analise tarifaria e otimizacao do fator de potencia
TRANSCRIPT
ANÁLISE TARIFÁRIA E OTIMIZAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA: ESTUDO DE CASO EM INDÚSTRIA DE EMBALAGENS PLÁSTICAS
Rafael Nishimura, Saulo Gomes Moreira, Wellington Rocha Araújo, Amâncio R. da Silva Júnior, Gervásio S. Lara, João César Okumoto, Paulo Irineu Koltermann
Departamento de Engenharia Elétrica
Universidade Federal de Mato Grosso do Sul – UFMS
Campus Universitário, Caixa Postal 549, CEP 79.070-900 – Campo Grande-MS
Abstract: This work aims to present an evaluation for electrical energy costs reduction possibilities in a plastic package factory located in Dourados, MS. The tariffs analysis and the power factor optimization study had allowed to conclude that the economically more advantageous option is to remain in the “horo-sazonal” tariff framing with green tariff application, extra energy in “rush time” utilization, 520 kW demand contract and the installation of a 35 kvar capacitors bank with programmable timer. Copyright © 2007
CBEE/ABEE Keywords: Tariff Costs, Power Factor, Extra Energy, Exceeded Demand. Resumo: Este trabalho tem por objetivo apresentar uma avaliação das possibilidades de redução de gastos com energia elétrica em uma indústria de embalagens plásticas, situada no município de Dourados, MS. A análise tarifária e o estudo de otimização do fator de potência permitiram concluir que a opção economicamente mais vantajosa é a permanência no enquadramento tarifário horo-sazonal com aplicação da tarifa verde, utilização de energia extra no horário de ponta, contratação de demanda de 520 kW e instalação de um banco de capacitores de 35 kvar com timer programável.
Palavras Chaves: Tarifas de Energia Elétrica, Fator de Potência, Energia Extra, Ultrapassagem de Demanda.
1 INTRODUÇÃO
A empresa na qual foi realizado este trabalho, atua na indústria e comércio de embalagens plásticas na cidade de Dourados, MS. O faturamento de energia elétrica é representativa em seu balanço financeiro. Este fato justifica a elaboração de um estudo que vise menores gastos com energia elétrica.
A legislação atual permite a alguns consumidores escolher o enquadramento e valor de contrato de demanda que resultam em menor despesa com energia elétrica. A decisão, porém, só deve ser tomada após uma verificação do comportamento de consumo e demanda nos segmentos horários (ponta e fora de ponta) e sazonais (períodos seco e úmido) da unidade consumidora. A empresa em questão está enquadrada no sistema tarifário horo-sazonal verde, subgrupo A4
(tensão de fornecimento entre 2,3 kV e 34 kV). Foi analisada a hipótese de mudança para o sistema tarifário horo-sazonal com aplicação da tarifa azul.
Com a possibilidade da celebração de contrato de fornecimento de energia extra com a concessionária no horário de ponta aos consumidores horo-sazonais e que estejam com os pagamentos das faturas de energia elétrica em dia, surgiu uma nova opção de utilização de energia elétrica no horário de ponta. Essa energia é disponibilizada a um custo por kWh menor do que em relação à tarifação normal para o horário de ponta. Foi analisada a viabilidade econômica da utilização de energia extra comparada ao uso do grupo gerador.
Através de faturas de energia, constatou-se que, em alguns meses, houve o faturamento de ultrapassagem de demanda. A partir desta constatação, foi determinado um valor de demanda contratual que evite o
faturamento de ultrapassagem de demanda e que resulte em menores despesas.
Verificou-se também que as instalações da empresa apresentam, em determinados momentos, um valor de fator de fator de potência inferior a 0,92, o que tem ocasionado a cobrança de consumo de energia reativa excedente. A otimização do fator de potência tem por finalidade evitar o faturamento de energia reativa excedente pela concessionária, liberar a capacidade dos transformadores da empresa e promover o uso racional da energia elétrica. Neste estudo foram comparadas as opções de instalação de bancos de capacitores do tipo fixo e com timer programável. Foram levados em consideração os custos iniciais de instalação destes bancos e a economia proporcionada pela instalação destes ao longo de um período de 10 anos.
2 ANÁLISE TARIFÁRIA
Através das contas de energia dos meses de janeiro de 2004 a dezembro de 2004 e de registros de memória de massa, é possível saber os consumos e as demandas máximas do período nos horários de ponta e fora de ponta. O consumo estimado médio da instalação fora do horário de ponta foi de 189.084 kWh, e no horário de ponta foi de 266 kWh. A demanda máxima registrada foi de 566 kW no horário fora de ponta e de 570 kW no horário de ponta. Conforme legislação em vigor, esta empresa está enquadrada no sistema tarifário horo-sazonal verde, no subgrupo A4. As Figuras 1 e 2 apresentam o histórico de consumo e de demanda da empresa no período analisado.
Histórico de Consumo
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
jan
/04
fev/0
4
ma
r/0
4
ab
r/0
4
ma
i/0
4
jun
/04
jul/0
4
ag
o/0
4
se
t/0
4
ou
t/0
4
no
v/0
4
de
z/0
4
Mês
kWh
Energia Fora de Ponta Energia Extra Ponta
Figura 1: Histórico de consumo nos horários de ponta e fora de ponta.
Demanda Medida
0
100
200
300
400
500
600
jan
/04
fev/0
4
ma
r/0
4
ab
r/0
4
ma
i/0
4
jun
/04
jul/0
4
ag
o/0
4
se
t/0
4
ou
t/0
4
no
v/0
4
de
z/0
4
Mês
kW
Figura 2: Histórico de demanda.
2.1 Comparações tarifárias
A partir do históricos de consumo e de demanda da empresa, foram realizadas simulações comparando as opções horo-sazonais verde e azul, onde considerou-se o uso de energia extra no horário de ponta. Devido ao fato de sua demanda contratada ser superior a 300 kW, a empresa deve ser enquadrada compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da tarifa verde ou azul, segundo a resolução nº 456 de 2000 da ANEEL. Portanto, não será analisada a opção tarifária convencional. Nas comparações tarifárias, foram utilizados os valores das tarifas da resolução nº 74 de 6 de abril de 2005, do Ministério de Minas e Energia, já acrescidos de ICMS.
Comparações Tarifárias
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
jan/0
4
fev/0
4
mar/
04
abr/
04
mai/0
4
jun/0
4
jul/0
4
ago/0
4
set/04
out/04
nov/0
4
dez/0
4
Mês
R$
Horosazonal Azul Horosazonal Verde Figura 3: Comparações tarifárias entre as opções horo-
sazonais verde e azul.
Observa-se pelo gráfico da Fig. 3 que a opção horo-sazonal verde é mais vantajosa economicamente. A opção horo-sazonal azul apresenta um acréscimo mensal médio na conta de R$ 27.068,29 (Vinte e Sete Mil e Sessenta e Oito Reais e Vinte e Nove Centavos) em relação à opção horo-sazonal verde, ou seja, um aumento de 60%.
2.2 Ultrapassagem de demanda
O gráfico da Fig. 4 apresenta os valores das demandas faturada e de ultrapassagem em função dos meses do ano.
0,00
2.000,00
4.000,00
6.000,00
8.000,00
10.000,00
12.000,00
R$
jan
/04
fev/0
4
ma
r/0
4
ab
r/0
4
ma
i/0
4
jun
/04
jul/0
4
ag
o/0
4
se
t/0
4
ou
t/0
4
no
v/0
4
de
z/0
4
Mês
Demanda Faturada e Ultrapassagem de Demanda
Demanda Faturada Ultrapassagem de Demanda Figura 4: Histórico de demandas faturadas e de ultrapassagens
de demanda.
Com base no histórico de demandas faturadas e de ultrapassagens de demanda, foram feitas simulações com valores de demandas contratadas variando de 480 kW a 570 kW.
Simulação de Contratação de Demanda
0,00
2.000,00
4.000,00
6.000,00
8.000,00
10.000,00
480 490 500 510 520 530 540 550 560 570
Demanda Contratada (kW)
R$
Demanda Faturada Ultrapassagem de Demanda
Figura 5: Simulação de contratação de demanda.
A contratação de uma demanda de 520 kW trará uma redução média nos custos de R$ 145,84 (Cento e Quarenta e Cinco Reais e Oitenta e Quatro Centavos) por mês, o que equivale a R$ 1.750,08 (Hum Mil Setecentos e Cinqüenta Reais e Oito Centavos) anuais.
Ressalta-se que a estimativa de contratação de demanda foi realizada baseados em dados do passado e é correta para o funcionamento atual da empresa. Entretanto, com a inclusão de novas cargas, será necessário fazer à concessionária um pedido de aumento de demanda para cada grande aquisição de novas cargas.
2.3 Energia extra
A empresa não vem utilizando o grupo gerador no horário de ponta pois possui um contrato de energia extra com a concessionária. A energia extra é disponibilizada pela concessionária justamente para que o consumidor opte por utilizá-la no horário de ponta em detrimento do uso do gerador.
O uso do grupo gerador no horário de ponta implica num custo de R$ 0,45 por kWh gerado. Esse custo refere-se ao consumo de combustível e às despesas com manutenção periódica do gerador.
Foi avaliada então a viabilidade econômica da utilização da energia extra no horário de ponta. Para fins de comparação, foram simuladas três situações para o horário de ponta:
• Utilização da energia extra da concessionária;
• Utilização do grupo gerador;
• Utilização da energia da concessionária com aplicação da tarifa normal no horário de ponta.
Comparação: Gerador x Energia Extra x Energia na Ponta
0,00
5.000,00
10.000,00
15.000,00
20.000,00
25.000,00
30.000,00
35.000,00
jan
/04
fev/0
4
ma
r/0
4
ab
r/0
4
ma
i/0
4
jun
/04
jul/0
4
ag
o/0
4
se
t/0
4
ou
t/0
4
no
v/0
4
de
z/0
4
Mês
R$
Gerador Energia Extra Energia Ponta Figura 6: Comparação entre utilização de grupo gerador,
energia extra da concessionária e energia faturada no horário de ponta.
Através do gráfico da Fig. 6, percebe-se que a utilização da energia extra proporciona os menores custos no horário de ponta.
No período analisado, a economia média mensal utilizando energia extra comparando-se à opção que utiliza gerador é de R$ 3.005,80 (Três Mil e Cinco Reais e Oitenta Centavos), o que representa uma economia anual de R$ 36.069,61 (Trinta e Seis Mil e Sessenta e Nove Reais e Sessenta e Um Centavos).
A economia média mensal utilizando energia extra em comparação com a opção que utiliza energia com tarifação normal no horário de ponta é de R$ 18.541,59 (Dezoito Mil Quinhentos e Quarenta e Um Reais e Cinqüenta e Nove Centavos), o que representa uma economia anual de R$ 222.449,09 (Duzentos e Vinte e Dois Reais Mil Quatrocentos e Quarenta e Nove Reais e Nove Centavos).
É recomendável a manutenção do contrato de utilização da energia extra enquanto a concessionária fornecer essa energia a um preço inferior a R$ 0,45/kWh.
3 OTIMIZAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA
A variação do fator de demanda provoca o acréscimo ou decréscimo no valor do fator de potência, pois dependem de quais cargas estão operando simultaneamente, se são as de alto ou baixo fator de potência. As curvas do fator de potência levantadas através dos dados fornecidos pela empresa de distribuição de energia local mostram, que em alguns momentos, existe um fator de potência igual ou superior a 0,92, enquanto que em outros horários há a ocorrência de valores inferiores a este. Observou-se que em alguns períodos noturnos, os capacitores não foram desligados, sendo cobrado o excesso de energia reativa capacitiva.
3.1 Conseqüências financeiras do baixo fator de potência da empresa
O faturamento de energia reativa excedente (FER) é realizado pela concessionária em conformidade com os
Artigos 64 a 69 da Resolução nº 456 da ANEEL, de 29 de Novembro de 2000.
A Fig. 7 apresenta o faturamento de consumo de energia reativa excedente da empresa, nos horários de ponta e fora de ponta no período compreendido entre agosto de 2003 a julho de 2004, utilizando as tarifas da Resolução nº 74 de 6 de abril de 2005, do Ministério de Minas e Energia com ICMS.
Faturamento de Energia Reativa
0,00
125,00
250,00
375,00
500,00
625,00
ag
o/0
3
set/0
3
ou
t/0
3
no
v/0
3
dez/0
3
jan
/04
fev/0
4
ma
r/0
4
ab
r/0
4
mai/0
4
jun
/04
jul/0
4Mês
R$
FER - Ponta FER - Fora de Ponta Figura 7: Histórico de faturamento de energia reativa
excedente.
O faturamento de energia reativa excedente total no período dos 12 meses analisados foi de R$ 3.963,57 (Três Mil Novecentos e Sessenta e Três Reais e Cinquenta e Sete Centavos), o que representa uma média mensal de R$ 330,30 (Trezentos e Trinta Reais e Trinta Centavos). Fazendo-se uma projeção para 10 anos de operação, o custo em energia reativa excedente (multa por baixo fator de potência) foi de aproximadamente R$ 40.000,00 (Quarenta Mil Reais).
3.2 Simulações para a correção do fator de potência
Foram realizadas duas simulações para a correção do fator de potência da empresa. A primeira utiliza um banco de capacitores fixo, e a segunda utiliza um banco de capacitores com timer programável, o que permite desligá-lo durante o período em que é cobrado o baixo fator de potência capacitivo (23h30min às 5h30min do dia seguinte).
O gráfico da Fig. 8 apresenta os valores do FER mensal médio correspondentes aos bancos de capacitores com valores de 5 a 55 kvar.
FER x Bancos de Capacitores
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Bancos de Capacitores (kVAr)
FE
R M
ensa
l Méd
io (R
$)
Fixo Programável Figura 8: Comparativo de valores de FER utilizando diversos
valores de bancos de capacitores fixos.
Levando-se em consideração a utilização de um banco de capacitores fixo, o banco que proporciona menores custos com o FER é o de 30 kvar. A economia média mensal comparando-se com a situação atual seria de R$ 268,27 (Duzentos e Sessenta e Oito Reais e Vinte e Sete Centavos).
Considerando-se a instalação de um banco de capacitores com timer programável, o banco que conduziu a um menor valor de FER mensal médio é o de 55 kvar. A economia média mensal seria de R$ 315,64 (Trezentos e Quinze Reais e Sessenta e Quatro Centavos). Porém, apesar de conduzir para um menor valor mensal de FER, conforme o gráfico da Fig. 9, o banco de 55 kvar não proporcionou a maior economia líquida devido ao seu maior custo inicial. Nota-se que a maior economia líquida em 10 anos foi obtida com a instalação do banco de 35 kvar.
Economia Líquida em 120 meses
10.000,00
15.000,00
20.000,00
25.000,00
30.000,00
35.000,00
40.000,00
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Bancos de Capacitores (kVAr)
R$
Fixo Programável
Figura 9: Economia líquida em 120 meses para diversos bancos de capacitores.
O gráfico da Fig. 10 mostra a comparação entre os tempos de retorno de do banco de capacitores fixo de 30 kvar e do banco de capacitores de 35 kvar com timer programável.
Pay-Back dos Bancos de Capacitores
-5.000,00
0,00
5.000,00
10.000,00
15.000,00
20.000,00
25.000,00
30.000,00
35.000,00
40.000,00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
Meses
R$
Fixo Programável
Figura 10: Tempos de retorno de investimento do banco de capacitores fixo de 30 kvar e do banco de capacitores de 35
kvar com timer programável.
O retorno do investimento de um banco de capacitores fixo de 30 kvar se completará em 5 (cinco) meses. Em 120 meses, a economia descontando-se o valor da compra deste banco de capacitores será em torno de R$ 31.000,00 (Trinta e Um Mil Reais).
O retorno do investimento de um banco de capacitores de 35 kvar com timer programável se completará em 8 (oito) meses. Em 10 anos, a economia líquida, será em torno de R$ 35.100,00 (Trinta e Cinco Mil e Cem Reais).
4 CONCLUSÕES
A opção tarifária horo-sazonal verde, permanece como sendo a mais interessante economicamente para a empresa. Uma mudança para a opção horo-sazonal azul representaria um acréscimo mensal de 27.068,29 (Vinte e Sete Mil e Sessenta e Oito Reais e Vinte e Nove Centavos) em relação à situação atual.
A alteração do contrato de demanda dos atuais 500 kW para 520 kW representará uma economia média mensal de 145,85 (Cento e Quarenta e Cinco Reais e Oitenta e Quatro Centavos), em comparação com o atual valor de demanda contratada.
A economia média mensal proporcionada pela utilização da energia extra na ponta é de R$ 3.005,80 (Três Mil e Cinco Reais e Oitenta Centavos) em relação à utilização de gerador diesel na ponta e R$ 18.541,59 (Dezoito Mil Quinhentos e Quarenta e Um Reais e Cinqüenta e Nove Centavos) em relação à utilização de energia faturada no horário de ponta. É recomendável o uso da energia extra na ponta enquanto a concessionária fornecer essa energia no preço abaixo de R$ 0,45/kWh.
Para a correção do fator de potência da empresa, a instalação de um banco de capacitores de 35 kvar com timer programável apresentou-se como a mais econômica ao longo de 10 anos, por proporcionar a maior economia líquida durante este período.
5 REFERÊNCIAS
ANEEL. Resolução nº. 456, de 29 de novembro de
2000. D.O.U. 30/11/2000.
ANEEL. Resolução nº. 74, de 6 de abril de 2005. D.O.U. 07/04/2005.
EFEI / Eletrobrás (2001). Conservação de Energia –
Eficiência Energética de Instalações e
Equipamentos. Ed. EFEI. FUPAI, Itajubá-MG.
ELETROBRÁS – PROCEL. Manual de Conservação
de Energia Elétrica – CICE.
ELETROBRÁS – PROCEL. Manual de Tarifação da
Energia Elétrica. Rio de Janeiro.
MAMEDE Fº, João (2001). Instalações Elétricas
Industriais, 6ª Edição. Editora LTC. Rio de Janeiro.