acompanhamento e anÁlise do consumo de energia elÉtrica permite avaliar: condições gerais de...
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ACOMPANHAMENTO E ANÁLISEDO
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
PERMITE AVALIAR:
condições gerais de utilização deenergia elétrica da unidade consumidora,
apresentando possibilidades deaumentar a racionalidade do uso;
se o contrato de fornecimento está adequado às necessidades da empresa;
condições operacionais;
enquadramento tarifário.
Estabelecer índices de consumo(kWh por peça ou metro do produto ou litro ou kg)
Monitoramento do consumodeve-se
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Definições e Conceitos Importantes
Energia (kWh) - é a utilização da potência num dado intervalo de tempo
Demanda (kW) - é a potência média durante um interv. tempo, no Brasil = 15 min. (potência - é a capacidade de trabalho na unidade de tempo)
Consumo (kWh) Demanda = Intervalo de Tempo (h)
Demanda Média (kW) - é a relação entre a energia elétrica consumida num certo período de tempo, em kWh e o número de horas do mesmo período
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Curva de Carga e Demanda
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Demanda Máxima - é a demanda de maior valor
verificada durante certo período.
Demanda Registrada
1mês = 730 horas = 2920 intervalos(15 min)
- a máxima das demandas medidas, durante o período 1 mês
considerado pela Concessionária
de Energia (Copel).
Demanda Contratada
- é o valor de demanda pela qual a Concessionária se compromete, por meio de um contrato, colocar à disposição do consumidor pelo tempo que vigora o mesmo.
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Demanda Faturada
Comparar a demanda registrada no mês com demanda contratada
Escolher sempre o maior valor
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FATOR DE CARGA
É um dos índices que nos permite analisara utilização racional de energia.
Este índice se destaca pela sua aplicabil./a todos setores de serviço: industrial,
comercial ou prestação de serviço.
Fc =Demanda média
Demanda max. medida
Fc =Energia (kWh) / nº horas do período(h)
Demanda max. medida (kW)
Fc =kWh
kW x t
Fator de carga mais usado é o mensal
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INFLUÊNCIA DO FATOR DE CARGA NACONTA DE ENERGIA ELÉTRICA
Fatura de Energia - consumidor grupo A - tarifa convencional - sem impostos
ex.
R$ = Tc x kWh + Td x kW = custo
consumo demanda
tarifa de consumo tarifa de demanda
Custo em função do Fator de Carga
Custo = R$ = Tc + Td kWh kWh Fc x 730
- mantendo consumo constante- quanto maior FC menor custo de energia
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MEDIDAS PARA MELHORAR O FATORDE CARGA
1 - Conservar atual consumo (kWh) e reduzir demanda
1.1 - Fazer levantamento da carga instalada. 1.2 - Selecionar cargas que possam ser operadas fora do período demanda max.1.3 - Reprogramar novo período funcion/ das cargas passíveis de deslocamento. Estas cargas ñ. podem afetar processo normal de produção.1.4 - Evite partida simultânea de motores.1.5 - Evite ocorrência de curto-circuitos e correntes de fuga.1.6 - Proteção adequada e manutenção perio/
2 - Conservar a demanda (kW) e aumentar o consumo de energia (kWh)
2.1 - consumo, produção
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LEVANTAMENTO E REPROGRAMAÇÃO DAS CARGAS INSTALADAS
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CURVA DE CARGA
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GRUPO DE CONSUMIDORES
Grupo A - atend. alta tensão ( ≥2,3 kV )Grupo B - atend. baixo tensão ( < 2,3 kV )
SUBGRUPOS
Alta tensão
A1- 230 kV ou maisA2 - 88 kV a 138 kVA3 - 68 kVA3a - 30 a 44 kVA4 - 2,3 a 25 kVAS - subterrâneo
Baixa tensão
B1 - ResidencialB1 - Residencial baixa rendaB2 - RuralB3 - Nem residencial nem ruralB4 - Iluminação pública
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Tensão de
Fornecimento
Fonte: Sória, 2012
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DEFINIÇÕES
Postos Tarifários
Ponta
•3 horas consecutivas a escolher – Resol. 456
COPEL 18 às 20h59min
Fora de Ponta
•horas complementares às anteriores;
•acrescido dos sábados, domingos e feriados
oficiais.
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Modalidades Tarifárias
Horárias
Finalidades:
• deslocar cargas para os períodos do dia em que o sistema tenha maior disponibilidade;
Objetivos:
para o Sistema Elétrico:
• utilização mais racional de energia
melhoria do Fator de Carga
• postergação de investimentos
atender mais consumidores com a mesma capacidade.
para o consumidor:
• redução de despesas com energia
Fonte: Sória, 2012
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Grupo A
230 kV138 kV69 kV34 kV13,8 kVAs
HA HV 300kW
TensãodeFornecimento
30kW
H HA V
HAzul
Con ven cio nal
Con ven cio nal
depende dademanda
obrigatório
DEMANDA
ENQUADRAMENTO TARIFÁRIO
H HA V
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01- Um consumidor, com demanda de 200 kW, atendido em 69 kV:R.
02 - Um consumidor, com demanda de 150 kW, ligado pela rede subterrânea, e optante pelo faturamento no Grupo A:R.
03 - Um consumidor, com demanda de 320 kW, e fornecimento em 34,5 kV:R.
EXERCICÍOS
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TOLERÂNCIA DE ULTRAPASSAGEM
Tensão defornecimento
69 kV
34,5
13,8
As
5%
Tarifas de Ultrapassagem
São as tarifas aplicadas à parcela da demanda medida que
superar o valor da demanda contratada, respeitados os
respectivos limites de tolerância.
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CONTRATACAO DE DEMANDA
Modalidades Tarifárias Convencional e Horárias Verde e Azul
Grupo A –
•valor mínimo contratável de demanda = 30 kW
•contrato entre consumidor e concessionária
•contrato vigência de 1 ano (ou 24 meses quando necessitar de investimento por parte da concessionária)
•redução da demanda contratada:
demanda FP e demanda P
• concessionárias em geral – 180 dias (Resol. 414) Copel – 90 dias (vedada + de 1 redução em 12meses)
•aumento da demanda contratada:
• imediato se houver disponível
•período de teste - 3 meses (3 ciclos medidos)
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PERÍODO DE TESTE
A distribuidora deve aplicar o período de testes, com
duração de 3 (três) ciclos consecutivos e completos de
faturamento, com o propósito de permitir a adequação da
demanda contratada e a escolha da modalidade tarifária,
nas situações seguintes:
início do fornecimento;
mudança para faturamento aplicável a unidades
consumidoras do grupo A, cuja opção anterior tenha sido
por faturamento do grupo B;
migração para tarifa horária azul; e
acréscimo de demanda, quando maior que 5% (cinco
por cento) da contratada.
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ALTERACAO DE MODALIDADE
TARIFARIA
a pedido do consumidor, desde que a alteração
precedente tenha sido anterior aos 12 (doze)
últimos ciclos de faturamento; ou
a pedido do consumidor, desde que o pedido seja
apresentado em até 3 (três) ciclos completos de
faturamento posteriores à revisão tarifária da
distribuidora;
quando ocorrer alteração na demanda contratada
ou na tensão de fornecimento que impliquem em
novo enquadramento tarifário.
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Cálculo de Tarifas
Modalidade Tarifária Convencionalgrupo A
I CxT DxTconv c D
Iconv = Importe da tarifa convencional
C = Consumo em kWh
Tc
= Tarifa de consumo em R$/kWh
D = Demanda em kW
TD = Tarifa de demanda em R$/kW
( sem impostos )
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tarifas com o mesmo preço, independentes do instante utilizado;
tarifas “A4” c/ taxas:
ICMS + PIS/PASEP + COFINS;
aplicação:
» proibida para tensão maior ou igual a 69 kV;
» proibida para demandas maiores ou igual a 300 kW;
» opcional para demandas menores que 300 kW.
Sistema bom para consumidores que utilizam
a energia elétrica de uma forma mais
acentuada (regular), e que não possam reduzir
carga em horário de ponta.
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Modalidade Tarifária Horária Verdegrupo A
I DT C T C Tv dv p cpv fp fpv
D
Iv = Importe de tarifa verde
= Demanda registrada em kW
Tdv = Tarifa de demanda verde em R$/kW
Cp = Consumo de energia registrado no horário de ponta em kWh
Tcpv = Tarifa de consumo no horário de ponta verde em R$/kWh
Cfp = Consumo de energia registrado no horário fora de ponta em kWh
Tfpv = Tarifa de consumo no horário de fora de ponta em R$/kWh
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2 tarifas de consumo diferenciadas em
função do posto tarifário em que for
utilizada (Ponta (P); Fora Ponta (FP)); 1 tarifa de demanda, independente do
momento em que for utilizada.
tarifas “A4” c/ taxas:
» ICMS + PIS/PASEP + COFINS
» Consumo:
– Ponta – Fora de Ponta
» Demanda
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aplicação:
» proibida para tensão maior ou igual a 69 kV;
» opcional para demandas > = que 30 kW;
bom para consumidores que utilizam energia
de forma acentuada, que possam reduzir
carga nos postos tarifários de ponta e que
tenham Fcp baixo*
Fcp = ConsP / (DemP x 65)
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Modalidade Tarifária Horária Azul – grupo A
C Tfp cfp
Dp Cp = Demanda e consumo no horário ponta
Tdpa Tcpa = Tarifa de demanda e consumo no horário de ponta da tarifa azul
Dfp Cfp= Demanda e consumo no
horário fora de ponta
Tdfp Tcfp = Tarifa de demanda e consumo no horário fora de ponta
e
e
e
e
IA = Importe da tarifa azul
I D T C T D TA p dpa p cpa fp dfp
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2 tarifas de consumo diferenciadas em
função do posto tarifário em que for
utilizada (Ponta (P); Fora Ponta (FP));
2 tarifas de demanda, diferenciadas em
do posto tarifário (ponta e fora da ponta)
tarifas “A4” c/ taxas: ICMS + PIS/PASEP
+ COFINS; » Consumo
– Ponta – Fora de Ponta.
» Demanda: – Ponta;– Fora da Ponta.
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aplicação:
» obrigatória para tensão maior ou igual a 69 kV;
» opcional para demandas > = que 30 kW;
bom para consumidores que utilizam
energia de forma acentuada, que
possam reduzir carga nos postos
tarifários de ponta e que tenham Fcp
elevado *
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Demandas a serem faturadas
tolerância de ultrapassagens: 5 % da demanda contratada
demanda contratada > demanda medida
» faturar demanda medida com tarifas normais +
diferença (contratada – medida) com tarifas s/ ICMS,
mas com COFINS e PIS/PASEP
demanda medida > demanda contratada
» dentro da tolerância
– faturar demanda medida com tarifas normais e com todos os impostos
» ultrapassando a tolerância
– faturar a demanda medida com tarifas normais +
faturar a diferença (dm - dc), com tarifas de
ultrapassagem (2 x mais caras) e com todos os
impostos.
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novidades
BAIXA TENSÃO
MÉDIA E ALTA TENSÃO
Um exemplo de fator que pode levar à bandeira tarifária vermelha é o despacho mais acentuado de usinas termelétricas, já que a energia gerada por elas é mais cara do que a geração hidrelétrica.
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A aplicação das bandeiras é realizada conforme os valores
do Custo Marginal de Operação (CMO) e do Encargo de
Serviço de Sistema por Segurança Energética (ESS_SE) de
cada subsistema.
O Custo Marginal de Operação (CMO) equivale ao preço de
unidade de energia produzida para atender a um acréscimo
de demanda de carga no sistema, uma elevação deste custo
indica que a geração de energia elétrica está mais custosa.
Um CMO elevado pode indicar níveis baixos de
armazenamento de água nos reservatórios das hidrelétricas
e condições hidrometeorológicas desfavoráveis, isto é,
poucas chuvas nas bacias dos rios. O CMO também é
impactado pela previsão de consumo de energia, de forma
que um aumento de consumo, em decorrência, por exemplo,
de um aumento da temperatura, poderá elevar o CMO.
Quando isso acontece, as usinas termelétricas entram em
operação para compensar a falta de água dos reservatórios
das usinas hidrelétricas ou o aumento de consumo e, assim,
preservar a capacidade de geração de energia dessas
hidrelétricas nos meses seguintes.
para conhecimento
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Já os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) são aqueles
decorrentes da manutenção da confiabilidade e da
estabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). Os
custos de ESS por segurança energética advêm da
solicitação de despacho do Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS) para realizar geração fora da ordem de
mérito de custo, ou seja, despachar geração mais custosa
(térmicas), visando garantir a futura segurança do
suprimento energético nacional.
Juntos, o CMO e o ESS_SE determinam a bandeira a ser
adotada em cada mês, por subsistema:
Bandeira verde: CMO + ESS_SE menor que R$
100,00/MWh (cem reais por megawatt-hora);
Bandeira amarela: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$
100,00/MWh e inferior a R$ 200,00/MWh;
Bandeira vermelha: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$
200,00/MWh.
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Uma vez por mês, o ONS calcula o CMO nas reuniões do
Programa Mensal de Operação (PMO) - quando também
é decidido se haverá ou não a operação das usinas
termelétricas e o custo associado a essa geração. Após
cada reunião, com base nas informações do ONS, a
ANEEL aciona a bandeira tarifária vigente no mês
seguinte.