Na admissão de um gás combustível num ambiente confinado com ar em seu interior, existe a condição insegura da formação de uma mistura inflamável em algum momento e/ou certa região. O risco de ignição desta mistura inflamável, ocorrendo uma fonte ou condição de ignição, pode gerar uma deflagração, explosão ou detonação, dependendo da velocidade de combustão e do consequente acréscimo de pressão no ambiente confinado. De forma análoga, ambientes com gases ou vapores combustíveis poderão exigir sua drenagem para atmosfera ou queima em flare.

Habitualmente costuma-se considerar como referência os campos de inflamabilidade dos gases combustíveis, considerando suas misturas com ar, cujos limites estão indicados na Tabela 1 para condições ambientais de 25°C e pressão atmosférica ao nível do mar.

Assim, a tabela mostra que o campo de inflamabilidade do hidrogênio é muito amplo, situando-se entre 4% de hidrogênio + 96% de ar e 75% de hidrogênio + 25% de ar.

Para evitar tal condição insegura com gases combustíveis, preconiza-se a utilização de um gás inerte, geralmente nitrogênio ou gás carbônico, tanto na partida/comissionamento anteriormente descrito como na purga/descomissionamento. Assim, para que misturas inflamáveis não sejam formadas em nenhuma etapa e a operação possa ser feita com total segurança, o procedimento não deverá cruzar a área do triângulo de inflamabilidade. A Fig. 1 mostra os triângulos de inflamabilidade (áreas hachuradas) para GLP ou propano, metano, hidrogênio e monóxido de carbono, onde a introdução do nitrogênio como gás inerte gerou uma nova dimensão, transformando o campo de inflamabilidade (linha) em triângulo de inflamabilidade (área).

A Fig. 1 permite uma fácil observação do comportamento de cada procedimento. O segmento A-G representa as misturas de gás e ar. Quando o volume interno está cheio de ar e inicia-se a admissão de gás, a mistura gás-ar desloca-se sobre a reta do ponto A (100% ar) para o ponto G (100% gás), atravessando assim o triângulo de inflamabilidade, representado pela área hachurada, entre os pontos LI (limite inferior de inflamabilidade) e LS (limite superior de inflamabilidade). A rota oposta neste mesmo segmento de reta, partindo-se do ponto G até o ponto A, representa a purga de um volume interno iniciando com 100% de gás e terminando com 100% de ar. Nestes dois casos não foi usado gás inerte e ocorreu a condição insegura da travessia do triângulo de inflamabilidade, quando poderia haver um acidente caso houvesse uma fonte de ignição como faísca, centelha ou superfície com temperatura elevada.

A alternativa do comissionamento do gás com a aplicação do gás inerte, neste caso nitrogênio, seria representada sobre o segmento A-N, partindo-se do ponto A no sentido de N. Note-se que não seria necessário aplicar o nitrogênio até atingir o ponto N (0% de ar e oxigênio), pois o triângulo de inflamabilidade termina antes. Na rota oposta (purga de gás com nitrogênio antes da aeração), partindo-se do ponto G em direção ao ponto N, pode-se aplicar conceito similar.

Além da inertização, a purga para a atmosfera de misturas de um gás combustível com um gás inerte deve ser feita com o auxílio de um flare (tocha) para sua queima, evitando a emissão de gases combustíveis que poderiam contaminar ou gerar riscos locais. Esse flare pode ser do tipo fixo, de grande porte como existe em refinarias, siderúrgicas integradas, ou de pequeno porte como em fornos de tratamento térmico. Ou, então, do tipo móvel ou transportável – instalado temporariamente apenas durante as ocasiões para purgas eventuais, conforme mostra a Fig. 2.

A instalação do flare transportável exige precauções similares a dos flares fixos, como pilotos com alimentação de gás independente, dispositivos contra retrocesso de chama e distâncias de segurança.

Concluindo, pode-se afirmar que a análise dos processos de purga com gases inertes torna-se mais completa quando se considera o triângulo de inflamabilidade. As estratégias de purga parcial, contornando-se o triângulo sem atravessá-lo, possibilitam a economia do gás inerte. Mas sempre deve ser considerada uma folga no trajeto de contorno como fator de segurança, pois as mistura gasosas nem sempre se comportam de forma homogênea em todo o volume considerado durante as purgas.

Referências

[1] COSTA, F.C., Desenvolvimento de Flare Transportável, trabalho classificado em 1° lugar – Troféu Ouro – no Prêmio GLP de Inovação e Tecnologia, categoria Projeto de Instalações, São Paulo, 2011;
[2] ESMERALDO, J.C., Safety System – Flammability Triangle, Linde Gas, 2017;
[3] JENKIN, D.B., The Properties of Liquefied Petroleum Gases, Shell International, 1962.

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A motivação histórica do incentivo ao uso da eletrotermia no Brasil foi decorrente da 2ª crise do petróleo iniciada em 1979, quando a oferta da energia elétrica suplantava a demanda, através do programa EGTD (Energia Garantida por Tempo Determinado). Este programa instituía uma tarifa para a energia elétrica 30% inferior ao equivalente energético do óleo combustível, como incentivo à sua utilização e ao investimento em equipamentos elétricos como fornos, estufas, secadores e caldeiras por parte das indústrias. Embora justificável na época, este programa acabou por gerar uma cultura eletrotérmica, culminando no agravamento da demanda de energia e suas crises consequentes. Agregando ainda, ao longo do tempo, a natural expansão da demanda pelo aumento da população e da atividade econômica, conjugada com a crise hídrica de 2001, culminou na construção e operação de usinas termelétricas que perduram com maior ou menor intensidade até a atualidade, dependendo do regime hidrológico.

As usinas termelétricas no Brasil apresentam uma eficiência média ponderada da ordem de 41%, da qual se devem subtrair ainda as perdas nas redes de transmissão e distribuição. A Fig. 1 mostra que, para atender a um consumo de energia elétrica de 11.398 MWh (1.000 tep – toneladas equivalentes de petróleo), é necessário queimar 2.980 tep para que chegue aos consumidores apenas 33,6% do equivalente energético do combustível utilizado. Ou seja, 66,4% do combustível aplicado nas termelétricas torna-se uma energia perdida. Portanto, cabe a reflexão quanto ao uso direto de combustíveis para a geração de calor em substituição à eletrotermia.

Divulgam-se muito os elevados rendimentos de aquecedores elétricos de água/fluidos térmicos e caldeiras de vapor, com eficiências térmicas da ordem de 95%. Nota-se que equipamentos análogos apresentam eficiências médias de 85% quando queimam combustíveis. Assim, associando-se as eficiências térmicas destes equipamentos com os parâmetros da Fig. 1, se obtêm os valores da Fig. 2, que indicam o elevado consumo de energia primária quando a eletricidade é gerada por termelétricas, em comparação com a queima direta de gases combustíveis para atingir a mesma meta de calor final. E as emissões de carbono e outros poluentes para o meio ambiente são também elevadas com a opção da termoeletricidade, por serem diretamente proporcionais ao consumo de energia primária.

Considerando filosoficamente, a eletricidade é uma energia nobre formada pelo fluxo ordenado de cargas elétricas que, portanto, deve ser direcionada a aplicações sofisticadas como processamento de dados, iluminação e telefonia. Já o calor oriundo da queima de combustíveis pode ser considerado uma forma de energia bem menos refinada, adequada a aplicações mais brutas como processos térmicos e realização de trabalho mecânico.

Pode-se concluir, então, que gerar energia elétrica a partir da queima de derivados de petróleo, com baixa eficiência, para aplicar em eletrotermia é uma irracionalidade energética. É muito mais lógico usar diretamente combustíveis para geração de calor, preferencialmente os mais ecológicos como o gás natural e o GLP.

Referências

[1] COSTA, F.C., Gases combustíveis como alternativas à eletrotermia em aquecimento direto e calor de processo no setor industrial brasileiro, tese de doutorado, Instituto de Energia e Ambiente, USP, 211p., 2013.

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No Brasil não foi diferente. As duas crises sucessivas do petróleo, iniciadas em 1973 e 1979, acabaram por exigir a instituição da CICE (Comissão Interna de Conservação de Energia) pelo extinto CNP (Conselho Nacional do Petróleo – 1982) e disparar uma série de programas como PROCEL (Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – 1985) e CONPET (Programa Nacional da Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural – 1990), instituir o GERE (Grupo Executivo do Programa de Nacional de Racionalização da Produção e do Uso de Energia – 1990), a Lei da Eficiência Energética (2001) e o PROESCO (Programa de Apoio a Projetos de Eficiência Energética – 2006), reformulado em 2015 – BNDES Finem.

Além disso, a DIPLAN (Diretoria de Planejamento do CNP) instituiu nos anos 80 a Pesquisa de Consumo de Energia, a qual estabelecia os parâmetros padronizando o levantamento de dados de forma a possibilitar a Programação de Racionalização e Otimização do Uso de Energia na Indústria. Tal obrigatoriedade aplicava-se às indústrias que consumiam acima de 5200 Gcal/ano de quaisquer fontes de energia, equivalente a 500 ton/ano de óleo combustível para usos energéticos, não se aplicando aos usos como matéria-prima (CNP, 1984 apud COSTA, 2013). Certamente esta foi a primeira tentativa oficial para gestão de energia no Brasil. Em 1985, o Ministério de Minas e Energia apresentou o primeiro Balanço de Energia Útil (base 1984), seguindo-se edições decenais posteriores.

As incertezas mundiais quanto à disponibilidade e custo futuro dos vetores energéticos e as preocupações crescentes com o dilema ambiental culminaram na instituição das normas ISO 14001 (Gestão Ambiental) e ISO 50001 (Gestão de Energia), baseadas no modelo de melhoria contínua conhecido como PDCA (Plan, Do, Check, Act).

As práticas para conservação de energia são ainda consideradas o meio mais eficiente e barato para a redução das emissões de carbono (OECD/EIA, 2009). Os principais tópicos quanto a potenciais colaborações do tema combustão nas indústrias, no processo de melhoria do desempenho energético, são os seguintes:

– Monitoramento da combustão, através da análise contínua ou periódica dos produtos da combustão, permitindo através da regulagem dos queimadores otimizar a combustão e reduzir as emissões de frações combustíveis e poluentes. Se necessário, queimadores e sistemas de controle ineficientes deverão ser substituídos;
– Recuperação de calor dos produtos da combustão após sua utilização primária para preaquecimento de ar de combustão ou de matéria-prima, bem como gerar vapor, aquecer fluidos térmicos e ar de processo. Além disso, tais produtos da combustão poderão ainda ser usados para gerar água fria através de ciclos de absorção;
– Redução das perdas de calor estruturais, principalmente em fornos de operação descontínua, com a substituição de refratários de alta densidade por elementos de baixa carga térmica como fibras cerâmicas;
– Redução das perdas de calor superficiais em fornos principalmente em processos térmicos contínuos;
– Adensamento da carga de fornos que, além de maior eficiência térmica, pode proporcionar aumento de produtividade;
– Redução das perdas de calor nos elementos transportadores da carga (correias, esteiras, rolos e mobílias) em fornos contínuos;
– Substituição da matéria-prima por outra com menor demanda energética;
– Balanceamento da tiragem dos produtos da combustão, de forma a minimizar a entrada de ar falso ou perda de gases quentes do processo térmico;
– Troca da filosofia do aquecimento indireto, através de superfícies de troca térmica, por aquecimento direto – geralmente exigindo a troca de combustíveis menos nobres como óleos residuais e lenha por gases combustíveis (GN – Nás Natural; GLP – Gás Liquefeito de Petróleo);
– Uso de oxigênio em queimadores, como enriquecimento do ar ou oxi-combustão, onde o aumento de produtividade costuma ser benefício adicional.

Estes tópicos citados associados à metodologia da Norma ISO 50001 constituem uma ferramenta importantíssima para se atingir os objetivos propostos.

Em recente pesquisa realizada pela ISO consta que já foram emitidos cerca de 12 mil certificados ISO 50001, segundo noticiado pela ABNT (2017). No Brasil, até o final de 2015, o número de empresas certificadas se aproximava de trinta (ABESCO, 2015).

Concluindo, espera-se que naturalmente o número de empresas certificadas ISO 50001 cresça significativamente a exemplo do que ocorreu com a ISO 9001 e a ISO 14001. E a importância da participação do GN e do GLP como combustíveis de transição, possibilitando processos térmicos mais eficientes e ecológicos, é um processo irreversível.

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[1] ABESCO (2015), consulta ao site em 09.04.2017: http://www.abesco.com.br/pt/iso-50001-gestão-de-energia/;;
[2] ABNT (2017), consulta ao site em 09.04.2017: http://www.abnt.org.br/noticias/5000-iso-50001;
[3] CNP (1984), Pesquisa de Consumo de Energia, apud COSTA, F. C. (2013), Gases combustíveis como alternativas à eletrotermia em aquecimento direto e calor de processo no setor industrial brasileiro, tese de doutorado, IEE – USP, pág. 190 a 211, 2013;
[4] OECD/EIA – World Energy Outlook, 2009.

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A tendência mundial para combater o aquecimento global está expressa no relatório BP Energy Outlook 2017: enquanto as participações percentuais do petróleo e do carvão mineral na energia primária mundial diminuem, a parcela do gás natural (GN) deverá crescer 1,6% ao ano entre 2015 e 2035, atingindo 25% no final deste período; está previsto também que a participação da energia renovável, fonte que apresentará o maior crescimento nesse período, seja responsável por 10% da energia primária em 2035. Apesar disso, as previsões mostram a importante participação dos combustíveis fósseis que, segundo o relatório da BP, ainda contabilizarão mais de 75% das fontes primárias de energia em 2035 (eram 85% em 2015).

No setor industrial, ambas as publicações da EIA e da BP (Bristh Petroleum) indicam claramente a significativa participação mundial ainda crescente do GN como energético, passando de 50,7 em 2012 para 80,4 quatrilhões de BTU por ano em 2040 (EIA, 2016). No Brasil, esta premissa não será diferente, visto que existe significativo potencial nas jazidas do pré-sal, além do seu favorável posicionamento geográfico em relação aos centros industrializados.

Porém existem ainda alguns entraves quanto à disponibilidade do GN, caso necessário gerar energia elétrica em quantidades significativas através de usinas térmicas, como consequência de baixos índices pluviométricos. Além disso, o aumento da disponibilidade de gás natural depende ainda de pesados investimentos a serem realizados, tanto em redes de transporte como nas redes de distribuição.

E as alternativas da distribuição com gás natural liquefeito e gás natural comprimido ainda são incipientes como solução energética no Brasil.

Por outro lado, existe a possibilidade do atendimento à demanda industrial com o gás liquefeito de petróleo (GLP), devido à ampla rede de distribuição que atende a 100% dos municípios brasileiros (SINDIGÁS, 2014). Com respeito à produção de GLP, o país caminha para a autossuficiência, onde suas principais fontes são o refino do petróleo e as Unidades de Processamento de Gás Natural.

A Tabela 1 indica as emissões específicas de gás carbônico, mostrando as reduções possíveis de se obter com a substituição dos combustíveis sólidos e líquidos por gás natural e gás liquefeito de petróleo.

Nesta tabela foram considerados apenas os cálculos teóricos das emissões, baseado nos teores médios de carbono contido nos combustíveis e seus poderes caloríficos. Não foram levadas em conta as eficiências nas aplicações em processos industriais, por serem valores particulares a cada caso. Mas, de modo geral, a opção gás favorece a obtenção de eficiências mais elevadas na medida em que existe uma maior intimidade com o oxigênio, exigindo baixos excessos de ar de combustão.

Também o fato dos produtos da combustão serem limpos, praticamente sem enxofre e fuligem, pode possibilitar a mudança do processo de troca de calor indireta por troca direta.

Assim, é possível concluir que os gases combustíveis (GN e GLP) são energéticos de transição, colaborando significativamente para a redução das emissões de carbono, chuva ácida, fuligem e outros poluentes, sendo as opções mais indicadas para as próximas décadas até que energias renováveis estejam disponíveis.

Referências

[1] BP – British Petroleum, Energy Outlook 2017 edition;

[2] EIA – U.S. Energy Information Administration, International Energy Outlook 2016, Office of Energy Analysis, U.S. Department of Energy, Washington, USA, 2016;

[3] SINDIGÁS, Gás LP no Brasil, volume 9, 1ª edição, pág. 2, Rio de Janeiro, 2014.

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