Manual do cliente horo sazonal completo

MANUAL DO CLIENTE HORO-SAZONAL

Diretoria Comercial Superintendência de Comercialização de Energia Gerência de Clientes Especiais Vitória, 21 de dezembro de 2004 MANUAL DO CLIENTE HORO-SAZONAL

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MANUAL DO CLIENTE HORO-SAZONAL ÍNDICE

PÁGINA

1- Introdução

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2- Objetivo

4

3- Glossário

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4- Atendimento Comercial

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5- Atendimento de Emergências

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6- Contrato de Fornecimento

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6.1- Ponto de Entrega

7- Demanda e Consumo

19 21 25 25 27

8- Tarifas de Energia Elétrica

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8.1- Estrutura Tarifária

30 31 33 34

6.2- Tensão de Fornecimento 6.3- Demanda Contratada 6.4- Horário de Ponta – Dias de Feriados

8.2- Tarifa aberta 8.3- Opção pela melhor tarifa

9- Alterações contratuais

10- Aferição de Medidor

34 34 35 42

11- Internet – Agência Virtual

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12- Fator de Potência

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12.1- Potência Ativa e Reativa – Conceitos Básicos

13- Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica

45 46 46 48 49 52 55

14- Legislação do Setor Elétrico

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15- Acordo Operativo

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9.1- Alterações de modalidade tarifária 9.2- Reduções de demanda 9.3- Aumentos de demanda

12.2- Baixo Fator de Potência – Principais Causas 12.3- Excedente de Reativo – Efeitos nas Redes e Instalações 12.4- Correção do Fator de Potência 12.5- Compensação Através de Capacitores 12.6- Legislação sobre o Excedente de Reativo

ÍNDICE

PÁGINA

16- Desligamento Programado

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17- Instalação de Cargas Especiais

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18- Análise de Óleo Isolante

66 67

18.1- Procedimentos para retirada da amostra de óleo isolante para ensaio físico-

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químico 18.2- Procedimento para retirada de amostra de óleo isolante para Ensaio de Cromatografia (gases dissolvidos) – em laboratório

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18.3- Etiqueta - Amostra de Óleo Isolante

74 75 76 76 85 93

18.4- Modelo de carta para solicitar realização de ensaios

19- Programa de Eficiência Energética 19.1- Roteiro Básico para elaboração de Projeto em unidade de Comércio e Serviços 19.2- Roteiro Básico para elaboração de Projeto em unidade Industrial 19.3- Encaminhamento e análise dos projetos pela ESCELSA

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1- INTRODUÇÃO A partir da pesquisa protagonizada pela ESCELSA no final de 2003, entre os clientes horo-sazonais, observou-se a necessidade de suprir os dirigentes de instalações elétricas, bem como os responsáveis pelo gerenciamento dos contratos de fornecimento daqueles clientes, com a maior quantidade possível de informações e conhecimentos voltados para a otimização do uso de energia elétrica no seu operacional.

O mínimo conhecimento das peculiaridades da energia elétrica que pode ser adquirido por qualquer dirigente de um processo produtivo que tem como insumo a energia, permite à percepção do desperdício, redução de custos com a Conta de Energia, cuidados com a segurança, ganho de tempo para a continuidade da produção, etc.

2- OBJETIVO Este Manual tem por objetivo orientar o Cliente da ESCELSA, atendido pela modalidade de tarifa horo-sazonal e tensão igual ou acima de 11,4 kV, sobre as principais questões pertinentes à utilização da energia elétrica em sua unidade consumidora, bem como nas determinações emanadas pelo Poder Concedente e nos procedimentos que envolvem o Cliente com a Empresa.

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3 GLOSSÁRIO IAcordo Operacional - acordo celebrado entre a concessionária e o cliente, em que é definida as atribuições e responsabilidades, bem como estabelecido os procedimentos necessários ao relacionamento técnico-operacional entre os mesmos.

IIAferição de Medidor - é a comparação dos registros de consumo e ou demanda verificados em um medidor, com aqueles obtidos em outro medidor padrão, previamente calibrado de conformidade com as normas do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO. IIIAfundamento Momentâneo de Tensão - evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se reduz, momentaneamente, para valores abaixo de 90% da tensão nominal de operação, durante intervalo inferior a 3 segundos; IVAmostra de Unidades Consumidoras – são as unidades selecionadas periodicamente pela ANEEL, obedecendo a critério estatístico aleatório, que serão objeto de medição para fins de avaliação da conformidade dos níveis de tensão praticados pela concessionária ou permissionária; VAnálise de Ensaios - são os procedimentos e técnicas de comparação entre os resultados de ensaios obtidos e os estabelecidos por normas.

VIANEEL” – Agência Nacional de Energia Elétrica, criada pela Lei nº 9.427 de 26 de Dezembro de 1996; VII- Benefícios Diretos – São aqueles benefícios passíveis de verificação, pela redução da demanda e consumo de energia elétrica da unidade consumidora, através da execução do “Programa de Eficiência Energética”, por meio de indicadores de intensidade energética ou de medição direta.

VIII- Calibração de Medidor - é o ajuste realizado em um medidor de consumo e ou demanda, para que apresente, quando submetido a determinados tipos de cargas, registros compatíveis com as margens de erros permitidos pelo INMETRO. IXCarga Instalada - soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade cliente, em condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts (kW).

XCCD - Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição que estabelece os termos e condições para a interligação da unidade consumidora do cliente ao sistema de distribuição da concessionária e os correspondentes direitos e obrigações de cada uma das partes.

XICCE - Contrato de Compra de Energia que estabelece os termos e condições para o fornecimento de energia elétrica ativa ao cliente, bem como os direitos e obrigações correspondentes a cada uma das partes.

XII- CDC – Código do Cliente – número sequencial de registro do cliente e respectiva unidade consumidora.

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XIII- Ciclo Mensal de Faturamento - intervalo de tempo entre duas leituras dos medidores de energia elétrica para fins de faturamento da Conta de Energia.

XIV- Cintilação Luminosa – impressão resultante das variações do fluxo luminoso das lâmpadas (principalmente incandescentes), quando a fonte de alimentação é submetida às flutuações de tensão.

XV- Cliente - pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito, legalmente representada, que solicitar à concessionária o fornecimento de energia elétrica e assumir a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e regulamentos da ANEEL, assim vinculando-se aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão, conforme cada caso.

XVI- Cliente Livre - cliente que pode optar pela compra de energia elétrica junto a qualquer fornecedor, conforme legislação e regulamentos específicos.

XVII- Cliente Cativo - cliente que tem como única opção a compra de energia elétrica junto à Concessionária local, conforme legislação e regulamentos específicos.

XVIII- Concessionária ou Permissionária - agente titular de concessão ou permissão federal para prestar o serviço público de energia elétrica.

XIX- Contrato de Desempenho – É o instrumento acordado com o cliente integrante do “Programa de Eficiência Energética” em sua unidade consumidora, com a finalidade de firmar os critérios de execução do programa e a devolução à ESCELSA em parcelas mensais, dos recursos aplicados ao projeto.

XX- Contrato de Fornecimento (CF) - instrumento contratual em que a concessionária e o cliente responsável por unidade consumidora do Grupo “A” ajustam as características técnicas e as condições comerciais do fornecimento de energia elétrica.

XXI- CUSD - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (carga ou gerador) - instrumento contratual em que o cliente livre ajusta com a concessionária as características técnicas e as condições de utilização do sistema elétrico local, conforme regulamentação específica.

XXII- DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora ( DEC ) - intervalo de tempo que, em média, no período de observação, em cada unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

XXIII- DIC - Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora intervalo de tempo que, no período de observação, em cada unidade consumidora ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

XXIV- Demanda - média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade clientea, durante um intervalo de tempo especificado.

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XXV- Demanda Contratada - demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

XXVI- Demanda de Ultrapassagem - parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW).

XXVII- Demanda Faturável - valor da demanda de potência ativa, identificado de acordo com os critérios estabelecidos e considerada para fins de faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts (kW).

XXVIIIDemanda Medida - maior demanda de potência ativa, verificada por medição, integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

XXIX- Distorção Harmônica Total (D) – somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 50.

Esse conceito procura quantificar o teor de poluição harmônica total existente em um determinado ponto do sistema, definida através da seguinte fórmula: D=

50

∑ Vh(%)

2

(em %)

h=2

onde: Vh(%) = 100 x Vh / V1 => Tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental.

XXX- DMIC - Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora - tempo máximo de interrupção contínua, da distribuição de energia elétrica, para uma unidade consumidora qualquer.

XXXI- Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica (DRC) - indicador individual referente à duração relativa das leituras de tensão, nas faixas de tensão críticas, no período de observação definido, expresso em percentual; XXXII- Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária (DRP) indicador individual referente à duração relativa das leituras de tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido, expresso em percentual; XXXIIIDuração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Crítica (DRCM) - percentual máximo de tempo admissível para as leituras de tensão, nas faixas de tensão críticas, no período de observação definido; XXXIVDuração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Precária (DRPM) - percentual máximo de tempo admissível para as leituras de tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido; XXXVElevação Momentânea de Tensão - evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se eleva, momentaneamente, para valores acima de 110% da tensão nominal de operação, durante intervalo inferior a 3 segundos;

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XXXVIEnergia Elétrica Ativa - energia elétrica que pode ser convertida em outra forma de energia, expressa em quilowatts-hora (kWh).

XXXVIIEnergia Elétrica Reativa - energia elétrica que circula continuamente entre os diversos campos elétricos e magnéticos de um sistema de corrente alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovolt-ampère-reativohora (kVArh).

XXXVIIIEnergia Transportada – é a quantidade de energia elétrica ativa associada ao Montante de Uso Medido, acumulada durante o período de faturamento , verificada por medição, e expressa em quilowatt x hora (kWh), em cada segmento horo-sazonal; XXXIXEncargo de Uso da Distribuição – valor em moeda corrente devido à concessionária, mensalmente, pelo uso de seu sistema de distribuição e da Rede Básica por parte do cliente, em conformidade com a legislação.

XLEnsaio de Rigidez Dielétrica do Óleo Isolante - É a medida da capacidade do óleo isolante, em kilovolt (kV), de resistir a uma tensão elétrica sem falhar.

XLI- Ensaio do Teor de Água do Óleo Isolante - é a medida da quantidade de água contida no óleo isolante, em partes por milhão (ppm).

XLII- Ensaio de Perdas Dielétricas do Óleo Isolante ( Fator de Potência ) Determina as perdas dielétricas do óleo isolante, em percentual, quando o mesmo é submetido a uma tensão elétrica de 2500 VAC, normalmente realizado a 25 e a 100ºC. XLIII- Ensaio da Tensão Interfacial do Óleo Isolante - é a medida da tensão mecânica de rompimento das surpefícies água-óleo, em dyna/cm.

XLIV- Ensaio do Índice de Neutralização ( Acidez ) - mede o conteúdo, em mg kOH/g de óleo, de ácidos minerais e orgânicos formados pela oxidação do óleo isolante.

XLV- Ensaio de Cromatografia - mede a concentração dos gases dissolvidos no óleo isolante, em partes por milhão (ppm).

XLVI- Laudo - é o parecer técnico baseado na análise dos ensaios e que serve para uma tomada de decisão.

XLVII- Estrutura Tarifária - conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas de acordo com a modalidade de fornecimento.

XLVIIIEstrutura Tarifária Convencional - estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

XLIX- Estrutura Tarifária Horo-sazonal - estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano, conforme especificação a seguir: 8

- Tarifa Azul - modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia.

- Tarifa Verde - modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência.

- Horário de ponta (P) - período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terçafeira de carnaval, sexta-feira da Paixão, "Corpus Christi", dia de finados e os demais feriados definidos por lei federal, considerando as características do seu sistema elétrico. (alterado pela Resolução nº 90, de 27/03/01 - Horário fora de ponta (F) -: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta - Período úmido (U) - período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte.

- Período seco (S) - período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.

LFator de Carga - razão entre a demanda média e a demanda máxima da unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado.

LIFator de Demanda - razão entre a demanda máxima num intervalo de tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora.

LIIFator de Potência - razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado.

LIII- FEC - Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora número de interrupções ocorridas , em média, no período de observação, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.

LIV- FIC - Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora número de interrupções ocorridas, no período de observação, em cada unidade consumidora.

LV- Flutuação de Tensão – é a variação aleatória, repetitiva ou esporádica, do valor eficaz da tensão.

LVI- Grupo “A” - grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste Grupo nos termos definidos no art. 82, caracterizado pela estruturação tarifária binômia e subdividido nos seguintes subgrupos: - Subgrupo A1 - tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV; - Subgrupo A2 - tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV; - Subgrupo A3 - tensão de fornecimento de 69 kV; 9

- Subgrupo A3a - tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV; - Subgrupo A4 - tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; - Subgrupo AS - tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste Grupo em caráter opcional.

LVII- Grupo “B” - grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste Grupo nos termos definidos nos arts. 79 a 81, caracterizado pela estruturação tarifária monômia e subdividido nos seguintes subgrupos: Subgrupo B1 - residencial; Subgrupo B1 - residencial baixa renda; Subgrupo B2 - rural; Subgrupo B2 - cooperativa de eletrificação rural; Subgrupo B2 - serviço público de irrigação; Subgrupo B3 - demais classes; Subgrupo B4 - iluminação pública.

LVIII- Iluminação Pública - serviço que tem por objetivo prover de luz, ou claridade artificial, os logradouros públicos no período noturno ou nos escurecimentos diurnos ocasionais, inclusive aqueles que necessitam de iluminação permanente no período diurno.

LIX- Indicador de Continuidade- -representação quantificável do desempenho de um sistema elétrico, utilizada para a mensuração da continuidade apurada e análise comparativa com os padrões estabelecidos.

LX- Indicador de Continuidade Global - representação quantificável do desempenho de um sistema elétrico agregada por empresa, estado, região ou país.

LXI- Índice de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica (ICC) percentual da amostra com transgressão de tensão crítica; LXII- Interrupção - descontinuidade do neutro ou da tensão disponível em qualquer uma das fases de um circuito elétrico que atende a unidade consumidora.

LXIII- Interrupção de Longa Duração - toda interrupção do sistema elétrico com duração maior ou igual a 1 (um) minuto.

LXIV- Interrupção Programada - interrupção antecedida de aviso prévio, por tempo preestabelecido, para fins de intervenção no sistema elétrico da concessionária.

LXV- Interrupção de Urgência - interrupção deliberada no sistema elétrico da concessionária, sem possibilidade de programação e caracterizada pela urgência na execução de serviços.

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LXVI- Instalações de Conexão – são as instalações dedicadas a interligar o sistema elétrico do cliente ao Sistema de Distribuição da concessionária, conforme definidas no Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição - CCD. LXVII- Instalações Elétricas - conjunto de peças e equipamentos elétricos de propriedade do cliente, caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega e com medição de faturamento individualizada.

LXVIIIMemória de Massa – relatório obtido através da leitura eletrônica do medidor de energia elétrica, contendo todos os registros de demanda e consumo de energia elétrica ativa e reativa, durante o período de faturamento.

LXIX- Metas de Continuidade - valores máximos estabelecidos para os indicadores de continuidade, a serem observados mensal, trimestral e anualmente nos períodos correspondentes ao ciclo de revisão das tarifas, conforme resolução específica.

LXX- Modalidade Tarifária - é a característica da tarifa com base em sua estrutura de preço estabelecida pela legislação em vigor.

LXXI- Montante de Uso Contratado – demanda de utilização do sistema de distribuição firmada em contrato e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

LXXII- Montante de Uso Medido – maior demanda de potência ativa, verificada por medição, durante o período de faturamento, expressos em quilowatts (kW).

LXXIIIMontante de Uso Faturável – máximo valor dentre o Montante de Uso Contratado e o Montante de Uso Medido, ao longo do ciclo de faturamento, apurado em cada segmento horo-sazonal, expresso em quilowatt (kW); LXXIVNível de Severidade de Cintilação de Curta Duração (Pst) – O parâmetro Pst fornece a indicação da severidade do efeito visual da Cintilação Luminosa, através de uma avaliação estatística dos níveis instantâneos de cintilação, expressos em por unidade do nível de percepção e verificados em um período especificado de 10 minutos.

LXXV- Nível de Severidade de Cintilação de Longa Duração (Plt) – O parâmetro Plt é derivado dos valores de Pst obtidos em um período de 02 (duas) horas, conforme a expressão:

1 12 Plt = [ ∑ ( Pst i ) 3 ] 12 i =1 LXXVINota Fiscal / Conta de Energia Elétrica – instrumento que apresenta a quantia total que deve ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica, referente a um período especificado, discriminando as parcelas correspondentes.

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LXXVIIONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico – pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, constituída sob a forma de Associação Civil, instituído pela lei 9.648, de 27 de Maio de 1998, e pelo Decreto 2.655, de 02 de Julho de 1998, teve seu funcionamento autorizado pela ANEEL, com a Resolução 351, de 11 de Novembro de 1998, é responsável pela coordenação, supervisão e controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado, a ser integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e clientes.

LXXVIIIPadrão de Continuidade - valor máximo estabelecido para um indicador de continuidade e utilizado para a análise comparativa com os valores apurados dos indicadores de continuidade.

LXXIXPadrões Técnicos – são os documentos elaborados pela concessionária, que estabelecem os requisitos técnicos para acesso ao Sistema de Distribuição.

LXXX- Parâmetro - é um determinado valor estabelecido em tomado como referência na análise do resultado do ensaio.

norma e que é

LXXXIPedido de Fornecimento - ato voluntário do interessado que solicita ser atendido pela concessionária no que tange à prestação de serviço público de fornecimento de energia elétrica, vinculando-se às condições regulamentares dos contratos respectivos.

LXXXIIPonto de Entrega - ponto de interligação do sistema elétrico da concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento.

LXXXIIIPonto de Conexão – ponto de interligação do sistema elétrico da concessionária com as instalações de conexão do cliente ou de sua responsabilidade, conforme definido no Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição - CCD, sendo ainda considerado como o ponto a partir do qual encerram-se as responsabilidades da concessionária quanto à continuidade, conformidade e qualidade do acesso disponibilizado à energia elétrica.

LXXXIVPotência: quantidade de energia elétrica solicitada na unidade de tempo, expressa em quilowatts (kW).

LXXXVPotência Disponibilizada - potência que o sistema elétrico da concessionária deve dispor para atender às instalações elétricas da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos na legislação.

LXXXVIPotência Instalada - soma das potências nominais de equipamentos elétricos de mesma espécie instalados na unidade consumidora e em condições de entrar em funcionamento.

LXXXVIIProcedimentos de Distribuição – conjunto de normas, critérios e requisitos técnicos para o planejamento, implantação, acesso, medição e operacionalização dos sistemas de distribuição, editado pelo ONS.

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LXXXVIII- Programa de Eficiência Energética – É o programa instituído por Lei Federal e regulamentado pela ANEEL, que estabelece a obrigatoriedade de aplicação de recursos pela Concessionária, em projetos de eficiência energética, nos montantes correspondentes a 0,50% e 0,25% da sua Receita Líquida realizada no período de novembro de um ano a Outubro do ano seguinte, aplicáveis, respectivamente, até 2005 e nos exercícios subsequentes.

LXXXIXRamal de Ligação - conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede da concessionária e o ponto de entrega.

XCReligação - procedimento efetuado pela concessionária com o objetivo de restabelecer o fornecimento à unidade consumidora, por solicitação do mesmo cliente responsável pelo fato que motivou a suspensão.

XCI- Rede Básica – instalações pertencentes ao Sistema identificadas segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL.

Interligado,

XCII- Restabelecimento da Continuidade da Distribuição de Energia Elétrica - retorno do neutro e da tensão disponível em todas as fases, com permanência mínima de tempo igual a 1 minuto, no ponto de entrega de energia elétrica da unidade consumidora.

XCIII- Resultado Anormal de Aferição - é quando a variação apresentada por um medidor em serviço for superior à estabelecida pelo INMETRO, e ou quando constatada falha do mecanismo do registrador.

XCIV- Resultado Normal de Aferição - é quando a variação apresentada por um medidor em serviço estiver dentro da faixa de até ± 3,0% (três por cento), estabelecida pelo INMETRO como margem de tolerância.

XCV- Resultado de Ensaio - é o valor encontrado no ensaio e que é comparado com os parâmetros das respectivas normas.

XCVI- Serviço Essencial - serviço ou atividade caracterizado como de fundamental importância para a sociedade, desenvolvido em unidade consumidora a seguir exemplificada: a) unidade operacional do serviço público de tratamento de água e esgotos; b) unidade operacional de processamento de gás liqüefeito de petróleo e de combustíveis; c) unidade hospitalar; d) unidade operacional de transporte coletivo; e) unidade operacional de serviço público de tratamento de lixo; f) unidade operacional de serviço público de telecomunicações; g) centro de controle público de tráfego aéreo, marítimo, rodoferroviário e metroviário; h) unidade operacional de distribuição de gás canalizado; e i) unidade operacional de segurança pública.

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XCVII- Sistema de Distribuição – são as instalações e equipamentos necessários ao fornecimento de energia elétrica, não pertencentes à Rede Básica, localizados na área de concessão da concessionária e por ela explorados.

XCVIIISistema Interligado – instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas as regiões do país eletricamente interligadas.

XCIX- Subestação - parte das instalações elétricas da unidade consumidora atendida em tensão primária de distribuição que agrupa os equipamentos, condutores e acessórios destinados à proteção, medição, manobra e transformação de grandezas elétricas.

CSubestação Transformadora Compartilhada - subestação particular utilizada para fornecimento de energia elétrica simultaneamente a duas ou mais unidades consumidoras.

CITarifa - preço da unidade de energia elétrica e/ou da demanda de potência ativas e/ou reativas.

CII- Tarifa Binômia - conjunto de tarifas de fornecimento constituído por preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica em kWh e à demanda faturável em kW. CIII- Tarifa Monômia - tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa.

CIV- TE – tarifa de energia definida pela ANEEL para faturamento do fornecimento de energia à unidade consumidora, em cada segmento horosazonal, de acordo com a legislação em vigor.

CV- TUSD – tarifa de uso do sistema de distribuição definida pela ANEEL para faturamento do fornecimento de energia à unidade consumidora, em cada segmento horo-sazonal, de acordo com a legislação em vigor.

CVI- TUST – tarifa de uso do sistema de transmissão definida pela ANEEL para faturamento do fornecimento de energia à unidade consumidora, em cada segmento horo-sazonal, de acordo com a legislação em vigor.

CVII- Tarifa de Ultrapassagem - tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos.

CVIII- Tarifa de Ultrapassagem do Uso do Sistema – tarifa resultante definida pela ANEEL, composta de 02 (duas) parcelas, sendo uma pertinente ao transporte (TUSD + TUST) e a outra, ao fornecimento (TE), aplicável sobre a diferença positiva entre o Montante de Uso Medido e o Montante de Uso Contratado, quando exceder os limites estabelecidos em contrato, de acordo com a legislação vigente.

CIX- Tensão Contratada (TC) - valor eficaz de tensão que deverá ser informado ao consumidor por escrito, ou estabelecido em contrato, expresso em volts ou quilovolts;

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CX- Tensão de Atendimento (TA) - valor eficaz de tensão no ponto de entrega ou de conexão, obtido por meio de medição, podendo ser classificada em adequada, precária ou crítica, de acordo com a leitura efetuada, expresso em volts ou quilovolts; CXI- Tensão de Leitura (TL) - valor eficaz de tensão, integralizado a cada 10 (dez) minutos, obtido de medição por meio de equipamentos apropriados, expresso em volts ou quilovolts; CXII- Tensão Não Padronizada (TNP) - valor de tensão nominal, expresso em volts ou quilovolts, não referenciado no art. 47 do Decreto nº 41.019, de 1957, com a redação dada pelo Decreto nº 97.280, de 1988; CXIII- Tensão Nominal (TN) - valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é projetado, expresso em volts ou quilovolts; CXIV- Tensão Nominal de Operação (TNO) - valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado, expresso em volts ou quilovolts; CXV- Tensão ou Corrente Fundamental (V1 ou I1) – valor eficaz da componente senoidal de 60 Hz da onda distorcida de tensão ou corrente.

CXVI- Tensão ou Corrente Harmônica de Ordem h (Vh ou Ih) – valor eficaz da componente senoidal, cuja freqüência é um múltiplo inteiro da freqüência fundamental (60 Hz), da onda distorcida de tensão ou corrente.

CXVII- Tensão Primária de Distribuição - tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV. CXVIIITensão Secundária de Distribuição - tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária com valores padronizados inferiores a 2,3 kV. CXIX- Unidade Consumidora - conjunto de instalações e equipamentos elétricos caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único cliente.

CXX- Valor Líquido da Fatura aplicação das respectivas tarifas de sobre as componentes de consumo potência ativa, de uso do sistema, de potência reativas excedentes.

valor em moeda corrente resultante da fornecimento, sem incidência de imposto, de energia elétrica ativa, de demanda de consumo de energia elétrica e demanda de

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4- ATENDIMENTO COMERCIAL Os clientes horo-sazonais da ESCELSA tem à sua disposição para facilitar o interrelacionamento com a Empresa, um atendimento personalizado conforme indicação na planilha a seguir:

Atendimento em dias úteis no horário comercial de 08:00 às 12:00 e 13:00 às 17:00h Cliente horo-sazonal com demanda contratada igual ou maior que 500 kW Telefones: (27) 3348-4743; 3348 4744; 3348 4745; 3348 4756 Fax:: (27) 3348-4741, 3348 4609 Cliente horo-sazonal com demanda contratada menor que 500 kW Telefones: (27) 3348 4452; 3348 4500; 3348 4497; 3348 4554 Fax:: (27) 3348 4012 Assuntos: -

Gerenciamento dos Contratos de Fornecimento, Uso da Rede e Conexão;

-

Alteração da demanda contratada

-

Ultrapassagem de demanda

-

Dúvidas sobre a Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica

-

Tarifas de Energia Elétrica – Opção tarifária

-

Dados da medição de faturamento – Memória de Massa

-

Correção do Fator de Potência

-

Falta de energia na unidade consumidora

-

Débitos pendentes

-

Projetos de Eficiência Energética

-

Assuntos diversos de interesse do cliente junto à ESCELSA

Fora do horário comercial o cliente horo-sazonal poderá utilizar o Teleatendimento 24 horas da ESCELSA - Call center : 0800 390 196

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O quadro a seguir mostra as outras formas de contato com a ESCELSA para outros assuntos de interesse dos clientes horo-sazonais: O QUE ONDE CONTACTAR - Interrupções programadas do - Call center: 0800.390.196 fornecimento para manutenção da (27) 3348 4599 - Site: www.escelsa.com.br rede elétrica - Falta de energia elétrica

- Call center: 0800.390.196 (27) 3348 4599

- Norma de fornecimento de energia - Site: www.escelsa.com.br elétrica - Valores de Serviço - Tarifas de Energia Elétrica

- Site: www.escelsa.com.br (selecione no quadro “informações para você”)

- Opção de faturamento

- Site: www.escelsa.com.br (selecione “novos clientes / opção de faturamento”)

- Definições (Terminologia)

- Site: www.escelsa.com.br (selecione “clientes especiais / definições”)

- 2a via da conta de energia - Histórico de demanda e consumo - Solicitações de serviços

- Site: www.escelsa.com.br (acesse a Agência Virtual)

- Legislação do setor elétrico

- Site: www.escelsa.com.br (selecione “clientes especiais/ legislação setor elétrico”) - link com ANEEL - Agência Nacio-nal de Energia Elétrica

17

5- Atendimento de Emergências

A Escelsa dispõe de equipes de plantão 24 horas por dia para atendimento emergencial a faltas de energia ou resolução de problemas na rede elétrica sob sua responsabilidade.

Para tanto, os clientes horo-sazonais, munidos de seu respectivo CDC (código do cliente) para agilizar o atendimento, devem entrar em contato com a Escelsa observando os horários e telefones abaixo:

Atendimento 24 horas da ESCELSA – Call Center : 0800 390 196 Atendimento em dias úteis no horário comercial de 08:00 às 12:00 e 13:00 às 17:00h Cliente horo-sazonal com demanda contratada igual ou maior que 500 kW Telefones: (27) 3348 4743; 3348 4744; 3348 4745; 3348 4756 Fax:: (27) 3348 4741, 3348 4609 Cliente horo-sazonal com demanda contratada menor que 500 kW Telefones: (27) 3348 4452; 3348 4500; 3348 4497; 3348 4554 Fax:: (27) 3348 4012

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6 - CONTRATO DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA Conforme determina o art. 3o da Res. ANEEL no 456 de 29/11/2000, o fornecimento de energia elétrica à unidade consumidora do grupo “A”, deverá ser obrigatoriamente formalizado através de contrato com o consumidor responsável pela mesma.

O contrato que poderá ser gerido tanto pela ESCELSA através de seus Gestores de Conta, quanto pelo próprio cliente, deverá conter as seguintes informações: I - identificação do ponto de entrega; II - tensão de fornecimento; III - demanda contratada, com respectivos cronogramas e especificada por segmento horo-sazonal; IV - energia elétrica ativa contratada, quando for o caso; V - condições de revisão, para mais ou para menos, da demanda contratada e/ou da energia elétrica ativa contratada, se houver; VI - data de início do fornecimento e prazo de vigência; VII - horário de ponta e de fora de ponta, nos casos de fornecimento segundo a estrutura tarifária horo-sazonal; VIII - condições de aplicação da tarifa de ultrapassagem; IX - critérios de rescisão; e X - metas de continuidade, com vistas a proporcionar a melhoria da qualidade dos serviços, no caso de contratos específicos.

6.1-

PONTO DE ENTREGA

O ponto de entrega, também denominado ponto de conexão, de uma unidade consumidora, devidamente individualizado pela instalação de um sistema de medição de faturamento, além de ser o ponto de interligação das instalações elétricas do cliente com o sistema elétrico da ESCELSA, é o ponto a partir do qual cessam as responsabilidades legais e civis desta para com o fornecimento de energia elétrica, sobretudo no que tange à qualidade, conformidade e continuidade do mesmo.

Sendo assim, trata-se de questão da mais alta relevância no relacionamento contratual entre a ESCELSA e o cliente, devendo, portanto, o ponto de entrega estar corretamente identificado e detalhado em todos os contratos formalizados junto à ESCELSA, devendo, sempre que possível, buscar identificá-lo através de coordenadas geo-referenciadas.

A legislação vigente estabelece alguns critérios para a determinação do ponto de entrega. Em linhas gerais, este deverá situar-se no limite da via pública com o 19

imóvel em que se localizar a unidade consumidora, mais especificamente na estrutura da rede da ESCELSA a partir da qual parte o ramal que atenderá o cliente.

Exceções à regra podem ser observadas, a fim de melhor adequá-lo às especificidades de cada caso, porém observadas as regras a seguir listadas: •

Havendo uma ou mais propriedades entre a via pública e o imóvel em que se localizar a unidade consumidora, o ponto de entrega situar-se-á no limite da via pública com a primeira propriedade intermediária;

•

Em área servida por rede aérea, havendo interesse do cliente em ser atendido por ramal subterrâneo, o ponto de entrega situar-se-á na conexão deste ramal com a rede aérea;

•

Nos casos de prédios de múltiplas unidades, cuja transformação pertença à ESCELSA e esteja localizada no interior do imóvel, o ponto de entrega situarse-á a entrada do barramento geral;

•

Quando se tratar de linha de propriedade do cliente, o ponto de entrega situarse-á na estrutura inicial desta linha;

•

Tratando-se de condomínio horizontal, o ponto de entrega deverá situar-se-á no limite da via interna do condomínio com cada fração integrante do conjunto;

•

Havendo conveniência técnica e observados os padrões da ESCELSA, o ponto de entrega poderá situar-se dentro do imóvel em que se localizar a unidade consumidora;

Ressalta-se que o ponto de entrega poderá situar-se, ou não, no local onde forem instalados os equipamentos para medição do consumo de energia elétrica e que, até o mesmo, a ESCELSA adotará todas as providências para viabilizar o fornecimento, observadas as condições estabelecidas na legislação e regulamentos aplicáveis.

Após o ponto de entrega, é de responsabilidade do cliente manter a adequação técnica e a segurança das instalações elétricas internas da unidade consumidora, bem como proceder à sua reforma e/ou substituição de condutores, equipamentos e componentes sempre que as mesmas vierem a ficar em desacordo com as normas e/ou padrões da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, ou outra organização credenciada pelo Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial - CONMETRO, bem como das normas e padrões da ESCELSA. A ESCELSA não será responsável por danos causados a pessoas ou bens, decorrentes de defeitos nas instalações elétricas internas da unidade consumidora, oriundos da sua má utilização e conservação ou do uso inadequado da energia, ainda que tenha procedido à vistoria das mesmas.

20

6.2- TENSÃO DE FORNECIMENTO É da competência da ESCELSA o estabelecimento do nível de tensão em que se dará o fornecimento de energia elétrica para a unidade consumidora. Porém o cliente responsável por unidade consumidora atendível, à princípio, em tensão primária de distribuição (igual ou superior a 2,3 kV), poderá optar por nível de tensão de atendimento diferente daquele estabelecido pela ESCELSA, desde que, havendo viabilidade técnica do sistema elétrico, assuma os investimentos adicionais necessários à conexão no nível de tensão pretendido.

NÍVEL DE TENSÃO DE ATENDIMENTO A determinação do nível de tensão de atendimento pela ESCELSA é realizada de acordo com os limites abaixo, fixados pela Resolução ANEEL nº 456, de 29 de novembro de 2000, como segue: Tensão secundária de distribuição (inferior a 2,3 kV) - quando a carga instalada na unidade consumidora for igual ou inferior a 75 kW; Tensão primária de distribuição inferior a 69 kV - quando a carga instalada na unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda contratada, ou estimada, pelo interessado for igual ou inferior a 2.500 kW Tensão primária de distribuição igual ou superior a 69 kV - quando a demanda contratada, ou estimada, pelo interessado for superior a 2.500 kW. Entretanto, a ESCELSA poderá estabelecer nível de tensão de atendimento sem levar em consideração os limites acima quando a unidade consumidora incluir-se em um dos seguintes casos: -

for atendível, à princípio, em tensão primária de distribuição, mas situar-se em prédio de múltiplas unidades consumidoras predominantemente passíveis de inclusão no critério de fornecimento em tensão secundária de distribuição e não oferecer condições técnicas para ser atendida nesta tensão;

-

estiver em área servida por sistema subterrâneo de distribuição, ou prevista para ser atendida pelo referido sistema, de acordo com o plano já configurado em seu programa de obras;

-

tiver equipamento que, pelas suas características de funcionamento ou potência, possa prejudicar a qualidade do fornecimento a outros consumidores; e

-

havendo conveniência técnica e econômica para o seu sistema elétrico, não acarretar prejuízo ao interessado.

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TENSÃO CONTRATADA Com o objetivo de melhorar a qualidade dos serviços relacionados ao fornecimento de energia elétrica, prestados por empresas como a ESCELSA, a ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica publicou, em 26 de novembro de 2001, a sua resolução nº 505, estabelecendo, de forma atualizada e consolidada, as disposições relativas à conformidade dos níveis de tensão de fornecimento de energia elétrica em regime permanente.

Assim sendo, uma vez estabelecido o nível da tensão de atendimento, é afixado pela ESCELSA em contrato o valor da tensão contratada (TC), valor este que se constitui em compromisso formal perante o cliente e que ainda, serve como balizador da qualidade dos seus serviços prestados no que tange à conformidade do nível de tensão de atendimento, em regime permanente, à unidade consumidora pertinente.

O valor da tensão contratada a ser formalmente fixado, para uma unidade consumidora do Grupo A, deverá situar-se entre 95% (noventa e cinco por cento) e 105% (cento e cinco por cento) do nível da tensão de atendimento estabelecido, conforme tabela abaixo: GRUPO: TENSÃO DE ATENDIMENTO: FAIXA DE VARIAÇÃO PERMITIDA:

A4 2,3 a 25 kV

A3a 30 a 44 kV

A3 69 kV

A2 88 a 138 kV

13,8

34,5

69

138

13,11 a 14,49

32,78 a 36,23

65,55 a 72,45

131,10 a 144,90

Para unidades consumidoras do Grupo A, atendidas pelo sistema elétrico da ESCELSA, a tensão de atendimento será classificada de acordo com as faixas de variação da tensão de leitura (TL), conforme a tabela abaixo: CLASSIFICAÇÃO DA TENSÃO DE ATENDIMENTO

FAIXA DE VARIAÇÃO DA TENSÃO DE LEITURA

ADEQUADA

0,95 TC < TL < 1,03 TC

PRECÁRIA

0,90 TC < TL < 0,95 TC ou 1,03 TC < TL < 1,05 TC

CRÍTICA

TL < 0,90 TC ou TL > 1,05 TC

É um direito do cliente solicitar à ESCELSA a medição do nível da tensão de atendimento sempre que acreditar que este não está dentro dos limites legalmente estabelecidos, devendo esta informar-lhe, no prazo de até 48 (quarenta e oito) horas contados a partir da formalização de sua solicitação, o valor que será cobrado pelo serviço, na hipótese da constatação da improcedência da reclamação, bem como a data e hora em que será instalado o equipamento de medição para o acompanhamento da medição pelo solicitante.

O relatório conclusivo da medição será apresentado, por escrito, ao cliente solicitante em até 30 (trinta) dias a partir da formalização de sua reclamação.

22

Os indicadores que serão apurados quando da realização das medições solicitadas pelo cliente ou quando da realização das medições amostrais previstas no programa periódico de medição da ESCELSA serão: DRP - Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária Trata-se de indicador individual, referente à duração relativa das leituras de tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido, expresso em percentual e calculado conforme expressão abaixo:

DRP =

nlp ×100[%] 1.008

Onde: nlp = número de leituras situadas nas faixas precárias 1.008 = número de leituras válidas a cada 10 (dez) minutos, no período de observação.

O limite máximo a ser observado para este indicador, chamado de Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Precária (DRPM), ou seja, o percentual máximo de tempo admissível para as leituras de tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido, foi estabelecido em 6% (seis por cento) para o ano de 2004, sendo este reduzido de um valor absoluto de 1% (um por cento) a cada ano, no período de 2005 a 2007, quando passará a ter o valor fixo de 3% (três por cento).

DRC - Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica Trata-se de indicador individual, referente à duração relativa das leituras de tensão, nas faixas de tensão críticas, no período de observação definido, expresso em percentual e calculado conforme expressão abaixo:

DRC =

nlc × 100[%] 1.008

Onde: nlc = número de leituras situadas nas faixas críticas 1.008 = número de leituras válidas a cada 10 (dez) minutos, no período de observação.

O limite máximo a ser observado para este indicador, chamado de Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Crítica (DRCM), ou seja, o percentual máximo de tempo admissível para as leituras de tensão, nas faixas de tensão críticas, no período de observação definido, foi estabelecido em 1,1% (um inteiro e um décimo por cento) para o ano de 2004, sendo este reduzido de um valor absoluto de 0,2% (dois décimos por cento) a cada ano, no período de 2005 a 2007, quando passará a ter o valor fixo de 0,5% (cinco décimos por cento).

Quando dos registros obtidos de medições solicitadas e/ou amostrais for constatado que o valor do indicador DRP superar a meta estabelecida, a ESCELSA deverá adotar providências para o retorno da tensão à condição adequada, a partir da data de término das leituras, obedecendo os seguintes prazos: 23

90 (noventa) dias a partir de janeiro de 2004; 60 (sessenta) dias a partir de janeiro de 2005.

No caso do DRC, quando dos registros obtidos de medições de tensão solicitadas e/ou amostrais for constatada a existência de percentual superior a 0 (zero), a ESCELSA deverá adotar as providências para o retorno da tensão à condição adequada, a partir da data de término das leituras, obedecendo os seguintes prazos: 30 (trinta) dias a partir de janeiro de 2004; 15 (quinze) dias a partir de janeiro de 2005.

A regularização do nível de tensão deverá ser comprovada por nova medição, obedecendo o mesmo período de observação, e o resultado final comunicado, por escrito, ao consumidor que solicitou a medição.

A partir de 1º de janeiro de 2005, expirados os prazos supra discriminados, e permanecendo desatendida a regularização dos níveis de tensão, as unidades consumidoras que tiverem sido submetidas a condições de serviço inadequadas, farão jus à restituição de importância calculada de acordo com a fórmula a seguir: DRC  DRP − DRPM  × k1 + × k2  × k3 Valor =  100 100   Onde: k1 = 1,00 k2 = 1, para unidades consumidoras atendidas do Grupo A; k3 = coeficiente de majoração DRP = valor do DRP apurado, expresso em %; DRPM = valor do DRPM expresso em %; DRC = valor do DRC apurado, expresso em %; O coeficiente de majoração a ser utilizado, no caso de unidade consumidora cativa, corresponderá à média aritmética do valor líquido das faturas mensais de energia, referentes aos 03 (três) meses anteriores à apuração, sendo entendido como valor líquido da fatura o valor em moeda corrente resultante da aplicação das respectivas tarifas de fornecimento, sem a incidência de impostos, sobre as componentes de consumo de energia elétrica ativa, de demanda de potência ativa, de uso do sistema, de consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes. No caso do cliente livre, o coeficiente de majoração corresponderá à média aritmética dos 03 (três) últimos meses do montante de energia disponibilizado no ponto de conexão, multiplicado pelo valor normativo relativo à fonte competitiva, vinculado aos contratos de energia adquirida livremente.

A restituição devida ao cliente, conforme critério acima, não impedirá o mesmo de exercer seu direito de pleitear à ESCELSA o ressarcimento por outras perdas e danos causados pelo serviço inadequado de energia elétrica e será mantida enquanto restar desatendida a condição que lhe originou.

24

6.3-

DEMANDA CONTRATADA

A Demanda Contratada é um dos itens mais importante do contrato de fornecimento pois, se dimensionada a maior que a necessidade certamente onerará desnecessariamente a conta de energia da unidade consumidora, e se dimensionada a menor, poderá resultar na aplicação da tarifa de ultrapassagem da mesma conta, caso esta ultrapassagem exceda a tolerância permitida pela legislação.

Cabe ao cliente estabelecer o montante de demanda no horário de ponta e fora de ponta que firmará no contrato com a ESCELSA A demanda pode ser dimensionada através da soma, em Watts, de toda a carga elétrica da unidade consumidora, multiplicada pelo Fator de Demanda típico, ou nos casos mais simples, pelo maior total de carga que por necessidade operacional, poderá estar operando simultaneamente em qualquer intervalo de 15 min., durante o mês de faturamento.

6.4-

HORÁRIO DE PONTA – DIAS DE FERIADOS

O horário de ponta está regulamentado pela Resolução ANEEL no 456 de 29/11/2000, alterado pela Resolução ANEEL no 90 de 27/03/2001.

Consiste no período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, "Corpus Christi", dia de finados e os demais feriados definidos por lei federal, considerando as características do seu sistema elétrico.

No

Feriados

Data

Instituição

1

Dia Mundial da Paz

01 de Janeiro

Lei Federal

2

Carnaval

Terça-feira

Res. ANEEL

3

Paixão de Cristo

Sexta-feira

Res ANEEL

4

Tiradentes

21 de Abril

Lei Federal

5

Dia do trabalho

01 de Maio

Lei Federal

6

Corpus Christi

Quinta-feira

Res ANEEL

7

Dia da Independência

07 de Setembro

Lei Federal

8

Nossa Senhora Aparecida

12 de Outubro

Lei Federal

9

Finados

Terça-feira

Res ANEEL

10

Proclamação da República

15 de Novembro

Lei Federal

11

Natal

25 de Dezembro

Lei Federal

25

O horário de ponta é firmado no Contrato de Fornecimento ou Contrato de Uso do Sistema de Distribuição, e é também indicado na Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica.

Por necessidade imprescindível de melhor distribuir a carga total do sistema elétrico, é prerrogativa da ESCELSA deslocar o intervalo das três horas para antes ou depois do horário vigente no contrato.

Nesta hipótese o cliente será comunicado por escrito, com a antecedência mínima de 5 (cinco) dias.

26

7- DEMANDA E CONSUMO O conhecimento do que significa demanda e consumo de energia elétrica, é indispensável na análise de qualquer fornecimento e sua Conta de Energia.

Comparação com o sistema hidráulico O desenho abaixo representa um sistema em que uma concessionária fornece água a uma unidade consumidora, cuja medição registra a quantidade do líquido por balde e a quantidade total por mês, considerando que cada balde permanece exatos 15’ (quinze minutos) recebendo a água para depois entrega-la.

Uma válvula regula o maior ou menor fluxo da água que depende da necessidade das instalações.

Como o tempo de enchimento do balde é fixo, cada um terá uma quantidade diferente de água.

Medição da Unidade Consumidora VÁLVULA

CONCESSIONÁRIA

Fornecimento às instalações

Neste exemplo pode-se tirar as seguintes conclusões visando a comparação, durante determinado período, com a energia elétrica: a- A DEMANDA REGISTRADA pode ser comparada com a resposta à seguinte pergunta: qual o volume de água do balde que mais se encheu durante o mês?

O maior volume de água encontrado por balde significa que as instalações do cliente exigiram e o sistema atendeu, em determinado período de 15 minutos, um montante maior do líquido.

A demanda é medida em kW - kilowatts b- A DEMANDA CONTRATADA pode ser comparada ao volume ou capacidade do balde, que é um valor predeterminado e constante. c- A DEMANDA DE ULTRAPASSAGEM se compara com o maior volume de água que tenha transbordado à capacidade de qualquer dos baldes durante o período. Lembrando que no sistema elétrico existe uma tolerância percentual para as ultrapassagens. d- O CONSUMO DE ENERGIA pode ser comparado com o resultado da soma total de ¼ (um quarto) do volume da água de cada balde, ou seja, a cada 4 27

baldes (1 hora) calcula-se o volume médio (soma dividido por 4) e soma no volume total.

O consumo de energia é medido em kWh O Sistema Elétrico O Sistema Elétrico é constituído por uma malha de distribuição, que são as redes e subestações da concessionária, alimentando uma diversidade de cargas, como são chamados os motores, inversores, transformadores, iluminação, etc., dos usuários da energia elétrica disponibilizada.

Linhas de Transmissão

Subestações

Redes de Distribuição

Unidade Consumidora

Assim, para o correto planejamento de sua expansão e conservação da sua capacidade de atendimento a todos os seus usuários, necessita-se conhecer o limite máximo de utilização que será solicitado, limite este obtido a partir do somatório das cargas instaladas em cada unidade consumidora que poderão operar simultaneamente em um determinado tempo. O somatório destas cargas em quilowatts (kW), é denominado "DEMANDA DO SISTEMA", ou seja, é a capacidade máxima que poderá ser exigida do Sistema Elétrico em determinado momento.

Tal conceito é aplicado individualmente a cada unidade consumidora atendida em nível de tensão superior a 2,3 kV, o chamado "Grupo A", e é definido como a maior média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante qualquer intervalo de 15 (quinze) minutos componente de um ciclo de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

A demanda é firmada através de um contrato de fornecimento de energia elétrica, constituindo-se em compromisso do cliente quanto à máxima exigência do

Σ Sistema Elétrico pela sua unidade consumidora.

28

Já o consumo, medido em quilowatt x hora (kWh), está relacionado ao período de tempo em que o Sistema Elétrico alimenta uma carga de determinada potência, ou seja, quanto mais tempo a carga estiver ligada maior será seu consumo, mantendo porem constante a sua contribuição para a demanda.

29

08- TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA As tarifas de energia elétrica para unidades consumidoras atendidas na tensão igual ou superior a 2,3 kV, são estruturadas nas seguintes formas: a) - CONVENCIONAL: Estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano. b) - HORO-SAZONAL AZUL: modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia; c) - HORO-SAZONAL VERDE: modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência; A estrutura tarifária HORO-SAZONAL é segmentada nos seguintes períodos: -

Horário de ponta (P): período definido pela Empresa e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da paixão, “Corpus Christ” , dia de finados e os demais feriados definidos por lei federal, considerando as características do seu sistema elétrico;

-

Horário fora de ponta (F): período composto pelo conjunto de horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta;

-

Período úmido (U): período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte;

-

Período seco (S): período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pela leituras de maio a novembro.

8.1 Estrutura Tarifária – Grupo A ESTRUTURA TARIFÁRIA CONVENCIONAL PREÇO: Um preço para a energia e outro para a demanda (Tarifa Binômia)

APLICAÇÃO: - Tensão igual ou superior a 2,3 kV e inferior a 69 kV - Demanda inferior a 300 kW

30

ESTRUTURA TARIFÁRIA HORO-SAZONAL AZUL PREÇO:

APLICAÇÃO: a) Compulsória:

1. Demanda de potência ativa (kW): a) b)

Um preço para o horário de ponta Um preço para o horário fora da ponta

2. Consumo de energia elétrica ativa (kWh) a) b) c)

Um preço para o horário de ponta no período úmido; Um preço para o horário fora da ponta no período úmido; Um preço para o horário de ponta no período seco;

d)

Um preço para o horário fora da ponta no período seco.

• Tensão igual ou superior a 69 kV; • Tensão inferior a 69 kV, com demanda igual ou superior a 300 kW, desde que não tenha optado pela estrutura tarifária horo-sazonal VERDE; • Tensão inferior a 69 kV, em unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional que houver apresentado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, 03 (três) registros consecutivos ou 06 (seis) alternados de demandas medidas iguais ou superiores a 300 kW;

b) Opcional: • Tensão inferior a 69 kV com demanda contratada inferior a 300 kW

ESTRUTURA TARIFÁRIA HORO-SAZONAL VERDE PREÇO:

APLICAÇÃO:

1. Demanda de potência ativa (kW):

a)- Opcional:

a)

•

Um único preço

2. Consumo de energia elétrica ativa (kWh): a)

Um preço para o horário de ponta no período úmido

b)

Um preço para o horário fora da ponta no período úmido;

c)

Um preço para o horário de ponta no período seco;

d)

Um preço para o horário fora da ponta no período seco;

Tensão inferior a 69 kV, com manifestação formal pela opção

8.2- Tarifa Aberta A partir de 06 de Agosto de 2003, a ANEEL, quando da revisão tarifária da ESCELSA e em cumprimento ao estabelecido pela sua resolução nº 666, de 29 de novembro de 2002, promoveu a publicação das tarifas de fornecimento de energia elétrica aplicáveis, desdobrando cada componente (demanda e consumo) em 02 (duas) outras parcelas, sendo uma referente ao pagamento pelo uso do sistema elétrico (utilização) e a outra pertinente à aquisição da "commodity" (produto) energia elétrica.

Com a tarifa aberta, tanto os clientes cativos, quanto livres, atendidos em baixa ou em alta tensão, estarão sujeitos aos encargos de uso do sistema de distribuição e transmissão que reflitam o valor da conta de energia na proporção de como eles os utilizam. Assim, o faturamento da conta é o resultado da aplicação da tarifa 31

de energia (TE) resultante dos custos da "commodity" (produto) e da tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD), acrescida da tarifa de uso do sistema de transmissão (TUST), resultante dos custos dos sistemas.

De outra forma, a tarifa aberta em parcelas pode ser entendida de modo que a tarifa de energia (TE) é a diferença entre a tarifa de fornecimento (TF) vigente até Ago/2003 e a "tarifa fio" (TUSD + TUST), assim denominada a parcela que deverá cobrir os investimentos e custos operacionais da ESCELSA com relação ao seu sistema elétrico, bem como da REDE BÀSICA. Na tabela a seguir é apresentado um exemplo do desdobramento da tarifa de fornecimento vigente, em 02 (duas) parcelas: TARIFA HORO-SAZONAL - AZUL A)

- COMPONENTE DEMANDA:

Base de Cálculo – R$/kW Parcela Posto Tarifário Sub-grupo

TF = TE + TUSD + TUST Ponta (A = C + E)

Fora Ponta (B = D + F)

TUSD + TUST Ponta (C)

TE

Fora Ponta (D)

Ponta (E)

Fora Ponta (F)

A2 (88 a 138 kV)

17,71

3,97

11,52

1,70

6,19

2,27

A3 (69 kV)

23,98

6,43

18,40

3,91

5,59

2,52

A3a (30 a 44 kV)

28,15

9,25

22,56

5,96

5,58

3,30

A4 (2,3 a 25 kV)

28,64

9,43

24,05

6,62

4,59

2,81

B)

- COMPONENTE CONSUMO:

Base de Cálculo R$/MWh Parcela Posto Tarifário Período Sub-grupo

TF = TUSD + TUST + TE Ponta Seco A=E+I

Úmido B=F+J

TUSD + TUST

Fora Ponta Seco C=G+K

Úmido D=H+L

Ponta Seco (E)

Úmido (F)

TE

Fora Ponta Seco (G)

Úmido (H)

Ponta Seco (I)

Úmido (J)

Fora Ponta Seco (K)

Úmido (L)

A2 (88 a 138 kV)

113,82

105,47

78,20

71,50

27,66

24,92

15,47

13,94

86,16

80,55

62,72

57,56

A3 (69 kV)

126,15

112,15

84,12

73,12

27,66

24,92

15,47

13,94

98,49

87,23

68,65

59,18

A3a (30 a 44 kV)

192,64

177,78

93,33

82,74

29,92

27,03

16,48

14,89

162,72

150,75

76,85

67,85

A4 (2,3 a 25 kV)

193,39

178,42

93,73

83,03

28,03

25,27

15,68

14,12

165,35

153,14

78,05

68,91

32

Na planilha acima pode ser observado que a denominada "tarifa fio" (TUSD + TUST) possui uma componente cuja base de cálculo é a demanda e uma outra componente cuja base de cálculo é o consumo de energia elétrica. De maneira análoga, o mesmo desdobramento verifica-se com relação à "tarifa energia" (TE).

8.3- Opção pela melhor Tarifa Respeitados os critérios de classificação obrigatória, descriminados no item 8.1 desta instrução, o cliente responsável por unidade consumidora do Grupo A, atendida por tensão inferior a 69 kV, poderá optar pela tarifa que melhor lhe convier, para aplicação na sua conta de energia. Com base nos dados de sua demanda e consumo, poderá fazer uma análise econômica criteriosa, simulando o faturamento de sua conta, para efeito de comparação, com a aplicação das tarifas verde, azul e convencional.

Em linhas gerais, a estrutura CONVENCIONAL é indicada para unidades consumidoras comerciais e condomínios residenciais, onde o período de maior utilização da energia elétrica ocorre por volta das 18 às 21 horas.

Já a estrutura HORO-SAZONAL VERDE é mais indicada para a unidade consumidora que consegue paralisar suas atividades no período denominado "horário de ponta", considerando que a tarifa de consumo daquele horário é muito mais cara.

A estrutura HORO-SAZONAL AZUL é, normalmente, mais recomendada às unidades consumidoras industriais que tenham dificuldade em diminuir ou paralisar suas atividades no "horário de ponta", e, portanto, apresentam um consumo significativo de energia elétrica nesse período, além de apresentarem um elevado grau de eficiência na utilização da Demanda Contratada, ou seja, apresentam um consumo maior por quilowatt de demanda.

Havendo dúvidas procure o seu atendimento na ESCELSA que poderá auxiliar na simulação da tarifa.

IMPORTANTE: a)- Uma vez exercida qualquer das opções previstas nesta instrução, só poderá ser efetuada nova alteração nos critérios de faturamento quando: -

retorno para a Tarifa Convencional: desde que verificado nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, a ocorrência de 9 (nove) registros, consecutivos ou alternados, de demandas medidas inferiores a 300 kW.

-

para outra modalidade tarifária: desde que a modificação anterior tenha sido efetuada há mais de 12 (doze) ciclos consecutivos e completos de faturamento; ou

-

a Empresa constatar descontinuidade no atendimento dos requisitos exigíveis para a opção.

b)- O exercício da opção deverá ser formalizado à ESCELSA por escrito.

33

9- ALTERAÇÕES CONTRATUAIS Sempre que desejar, o grande consumidor poderá solicitar à ESCELSA ajustes em seu contrato vigente, respeitados os prazos de atendimento.

9.1 – Alterações de modalidade tarifária A qualquer tempo, o grande consumidor poderá solicitar à ESCELSA mudança da modalidade tarifária para CONVENCIONAL, HOROSAZONAL AZUL ou HOROSAZONAL VERDE, respeitadas as aplicações definidas para cada estrutura tarifária. Após análise do pedido, a ESCELSA encaminhará ao cliente novo contrato ou termo aditivo contemplando a alteração solicitada, com vigência a partir do início do ciclo de faturamento do mês subsequente à aprovação. Novos pedidos poderão ser feitos respeitados os limites estabelecidos em legislação e no contrato de fornecimento de energia do cliente.

9.2 - Reduções de demanda Conforme determina o § 4º do art. 23 da Res. ANEEL no 456 de 29/11/2000, a ESCELSA deverá atender as solicitações de redução de demanda contratada, contratada não contempladas no art. 24, desde que efetuadas por escrito e com antecedência mínima de 180 (cento e oitenta) dias.

De acordo com o art. 24, a concessionária deverá renegociar o contrato de fornecimento, a qualquer tempo, sempre que solicitado por consumidor que, ao implementar medidas de conservação, incremento à eficiência e ao uso racional da energia elétrica, comprováveis pela concessionária, resultem em redução da demanda de potência e/ou de consumo de energia elétrica ativa, desde que satisfeitos os compromissos relativos aos investimentos da concessionária, bem como assegurem o ressarcimento do ônus relativo aos referidos investimentos. O consumidor deverá submeter à concessionária as medidas de conservação a serem adotadas, com as devidas justificativas técnicas, etapas de implantação, resultados previstos, prazos, proposta para a revisão do contrato de fornecimento e acompanhamento pela concessionária, caso em que esta informará ao consumidor, no prazo de 45 (quarenta e cinco) dias, as condições para a revisão da demanda e/ou da energia elétrica ativa contratadas, conforme o caso.

34

9.3 - Aumentos de demanda Conforme determina o art 31 da Res. ANEEL no 456 de 29/11/2000, o consumidor deverá submeter previamente à apreciação da concessionária o aumento da carga instalada que exigir a elevação da potência disponibilizada, com vistas a verificação da necessidade de adequação do sistema elétrico. Para tanto, o cliente deverá informar à ESCELSA todos os dados relativos às cargas instaladas em sua empresa para que seja feita análise de viabilidade de atendimento ao pedido.

O cliente também deverá submeter para análise e aprovação da ESCELSA o projeto elétrico da entrada de energia contemplando a entrada das novas cargas, informando a situação atual e situação futura. Este projeto deverá estar condizente com os padrões estabelecidos pelas normas da ESCELSA para cada nível de tensão, disponíveis no site www.escelsa.com.br ou nas gerências de atendimento aos clientes horosazonais.

De posse do projeto elétrico da entrada de energia aprovado, o consumidor deverá manter contato com a ESCELSA objetivando o desenvolvimento das providências relacionadas à necessidade de obras, custos, prazo de execução e formalização dos contratos exigidos pela legislação para o fornecimento de energia elétrica.

A seguir anexamos formulário modelo para encaminhamento dos dados para análise de viabilidade de atendimento.

35

10- AFERIÇÃO DE MEDIDOR O consumidor poderá exigir a aferição dos medidores, a qualquer tempo, sendo que as eventuais variações não poderão exceder os limites percentuais admissíveis. (Art 38 da Res ANEEL no 456 de 29/11/2000)

A ESCELSA executa a aferição dos medidores de energia elétrica nas seguintes situações: a-

programa de aferição periódica previamente estabelecido;

b-

indicação por resultado de análise periódica de dados da medição;

c-

constatação de lacres violados;

d-

PEDIDO DO CONSUMIDORA;

CLIENTE

RESPONSÁVEL

PELA

UNIDADE

A aferição a pedido do cliente poderá ser executada, a seu critério e/ou por exigência das circunstâncias, de três modos diferentes a seguir: a-

por pessoal da ESCELSA no próprio local da medição na unidade consumidora;

b-

no laboratório da ESCELSA;

c-

em órgão metrológico oficial.

PROCEDIMENTOS I-

O interessado pela aferição do medidor deverá solicitar formalmente à ESCELSA, indicando o código do cliente – CDC e as razões pelas quais concluiu pela necessidade da aferição.

II-

É importante e um direito do cliente acompanhar os serviços de aferição feitos por pessoal da ESCELSA, cuja data e hora será informada ao mesmo com a antecedência mínima de 3 (três) dias úteis.

III-

O cliente deverá receber da ESCELSA uma via do laudo técnico de aferição, contendo as variações verificadas, os limites admissíveis e a conclusão final.

Persistindo dúvida o cliente poderá, no prazo de 10 (dez) dias, contados a partir do recebimento da comunicação do resultado, solicitar à ESCELSA a aferição do medidor por órgão metrológico oficial, devendo ser observado o seguinte:

42

a) O cliente deverá acompanhar a ESCELSA que acondicionará o medidor em invólucro específico, devidamente lacrado no ato da retirada, e o encaminhará ao órgão competente, mediante entrega de comprovante desse procedimento ao cliente; b) IMPORTANTE - os custos de frete e de aferição, serão de responsabilidade do cliente, caso os limites de variação não tiverem sido excedidos. c) Havendo custos de responsabilidade do cliente conforme acima, estes poderão ser cobrados através da Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica. d) A retirada do medidor para aferição fora do seu local, ensejará a sua substituição imediata por outro medidor, para a qual terá a anuência do cliente através de comunicado feito pela ESCELSA.

43

11- Internet – Agência Virtual A Escelsa desenvolveu a Agência virtual para redirecionar a forma de atendimento com objetivo de migrar aproximadamente 50.000 serviços do atendimento convencional hoje existente para o atendimento pela Internet através do site www.escelsa.com.br , reduzindo os custos operacionais do processo comercial e aumentando o índice de satisfação e a comodidade dos clientes.

O que é ?

O projeto Agência Virtual visa oferecer uma alternativa adicional de atendimento aos clientes. Com a implantação desta nova forma de atendimento, passou-se a efetuar através da Internet serviços outrora realizados pelo tele-atendimento ou pelo atendimento personalizado, oferecendo comodidade aos clientes e gerando economia através da modernização dos processos da área comercial.

Como funciona: A Agência Virtual é um sistema de prestação de serviços que tem a identificação do cliente na Internet como ponto de partida e característica fundamental.

Ao tornar-se um cliente da agência virtual, o visitante tem acesso à maioria dos serviços existentes numa agência real e passará a receber tratamento personalizado, interativo e inteligente, similar à presença de uma atendente pessoal.

A tecnologia garantirá elevados índices de segurança e privacidade em todas as interações processadas virtualmente.

A Agência Virtual possui ainda um valioso espaço para novos negócios e produtos da empresa: pagamento on-line de transações, cobrança de terceiros em conta de energia.

São atualmente disponibilizados os seguintes serviços: • • • • • • • • • • • • • • •

Contrato de Fornecimento; Histórico de Demanda e Consumo Ativos; Emissão de 2ª Via de Nota Fiscal / Conta de Energia Elétrica; Simulação tarifária; Emissão de Recibos Diversos, Solicitação de Serviços; Ligação Nova ou aumento de carga; Atendimento on-line personalizado; Direitos e deveres; Manual do Autoprodutor; Definições e orientações; Legislação do setor elétrico.

Manual orientativo sobre os critérios de contratação; Manual orientativo sobre energia reativa excedente; Formulário de viabilidade técnica;

44

12- FATOR DE POTÊNCIA INTRODUÇÃO: Em conformidade com o estabelecido pelo Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, com a nova redação dada pelo Decreto nº 75.887, de 20 de junho de 1975, as concessionárias de energia elétrica adotaram, desde então, o fator de potência de 0,85 como referência para limitar o fornecimento de energia reativa.

O Decreto nº 479, de 20 de março de 1992, reiterou a obrigatoriedade de se manter o fator de potência o mais próximo possível da unidade (1,00), tanto pelas concessionárias, quanto pelos consumidores, recomendando, ainda, ao Órgão Regulador, o estabelecimento de um novo limite de referência para o fator de potência indutivo e capacitivo, bem como a forma de avaliação e de critério de faturamento da energia reativa excedente a esse novo limite.

A nova legislação pertinente, estabelecida pelo Órgão Regulador, introduz uma nova forma de abordagem do ajuste, pelo baixo fator de potência, com os seguintes aspectos relevantes: •

aumento do limite mínimo do fator de potência de 0,85 para 0,92;

•

faturamento de energia reativa capacitiva excedente;

•

redução do período de avaliação do fator de potência, de mensal para horário, a partir de 1996.

O controle mais apurado do uso de energia reativa é mais uma medida adotada pelo Regulador, visando estimular o consumidor, através da redução de perdas e melhor desempenho de suas instalações, como também para o setor elétrico nacional, pela melhoria das condições operacionais e a liberação do sistema para atendimento a novas cargas com investimentos menores.

12.1- POTÊNCIA ATIVA E REATIVA - CONCEITOS BÁSICOS: A maioria das cargas das unidades consumidoras consome energia reativa indutiva, como motores, transformadores, lâmpadas de descarga, fornos de indução, entre outros.

As cargas indutivas necessitam de campo eletromagnético para seu funcionamento, por isso sua operação requer dois tipos de potência:

G RESISTÊNCIA

LÂMPADA

Potência Ativa, medida em kW, que efetivamente realiza trabalho, gerando calor, luz, movimento, etc.

POTÊNCIA ATIVA (kW)

Potência reativa, medida em kVAr, usada apenas para criar e manter os campos eletromagnéticos das cargas indutivas

INDUÇÃO DOS CONDUTORES

G

MOTOR

CAMPO MAGNÉTICO

POTÊNCIA REATIVA (kVAr)

45

Assim, enquanto a potência ativa é sempre consumida na execução de trabalho, a potência reativa, além de não produzir trabalho, circula entre a carga e a fonte de alimentação, ocupando um “espaço” no sistema elétrico que poderia ser utilizado para fornecer mais energia ativa.

A potência ativa e a potência reativa, juntas, constituem a potência aparente, medida em kVA (quilo-voltampère), que é a potência total gerada e transmitida à carga.

O “triângulo das potências” ao lado, é utilizado para mostrar, graficamente, a relação entre as potências ativa, reativa e aparente.

A razão entre a potência ativa e a potência aparente de qualquer instalação se constitui no “fator de potência”.

FP =

P = potência ativa (kW)

ϕ Q = potência reativa (kVAr)

S = potência aparente (kVA)

kW kVAr = cos(ϕ ) = cos(arctg ) kVA kW

O fator de potência indica qual porcentagem da potência total fornecida (kVA) é efetivamente utilizada como potência ativa (kW). Assim, o fator de potência mostra o grau de eficiência do uso dos sistemas elétricos.

Valores altos de fator de potência (próximos a 1,0) indicam uso eficiente da energia elétrica, enquanto valores baixos evidenciam seu mau aproveitamento, além de representar uma sobrecarga para todo o sistema elétrico.

Por exemplo, para alimentar uma carga de 100 kW com fator de potência igual a 0,70, são necessários 143 kVA. Para a mesma carga de 100 kW, mas com fator de potência igual a 0,92, são necessários apenas 109 kVA, o que representa uma diferença de 24% no fornecimento em kVA.

100 kW 143 kVA

FP = 0,70

100 kW 109 kVA

FP = 0,92

12.2- BAIXO FATOR DE POTÊNCIA - PRINCIPAIS CAUSAS: As causas mais comuns da ocorrência de baixo fator de potência são: •

motores e transformadores operando em “vazio” ou com pequenas cargas;

•

motores e transformadores superdimensionados;

•

grande quantidade de motores de pequena potência;

•

máquinas de solda;

•

lâmpadas de descarga: fluorescentes, vapor de mercúrio, vapor de sódio – sem reatores de alto fator de potência;

•

excesso de energia reativa capacitiva.

12.3- EXCEDENTE DE REATIVO - EFEITOS NAS REDES E INSTALAÇÕES: Baixos valores de fator de potência são decorrentes de quantidades elevadas de energia reativa. Essa condição resulta em aumento na corrente total que circula nas redes de distribuição de energia elétrica da Concessionária e das unidades consumidores, podendo sobrecarregar as subestações, as linhas de transmissão e distribuição, prejudicando a estabilidade e as condições de aproveitamento dos sistemas elétricos, trazendo inconvenientes diversos, tais como:

46

PERDAS NA REDE As perdas de energia elétrica ocorrem em forma de calor e são proporcionais ao quadrado da corrente total. Como essa corrente cresce com o excesso de energia reativa, estabelece-se uma relação direta entre o incremento das perdas e o baixo fator de potência, provocando o aumento do aquecimento de condutores e equipamentos.

12 0

PERDAS (%)

10 0 80 60 40 20 10

08

06

04

02

00

FATOR DE POTÊNCIA

A tabela seguinte mostra a diminuição das perdas anuais em energia elétrica de uma instalação com consumo anual da ordem de 100 MWh, quando se eleva o fator de potência de 0,78 para 0,92.

SITUAÇÃO INICIAL

SITUAÇÃO FINAL

FATOR DE POTÊNCIA

0,78

0,92

PERDAS GLOBAIS

5%

3,59%

REDUÇÃO DAS PERDAS

28,1%

 FP 2  REDUÇÃO _ DAS _ PERDAS _(%) = 1 − i 2  ×100  FP  f  

QUEDAS DE TENSÃO O aumento da corrente devido ao excesso de reativo leva a quedas de tensão acentuadas, podendo ocasionar a interrupção do fornecimento de energia elétrica e a sobrecarga em certos elementos da rede.

Esse risco é sobretudo acentuado durante os períodos nos quais a rede é fortemente solicitada. As quedas de tensão podem provocar, ainda, diminuição da intensidade luminosa nas lâmpadas e aumento da corrente nos motores.

SUBUTILIZAÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA A energia reativa, ao sobrecarregar uma instalação elétrica, inviabiliza sua plena utilização, condicionando a instalação de novas cargas a investimentos que seriam evitáveis se o fator de potência apresentasse valores mais altos. O “espaço” ocupado pela energia reativa poderia ser, então, utilizado para o atendimento a novas cargas.

1.000 kVA

FP = 0,85

920 kW 1.000 kVA

392 kVAr

850 kW 527 kVAr

As figuras ao lado, dão uma idéia da conseqüência do aumento do fator de potência, de 0,85 para 0,92, no fornecimento de potência ativa para cada 1.000 kVA instalado. A redução da potência reativa, de 527 kVAr para 392 kVAr, permite ao sistema elétrico aumentar de 850 kW para 920 kW a sua capacidade de fornecer potência ativa, para cada 1.000 kVA instalado.

FP = 0,92

47

Os investimentos em ampliação das instalações estão relacionados, principalmente, aos transformadores e condutores necessários. O transformador a ser instalado deve atender à potência ativa total dos equipamentos utilizados, mas, devido à presença de potência reativa, a sua capacidade deve ser calculada com base na potência aparente das instalações. A tabela abaixo mostra a potência total que deve ter o transformador, para atender uma carga útil de 800 kW para fatores de potência crescentes.

POTÊNCIA ÚTIL ABSORVIDA (kW)

800

FATOR DE POTÊNCIA

POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR (kVA)

0,50

1.600

0,80

1.000

1,00

800

Também o custo dos sistemas de comando, proteção e controle dos equipamentos cresce com o aumento da energia reativa. Da mesma forma, para transportar a mesma potência ativa sem aumento de perdas, a seção dos condutores deve aumentar à medida em que o fator de potência diminui. A tabela seguinte ilustra a variação da seção necessária de um condutor em função do fator de potência. Nota-se que a seção do condutor necessária, supondo-se um fator de potência 0,70, é o dobro da seção para o fator de potência 1,00.

SEÇÃO RELATIVA

FATOR DE POTÊNCIA

1,00

1,00

1,23

0,90

1,56

0,80

2,04

0,70

2,78

0,60

4,00

0,50

6,25

0,40

11,10

0,30

A correção do fator de potência por si só já libera capacidade para instalação de novos equipamentos, sem a necessidade de investimentos em transformador ou substituição de condutores para esse fim específico. É o que mostra a tabela a seguir, ilustrando o aumento do fator de potência de 0,80 para 0,92 em uma instalação genérica, com potência de transformação de 315 kVA. SITUAÇÃO INICIAL

SITUAÇÃO FINAL

FATOR DE POTÊNCIA

0,80

0,92

POTÊNCIA DISPONÍVEL kW

252

290

AUMENTO DE POTÊNCIA kW

38

12.4- CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA: A primeira providência para corrigir o baixo fator de potência é a análise das causas que levam à utilização excessiva de energia reativa. A eliminação dessas causas passa pela racionalização do uso de equipamentos – desligar motores em vazio, redimensionar equipamentos superdimensionados, redistribuir cargas pelos diversos circuitos, etc. – e pode, eventualmente, solucionar o problema de excesso de reativo nas instalações.

48

A partir destas providências, uma forma de reduzir a circulação de energia reativa pelo sistema elétrico, consistem em “produzí-la” o mais próximo possível da carga, utilizando um equipamento chamado capacitor.

SEM COMPENSAÇÃO

CONCESSIONÁRIA

Instalando-se capacitores junto às cargas indutivas, a circulação de energia reativa fica limitada a estes equipamentos. Na prática, a energia reativa passa ser fornecida pelos capacitores, liberando parte da capacidade do sistema elétrico e das instalações da unidade consumidora. Isso é comumente chamado de “compensação de energia reativa”.

ENERGIA ATIVA

M ENERGIA REATIVA

COM COMPENSAÇÃO

ENERGIA ATIVA

M ENERGIA REATIVA

Quando está havendo consumo de energia reativa, caracterizando uma situação de compensação insuficiente, o fator de potência é chamado de indutivo. Quando está havendo um fornecimento de energia reativa à rede, caracterizando uma situação de compensação excessiva, o fator de potência é chamado capacitivo.

CAPACITOR

12.5- COMPENSAÇÃO ATRAVÉS DE CAPACITORES: Existem várias alternativas para a instalação de capacitores em uma instalação, cada uma delas apresentando vantagens e desvantagens. Nesse sentido, a escolha da melhor alternativa dependerá de análises técnicas de cada instalação com orientação de profissionais especializados.

COMPENSAÇÃO INDIVIDUAL É efetuada instalando os capacitores junto ao equipamento cujo fator de potência se pretende melhorar. Representa, do ponto de vista técnico, a melhor solução, apresentando as seguintes vantagens: •

reduz as perdas energéticas em toda a instalação;

•

diminui a carga nos circuitos de alimentação dos equipamentos compensados;

•

melhora os níveis de tensão de toda a instalação;

•

pode-se utilizar um sistema único de acionamento para a carga e o capacitor, economizando-se em equipamentos de manobra;

•

gera reativos somente onde é necessário.

Existem, contudo, algumas desvantagens dessa forma de compensação com relação às demais: •

muitos capacitores de pequena potência têm custo maior que capacitores concentrados de potência maior;

•

pouca utilização dos capacitores, no caso do equipamento compensado não ser de uso constante;

•

para motores, deve-se compensar no máximo 90% da energia reativa necessária.

Alta Tensão

Baixa Tensão

Transformador Capacitor

M

M Cargas

49

COMPENSAÇÃO POR GRUPOS DE CARGAS O banco de capacitores é instalado de forma a compensar um setor ou um conjunto de máquinas. É colocado junto ao quadro de distribuição que alimenta esses equipamentos.

A potência necessária será menor que no caso da compensação individual, o que torna a instalação mais econômica. Tem como desvantagem o fato de não haver diminuição de corrente nos alimentadores de cada equipamento compensado.

Baixa Tensão Alta Tensão

Capacitores

Transformador

M

M Cargas

COMPENSAÇÃO GERAL O banco de capacitores é instalado na saída do transformador ou do quadro de distribuição geral, se a instalação for alimentada em baixa tensão.

Utiliza-se em instalações elétricas com número elevado de cargas com potências diferentes e regimes de utilização pouco uniformes. Apresenta as seguintes vantagens principais: •

os capacitores instalados são mais utilizados;

•

fácil supervisão;

•

possibilidade de controle automático;

•

melhoria geral do nível de tensão;

•

instalações adicionais suplementares relativamente simples.

A principal desvantagem consiste em não haver alívio sensível dos alimentadores de cada equipamento.

Baixa Tensão

Alta Tensão Transformador Capacitor

M

M

Cargas

COMPENSAÇÃO NA ENTRADA DA ENERGIA EM ALTA TENSÃO (AT) A compensação no lado da alta tensão, alem de não aliviar nem mesmo os transformadores da instalação, exige dispositivos de comando e proteção dos capacitores com isolação para a tensão primária.

Embora o preço por kVAr dos capacitores seja menor para tensões mais elevadas, este tipo de compensação, em geral, só é encontrada nas unidades consumidores que recebem grandes quantidades de energia elétrica e dispõem de subestações transformadoras. Neste caso, a diversidade da demanda entre as subestações pode resultar em economia na quantidade de capacitores a instalar.

Alta Tensão

Baixa Tensão

Transformador Capacitor

M

M

Cargas

50

COMPENSAÇÃO COM REGULAÇÃO AUTOMÁTICA Nas formas de compensação geral e por grupos de equipamentos, é usual utilizar-se uma solução em que os capacitores são agrupados por bancos controláveis individualmente. Um relé varimétrico, sensível às variações de energia reativa, comanda automaticamente a operação dos capacitores necessários à obtenção do fator de potência desejado.

COMPENSAÇÃO COMBINADA Em muitos casos utilizam-se, conjuntamente, as diversas formas de compensação.

REATIVOS NECESSÁRIOS

A – banco fixo, utilização ininterrupta B – banco fixo, ligado somente no período de atividade dos equipamentos a ele ligado

kVAr

C

C – banco automático, controlando continuamente a quantidade de kVAr

B A 7

12

17

HORA

24

COMPENSAÇÃO POR MOTORES SÍNCRONOS Motores síncronos podem ser utilizados para compensação do fator de potência por gerarem energia reativa, da mesma forma como um gerador convencional o faz. A potência reativa capacitiva fornecida por um motor síncrono à instalação, é função da corrente de excitação e da carga em seu eixo.

Entretanto, devido ao fato de ser um equipamento bastante caro, nem sempre é compensador do ponto de vista econômico, sendo competitivo, em princípio, para potências superiores a 200 CV e funcionamento por períodos longos.

PRECAUÇÕES NA INSTALAÇÃO E OPERAÇÃO DE CAPACITORES Para maior segurança e eficiência na operação do banco de capacitores, é importante a consulta à norma P-NB-209 da ABNT e, ainda, considerar os seguintes aspectos: •

a instalação de capacitores deve ser feita em local onde haja boa ventilação e com espaçamento adequado entre as unidades;

•

após desligar, esperar algum tempo para religar ou fazer o aterramento de capacitor. Isso por que o capacitor retém a sua carga por alguns minutos, mesmo desligado;

•

proceder o aterramento dos capacitores antes de tocar sua estrutura ou seus terminais;

•

para capacitores ligados em alta tensão (13,8 kV, por exemplo), é sempre conveniente que as operações de ligar e desligar sejam feitas utilizando-se o disjuntor principal da instalação, antes de se abrir ou fechar a chave principal de capacitores, no caso de não haver dispositivos adequados de manobra sob carga;

•

evitar a energização simultânea de dois ou mais bancos de capacitores, a fim de se evitar possíveis sobretensões.

51

HARMÔNICAS Alguns equipamentos comuns em instalações elétricas, como retificadores, inversores, fornos à arco, lâmpadas fluorescentes, transformadores e outros, produzem alterações na forma da corrente elétrica, denominadas distorções harmônicas. Essas distorções harmônicas provocam superaquecimento e aumentos de perdas em máquinas rotativas, diminuem a vida útil dos equipamentos, alteram as características de operação dos relés de proteção e geram interferências nos equipamentos de comunicação.

Embora os capacitores não sejam propriamente geradores de distorções harmônicas, a interação entre elas e o banco de capacitores pode agravar sensivelmente as condições de operação das instalações elétricas.

Dessa forma, as análises técnicas necessárias para a escolha da melhor alternativa de dimensionamento e localização dos capacitores, devem levar em conta também as distorções harmônicas eventualmente existentes na unidade consumidora.

12.6- LEGISLAÇÃO SOBRE EXCEDENTE DE REATIVO Por esse princípio, para cada “kWh” de energia ativa consumida, a concessionária permite a utilização de “0,425 kVArh” de energia reativa, indutiva ou capacitiva, sem acréscimo no custo.

A Resolução ANEEL nº 456, de 29 de dezembro de 2000, estabelece um nível máximo para utilização de reativo indutivo ou capacitivo, em função da energia ativa consumida (“kWh”).

1,00 kWh

FP = 0,92

0,425 kVArh

O fator de potência das instalações elétricas deve ser mantido sempre o mais próximo possível de 1,00 (um), conforme determinação do Decreto nº 479, de 20 de março de 1992.

FATOR DE POTÊNCIA LIMITE O nível máximo de energia reativa permitido sem cobrança, está associado ao fator de potência de referência de 0,92. Valores de fator de potência menores que 0,92, capacitivo ou indutivo, indicam excedente de reativo e esse excedente é passível de faturamento.

FATOR DE POTÊNCIA CAPACITIVO Todo excesso de energia reativa é prejudicial ao sistema elétrico, seja o reativo indutivo, consumido pela unidade consumidora, ou o reativo capacitivo, fornecido à rede pelos capacitores dessa unidade.

92 CAP

100

92 IND

M

Disso resulta que o controle da energia reativa deve ser tal, que o fator de potência da unidade consumidora permaneça sempre dentro da faixa que se estende do fator de potência 0,92 indutivo até 0,92 capacitivo. Nas instalações com correção do fator de potência através de capacitores, os mesmos devem ser desligados, conforme se desativam as cargas indutivas, de forma a manter uma compensação equilibrada entre reativo indutivo e capacitivo.

A concessionária aplicará ao excedente de reativo capacitivo os mesmos critérios de faturamento aplicados ao excedente indutivo.

52

PERÍODOS DE MEDIÇÃO DE ENERGIA REATIVA INDUTIVA E CAPACITIVA A energia reativa capacitiva será medida de 0 h às 6 h. A medição da energia reativa indutiva será feita no intervalo entre 6 h e 24 h.

CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA O cálculo do fator de potência será efetuado com base nos valores de energia ativa “kWh” e energia reativa “kVArh”, medidas durante o período de faturamento por posto tarifário.

kVAr   FP = cos arctg  kW  

EXCEDENTE DE REATIVO FORMA DE AVALIAÇÃO A ocorrência de excedente de reativo nas unidades consumidoras horo-sazonais, será verificada pela ESCELSA através do fator de potência horário.

O fator de potência horário é calculado com base nos valores de energia ativa (“kWh”) e de energia reativa (“kVArh”) medidos de hora em hora.

FATURAMENTO A demanda de potência e o consumo de energia reativa excedentes, calculados através do fator de potência horário, serão faturados pelas expressões:

 n   0,92   − DF( p )  × TDA( p ) FDR( p ) = max DAt × t =1 ft      n   0,92   FER( p ) = ∑ CAt ×  − 1  × TCA( p )  t =1   ft   FDR(p)

Faturamento da demanda de potência reativa excedente por posto tarifário.

DAt

Demanda de potência ativa medida de hora em hora

DF(p)

Demanda de potência ativa faturada em cada posto horário 53

TDAp

Tarifa de demanda de potência ativa.

FER(p)

Faturamento do consumo de reativo excedente por posto tarifário

CAt TCA(p)

Consumo de energia ativa medido em cada hora Tarifa de energia ativa.

ft

Fator de potência calculado de hora em hora.

Σ

Soma dos excedentes de reativo calculados a cada hora

max

Função que indica o maior valor da expressão entre parênteses, calculada de hora em hora.

t

Indica cada intervalo de uma hora.

p

Indica o posto tarifário: ponta e fora de ponta, para as tarifas horo-sazonais, e único, para a tarifa convencional.

n

Número de intervalos de uma hora, por posto horário, no período de faturamento.

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13- Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica

LEGENDA 1. Nº da nota fiscal 2. Dados cadastrais do cliente – Razão Social, endereço, CNPJ e Inscrição Estadual 3. Nº da rota de leitura, nº da conta, classificação, subgrupo e atividade do cliente. Para os subgrupos, define-se : • • • •

A4 – A3a A3 A2

Tensão de fornecimento entre 2,3kV e 25kV – Tensão de fornecimento entre 30kV e 44kV – Tensão de fornecimento de 69kV – Tensão de fornecimento entre 88kV e 138kV

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4. Nº de registro do cliente na Escelsa 5. Data do vencimento da conta 6. Mês de referência da conta 7. Valor total da conta em Reais 8. Data da leitura anterior da medição de energia 9. Data da leitura atual da medição de energia 10. Data de emissão da conta do mês 11. Data de entrega da conta do mês 12. Data da próxima leitura do cliente 13. Nº do Contrato de Fornecimento de Energia Elétrica ou último termo aditivo em vigência 14. Início do horário de ponta, cujo término ocorre decorridas 03 (três) horas após seu início.

15. Demanda contratada pelo cliente no horário de ponta, em kW 16. Demanda contratada pelo cliente no horário fora de ponta, em kW 17. Nº do medidor instalado na unidade consumidora 18. Constante de consumo da medição 19. Constante de demanda da medição 20. Nº de pulsos apurados na leitura atual, nos horários de ponta e fora de ponta 21. Nº de pulsos apurados na leitura anterior, nos horários de ponta e fora de ponta 22. Montantes apurados de CONSUMO (energia ativa, em kWh), UFER (energia reativa), DEMANDA (kW) e DMCR (demanda reativa). Os valores de CONSUMO e UFER são obtidos através do produto da diferença entre o nº de pulsos apurados na leitura atual e a anterior (itens 20 e 21) pela constante de consumo da medição (item 18). Os valores de DEMANDA e DMCR são obtidos através do produto do nº de pulsos apurados na leitura atual (item 20) pela constante de demanda da medição (item 19)

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23. Valor em Reais relativo à energia ativa consumida nos horários de ponta e fora de ponta, obtidas pelo produto dos montantes apurados em kWh (item 22) pela tarifa de energia vigente nos horários de ponta e fora de ponta, definida pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, acrescida do ICMS 24. Valor em Reais relativo ao Encargo de Capacidade Emergencial, obtido pelo produto do consumo total de energia (ponta e fora de ponta) pela tarifa vigente.

O Encargo de Capacidade Emergencial foi instituído pela Resolução ANEEL nº 249, de 06/05/2002, cujo valor foi atualizado pela Resolução ANEEL nº 496, de 26/09/2003, incluso o valor do ICMS 25. Valor em Reais relativo à energia faturada, excedente ao fator de potência 0,92, obtida pelo produto dos montantes apurados em UFER (item 22) pela tarifa de energia vigente nos horários de ponta e fora de ponta, definida pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, acrescida do ICMS 26. Valor em Reais da demanda faturada nos horários de ponta e fora de ponta, corresponde ao maior valor entre a demanda máxima registrada (item 22) e a demanda contratada (itens 15 e 16). Sobre a parcela da demanda medida que superar a respectiva demanda contratada, será aplicada a tarifa de ultrapassagem, caso aquela parcela seja superior aos limites mínimos de tolerância a seguir fixados: I - 5% (cinco por cento) para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kV; e II- 10% (dez por cento) para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento inferior a 69 kV. Os valores das tarifas são definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, acrescida do ICMS 27. Valor correspondente ao ICMS relativo à conta de energia 28. Multa e juros relativos ao atraso no pagamento de contas anteriores. A multa é calculada cobrando-se 2% (dois por cento) sobre o valor da conta em atraso; os juros são calculados cobrando-se 1% (um por cento) ao mês pro rata die, contados da data de vencimento da conta anterior até a data de seu efetivo pagamento 29. Cobrança de serviço técnico prestado ao cliente, sob sua autorização 30. Cobrança de contribuição de iluminação pública, definida conforme lei do município ao qual a unidade consumidora pertence

57

14- LEGISLAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO

Existe uma vasta legislação que normatiza o setor elétrico brasileiro. Destacam-se : 1. Resolução ANEEL nº 456, de 29/11/2000, publicado no Diário Oficial da União em 30/11/2000 Ementa: Estabelece as disposições atualizadas e consolidadas, relativas as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica, a serem observadas na prestação e utilização do serviço público de energia elétrica, tanto pelas concessionárias e permissionárias quanto pelos consumidores.

2. Resolução ANEEL nº 281, de 01/10/1999, publicado no Diário Oficial da União em 04/10/1999 Ementa: Estabelece as condições gerais de contratação do acesso, compreendendo o uso e a conexão dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

3. Lei nº 10.438, de 26/04/2002, publicado no Diário Oficial da União em 29/04/2002 Ementa: Dispõe sobre a expansão da oferta de energia elétrica emergencial, recomposição tarifária extraordinária, cria o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), dispõe sobre a universalização do serviço público de energia elétrica.

Outras informações sobre a legislação do setor elétrico podem ser obtidas através da internet, especialmente nos sites: 1. ESCELSA - Espírito Santo Centrais Elétricas – www.escelsa.com.br 2. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica – www.aneel.gov.br 3. Presidência da República – www.planato.gov.br 4. Senado Federal – www.senado.gov.br

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15- Acordo Operativo

Todos os clientes atendidos em níveis de tensão iguais ou superiores a 34,5kV devem celebrar junto à Escelsa um contrato conhecido como Acordo Operativo, que é um documento que contempla as principais orientações técnicas para operação da interface elétrica entre a instalação do cliente e o sistema elétrico da Escelsa.

O Acordo Operativo é um documento individualizado para cada unidade consumidora, variando conforme sua especificidade. Contém regras de operação de equipamentos, manobras conjuntas, desligamentos programados, bem como informa os telefones de contato direto com o Centro de Operação da Escelsa.

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16- Desligamento Programado

A Escelsa informa a seus clientes através da imprensa e por correspondência, telefone ou e-mail com antecedência máxima de até 05 (cinco) dias úteis quando da ocorrência de um desligamento programado na rede elétrica.

Estes desligamentos têm a função de promover manutenções corretivas ou preventivas na rede em função da ação de agentes externos (ventos, chuvas, abalroamentos, etc), ou para ampliação da capacidade de fornecimento de energia elétrica para atender o crescimento natural do mercado.

Sempre que possível, a Escelsa procurará negociar previamente uma data e horário com os clientes especiais a serem afetados com o desligamento para que não haja prejuízo em seus processos produtivos. O restabelecimento da energia ocorrerá imediatamente após a execução dos serviços propostos.

60

17- INSTALAÇÃO DE CARGAS ESPECIAS Alguns tipos de dispositivos ou equipamentos elétricos, incluindo-se a maior parte dos equipamentos que utilizam novas tecnologias, provocam perturbações elétricas que podem alterar o desempenho de outros equipamentos do próprio cliente responsável pela sua utilização, bem como degradar a qualidade da energia fornecida às demais unidades consumidoras do sistema de distribuição.

Como exemplos de equipamentos que provocam perturbações na rede pode-se citar, por exemplo: I-

conversores estáticos;

II-

equipamentos de controle de velocidade de motores;

III-

fornos a arco;

IV-

laminadores;

V-

máquinas de solda;

VI-

sistemas de tração elétrica;

VII- sistemas de compensação estática de reativos e outros.

A proliferação dos equipamentos causadores de perturbação, assim como, a preocupação crescente com seus efeitos no sistema de distribuição, gerou a necessidade de se estabelecer determinados padrões de desempenho de forma a possibilitar a convivência harmoniosa entre estes equipamentos e as demais cargas conectadas à rede elétrica, em geral, sensíveis às perturbações de tensão. É INDISPENSÁVEL QUE O CLIENTE CONSULTE À ESCELSA COM A ANTECEDÊNCIA NECESSÁRIA, SEMPRE QUE FOR INSTALAR QUALQUER TIPO DE CARGA ESPECIAL EM SUA UNIDADE CONSUMIDORA.

Padrões de Desempenho do Sistema de Distribuição As unidades consumidoras que tiverem cargas especiais em suas instalações elétricas, deverão observar no ponto de entrega ou conexão com a rede da ESCELSA, os seguintes parâmetros de qualidade da energia elétrica e os respectivos limites: a)

Desequilíbrio de Tensão:

O indicador utilizado para avaliar o desequilíbrio de tensão nas barras da Rede de Distribuição é o Fator de Desequilíbrio de Tensão (K), que exprime a relação entre as componentes de seqüência negativa e seqüência positiva da tensão, expresso em termos percentuais da componente de seqüência positiva:

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K% =

V2 × 100 V1

Onde: V2 = Tensão de seqüência negativa; V1 = Tensão de seqüência positiva.

Limite Individual de Desequilíbrio de Tensão: O Fator de Desequilíbrio de Tensão (K) provocado pela carga do cliente no ponto de entrega ou conexão não deverá ultrapassar o valor indicado na tabela a seguir.

b)

INDICADOR

CRITÉRIO

UNIDADE

Desequilíbrio de Tensão ( k )

valor máximo diário

% de V2/V1

LIMITE 1,5

Distorção Harmônica de Tensão:

Os indicadores para avaliação da distorção harmônica de tensão são a Tensão Harmônica Individual (Vh) e a Distorção Harmônica Total de Tensão (DHTV).

•

Tensão Harmônica Individual de Ordem h (Vh) - valor eficaz da componente senoidal de ordem h, expresso em porcentagem da tensão fundamental.

Vh =

vh × 100 (em %) v1

Onde: Vh ⇒ Tensão harmônica individual de ordem h em porcentagem da fundamental; vh ⇒ Tensão Harmônica de ordem h em Volts; v1 ⇒ Tensão Fundamental Nominal em Volts.

•

Distorção Harmônica Total de Tensão (DHTV) - é a raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 50. Esse conceito procura quantificar o conteúdo harmônico total existente em um determinado barramento.

DHT =

50

∑V

2 h

(em %)

2

onde: Vh ⇒ tensão harmônica individual de ordem h em porcentagem da fundamental;

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DHTV ⇒ distorção harmônica total de tensão, expresso em porcentagem da fundamental.

Limite Individual de Distorção Harmônica de Tensão: O cliente deverá manter junto ao ponto de entrega ou conexão com o sistema da ESCELSA, as Tensões Harmônicas Individuais, assim como, a Distorção Harmônica Total de Tensão, dentro dos limites estabelecidos na tabela a seguir.

INDICADOR

CRITÉRIO

UNIDADE

LIMITES

Distorção Harmônica Total de Tensão

DHTv Diário 95% Máximo diário Máximo diário Máximo diário Máximo diário Máximo diário Máximo diário

% da Fund. % da Fund. % da Fund. % da Fund. % da Fund. % da Fund. % da Fund.

2,5 1,5 0,8 0,3 0,2 0,3 0,1

Distorção Harmônica Individual de ordem ( h ) ímpar Distorção Harmônica Individual de ordem ( h ) par

h = 3, 5, 7 h = 9, 11, 13 15 < h < 25 h > 27 h = 2, 4, 6 h>8

Observação: •

c)

Os limites de Distorção Harmônica de Tensão indicados no quadro acima, serão adequados de acordo com o estabelecido pelos Procedimentos de Distribuição, quando da sua homologação pela ANEEL. Flutuações de Tensão:

Os níveis de severidade de cintilação, associados à flutuação de tensão, são quantificados pelos indicadores Pst (Probability Short Term) e Plt (Probability Long Term), conforme descrição e recomendação da Comissão Internacional de Eletrotécnica na Publicação IEC 61000-4-15 “Flickermeter – Functional and design specifications”.

A severidade de cintilação é uma representação quantitativa do incômodo visual percebido pelas pessoas expostas ao fenômeno de cintilação.

•

Pst (Probability short term) - representa a severidade dos níveis de cintilação associados à flutuação de tensão verificada num período contínuo de 10 minutos e é calculado a partir dos níveis instantâneos de sensação de cintilação, medidos conforme a seguinte expressão:

Pst = 0,0314 × P0,1 + 0,0525 × P1 + 0,0657 × P3 + 0,28 × P10 + 0,08 × P50 onde Pi corresponde ao nível de sensação de cintilação que foi ultrapassado durante i% do tempo, resultante do histograma de classificação por níveis, calculado conforme estabelecido na Publicação IEC-61000-4-15.

63

•

Plt (Probability long term) - representa a severidade dos níveis de cintilação associados à flutuação de tensão verificada num período contínuo de 2 horas e é calculado a partir dos registros de Pst conforme a seguinte expressão: 1 12 Plt = ( Psti )3 ∑ 12 i =1 3

Os indicadores de severidade de cintilação, aqui adotados como representativos da flutuação de tensão num dado barramento da rede de distribuição da ESCELSA, são: (a) PstD95% - valor do indicador Pst que foi superado em apenas 5 % dos registros obtidos no período de 1 dia (24 horas); (b) PltS95% - valor do indicador Plt que foi superado em apenas 5 % dos registros obtidos no período de uma semana, 7 (sete) dias completos e consecutivos.

Os limites aqui estabelecidos são aplicáveis ao ponto de entrega ou conexão da unidade consumidora à Rede de Distribuição da ESCELSA e tiveram como base de definição, os fatores de atenuação entre os diferentes níveis de tensão do sistema de distribuição, de forma que o limite físico de PstD95% = 1,0 pu não seja superado em nenhum barramento de baixa tensão do sistema de distribuição local.

Limite Individual de Severidade de Cintilação: Para qualquer unidade consumidora, os valores de PstD95% e PltS95%, devem obedecer aos limites indicados na tabela a seguir.

INDICADOR Flutuação de Tensão

CRITÉRIO

UNIDADE

LIMITE

PstD95%

Diário 95%

pu

1,4

PltS95%

Semanal 95%

pu

1,0

Observação: •

Os limites individuais aqui estabelecidos são aplicados junto ao ponto de entrega ou conexão da unidade consumidora à Rede de Distribuição da ESCELSA.

•

O reflexo do efeito de cargas perturbadoras da unidade consumidora, não deverá, em hipótese alguma, superar o limite de 1,0 pu para o indicador PstD95% nas barras de baixa tensão adjacentes às instalações da carga perturbadora.

64

•

Os indicadores e limites contemplados nesta instrução são parte integrante da Norma de Operação da ESCELSA NOR-OPE-015.

•

Os limites Individuais de Severidade de Cintilação indicados no quadro acima, serão adequados de acordo com o estabelecido pelos Procedimentos de Distribuição, quando da sua homologação pela ANEEL.

d)

Continuidade do fornecimento:

Trata-se de indicador de desempenho, relacionado à continuidade da distribuição de energia elétrica, regulamentado pela Agência Nacional de Energia Elétrica através da Resolução ANEEL No 024, de 27 de Janeiro de 2000, ou outra que venha substituí-la. Para o ponto de entrega ou conexão da unidade consumidora ao sistema de distribuição da ESCELSA, deverão ser obedecidos os indicadores e respectivos limites constantes na referida Resolução da ANEEL. e)

Conformidade dos níveis de tensão:

Trata-se de indicador de desempenho, relacionado às variações de tensão em regime permanente, regulamentado pela Agência Nacional de Energia Elétrica através da Resolução ANEEL No 505, de 26 de novembro de 2001, ou outra que venha substituí-la. Para o ponto de entrega ou conexão da unidade consumidora ao sistema de distribuição da ESCELSA, deverão ser obedecidos os indicadores e respectivos limites constantes na referida Resolução da ANEEL.

65

18- ANÁLISE DE ÓLEO ISOLANTE Considerações Gerais: A ESCELSA executa os seguintes ensaios em óleo isolante de propriedade de terceiros, quando solicitados por escrito: ENSAIOS Rigidez dielétrica

MÉTODOS NBR-6869 e/ou NBR-10859

Teor de água

NBR-10710

Perdas dielétricas a 25º C

NBR-12133

Perdas dielétricas a 100º C

NBR-12133

Índice de neutralização (acidez) Tensão interfacial Cromatografia (gases dissolvidos no óleo ) Cor

MB-101 NBR-6234 ASTM-D-3612 MB - 351

- Não são realizados ensaios em óleo isolante tóxico como ASKAREL, conhecido comercialmente como AROCLOR, CHOPHEN, PHENECLOR, KANECLOR, PIRANOL, etc, sendo de inteira responsabilidade do interessado assegurar que tais amostras não sejam encaminhadas à Empresa. Caso enviadas, a ESCELSA imputará ao remetente toda responsabilidade com a remoção e descarte das mesmas, em conformidade com a legislação em vigor.

- O prazo de fornecimento do resultado é de 5 dias (cinco) dias, a contar da data de entrega das amostras no laboratório da ESCELSA. - Os ensaios, quando realizados, serão cobrados pela ESCELSA a título de "Atendimento Técnico", através dos seguintes documentos: a) Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica, ou b) Recibo de Diversos – RD As amostras deverão ser coletadas por pessoa habilitada, considerando tratarse de equipamentos elétricos, alem dos cuidados inerentes ao produto coletado Os recipientes que contiverem as amostras de óleo isolante deverão ser devidamente etiquetados, conforme modelo contido ao final desta instrução.

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- A ESCELSA não se responsabiliza por resultados incorretos causados por falha da coleta ou acondicionamento inadequado das amostras.

- A solicitação poderá ser feita utilizando-se o modelo de carta sugerido nesta instrução.

18.1- Procedimentos para retirada da amostra de óleo isolante para Ensaio Físico-químico Procedimentos preliminares - As amostras de óleo isolante, executadas e retiradas conforme os procedimentos e cuidados ora estabelecidos, deverão expressar com fidelidade as condições do óleo dentro do equipamento. As amostras deverão ser retiradas do tanque principal através da válvula inferior, salvo casos e condições especiais.

- Os Frascos Coletores de Amostras, antes de serem usados, deverão ser meticulosamente limpos, lavando-se as superfícies internas e externas, com solvente apropriado (solvente para borracha ou similar) e, em seguida, com um dispersante comum (detergente, sabão em pó) e enxaguados com água destilada.

- Os frascos coletores deverão ser desumidificados em estufas com a temperatura de 100º a 110º durante um tempo adequado, assegurando assim que os mesmos estejam livres de qualquer umidade. Evitar tocar com as mãos nas partes do frasco coletor que ficam imersas no óleo durante a amostragem. Caso não tenha estufa, utilize a luz solar, em local livre de poeira e umidade, durante um tempo que for necessário.

- O frasco coletor deverá ser emborcado (gargalo para baixo) sobre uma bancada de superfície plana durante um tempo de 4 horas, de modo a evitar que fiapos ou outras partículas sólidas permaneçam nas paredes internas do mesmo.

- Quando não estiverem em uso, os frascos coletores, depois de limpos e secos deverão ser guardados em compartimento fechado, livre de poeira e umidade.

- Para realizar a coleta são necessários os seguintes acessórios: a) Pano seco e Limpo; b) Caixa apropriada para acondicionamento dos frascos coletores; c) Jogo de adaptadores para frascos normalizados (redução, tubo poli tetrafluoretileno - PTFE, rolha-dreno (conforme desenho contido nesta instrução); d) Frascos coletores de amostras; e) Material auxiliar: solvente para limpeza, jogo de chaves, etiqueta de identificação da amostra: f) higrômetro de uso normal para determinação da umidade relativa do ar; 67

g) Termômetro de medida de temperatura ambiente; h) Vasilhame vazio (balde ou similar) para recebimento das sobras de óleo na ocasião da amostragem.

- Cada amostra de óleo isolante deverá ser colhida em quantidade suficiente para os ensaios solicitados, podendo ser usada a seguinte tabela: ENSAIO

Rigidez Dielétrica Teor de Água Perda Dielétrica - a 25ºC Perda Dielétrica - a 100ºC Índice de Neutralização (Acidez) Tensão Interfacial Cor Todos os Ensaios acima

VOLUME (ml)

500 100 250 250 100 100 50 1000

Recomendações para retirada da amostra de óleo isolante para o ensaio físicoquímico - O amostrador deverá estar habilitado para respeitar as normas de segurança, quando da coleta de amostras de óleo isolante em equipamento energizado.

- Recomenda-se que a amostragem seja feita em tempo bom, e que a umidade relativa do ar esteja no máximo 85%.

- A amostragem nunca deverá ser executada sob tempo chuvoso.

- Preferencialmente, as amostras de óleo deverão ser colhidas entre 09:00 às 17:00 horas.

- As amostras deverão ser coletadas em frascos para reagente ou frascos comuns com as seguintes tampas: vidro esmerilhado, polietileno ou cortiça (nunca usar tampa de borracha).

- Remover a bucha ou tampa da válvula de amostragem e limpar externamente o orifício de saída usando pano limpo e seco.

- Abrir a válvula, deixar escoar cerca de 1 a 2 litros de óleo para o vasilhame, a fim de eliminar possíveis impurezas e fechar a válvula.

OBSERVAÇÃO: O método descrito neste subitem é conveniente para equipamentos contendo grande volume de óleo, tais como transformadores de potência. Para transformadores de distribuição ou outros equipamentos com pequeno volume de óleo é essencial que assegure que o volume retirado não afete o bom funcionamento do equipamento.

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- Colocar os adaptadores na válvula do equipamento.

OBSERVAÇÃO: Caso os adaptadores, mesmo com redução, sejam incompativeis com a válvula de amostragem do equipamento, o amostrador deverá providenciar a adaptação do dispositivo de amostragem através das conexões apropriadas.

- Adaptar o frasco coletor a extremidade dos adaptadores (rolha-dreno). Abrir vagarosamente a válvula do equipamento e deixar fluir lentamente o óleo para dentro do frasco coletor de modo a evitar grandes formações de bolhas de ar.

- Caso se queira aumentar a drenagem, basta permitir que o óleo atinja a borda do frasco coletor e daí passe para o vasilhame de sobras de óleo, como mostra a figura contida nesta instrução.

Caso contrário, basta fazer o enchimento até a borda do frasco coletor.

- Interromper imediatamente o fluxo do óleo para o frasco coletor, fechando a válvula de amostragem do equipamento.

- Separar o frasco coletor dos adaptadores. Tampar imediatamente o frasco coletor, sem tocar na parte da tomada que ficará em contato direto com o óleo.

- Limpar o frasco coletor externamente, certificar-se que a tampa esteja bem adaptada ao frasco coletor.

- Recolher os adaptadores e limpa-los com um solvente apropriado e quardá-los.

- Anotar na etiqueta de identificação da amostra as principais informações sobre o histórico do equipamento, tais como: - A localização, o nº de série a tensão, a potência; - Responder se o equipamento está ou não em funcionamento e, em caso afirmativo, dizer a partir de quando (mês e ano); - Informar sobre as condições do ambiente e do óleo isolante, no momento da coleta; - Citar se o óleo isolante foi recondicionado - (filtrado, degaseificado ou secado), regenerado ou trocado após o equipamento ter sido energizado e, em caso afirmativo, dizer quando; - Citar a data da amostragem; - Citar o nome do amostrador.

- Anexar a etiqueta de identificação da amostra ao frasco coletor e acondiciona-lo em caixa de transporte, de modo que o mesmo fique bem seguro.

- Encaminhar a amostra de óleo isolante para análise

69

18.2- Procedimento para retirada de amostra de óleo isolante para Ensaio de Cromatografia (gases dissolvidos) – em laboratório Procedimentos preliminares - Normalmente a tomada de amostra deve ser feita na válvula inferior de amostragem. Entretanto, algumas vezes será necessário deliberadamente tirar amostras onde se espera que elas sejam representativas, como por exemplo, ao se tentar localizar uma falha.

- A retirada das amostras pode ser efetuada sempre que se fizer necessário, uma vez que sejam seguidas as instruções contidas nesta instrução. Quando for necessário verificar a taxa de produção de gás, as amostras deverão ser retiradas com o equipamento na condição normal de funcionamento.

- Antes de serem usadas, as seringas deverão ser meticulosamente limpas lavando-se as superfícies internas e externas com solvente apropriado (solvente para borracha ou similar) e em seguida com um dispersante comum (detergente, sabão em pó) e enxaguadas com água destilada e/ou acetona.

As seringas deverão ser desumidificadas em estufas a temperatura brandas, ou de preferência, a temperaturas ambientes em local livre de poeira.

- Quando não estiverem em uso, as seringas, depois de limpas e secas deverão ser guardadas em compartimentos fechados, livres de poeira e umidade.

- Para realizar a coleta são necessários os seguintes acessórios: a) b) c)

d)

e) f) g) h)

Pano seco e limpo; Caixa apropriada para acondicionamento das seringas; Jogo de adaptadores (um tubo impermeável a gases, resistente ao óleo, por exemplo: tubo de poli-tetrafluoretileno - PTFE, provido de uma conexão que possa ser adaptado ao orifício de amostragem do equipamento. Esse tubo deve ser o mais curto possível e possuir uma torneira de três vias - “Three Way”; Seringa a prova de gás de dimensões apropriadas (50 cm³); por exemplo: seringas de vidro tipo médico com pistão de vidro. A seringa deve estar equipada com uma torneira, permitindo que possa ser fechada hermeticamente; por exemplo: torneira de três vias “three Way”; Material auxiliar: solvente para limpeza, jogo de chaves, etiqueta de identificação de amostra; Higrômetro de uso normal para determinação da umidade relativa do ar; Termômetro de medida de temperatura ambiente; Vasilhame vazio (balde ou similar) para recebimento das sobras de óleo na ocasião da amostragem.

- O volume para cada amostragem de óleo isolante destinada a análise dos Gases Dissolvidos - Cromatografia, pode ser compreendido entre 40 a 45 cm³.

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Recomendações para retirada da amostra de óleo isolante para ensaio de Cromatografia - O amostrador deverá estar habilitado para respeitar as normas de segurança, quando da coleta de amostra de Óleo Isolante em equipamento energizado.

- As amostras deverão ser coletadas em seringas à prova de gás de dimensões apropriadas (50 cm³); por exemplo, seringas de vidro tipo médico, com pistão de vidro. A seringa deve estar equipada com uma torneira permitindo que possa ser fechada hermeticamente, por exemplo, torneira de três vias (three way).

- Remover a bucha ou tampa da válvula de amostragem e limpar externamente o orifício de saída usando pano limpo e seco.

- Abrir a válvula de amostragem, deixar escoar cerca de 1 a 2 litros de óleo para o vasilhame, a fim de eliminar possíveis impurezas e fechar a válvula.

OBSERVAÇÃO: O método descrito neste subitem é conveniente para equipamentos contendo grande volume de óleo, tais como, transformadores de potência. Para transformadores de distribuição ou outros equipamentos com pequeno volume de óleo é essencial que assegure que o volume retirado não afete o bom funcionamento de equipamento.

- Os adaptadores deverão ser ajustados, conforme indicado abaixo, na válvula de amostragem do equipamento.

OBSERVAÇÃO: Caso os adaptadores, mesmo com reduções, sejam incompatíveis com a válvula de amostragem do equipamento, mostrador deverá providenciar a adaptação do dispositivo de amostragem através de conexões apropriadas.

- A torneira de 3 vias deve ser então aberta de forma a permitir que o óleo penetre lentamente na seringa. O pistão não teve ser puxado, mas permitido que recue sob a pressão do óleo que sai do equipamento.

- A torneira de 3 vias deve ter sua posição mudada de forma a permitir a evacuação do óleo da seringa, e o pistão empurrado para que a seringa se esvazie, Deve-se assegurar que a superfície interna da seringa e do pistão estejam completamente lubrificadas pelo óleo.

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- Repetição: a torneira de 3 vias deve ser então aberta de forma a permitir que o óleo penetre lentamente na seringa. O pistão não teve ser puxado, mas permitido que recue sob a pressão do óleo que sai do equipamento.

- A torneira da seringa deve ser então fechada, juntamente com a válvula de amostragem.

- Desconectar e limpar a seringa.

- Recolher os adaptadores e limpá-los com solventes apropriados e guardá-los.

- Anotar na etiqueta de identificação da amostra as principais informações sobre o histórico do equipamento, tais como: a localização, o nº de série, tensão, potência.

- Responder se o equipamento está ou não em funcionamento e, em caso afirmativo, dizer a partir de quando (mês e ano); - Informar sobre as condições do ambiente e do óleo isolante, no momento da coleta; - Citar se o óleo isolante foi recondicionado - (filtrado, degaseificado ou secado), regenerado ou trocado após o equipamento ter sido energizado e, em caso afirmativo, dizer quando; - Citar a data da amostragem; - Anexar a etiqueta de identificação da amostragem à seringa e acondicioná-la em caixa de transporte, de modo que a amostra fique bem segura.

- Encaminhar a amostra de óleo isolante para a realização dos ensaios. .

72

DISPOSITIVO DE AMOSTRAGEM DESMONTADO

Tubos Metálicos Flexíveis 1000 ml 2000 ml

Folha Dreno (Nylon Tecnil)

Vasilhame Coletor de Sobras de Óleo

Frasco Coletor de Amostras Redução

Tubo de Poli (Tetrafluoritileno) - PTFE

Redução A Redução é substituível de acordo com a bitola do equipamento.

DISPOSITIVO DE AMOSTRAGEM MONTADO

2000 ml

1000 ml

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- Os recipientes, contendo as amostras de óleo isolante, deverão ser entregues diretamente na Unidade de Laboratório da ESCELSA, o mais rápido possível, e deverão estar devidamente etiquetados conforme modelo a seguir: 18.3- Etiqueta - Amostra de Óleo Isolante:

AMOSTRA DE ÓLEO ISOLANTE Empresa: Código da Unidade Consumidora - CDC: Endereço: Equipamento:

Marca:

Tipo:

Nº de Série:

Operando?

Tensão:

Potência:

Desde: _____/ _____ Temperatura do óleo (Co):

Ambiente:

Ponto de Amostragem: Observações:

Coletado por: Data: ____/ _____/ _____

74

18.4- Modelo de carta para solicitar realização de ensaios ______________, ___ de _____________de _____ À Espírito Santo Centrais Elétricas SA - ESCELSA Rodovia BR 101 Norte, Km 9,5 – no 3364 Carapina – Serra – ES CEP 29161-500 Assunto: Ensaios Fisico-Químico Cromatografia em óleo isolante.

CDC:

e

de

Prezados Senhores, Com a finalidade de acompanharmos o desempenho de nossos equipamentos, vimos solicitar dessa empresa a realização de ensaios em Óleo Isolante retirado do(s) seguinte(s) equipamento(s): ________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________ Assim sendo, solicitamos os seguintes ensaios: ( ) Rigidez Dielétrica NBR 6869 ( ) Rigidez Dielétrica NBR 10859 ( ) Teor de Água ( ) Perdas Dielétricas a 25ºC ( ) Perdas Dielétricas a 100ºC ( ) Índice de Neutralização (Acidez) ( ) Tensão Interfacial ( ) Cromatologia (Gases Dissolvidos no Óleo) ( ) Cor Outrossim, solicitamos nos fornecer os custos para execução dos serviços, bem como nos apresentar o documento da caixa para que possamos efetuar o pagamento.

Informamos abaixo nosso endereço para envio dos resultados: Nome: Rua: Bairro: Cidade: Estado: C.E.P: Tel.: Fax.: Atenciosamente, ___________________________________ Nome completo:

75

19- PROGRAMA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA Anualmente a ESCELSA desenvolve um programa de eficiência energética, atendendo as orientações emanadas pela ANEEL, as premissas da conservação de energia, e ainda com a participação e interesse dos seus clientes.

A eficiência energética quando bem aplicada na unidade consumidora, visa os seguintes benefícios: a- Redução do valor mensal da Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica; b- Utilização racional da energia elétrica; c- Modernização dos equipamentos; d- Redução dos custos de manutenção.

O interesse do cliente deverá ser manifestado por escrito, indicando a unidade consumidora em questão e anexando cópia do projeto elaborado de acordo com a metodologia disponibilizada pela ANEEL, através do “Manual Para Elaboração do Programa de Eficiência Energética”, conforme roteiro a seguir: 19.1- ROTEIRO BÁSICO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETO EM UNIDADE DE COMÉRCIO E SERVIÇOS Nome: Responsável: I-

Tel.:

E-mail:

Objetivo

Descrever os principais objetivos do projeto, ressaltando aqueles vinculados à

II- Descrição e Detalhamento Descrever e detalhar o projeto, identificando os setores do Segmento Comercial/Serviços por ele abrangido e as principais etapas do projeto conforme a seguir: •

Identificação da unidade consumidora

•

Avaliação preliminar (pré-diagnóstico)

•

Diagnóstico energético

•

Projeto executivo

•

Implementação de medidas de eficiência energética

•

Avaliação dos resultados obtidos

76

III- Avaliação Apresentar proposta para a avaliação dos resultados do projeto em termos de economia de energia e redução da demanda na ponta, a qual deve contemplar a comparação dos valores estimados com os resultados efetivamente obtidos.

Na avaliação deve-se incluir análise das medições realizadas antes e após a implementação das medidas e das contas de energia, sendo estas para um período mínimo de 12 meses selecionadas permitindo a determinação dos ganhos de energia e/ou demanda por uso final.

Caso não seja possível constatar as economias obtidas em contas de energia, a concessionária deverá definir a metodologia de avaliação que utilizará no projeto.

Devem também ser destacados os principais fatores que influenciaram o processo de implementação do projeto.

IV- Abrangência Identificar as unidades consumidoras contempladas pelo projeto e sua localização geográfica.

V- Metas e Benefícios Informar as metas quantificáveis diretamente associadas ao projeto proposto, expressas em valores de energia [MWh/ano] e de demanda deslocada da ponta [kW], com base nos valores verificados no diagnóstico ou pré-diagnóstico já realizado.

Destacar outros benefícios do projeto, quantitativos ou qualitativos para a empresa, consumidor e sistema elétrico, quando houver.

V.1- Metodologia de Cálculo das Metas As metas devem ser detalhadas para cada um dos usos finais considerados, conforme indicado na tabela resumo apresentada abaixo.

USO FINAL

Energia Economizada (MWh/ano)

Demanda Retirada (kW)

Custos (R$)

Iluminação Ar Condicionado Motores Refrigeração Outros

Premissas adotadas Deve-se explicitar as premissas e a metodologia utilizadas para estimar as metas apresentadas.

77

a) Características dos equipamentos por tipo de sistema: a1) Sistema de Iluminação: • • •

Vida útil dos reatores: 10 anos ou conforme catálogo do fabricante que deve ser anexado ao projeto.

Vida útil das luminárias: 15 anos ou conforme catálogo do fabricante que deve ser anexado ao projeto.

Cálculo da vida útil das lâmpadas em anos: Vida útil em anos =

vida útil da lâmpada (h)____________ tempo de utilização da lâmpada no ano (h/ano)

Observações: - Apresentar as premissas de cálculo para o tempo de utilização - As características técnicas dos equipamentos envolvidos (perdas nos reatores, fluxo luminoso das lâmpadas, etc.) devem ser indicadas neste item. a2) Sistema de Ar Condicionado: •

Vida Útil de aparelhos de janela: 10 anos ou conforme catálogo do fabricante.

a3) Motores: •

Vida útil 10 anos ou conforme catálogo do fabricante.

a4) Sistema de Refrigeração: •

Vida útil 10 anos ou conforme catálogo do fabricante.

b) Cálculo dos Resultados Esperados b1) Sistema de Iluminação SISTEMA ATUAL Tipo de lâmpada Quantidade Potência (lâmpada + reator) Potência Instalada (kW) Energia Consumida (MWh/ano) SISTEMA PROPOSTO Tipo de lâmpada Quantidade Potência (lâmpada + reator) Potência Instalada (kW) Energia Consumida (MWh/ano) RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

TOTAL

TOTAL

TOTAL

78

Obs: Informar o tipo de reator (eletromagnético, eletrônico, alto ou baixo fator de potência) RDP = [(NL1 × PL1 + NR1 × PR1 ) − (NL2 × PL2 + NR2 × PR2 )]× FCP × 10 −3 EE = [(NL1 × PL1 + NR1 × PR1 ) − (NL2 × PL2 + NR2 × PR2 )]× t × 10 −6

(kW) (MWh/ano)

onde: •

NL1 – quantidade de lâmpadas do sistema existente

•

NL2 – quantidade de lâmpadas do sistema proposto

•

PL1 - potência da lâmpada do sistema existente (W)

•

PL2 - potência da lâmpada do sistema proposto (W)

•

NR1 – quantidade de reatores do sistema existente

•

NR2 – quantidade de reatores do sistema proposto

•

PR1 – potência do reator do sistema existente

•

PR2 – potência do reator do sistema proposto

•

t - tempo de utilização das lâmpadas no ano, em horas

•

FCP - Fator de Coincidência na Ponta a ser definido pela concessionária

b2) Sistema de Ar Condicionado SISTEMA ATUAL Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida SISTEMA PROPOSTO Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência/ capacidade (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

 1  1  × FCP × 1,055 × 10 - 3 − C2 × N2 × RDP =  C1 × N1 × EF EF 1 2    1  1  × t × 1,055 × 10 -6 − C2 × N2 × EE =  C1 × N1 × EF2  EF1 

(kW)

(MWh/ano)

79

onde: •

FCP - Fator de Coincidência na Ponta a ser definido pela concessionária

•

C1 - capacidade nominal do equipamento existente (BTU/h)

•

C2 - capacidade nominal do novo equipamento (BTU/h)

•

t – tempo de utilização no ano em horas = 960 horas

•

EF1 - eficiência do equipamento existente

•

EF2 - eficiência do novo equipamento, definido pelo fabricante.

•

N1 - quantidade de equipamentos existentes

•

N2 - quantidade de equipamentos novos

b3) Motores SISTEMA ATUAL Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida SISTEMA PROPOSTO Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência/ capacidade (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

 1  1  × FCP × 0,736 − P2 × N2 RDP =  P1 × N1 R2  R1 

(kW)

 1  1  × t × 0,736 × 10 - 3 − P2 × N2 EE =  P1 × N1 R2  R1 

(MWh/ano)

onde: •

FCP - Fator de Coincidência na Ponta a ser definido pela concessionária

•

P1 - potência nominal do motor existente (cv)

•

P2 - potência nominal do novo motor (cv)

•

t – tempo de utilização do motor no ano em horas

•

R1 - eficiência do motor existente

•

R2 - eficiência do novo motor, definido pelo fabricante.

•

N1 - quantidade de motores existentes

•

N2 - quantidade de motores novos 80

b4) Sistema de Refrigeração SISTEMA ATUAL Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida SISTEMA PROPOSTO Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência/ capacidade (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

EE = N × (C1 − C2 ) × 10 −3 RDP =

EE × FU × 10 3 t

(MWh/ano)

(kW)

onde: • • • • •

FU - Fator de Utilização Médio (dado fornecido pelo fabricante ou conseguido através de pesquisa) t - tempo de utilização do equipamento de refrigeração no ano em horas = 8.760h C1 - consumo de energia dos equipamentos de refrigeração existentes. Na ausência desta informação, usar o valor médio de consumo dos equipamentos menos eficientes das categorias E, F, G, conforme tabela do site do INMETRO ou do PROCEL. C2 - consumo de energia do novo equipamento N – quantidade de equipamentos novos

NOTA - Os consumos referidos devem ser obtidos através das tabelas “Tabelas de Consumo/Eficiência Energética” do PBE no site:E - Tabelas de consumo/eficiência energética Ta 1 http://www.inmetro.gov.br/consumidor/pbetab1.asp ou http://www.eletrobras.gov.br/procel

V.2- Cálculo da Relação Custo-Benefício do Projeto: Todos os projetos devem ter sua relação custo-benefício (RCB) calculada sob a ótica da sociedade.

Se um projeto tiver mais de um uso final (iluminação, refrigeração,....) cada um desses usos finais deverá ter sua RCB calculada. Deverá, também, ser apresentada a RCB global do projeto por meio da média ponderada das RCBs individuais. Os pesos serão definidos pela participação percentual da energia economizada em cada uso final.

O rateio com a administração geral (RAG) pode ser incluído nos gastos com a administração do PEE e deve ser considerado no cálculo da RCB. 81

A avaliação econômica do projeto será feita por meio do cálculo da relação custobenefício (RCB) de cada uso final, devendo obedecer a seguinte metodologia:

RCB =

Custos Anualizados Benefícios Anualizados

a) Cálculo do Custo Anualizado Total (CATOTAL) CATOTAL = ∑ CAequip 1 + CAequip 2 + ...... + CAequip n

a1) Cálculo do Custo Anualizado dos equipamentos com mesma vida útil (CAequip n):

CAequip n = CPEequip n × FRC a2) Cálculo do Custo dos equipamentos e/ou materiais com mesma vida útil (CPEequip n): CEequip n   CPEequip n = CEequip n + (CT − CTE) ×  CTE  

Obs.: equipamentos e/ou materiais = lâmpadas, reatores, economizadores, luminárias (aberta e fechada), relé e braço. a3) Cálculo do fator de recuperação de capital (FRC):

FRC =

i(1 + i) n (1 + i)n − 1

onde: •

CPEequip n - custo dos equipamentos com a mesma vida útil, acrescido da parcela correspondente aos outros custos diretos e indiretos. Esta parcela é proporcional ao percentual do custo do equipamento em relação ao custo total com equipamentos.

•

CEequipn – Custo somente de equipamento com mesma vida útil

•

CT - Custo total do projeto (custos diretos + custos indiretos)

•

CTE – Custo total somente de equipamentos

•

n - vida útil (em anos)

•

i - taxa de juros (taxa de desconto) 82

O custo anualizado dos equipamentos com a mesma vida útil (CPEequip n) também pode ser calculado utilizando os custos unitários de mão-de-obra e os custos indiretos (administração, acompanhamento e avaliação), desde que estes estejam desagregados.

O CPEequipn deve então ser calculado pela soma dos custos unitários de equipamento, mão-de-obra e indiretos multiplicada pela quantidade total do equipamento correspondente.

O custo anualizado pode também ser calculado considerando a menor vida útil. Se a relação custo-benefício for menor que 0,85, não é necessário o cálculo dos custos anualizados por tipo de equipamento. b) Cálculo dos Benefícios

B = (EE × CEE) + (RDP × CED) onde: •

EE - Energia Economizada (MWh/ano)

•

CEE - Custo Evitado de Energia (R$/MWh)

•

RDP - Redução de Demanda na Ponta (kW)

•

CED - Custo Evitado de Demanda (R$/kW)

A relação custo-benefício deve ser menor que 0,85 para que o projeto seja considerado viável, excetuando-se o projeto de Iluminação Pública que pode apresentar RCB de no máximo 1,00.

VI- Promoção Detalhar, quando implementadas.

houver,

ações

de

promoção

e

divulgação

a

serem

VII- Prazos e Custos Apresentar os Cronogramas Físico e Financeiro, e a tabela Custo por Categoria Contábil e Origem dos Recursos conforme mostrado a seguir.

Apresentar a “Memória de Cálculo” da composição dos Custos Totais da tabela, a partir dos custos unitários de equipamentos/materiais envolvidos e de mão-deobra (própria e de terceiros).

83

Cronograma Físico Etapas Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etc.

jan xxx

Fev xxx

mar

abr

mai

Meses Jun jul

xxx

xxx

xxx xxx

Xxx

ago

set

out

nov

dez

xxx

xxx

xxx xxx

xxx

xxx

xxx

Cronograma Financeiro Etapas Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etc. Total

jan R$x

Fev R$x

mar R$x

abr R$x

mai R$x R$x

Meses jun jul

R$x

ago

R$x

R$x

R$x

R$x

R$x

out

nov

dez

R$x R$x

R$x

set

R$x

R$x

R$x R$x

R$x R$x R$x

R$x R$x

R$x R$x

Total R$x R$x R$x R$x R$x R$x

Custos por Categoria Contábil e Origens dos Recursos Origem dos Recursos (R$) Custos Totais Tipo de Custo Recursos Recursos de Recursos do Próprios Terceiros consumidor R$ % CUSTOS DIRETOS Materiais e Equipamentos Mão-de-obra Própria Mão-de-obra de Terceiros Transporte Outros Custos Diretos CUSTOS INDIRETOS Administração Própria Outros Custos Indiretos Total

NOTA – Apresentar memória de cálculo detalhada de todos os itens de custeio, a partir de seus custos unitários VIII- Acompanhamento Indicar no cronograma a etapa relativa ao acompanhamento.

84

19.2- ROTEIRO BÁSICO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETO EM UNIDADE INDUSTRIAL Nome : Responsável:

Tel.:

E-mail:

IObjetivo Descrever os principais objetivos do projeto, ressaltando aqueles vinculados à eficiência energética.

II- Descrição e Detalhamento Descrever e detalhar o projeto, identificando a(s) indústria(s) onde os projetos serão executados, indicando para cada indústria o setor correspondente (alimentos e bebida, papel e celulose, siderurgia, química, plásticos, etc.)

O diagnóstico energético deve ser incluído como uma etapa do projeto. No caso da concessionária já possuí-lo, este deve ser anexado ao mesmo.

III- Avaliação Apresentar proposta para a avaliação dos resultados do projeto em termos de economia de energia e redução da demanda na ponta, a qual deve contemplar a comparação dos valores estimados com os resultados efetivamente obtidos.

Na avaliação deve-se incluir análise das medições realizadas antes e após a implementação das medidas e das contas de energia, sendo estas para um período mínimo de 12 meses selecionadas permitindo a determinação dos ganhos de energia e/ou demanda por uso final.

Caso não seja possível constatar as economias obtidas em contas de energia, a concessionária deverá definir a metodologia de avaliação que utilizará no projeto.

Devem também ser destacados os principais fatores que influenciaram o processo de implementação do projeto.

IV- Abrangência Indicar os segmentos industriais selecionados para participar do relacionando-os com as regiões eletroenergéticas a serem priorizadas.

PEE,

V- Metas e Benefícios Informar as metas quantificáveis diretamente associadas ao projeto proposto, expressas em valores de energia [MWh/ano] e de demanda deslocada da ponta [kW], com base nos valores verificados no diagnóstico ou pré-diagnóstico já realizado.

85

Destacar outros benefícios do projeto, quantitativos ou qualitativos para a empresa, consumidor e sistema elétrico, quando houver.

V.1- Metodologia de Cálculo das Metas As metas devem ser detalhadas para cada um dos usos finais considerados, conforme indicado na tabela apresentada a seguir.

USO FINAL

Energia Economizada (MWh/ano)

Demanda Retirada (kW)

Custos (R$)

Iluminação Ar Condicionado Motores Refrigeração Outros

Premissas adotadas Deve-se explicitar as premissas e a metodologia utilizadas para estimar as metas apresentadas. a) Características dos equipamentos por tipo de sistema: a1) Sistema de Iluminação:

•

Vida útil dos reatores: 10 anos ou conforme catálogo do fabricante que deve ser anexado ao projeto.

•

Vida útil das luminárias: 15 anos ou conforme catálogo do fabricante que deve ser anexado ao projeto.

•

Cálculo da vida útil das lâmpadas em anos: Vida útil em anos =

vida útil da lâmpada (h)__________ tempo de utilização da lâmpada no ano (h/ano)

(tempo de utilização: apresentar as premissas de cálculo) Obs: As características técnicas dos equipamentos envolvidos (perdas nos reatores, fluxo luminoso das lâmpadas, etc.) devem ser indicadas neste item. a2) Sistema de Ar Condicionado:

•

Vida Útil de aparelhos de janela: 10 anos ou conforme catálogo do fabricante.

86

a3) Motores:

•

Vida útil 10 anos ou conforme catálogo do fabricante.

a4) Sistema de Refrigeração:

•

Vida útil 10 anos ou conforme catálogo do fabricante.

b) Cálculo dos Resultados Esperados b1) Sistema de Iluminação SISTEMA ATUAL Tipo de lâmpada Quantidade Potência (lâmpada + reator) Potência Instalada (kW) Energia Consumida (MWh/ano) SISTEMA PROPOSTO Tipo de lâmpada Quantidade Potência (lâmpada + reator) Potência Instalada (kW) Energia Consumida (MWh/ano) RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

TOTAL

TOTAL

TOTAL

Obs: Informar o tipo de reator (eletromagnético, eletrônico, alto ou baixo fator de potência)

RDP = [(NL1 × PL1 + NR1 × PR1 ) − (NL2 × PL2 + NR2 × PR2 )]× FCP × 10 −3 EE = [(NL1 × PL1 + NR1 × PR1 ) − (NL2 × PL2 + NR2 × PR2 )]× t × 10 −6

(kW) (MWh/ano)

onde: • • • • • • • • • •

NL1 – quantidade de lâmpadas do sistema existente NL2 – quantidade de lâmpadas do sistema proposto PL1 - potência da lâmpada do sistema existente (W) PL2 - potência da lâmpada do sistema proposto (W) NR1 – quantidade de reatores do sistema existente NR2 – quantidade de reatores do sistema proposto PR1 – potência do reator do sistema existente PR2 – potência do reator do sistema proposto t - tempo de utilização das lâmpadas no ano, em horas FCP - Fator de Coincidência na Ponta a ser definido pela concessionária 87

b2) Sistema de Ar Condicionado SISTEMA ATUAL Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida SISTEMA PROPOSTO Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência/ capacidade (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

 1  1  × FCP × 1,055 × 10 - 3 − C2 × N2 × RDP =  C1 × N1 × EF2  EF1   1  1  × t × 1,055 × 10 -6 − C2 × N2 × EE =  C1 × N1 × EF2  EF1 

(kW)

(MWh/ano)

onde: • • • • • • • •

FCP - Fator de Coincidência na Ponta a ser definido pela concessionária C1 - capacidade nominal do equipamento existente (BTU/h) C2 - capacidade nominal do novo equipamento (BTU/h) t – tempo de utilização no ano em horas = 960 horas EF1 - eficiência do equipamento existente EF2 - eficiência do novo equipamento, definido pelo fabricante.

N1 - quantidade de equipamentos existentes N2 - quantidade de equipamentos novos

b3) Motores SISTEMA ATUAL Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida SISTEMA PROPOSTO Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência/ capacidade (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

88

 1  1  × FCP × 0,736 − P2 × N2 RDP =  P1 × N1 R2  R1 

(kW)

 1  1  × t × 0,736 × 10 - 3 − P2 × N2 EE =  P1 × N1 R R 1 2  

(MWh/ano)

onde: • • • • • • • •

FCP - Fator de Coincidência na Ponta a ser definido pela concessionária P1 - potência nominal do motor existente (cv) P2 - potência nominal do novo motor (cv) t – tempo de utilização do motor no ano em horas R1 - eficiência do motor existente R2 - eficiência do novo motor, definido pelo fabricante.

N1 - quantidade de motores existentes N2 - quantidade de motores novos

b4) Sistema de Refrigeração SISTEMA ATUAL Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida SISTEMA PROPOSTO Tipo de equipamento / tecnologia Quantidade Potência / capacidade Energia Consumida RESULTADOS ESPERADOS Redução de Potência/ capacidade (kW) Energia Conservada (MWh/ano) Economia (%)

EE = N × (C1 − C2 ) × 10 −3 EE × FU × 10 3 RDP = t

(MWh/ano)

(kW)

onde: • • • • •

FU - Fator de Utilização Médio (dado fornecido pelo fabricante ou conseguido através de pesquisa) t - tempo de utilização do equipamento de refrigeração no ano em horas = 8.760h C1 - consumo de energia dos equipamentos de refrigeração a serem substituídos. Na ausência desta informação, usar o valor médio de consumo dos equipamentos menos eficientes das categorias E, F, G, conforme tabela do site do INMETRO ou do PROCEL. C2 - consumo de energia do equipamento eficiente N - nº de equipamentos a serem substituídos 89

NOTA - Os consumos referidos devem ser obtidos através das tabelas “Tabelas de Consumo/Eficiência Energética” do PBE no site:E - Tabelas de consumo/eficiência energética Ta 1

http://www.inmetro.gov.br/consumidor/pbetab1.asp ou http://www.eletrobras.gov.br/procel

V.2- Cálculo da Relação Custo-Benefício do Projeto: Todos os projetos devem ter sua relação custo-benefício (RCB) calculada sob a ótica da sociedade.

Se um projeto tiver mais de um uso final (iluminação, refrigeração,....) cada um desses usos finais deverá ter sua RCB calculada. Deverá, também, ser apresentada a RCB global do projeto por meio da média ponderada das RCBs individuais. Os pesos serão definidos pela participação percentual da energia economizada em cada uso final.

O rateio com a administração geral (RAG) pode ser incluído nos gastos com a administração do PEE e deve ser considerado no cálculo da RCB. A avaliação econômica do projeto será feita por meio do cálculo da relação custobenefício (RCB) de cada uso final, devendo obedecer a seguinte metodologia:

RCB =

Custos Anualizados Benefícios Anualizados

a) Cálculo do Custo Anualizado Total (CATOTAL) CATOTAL = ∑ CAequip 1 + CAequip 2 + ...... + CAequip n

a1) Cálculo do Custo Anualizado dos equipamentos com mesma vida útil (CAequip n):

CAequip n = CPEequip n × FRC a2) Cálculo do Custo dos equipamentos e/ou materiais com mesma vida útil (CPEequip n): CEequip n   CPEequip n = CEequip n + (CT − CTE) ×  CTE  

90

Obs.: equipamentos e/ou materiais = lâmpadas, reatores, economizadores, luminárias (aberta e fechada), relé e braço. a3) Cálculo do fator de recuperação de capital (FRC):

FRC =

i(1 + i) n (1 + i)n − 1

onde: •

CPEequip n - custo dos equipamentos com a mesma vida útil, acrescido da parcela correspondente aos outros custos diretos e indiretos. Esta parcela é proporcional ao percentual do custo do equipamento em relação ao custo total com equipamentos.

•

CEequipn – Custo somente de equipamento com mesma vida útil

•

CT - Custo total do projeto (custos diretos + custos indiretos)

•

CTE – Custo total somente de equipamentos

•

n - vida útil (em anos)

•

i - taxa de juros (taxa de desconto)

O custo anualizado dos equipamentos com a mesma vida útil (CPEequip n) também pode ser calculado utilizando os custos unitários de mão-de-obra e os custos indiretos (administração, acompanhamento e avaliação), desde que estes estejam desagregados.

O CPEequipn deve então ser calculado pela soma dos custos unitários de equipamento, mão-de-obra e indiretos multiplicada pela quantidade total do equipamento correspondente.

O custo anualizado pode também ser calculado considerando a menor vida útil. Se a relação custo-benefício for menor que 0,85, não é necessário o cálculo dos custos anualizados por tipo de equipamento. b) Cálculo dos Benefícios

B = (EE × CEE) + (RDP × CED) onde: •

EE - Energia Economizada (MWh/ano)

•

CEE - Custo Evitado de Energia (R$/MWh)

•

RDP - Redução de Demanda na Ponta (kW)

•

CED - Custo Evitado de Demanda (R$/kW)

91

A relação custo-benefício deve ser menor que 0,85 para que o projeto seja considerado viável, excetuando-se o projeto de Iluminação Pública que pode apresentar RCB de no máximo 1,00.

VI-

Promoção

Detalhar, quando implementadas.

houver,

ações

de

promoção

e

divulgação

a

serem

VII- Prazos e Custos Apresentar os Cronogramas Físico e Financeiro e a tabela Custo por Categoria Contábil e Origem dos Recursos conforme mostrado a seguir.

Apresentar a “Memória de Cálculo” da composição dos Custos Totais da tabela a partir dos custos unitários de equipamentos/materiais envolvidos e de mão-deobra (própria e de terceiros).

Etapas Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etc.

Jan Xxx

Fev xxx

mar

Cronograma Físico Meses abr mai jun jul

xxx

xxx

xxx xxx

xxx

ago

set

out

nov

dez

xxx

xxx

xxx xxx

xxx

xxx

xxx

Cronograma Financeiro Etapas

jan Etapa 1 R$x Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etc. Total R$x

Fev R$x

mar R$x

abr R$x

mai R$x R$x

Meses jun jul

R$x

Total

ago

R$x

R$x

R$x

R$x

out

nov

dez

R$x R$x

R$x

set

R$x

R$x

R$x R$x

R$x R$x R$x

R$x R$x

R$x R$x

R$x R$x R$x R$x R$x R$x

92

Custos por Categoria Contábil e Origens dos Recursos Origem dos Recursos (R$) Custos Tipo de Custo Totais Recursos Recursos de Recursos do R$

%

Próprios

Terceiros

consumidor

CUSTOS DIRETOS Materiais e Equipamentos Mão-de-obra Própria Mão-de-obra de Terceiros Transporte Outros Custos Diretos CUSTOS INDIRETOS Administração Própria Outros Custos Indiretos Total

NOTA – Apresentar memória de cálculo detalhada de todos os itens de custeio, a partir de seus custos unitários VIII- Acompanhamento Indicar no cronograma a etapa relativa ao acompanhamento.

19.3- ENCAMINHAMENTO E ANÁLISE DOS PROJETOS PELA ESCELSA Os projetos deverão ser encaminhados à ESCELSA até 30 de Setembro de cada ano, visando a realização da análise técnico-econômica e seleção para inclusão no Programa, a qual leva em consideração as seguintes variáveis: a- custos evitados de energia e demanda; b- taxa de desconto de 12% ao ano; c- vida útil dos equipamentos e materiais; d- custo anualizado do projeto, calculado com base no Fator de Recuperação de Capital – FRC; e- cálculo dos benefícios; f-

cálculo da economia de energia em MWh;

g- cálculo da redução de demanda na ponta em kW; h- cálculo do índice de eficiência energética por equipamento.

Os recursos aplicados no projeto serão objeto de cobrança, a posteriori, em até 24 (vinte e quatro) parcelas mensais, através da Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica, a qual será formalizada com a assinatura de um Contrato de Desempenho com o cliente beneficiado.

93