21: Alimentação de terra com recurso a fontes renováveis.
A alimentação eléctrica a partir de terra, em BT ou MT, pode ter impacto
considerável na rede eléctrica existente e a solução a adoptar carece de estudos
técnicos das instalações, ponderados pela viabilidade económica e pelo efeito
atractivo de novos navios. Em alternativa, os recentes avanços na electrónica de
potência permitem a instalação de conversores estáticos a bordo que permitem a
interligação a qualquer rede eléctrica de terra. A instalação destes equipamentos é
suportada pelo armador, mas depende do espaço existente a bordo e do tipo de
navio. Por exemplo, os porta-contentores não necessitam de equipamento instalado
no navio para as operações de carga e descarga, ao passo que os navios tanque podem
necessitar das suas próprias bombas que são accionadas por turbinas a vapor internas.
São conhecidas instalações portuárias que utilizam já sistemas electrónicos para
alimentação de terra. Um dos exemplos, é o porto de Los Angeles que em 2007
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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anunciava [15]:
“Port of Los Angeles, CA - NYK Line and the Port of Los Angeles are pleased to announce the
first successful implementation of a "direct" shoreside electric power connection to a container
vessel at berth.
The 6.6 KV Alternative Maritime Powered (AMP) NYK Atlas arrived at Yusen Terminals on
Saturday afternoon, November 10th and was connected to shoreside power a few hours after
docking. The vessel continued utilizing the shoreside power until its departure three days later.
Components of the AMP™ system at the Port of Los Angeles include a shore side power source,
a conversion process to transform the shore side power voltage to match the vessel power
systems, and a container vessel that is fitted with the appropriate technology to utilize electrical
power while at dock. The City of Los Angeles Department of Water and Power manages the
electrical system and supplies power.
Depending on the size of the ship, estimates are that AMP will reduce NOx by one ton and take
more than half a ton of sulfur oxides (SOx) out of the air each day the ship is at berth and
plugged in.”
O investimento das empresas do sector marítimo portuário em sistemas de produção
na óptica do produtor-consumidor, na racionalização dos consumos e em novos
métodos para o fornecimento de energia eléctrica aos navios acostados, é uma
questão actual [14-16]. Embora as soluções técnicas possam ser difíceis de
implementar, face à potência eléctrica necessária e as infra-estruturas e os recursos
renováveis disponíveis, a redução da poluição ambiental, a redução do ruído, o menor
custo, a atracção de novos fretes e a possibilidade de manutenção dos grupos dieseleléctricos enquanto os navios estão acostados, são vantagens imediatas da
modernização dos sistemas de alimentação eléctrica a partir de terra.
Para além do recurso eólico, presente em muitas zonas portuárias, o aproveitamento
das coberturas de edifícios e de parques de estacionamento para a instalação de
painéis fotovoltaicos, numa óptica de produtor-consumidor em que parte da energia é
consumida e a excedentária é vendida à rede, pode revelar-se economicamente
interessante. As utilizações possíveis vão desde a alimentação de circuitos de
iluminação à carga dos acumuladores de veículos eléctricos ou de embarcações com
motores eléctricos para portos urbanos, etc.
A redução da poluição das zonas portuárias é uma preocupação importante porque o
fuel utilizado pelos navios causa uma poluição superior aos automóveis que circulam
nas cidades próximas. Por esse facto, a UE aprovou a Directiva 2005/33/EG que
determina que os estados membros adoptem medidas para reduzir a quantidade de
enxofre nos combustíveis para uso marítimo para 0,1% em todos os portos da EU a
partir de 1 de Janeiro de 2010, [17].
Concluindo, as preocupações quanto à poluição ambiental e às alterações climáticas,
provocadas pela actividade humana, são indissociáveis das preocupações quanto à
utilização racional da energia. A consciencialização de que a energia é um bem com
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custo ambiental elevado e que as fontes convencionais de energia, com origem em
combustíveis fósseis, são finitas e poluentes, exige a adopção de medidas com vista à
sensibilização dos consumidores para o uso racional da energia eléctrica.
Paralelamente, é necessário investir em fontes renováveis, em tecnologias mais
eficientes e na formação dos profissionais envolvidos nesta área. Tudo isto representa
um esforço económico considerável, cujo impacto pode ser minimizado com o estudo
das opções tarifárias mais convenientes, por vezes, acompanhadas com mudanças na
produção, e com a integração na rede eléctrica de sistemas que aproveitem os
recursos renováveis intermitentes e aleatórios.
Esta situação atingirá também os transportes marítimos e as actividades portuárias
em geral, sendo previsível que, a curto prazo, sejam adoptadas medidas inovadoras
que aproveitem as possibilidades criadas pela legislação vigente e pelo
desenvolvimento do SEN, tendo em vista o aumento da competitividade num mercado
concorrencial em termos de preços e serviços.
9. Microredes
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Optimização da utilização da energia eléctrica
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10. Bibliografia
[1] Francisco de Almeida e Sousa, Subsídios para a História da Electrificação
Portuguesa, CLC-FLUP, 1998.
(http://ler.letras.up.pt/uploads/ficheiros/5285.pdf).
[2] Jaime Alberto do Couto Ferreira, João José Monteiro Figueira, “A electrificação do
centro de Portugal no século vinte”, EDP Distribuição – Energia, SA, 2001 (Centro
de Documentação do Museu da Electricidade).
[3] Barragens de Portugal, http://cnpgb.inag.pt/gr_barragens/gbportugal/.
[4] ERSE- Plano de Promoção de Eficiência no Consumo de Energia Eléctrica,
http://www.erse.pt/pt/eea/planodepromocaodaeficiencianoconsumoppec/Pagin
as/default.aspx.
[5] Sustentabilidade, Publicação BCSD Portugal, nº 5, Novembro 2005.
[6] Energia para um futuro sustentável, Publicação BCSD Portugal-REN, Fevereiro
2008.
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[8] http://www.erse.pt/consumidor/electricidade/querosercliente/
[9] http://www.smartgrids.eu/documents/New-ERA-for-Electricity-in-Europe.pdf
[10] The Development of Smart Grids in Europe - 1st Edition, 2007
http://www.researchandmarkets.com/reports/
[11] Robert Galvin, Kurt Yeager, Jay Stuller, Perfect Power: How The Microgrid
Revolution Will Unleash Cleaner, Greener, And More Abundant Energy, Ed.
McGraw-Hill, 2009.
[12] François Lévêque, Competitive Electricity Markets and Sustainability, Edward
Elgar Publishing, 2006.
[13] The Intelligent Grid and Renewable Integration: Technology Developments, Key
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[15] http://greentechnolog.com/2008/08/
/port_of_los_angeles_pollution_reduction_program.html
http://www.portoflosangeles.org/environment/alt_maritime_power.asp
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[16] http://www.terasaki.co.jp/tj/05products/pdf/terasaki_amp_system.pdf
[17] http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/site/en/oj/2005/l_191/
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