Apostila Fator de Potência

CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO........................................................................ 04

CAPÍTULO 2 POTÊNCIA ATIVA E REATIVA- CONCEITOS BÁSICOS ..................... 05

CAPÍTULO 3 PRINCIPAIS CAUSAS DO BAIXO FATOR DE POTÊNCIA ................... 07

CAPÍTULO 4 EFEITOS DO EXCEDENTE REATIVO NAS REDES E INSTALAÇÕES... 07

4.1 PERDAS NA REDE.................................................................... 07

4.2 POTÊNCIA ATIVA E REATIVA- CONCEITOS BÁSICOS 04

4.3 INTRODUÇÃO............................................................ 04

CAPÍTULO 4 INTRODUÇÃO............................................................. 04

CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO.................................................................... 04

CAPÍTULO 2 POTÊNCIA ATIVA E REATIVA- CONCEITOS BÁSICOS 04

CAPÍTULO 3 INTRODUÇÃO..................................................................... 04


CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO................................................................................................. 04

CAPÍTULO 2 POTÊNCIA ATIVA E REATIVA- CONCEITOS BÁSICOS .............................. 04



4.1 - PERDAS NA REDE ................................................................................................... 07
4.2 – QUEDAS DE TENSÃO ............................................................................................. 08
4.3 – SUB UTILIZAÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA ............................................... 08

PARTE 5 – FATOR DE POTÊNCIA – CORREÇÃO ........................................................ 10

PARTE 6 – COMPENSAÇÃO – ATRAVÉS DE CAPACITORES .....................................
10

LEVANTAMENTO TÉCNICO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS PARA CORREÇÃO DO
FATOR DE POTÊNCIA .................................................................................................... 11

6.1 – COMPENSAÇÃO INDIVIDUAL ................................................................................ 12
6.2 – COMPENSAÇÃO POR GRUPOS DE CARGAS ......................................................
13
6.3 – COMPENSAÇÃO GERAL ........................................................................................ 13
6.4 – COMPENSAÇÃO NA ENTRADA DA ENERGIA EM ALTA TENSÃO (AT) ............ 14

1

6.5 – COMPENSAÇÃO AUTOMÁTICA ............................................................................
14
6.6 – COMPENSAÇÃO COMBINADA .............................................................................. 14
6.7 – COMO CALCULAR A CAPACITÂNCIA NECESSÁRIA ..........................................
15
6.7.1 – 1º CASO: SE VOCÊ NÃO SABE O REGIME DE TRABALHO .............................. 15
6.7.2 – CÁLCULO DA CAPACITÂNCIA: Aplicar a Formula .............................................
15
6.7.3 – 2º CASO: SE VOCÊ NÃO CONHECE A DEMANDA ..............................................
16
6.7.4 – CÁLCULO DA DEMANDA MÉDIA ..........................................................................
16
6.7.5 – CÁLCULO DA CAPACITÂNCIA: Aplicar a Formula .............................................
16
6.7.6 – EXEMPLO 1 ............................................................................................................. 16
6.7.7 – EXEMPLO 2.............................................................................................................. 16

6.8 – PRECAUÇÕES NA INSTALAÇÃO E OPERAÇÃO DE CAPACITORES ................ 18
6.9 – HARMÔNICAS
...........................................................................................................18

PARTE 7 – LEGISLAÇÃO SOBRE EXCEDENTE DE REATIVO .....................................
19
Resolução Nº 456, de Novembro de 2000 - DO FATURAMENTO DE ENERGIA E
DEMANDAS REATIVAS ...................................................................................................
20
7.1 – FATOR DE POTÊNCIA .............................................................................................
23
7.2 – PERIODOS DE MEDIÇÃO DE ENERGIA REATIVA, INDUTIVA E CAPACITIVA .. 24
7.3 – CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA ....................................................................
24
7.4 – EXCEDENTE DE REATIVO ......................................................................................
24
FORMA DE AVALIAÇÃO .................................................................................................... 24
FATURAMENTO ..................................................................................................................
25

CAPITULO 2 - MANUAL DE ORIENTAÇÃO AO CLIENTE SOBRE VÁRIAS OPÇÕES DE
MODALIDADE DE FATURAMENTO ................................................................................
26

INTRODUÇÃO ..................................................................................................................
27

CONCEITOS BÁSICOS ................................................................................................... 27

OBSERVAÇÃO ................................................................................................................ 28

3 - MODALIDADES TARIFÁRIAS QUE ESSA EMPRESA PODERÁ OPTAR ...............
30

3.1. FATURAMENTO PELA TARIFA MONÔMIA DO GRUPO B ..................................... 30
3.1.1. CALCULO DO FATURAMENTO ...............................................................................
30

2

3.2. FATURAMENTO PELA TARIFA BINOMIA DO GRUPO A ....................................... 31
3.3. TARIFAS HORO-SAZONAIS ..................................................................................... 31
3.3.1. FATURAMENTO PELA TARIFA HOROSAZONAL AZUL ....................................... 31
3.3.2. FATURAMENTO PELA TARIFA HOROSAZONAL VERDE .................................... 32
3.3.3. RETORNO À ESTRUTURA TARIFÁRIA CONVENCIONAL .................................... 32

4 - PERÍODO DE TESTES ............................................................................................... 32

5 - IMPLANTAÇÕES DECORRENTES DA NÃO CONTROLADA DA DEMANDA ........ 32

6 - ENQUADRAMENTO NA SAZONALIDADE ............................................................... 32

GLOSSÁRIO .................................................................................................................... 34

PARTE 1 - INTRODUÇÃO

Em conformidade com o estabelecido pelo Decreto n° 62724 de 17 de maio de
1968, com a nova redação dada pelo Decreto n° 75887, de 20 de junho de 1975 ás
concessionárias de energia elétrica adotaram o Fator de Potência 0,85 como referencia
para limitar o fornecimento de energia reativa.

O Decreto n° 479 de 20 de marco 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 Departamento
nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE, o estabelecimento de um novo limite de
referencia para 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 Departamento Nacional de Águas e
Energia Elétrica – DNAEE , 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, mensal para horário
a partir de 1996.

3

Obs.: portanto qualquer um dos consumidores pode ser medido o reativo
excedente, pelo novo critério, ou seja ,horário.Decisão esta que cabe a
concessionária.

Mais recentemente através da resolução 456- art.68 (PAG. 16), de Novembro de
2000, a recém criada ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, autorizou a
cobrança de Reativos Excedentes, detectados através de medições transitórias em
consumidores do Grupo B.

O controle mais apurado de energia reativa é mais uma medida adotada pelo DNAEE,
visando estimular o consumidor a melhorar o fator de potência de suas instalações
elétricas, com benefícios imediatos tanto para o próprio 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.

PARTE 2 – POTÊNCIA ATIVA E REATIVA
CONCEITOS BÁSICOS

As maiorias das cargas das unidades consumidoras, utilizam energia reativa
indutiva, como motores, transformadores, lâmpadas de descargas, fornos de indução,
entre outros.

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

* Potência ativa medida em kw, que efetivamente realiza trabalho, gerando calor, luz,
movimento, etc.

4

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

Assim, enquanto a potência ativa é sempre consumida na execução de trabalho, a
potência reativa, ale 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 se juntam, constitui a
potência aparente, medida em KVA, que é a potência total gerada e transmitida à carga.

A razão entre a potência ativa e a potência aparente de qualquer instalação se
constitui no Fator de Potência.

FP = kW = cos (ϕ); ϕ = arc cos ( kW )
kVA (kVA)

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 do sistema elétrico. Valores altos de Fator de Potência ,

5

próximos de 1,00 , indicam uso eficiente da energia elétrica, enquanto baixos evidenciam
seu mau aproveitamento, alem 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, com Fator de Potência
igual a 0,92, são necessários apenas 109 KVA, o que representa uma diferença de 24%
no fornecimento de KVA.

100 kW 100 kW

143 kVA 109 kVA

FP = 0,70 FP = 0,92

PARTE 3 – BAIXO FATOR DE POTÊNCIA
PRINCIPAIS CAUSAS

• Motores e transformadores operando “em vazio” ou com
pequenas cargas;
• Motores e transformadores super dimensionados;
• Grande quantidade de motores de pequena potência ;
• Máquina de solda;
• Lâmpadas de descarga - fluorescentes, vapor de mercúrio,
vapor de sódio – sem reatores de alto fator de potência ;
• Excesso de energia reativa capacitiva.

PARTE 4 – EXCEDENTE 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
consumidoras, 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:

6

4.1 - 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

10

8

6
perdas(%)
4

2

0
A tabela seguinte mostra a diminuição das perdas anuais em energia elétrica de
1 0,8 0,6 0,4 0,2 0
uma instalação com consumo anual da ordem de 100 MWh, quando se eleva o fator de
potência de 0,78 para 0,92. de Potência
Fator

SITUAÇÃO SITUAÇÃO
INICIAL FINAL
FATOR DE POTÊNCIA 0,78 0,92

PERDAS GLOBAIS 5% 3,59%

5 MWh/ANO 3,59 MWh/ANO

REDUÇÃO DE PERDAS 28,1%

REDUÇÃO DAS PERDAS(%) = (1 - FPi² ) x 100
FPf²

4.2 – QUEDAS DE TENSÃO

O aumento da corrente devido ao excesso de reativo leva a queda de tensão
acentuada, podendo ocasionar a interrupção do fornecimento de energia elétrica e a
sobrecarga em certos elementos de 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.

4.3 – SUB UTILIZAÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA

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A energia reativa, ao sobrecarregar uma instalação elétrica, inviabiliza sua
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.
As figuras a seguir, 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.

850 kW 920 kW

1.000 kvA 527 1.000 kvA 392
FP = 0,85 kvar FP = 0,92 kvar

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, 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 FATOR DE POTÊNCIA POTÊNCIA DO TRAFO -
ABSORVIDA - kW kVA
0,50 1.600
800 0,80 1.000
1,00 800

Também, o custo dos sistemas de comando, proteção e controle dos
equipamentos, crescem 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 na 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 necessária, supondo-se um Fator de Potência 0,70, é o dobro da seção
para Fator de Potência 1,00.

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 a
substituição de condutores para esse fim especifico. 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.

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SEÇÃO FATOR DE
RELATIVA 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

PARTE 5 – FATOR DE POTÊNCIA - CORREÇÃO
A primeira providencia para corrigir o baixo Fator de Potência é a analise das
causas que levam à utilização excessiva de energia reativa. A eliminação dessas causas
passa pela racionalização do uso de equipamento – 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.

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

SITUAÇÃO SITUAÇÃO
INICIAL DESEJADA
FATOR DE POTÊNCIA 0,80 0,92
POTÊNCIA DISPONIVEL Kw 252 290
AUMENTO DE POTÊNCIA kW 38

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Instalando-se capacitores junto às cargas indutivas, a circulação de energia reativa
fica limitada a estes equipamentos. Na pratica, a energia reativa passa a 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”.

Quando esta 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 de capacitivo.

PARTE 6 – COMPENSAÇÃO – ATRAVÉS DE CAPACITORES
Existem varias alternativas para instalação de capacitores em uma unidade
consumidora, cada uma delas apresentando vantagens e desvantagens. Nesse sentido, a
escolha da melhor alternativa dependerá de analises técnicas de cada instalação.

Para tanto algumas questões devem ser levantadas através de um questionário,
como exemplificado na página seguinte e a partir dele fazer a melhor opção de correção.

LEVANTAMENTO TÉCNICO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS
PARA CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA

EMPRESA
RESPONSÁVEL TÉCNICO
UNIDADE CONSUMIDORA ‘UC’
TIPO DE FATURAMENTO COVENCIONAL HORO-SAZONAL
HORAS DE TRABALHO P/ DIA DAS AS
DIAS DE TRABALHO P/ MES
Nº DE HORÁS DE TRABALHO NO HORÁRIO DE PONTA
NÍVEL DE CONSUMO DURANTE A MADRUGADA BAIXO ALTO
NÚMERO DE TRANSFORMADORES LIGADOS A REDE PRIMÁRIA
POTÊNCIA POR TRAFO em Kva
TRAFO 01 TRAFO 02 TRAFO 03 TRAFO 04 TOTAL Kva

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POTÊNCIA TOTAL DE CAPACITORES JÁ INSTALADOS POR TRAFO
TRAFO 01 TRAFO 02 TRAFO 03 TRAFO 04 TOTAL Kvar

DADOS DO FATURAMENTO CONTRATADO REGISTRADO
DEMANDA DE POTÊNCIA FORA DE PONTA Kw
DEMANDA DE POTÊNCIA NA PONTA Kw
CONSUMO FORA DE PONTA
CONSUMO NA PONTA
REATIVO EXCEDENTE FORA DE PONTA
REATIVO EXCEDENTE NA PONTA
DEMANDA REATIVA EXCEDENTE F. DE PONTA
DEMANDA REATIVA EXCEDENTE NA PONTA
REGISTRADO CALCULADO
FATOR DE POTÊNCIA
FATOR DE CARGA

RELAÇÃO DE EQUIPAMENTOS INSTALADOS
DESCRIÇÃO POTÊNCIA F.P.

POTÊNCIA TOTAL F.P. MÉDIO

6.1 – 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 instalação;

• Diminui a carga nos circuitos de alimentação dos equipamentos compensados;

• Melhora os níveis de tensão de toda instalação;

• Pode-se utilizar um sistema único de acionamento para a carga e o capacitor,
economizando-se m equipamentos de manobra;

• Gera reativos somente onde é necessário.

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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.

6.2 – COMPENSAÇÃO POR GRUPOS DE CARGAS

O banco de capacitores é instalado de forma a compensar um setor ou um
conjunto de maquinas. 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.

12

6.3 – 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 numero 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.

13

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

6.4 – COMPENSAÇÃO NA ENTRADA DA ENERGIA EM ALTA TENSÃO (AT)

Não é muito freqüente a compensação no lado da alta tensão. Tal localização não
alivia nem mesmo os transformadores e 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 consumidoras 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.

6.5 – COMPENSAÇÃO 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.

6.6 – COMPENSAÇÃO COMBINADA

Em muitos casos utilizam-se, conjuntamente, as diversas formas de compensação.
A – banco fixo, utilização ininterrupta ;
B – banco fixo, ligado somente no período de atividade dos equipamentos a ele ligado ;
C – banco automático, controlando continuamente a quantidade de kvar.

14

6.7 – COMO CALCULAR A CAPACITÂNCIA NECESSÁRIA
À CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA
O princípio é um só porém dependendo dos dados disponíveis será necessário a
utilização do Fator de Carga ou Horas Trabalhadas.

DADOS NECESSÁRIOS: * DEMANDA;
* CONSUMO;
* FATOR DE POTÊNCIA;
* REG. DE TRABALHO - HORAS TRABALHADAS AO MÊS;

6.7.1. - 1º CASO: SE VOCÊ NÃO SABE O REGIME DE TRABALHO;

A PARTIR DOS DADOS ESTABELECER:

1º FATOR DE MULTIPLICAÇÃO: Com o fator de potência em mãos estabelecer
através da tabela o Fator de Multiplicação ( Exemplo 1 – Pág. 16)
2º FATOR DE CARGA: Dividir o consumo pela demanda multiplicada por 730;
ou seja:

Fc= Demanda Média
Demanda Máxima X 730 horas/mês

Fc= kWh .
kW x 730 h

OBS: VER MAIORES DETALHES PÁG. 27 ITEM 3.1.1

C= D.*(Fator de Multiplicação)* F.C
6.7.1 - 2º CASO: SE VOCÊ NÃO CONHECE A DEMANDA:

15

DM= Consumo (kWh)
Horas Trabalhadas

DM= kW

C= (DM) * (Fator de Multiplicação) *
OBS: NÃO MULTIPLICAR PELO FATOR DE CARGA

6.7.2 – EXEMPLOS

1º EXEMPLO:
DADOS ENCONTRADOS NA FATURA MENSAL DE ENERGIA ELÉTRICA
DEMANDA DE POTÊNCIA – kW 96
CONSUMO FATURADO – kWh 15990
FATOR DE POTÊNCIA ORIGINAL 0.83

DADOS A ESTABELECER
1 - FATOR DE POTÊNCIA DESEJADO ?
2 - FATOR DE MULTIPLICAÇÀO ?
3 - FATOR DE CARGA ?

1 – Fator de Potência desejado, pode-se qualquer valor entre 0,92 e 1. Por Exemplo: 0,96
2 – Fator de Multiplicação, encontrar na Tabela (Pág. 17)

Fc= 0,230  Fc= 23 %
CAPACITÂNCIA= 96 x 0,380 x 23 %
CAPACITÂNCIA= 8,4 kVAr

2º EXEMPLO:
CONSUMO FATURADO – kWh 8.600
FATOR DE POTÊNCIA ORIGINAL 0.86
FATOR DE POTÊNCIA DESEJADO 0.96
REGIME DE TRABALHO: 24 DIAS / MÊS
HORAS MÊS: 240
HORAS DIAS: 10
DEMANDA DE POTÊNCIA – kW 36
FATOR DE MULTIPLICAÇÀO 0.302
FATOR DE CARGA 15990

CAPACITÂNCIA= 36 x 0,302

CAPACITÂNCIA= 10,8 kVAr
Exemplo 1: Fator de Potência Original: 0,72
Fator de Potência Desejado: 0,92
Fator de Multiplicação: Vermelho

16

Fator de FATOR DE POTÊNCIA DESEJADO
Potência 0.85 0.86 0.87 0.88 0.89 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1.00
Original
0.01 99.375 99.402 99.428 99.455 99.483 99.511 99.539 55.569 99.600 99.632 99.666 99.703 99.744 99.792 99.853 99.995
0.02 49.370 49.397 49.423 49.450 49.478 49.506 49.534 49.564 49.595 49.627 49.661 49.698 49.739 49.787 49.848 49.990
0.03 32.699 32.725 32.752 32.779 32.806 32.834 32.863 32.892 32.923 32.955 32.990 33.027 33.068 33.115 33.176 33.318
0.04 24.360 24.387 24.413 24.440 24.468 24.496 24.524 24.554 24.585 24.617 24.651 24.688 24.729 24.777 24.837 24.980
0.05 19.355 19.382 19.408 19.435 19.463 19.491 19.519 19.549 19.580 19.612 19.646 19.683 19.724 19.772 19.832 19.975
0.06 16.017 16.043 16.070 16.097 16.124 16.152 16.181 16.211 16.241 16.274 16.308 16.345 16.386 16.434 16.494 16.637
0.07 13.631 13.657 13.684 13.711 13.738 13.766 13.795 13.825 13.855 13.888 13.992 13.959 14.000 14.048 14.108 14.251
0.08 11.840 11.867 11.893 11.920 11.948 11.976 12.004 12.034 12.065 12.097 12.131 12.168 12.209 12.257 12.317 12.460
0.09 10.446 10.473 10.499 10.526 10.554 10.582 10.610 10.640 10.671 10.703 10.737 10.774 10.815 10.863 10.924 11.066
0.10 9.330 9.357 9.383 9.410 9.438 9.466 9.494 9.524 9.555 9.587 9.621 9.658 9.699 9.747 9.807 9.950
0.11 8.416 8.442 8.469 8.496 8.523 8.551 8.580 8.610 8.641 8.673 8.707 8.744 8.785 8.833 8.893 9.036
0.12 7.653 7.680 7.706 7.733 7.761 7.789 7.818 7.847 7.878 7.910 7.944 7.981 8.022 8.070 8.131 8.273
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0.89 0.000 0.028 0.057 0.086 0.117 0.149 0.184 0.221 0.262 0.309 0.370 0.512
0.90 0.000 0.029 0.058 0.089 0.121 0.156 0.193 0.234 0.281 0.342 0.484
0.91 0.000 0.030 0.060 0.093 0.127 0.164 0.205 0.253 0.313 0.456
0.92 0.000 0.031 0.063 0.097 0.134 0.175 0.223 0.284 0.426
0.93 0.000 0.032 0.067 0.104 0.145 0.192 0.253 0.395
0.94 0.000 0.034 0.071 0.112 0.160 0.220 0.363
0.95 0.000 0.037 0.078 0.126 0.186 0.329
0.96 0.000 0.041 0.089 0.149 0.292
0.97 0.000 0.048 0.018 0.251
0.98 0.000 0.061 0.203
0.99 0.000 0.142
1.00 0.000

17

6.8 – 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 um
capacitor. Isso porque o capacitor retém sua carga por alguns minutos, mesmo
desligado;

• Proceder ao 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
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.

6.9 – HARMÔNICAS

De uma maneira geral, as tensões geradas pelas centrais elétricas possuem
formas de ondas praticamente senoidais, com magnitude e freqüência constantes. Por
outro lado, cargas como retificadores e conversores, tem a propriedade de deformarem
essas tensões senoidais. Isso ocorre porque, ao mesmo tempo em que elas absorvem a
corrente senoidal, de freqüência de 60 Hz, como no Brasil e nos Estados Unidos (ou de
50 Hz na Europa e em outros países da América Latina), essas cargas injetam no sistema
ao qual estão conectadas, correntes de outras freqüências, múltiplas da freqüência
original (60 Hz ou 50 Hz). A conseqüência imediata disso, dentre outras que serão citadas
neste capítulo, é que as tensões nas barras mais próximas dessas cargas poderão ficar
distorcidas.

Nas barras mais próximas das grandes centrais geradoras, devido aos altos níveis
de curto-circuito, as medições efetuadas por analisadores harmônicos ou osciloscópios,
mostram que as tensões têm menos que 1% de distorção. Entretanto, à medida que os
pontos de medições se distanciam das centrais geradoras e se encaminham para as
cargas elétricas, as distorções de tensão aumentam.

Os primeiros relatos de problemas de distorções harmônicas datam de 1930/1940.
Provavelmente, o primeiro equipamento a ser “acusado” de causar problemas
harmônicos, foi o transformador. As primeiras vítimas de então, foram as linhas
telefônicas, que sofriam interferências indutivas.

As distorções nas formas de onda das tensões e correntes tornaram-se mais
significativas nos últimos anos, com o crescente progresso nos desenvolvimentos de

18

cargas controladas por tiristores. Para muitos engenheiros, as distorções harmônicas são
os mais importantes problemas de qualidade da energia de um sistema elétrico.

Embora os problemas causados pelos harmônicos possam ser de difícil solução,
eles não ocorrem tão freqüentemente como os afundamentos de tensão e os cortes de
energia. Em geral, os consumidores industriais têm mais problemas harmônicos que os
sistemas de distribuição de energia de uma concessionária. Isso acontece porque as
indústrias, nos dias de hoje, possuem um grande número de cargas geradoras de
correntes harmônicas, como os equipamentos controladores de velocidade de motores,
os fornos a arco, os conversores AC/DC, etc. Ironicamente, essas cargas industriais,
conforme será mostrado adiante, são vítimas da própria “poluição” elétrica que elas
mesmas provocam. Ë como se “o feitiço virasse contra o feiticeiro”...

Normalmente, as cargas elétricas, independentemente de gerarem ou não
correntes harmônicas, são projetadas para operarem com tensões balanceadas e
perfeitamente senoidais. Assim, os engenheiros eletricistas, nas indústrias modernas,
acabam ficando com a árdua missão de minimizar a causa da geração de correntes
harmônicas para que os correspondentes efeitos não afetem os seus equipamentos mais
sensíveis.

PARTE 7 – LEGISLAÇÃO SOBRE EXCEDENTE DE REATIVO

O Fator de Potência das instalações elétricas deve ser mantido sempre o mais
próximo possível de um (1,00), conforme determinação do Decreto n° 479 de 20 de
março de 1992.

A portaria do DNAEE n° 1569 de 23 de dezembro de 1993, estabelece um nível
Maximo para utilização de reativo indutivo ou capacitivo, em função da energia ativa
consumida (kWh) por esse principio, 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.

19

Resolução Nº 456, de Novembro de 2000

DO FATURAMENTO DE ENERGIA E DEMANDAS REATIVAS

Art. 64. O fator de potência de referência “fr”, indutivo ou capacitivo, terá como
limite mínimo permitido, para as instalações elétricas das unidades consumidoras, o valor
de fr = 0,92.

Art. 65. Para unidade consumidora faturada na estrutura tarifária horo-sazonal ou
na estrutura tarifária convencional com medição apropriada, o faturamento
correspondente ao consumo de energia elétrica e à demanda de potência reativas
excedentes, será calculado de acordo com as seguintes fórmulas:

I–

II –

onde:
FER(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente ao consumo
de energia reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência
“fr”, no período de faturamento;
CAt = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”,
durante o
período de faturamento;
fr = fator de potência de referência igual a 0,92;
ft = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “t” de 1
(uma) hora, durante o período de faturamento, observadas as definições dispostas nas
alíneas “a” e “b”, § 1º, deste artigo;
TCA(p) = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento em cada posto horário
“p”;
FDR(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente à demanda
de potência reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência
“fr” no período de faturamento;
DAt = demanda medida no intervalo de integralização de 1 (uma) hora “t”, durante o
DF(p) = demanda faturável em cada posto horário “p” no período de faturamento;
TDA(p) = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento em cada
posto horário “p”;
MAX = função que identifica o valor máximo da fórmula, dentro dos parênteses
correspondentes, em cada posto horário “p”;
t = indica intervalo de 1 (uma) hora, no período de faturamento;
p = indica posto horário, ponta ou fora de ponta, para as tarifas horo-sazonais ou
período de faturamento para a tarifa convencional; e
n = número de intervalos de integralização “t”, por posto horário “p”, no período de
faturamento.

§ 1º Nas fórmulas FER(p) e FDR(p) serão considerados:

20

a) durante o período de 6 horas consecutivas, compreendido, a critério da
concessionária,
entre 23 h e 30 min e 06h e 30 min, apenas os fatores de potência “ft” inferiores a 0,92
capacitivo,
verificados em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”; e
b) durante o período diário complementar ao definido na alínea anterior, apenas os
fatores de
potência “ft” inferiores a 0,92 indutivo, verificados em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”.

§ 2º O período de 6 (seis) horas definido na alínea “a” do parágrafo anterior deverá
ser informado pela concessionária aos respectivos consumidores com antecedência
mínima de 1 (um) ciclo completo de faturamento.

§ 3º Havendo montantes de energia elétrica estabelecidos em contrato, o
faturamento correspondente ao consumo de energia reativa, verificada por medição
apropriada, que exceder às quantidades permitidas pelo fator de potência de referência
“fr”, será calculado de acordo com a seguinte fórmula:

onde:
FER(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente ao consumo
de energia reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência
“fr”, no período de faturamento;
CAt = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”,
durante o
ft = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “t” de 1
(uma) hora, durante o período de faturamento, observadas as definições dispostas nas
alíneas “a” e “b”, § 1º, deste artigo;
CF(p) = consumo de energia elétrica ativa faturável em cada posto horário “p” no
período de faturamento; e
TCA(p) = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento em cada posto horário
“p”.

Art. 66. Para unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional,
enquanto não forem instalados equipamentos de medição que permitam a aplicação das
fórmulas fixadas no art. 65, a concessionária poderá realizar o faturamento de energia e
demanda de potência reativas excedentes utilizando as seguintes fórmulas:

I–

II –

onde:
FER = valor do faturamento total correspondente ao consumo de energia reativa
excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de
faturamento;
CA = consumo de energia ativa medida durante o período de faturamento;

21

fm = fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade
consumidora,
calculado para o período de faturamento;
TCA = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento;
FDR = valor do faturamento total correspondente à demanda de potência reativa
faturamento;
DM = demanda medida durante o período de faturamento;
DF = demanda faturável no período de faturamento; e
TDA = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento.

Parágrafo único. Havendo montantes de energia elétrica estabelecidos em
contrato, o faturamento correspondente ao consumo de energia reativa, verificada por
medição apropriada, que exceder às quantidades permitidas pelo fator de potência de
referência “fr”, será calculado de acordo com a seguinte fórmula:

onde,
FER = valor do faturamento total correspondente ao consumo de energia reativa
faturamento;
CA = consumo de energia ativa medida durante o período de faturamento;
fm = fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade
consumidora,
calculado para o período de faturamento;
CF = consumo de energia elétrica ativa faturável no período de faturamento; e
TCA = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento.

Art. 67. Para fins de faturamento de energia e demanda de potência reativas
excedentes serão considerados somente os valores ou parcelas positivas das mesmas.

Parágrafo único. Nos faturamentos relativos a demanda de potência reativa
excedente não
serão aplicadas as tarifas de ultrapassagem.

Art. 68. Para unidade consumidora do Grupo “B”, cujo fator de potência tenha sido
verificado por meio de medição transitória nos termos do inciso II, art. 34, o faturamento
correspondente ao consumo de energia elétrica reativa indutiva excedente só poderá ser
realizado de acordo com os seguintes procedimentos:

I - a concessionária deverá informar ao consumidor, via correspondência
específica, o valor do fator de potência encontrado, o prazo para a respectiva correção, a
possibilidade de faturamento relativo ao consumo excedente, bem como outras
orientações julgadas convenientes;

22

II - a partir do recebimento da correspondência, o consumidor disporá do prazo
mínimo de 90 (noventa) dias para providenciar a correção do fator de potência e
comunicar à concessionária;

III - findo o prazo e não adotadas as providências, o fator de potência verificado
poderá ser utilizado nos faturamentos posteriores até que o consumidor comunique a
correção do mesmo; e

IV - a partir do recebimento da comunicação do consumidor, a concessionária terá
o prazo de 15 (quinze) dias para constatar a correção e suspender o faturamento relativo
ao consumo excedente.

Art. 69. A concessionária deverá conceder um período de ajustes, com duração
mínima de 3 (três) ciclos consecutivos e completos de faturamento, objetivando permitir a
adequação das instalações elétricas da unidade consumidora, durante o qual o
faturamento será realizado com base no valor médio do fator de potência, conforme
disposto no art. 66, quando ocorrer:

I - pedido de fornecimento novo passível de inclusão na estrutura tarifária horo-
sazonal;

II - inclusão compulsória na estrutura tarifária horo-sazonal, conforme disposto no
inciso III, art. 53; ou

III - solicitação de inclusão na estrutura tarifária horo-sazonal decorrente de opção
de faturamento ou mudança de Grupo tarifário.

§ 1º A concessionária poderá dilatar o período de ajustes mediante solicitação
fundamentada
do consumidor.

§ 2º Durante o período de ajustes referido neste artigo, a concessionária informará
ao consumidor os valores dos faturamentos que seriam efetivados e correspondentes ao
consumo de energia elétrica e a demanda de potência reativas excedentes calculados
nos termos do art. 65.
7.1 – FATOR DE POTÊNCIA
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.

23

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 de 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 reativo capacitivo os mesmos critérios de
faturamento, aplicados ao excedente indutivo.

7.2 – PERIODOS DE MEDIÇÃO DE ENERGIA REATIVA,
INDUTIVA E CAPACITIVA

A energia reativa capacitiva será medida de 0:00h às 6:00h. A medição da energia
reativa indutiva será feita no intervalo de 6:00h ás 24:00hs.

Se a energia reativa capacitiva não for medida a medição da energia reativa
indutiva será efetuada durante ás 24 horas do dia.

Obs.: Em virtude do horário de verão esse período pode ser alterado.

7.3 – CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA

O cálculo do Fator de Potência será
efetuado com base nos valores de energia FP = cos ( arctg kVAr )
ativa kWh e energia reativa kVArh , medidas kW
durante o período de faturamento por posto
trifásico.

7.4 – EXCEDENTE DE REATIVO

FORMA DE AVALIAÇÃO

A ocorrência de excedente de reativo será verificada pela concessionária através do
Fator de Potência mensal ou do Fator de Potência horário.

O Fator de Potência mensal é calculado com base nos valores mensais de energia
ativa (kWh) e energia reativa (kVArh).O Fator de Potência horário e calculado com base
nos valores de energia ativa (kWh) e energia reativa k(kVArh) medidas de hora em hora.

24

FATURAMENTO

Fator de Potência mensal -- A demanda de potência e o consumo de energia
reativa excedente calculados através do Fator de Potência mensal serão faturados pelas
expressões:

FDR = ( DM x 0,92- DF) x TDA
fm

FER = CA x ( 0,92 – 1) x TCA
fm

Fator de Potência horário – a demanda de potência e o consumo de energia reativa
excedentes, calculados através do Fator de Potência horário, serão faturados pelas
expressões:

n

[
FDR(Ρ) = max ( DA t x 0,92) - DF(Ρ) x TDA(Ρ) ]
t=1
ft

n

FER(Ρ) = [ ∑ [CA t x ( 0,92 -1)] ] x TCA(Ρ)
t=1
ft

25

CAPITULO 2
MANUAL DE ORIENTAÇÃO AO CLIENTE SOBRE VÁRIAS OPÇÕES DE
MODALIDADE DE FATURAMENTO
1. INTRODUÇÃO

A energia elétrica é um fator de suma importância no desenvolvimento e progresso da
economia da Nação, para o que notadamente o setor industrial concorre com uma
participação significativa.

Considerado o competitivo mercado de atuação das empresas, o fator custo de
produção adquire importância fundamental.

A energia elétrica por ser um insumo de produção, ou seja, constituir-se em um dos
elementos da composição do custo, deve ser objeto de atenção e analise especial pelos
consumidores.

A CPFL, preocupada em proporcionar aos seus consumidores industriais condições
de utilização racional e econômica da energia elétrica, elaborou este manual sobre as
opções de faturamento, pratico e didático, abordando todas as opções e as condições
para enquadramento.

2. CONCEITOS BÁSICOS

I – Contrato de fornecimento: instrumento contratual em que a concessionária e o
consumidor responsável por unidade consumidora do grupo “A” ajustam as
características técnicas e as condições comerciais do fornecimento de energia elétrica.

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

III – 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).

IV – Demanda de Ultrapassagem: parcela da demanda medida que excede o valor
da demanda contratada, expressa em quilowatts (KW).

V – 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).

VI – Demanda 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).

26

VII - Estrutura Tarifaria: conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo
de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas de acordo com a modalidade de
fornecimento.
VIII - Estrutura Tarifaria 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.

IX – Estrutura Tarifaria 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:

OBSERVAÇÃO:

Esta diferenciação de preços visa reduzir os custos de fornecimento da energia
elétrica entregue ao cliente, decorrente da otimização do sistema elétrico nacional. As
tarifas horo-sazonais também permitem ao consumidor reduzir suas despesas coma
energia elétrica, mediante a programação de seu uso, onde essa redução poderá ser
obtida evitando-se o horário de ponta e/ou deslocando-se o consumo para determinados
meses do ano.

a) 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.

b) 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.

c) Horário de Ponta (P): período definido pela concessionária e composto por 3
(três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e feriados
nacionais, considerando as características do seu sistema elétrico.

d) Horário fora de ponta (F): período composto pelo conjunto das horas diárias
consecutivas e complementares aquelas definidas no horário de ponta.

OBSERVAÇÃO:

Durante o horário de ponta, o fornecimento de energia elétrica é mais caro.

e) 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.

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

OBSERVAÇÃO:

27

Durante o período seco, o fornecimento de energia elétrica é mais caro que no
período úmido.

X – 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 tarifaria binômia e
subdividido nos seguintes subgrupos:
a) Subgrupo A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;
b) Subgrupo A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;
c) Subgrupo A3 – tensão de fornecimento de 69 kV;
d) Subgrupo A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;
e) Subgrupo A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV;
f) 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.

XI – Grupo “B”: grupamento composto de unidades consumidoras com
fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV e faturadas neste Grupo nos termos definidos
nos arts. 79 a 81, caracterizado pela estruturação tarifaria monômia e subdividido nos
seguintes subgrupos:
a) Subgrupo B1 – residencial;
b) Subgrupo B1 – residencial baixa renda;
c) Subgrupo B2 – rural;
d) Subgrupo B2 – cooperativa de eletrificação rural;
e) Subgrupo B2 – serviço público de irrigação;
f) Subgrupo B3 – demais classes;
g) Subgrupo B4 – iluminação pública.

XIII – Tarifa: preço da unidade de energia elétrica e/ou da demanda da
potência ativas.

XIV – Tarifa monômia – “Grupo B”: tarifa de fornecimento de energia
elétrica constituída por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica
ativa.

XV- Tarifa binômia – “Grupo A”: conjunto de tarifas de fornecimento
constituído por preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e à demanda
faturável.

XVI – Tarifa de ultrapassagem: tarifa aplicável sobre a diferença positiva
entre a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos.

XVII – Tensão secundaria de distribuição: tensão disponibilizada no
sistema elétrico da concessionária, com valores padronizados inferiores a 2,3 kV.

XVIII – Tensão primaria de distribuição: tensão disponibilizada no sistema
elétrico da concessionária, com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV.

28

XIX - Fator de carga (FC): representa a energia elétrica efetivamente
consumida e aquela que poderia ter sido utilizada, se a demanda máxima permanecesse
constante.

XX – Fator de carga limite (FCL): indica o enquadramento do consumidor
à condição mais econômica de faturamento.

3. MODALIDADES TARIFÁRIAS QUE ESSA EMPRESA PODERÁ OPTAR

3.1. FATURAMENTO PELA TARIFA MONÔMIA DO GRUPO B
Quem pode se enquadrar:

Clientes cuja capacidade transformadora seja de até 112,5 kVA.

3.1.1. Calculo do faturamento

FATOR DE CARGA: Indica a relação entre a demanda media e a demanda
máxima de potencia durante um intervalo de tempo definido, ou seja:

Demanda Média
FC = --------------------------
Demanda Máxima

A fórmula representativa do FC passa a ser a seguinte:

kWh
FC = ----------------------, onde:
kW x 730 h

FC = Fator de Carga
KWh = Consumo registrado no período
KW = Demanda máxima do mesmo período
730 h = n° de horas por mês ( 365 dias x 24 horas/ 12 meses )

FATOR DE CARGA LIMITE: Este fator será calculado a partir da igualdade dos
faturamentos nos Grupos A e B.

Sendo o faturamento em tarifas de baixa tensão, na forma monômia, cobra-se
exclusivamente a energia elétrica consumida (kWh), que definimos por:

FB = kWh . TCB , onde:
FB = Faturamento no Grupo B
KWh = Consumo
TCB = Tarifa de consumo no grupo B

29

Sendo o faturamento em tarifas de alta tensão, na forma binômia, cobra-se consumo e
demanda, definido por:

FA = (kWh x TCA) + (kW x TDA) , onde:

FA = Faturamento no Grupo A
KWh = Consumo
TCA = tarifa de Consumo no Grupo A
KW = Demanda Faturável
TDA = Tarifa de Demanda

Fazendo a igualdade entre FA e FB, teremos:

(kWh x TCB) = (kWh x TCA) + (kW x TDA)

Onde concluímos:

TDA
FCL = ------------------------------ (08/05/01 = 12.70%)
(TCB – TCA) x 730

Nota: Quando FC menor que FCL, a condição mais econômica para o
consumidor é a opção pelo Grupo B, caso contrario deverá
permanecer no Grupo A.

3.2. FATURAMENTO PELA TARIFA BINOMIA DO GRUPO A


Clientes cuja demanda a ser contratada for de até 299kW.

Sendo o faturamento em tarifas na forma binômia, cobra-se consumo e demanda,
definido por:

FA = (kWh x TCA) + (kW x TDA) , onde:

FA = Faturamento no Grupo A
KWh = Consumo
TCA = Tarifa de Consumo no Grupo A
kW = Demanda Faturável
TDA = Tarifa de Demanda

3.3. TARIFAS HORO-SAZONAIS

3.3.1. FATURAMENTO PELA TARIFA HOROSAZONAL AZUL

30

Aplicação compulsória:

• Clientes atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV;

• Clientes atendidos em tensão inferior a 69 kV com demanda de potência
igual ou superior a 300 kW, desde que não exerçam opção pela tarifa verde.

• Clientes faturados na estrutura tarifaria convencional que apresentarem, nos
últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, 3 (três) registros consecutivos ou 6
(seis) alternados de demandas medidas iguais ou superiores a 300 kW;
desde que não exerçam opção pela tarifa verde.

Aplicação opcional:

• Clientes atendidos em tensão inferior a 69 kV, com demanda de potência
entre 30 kW e 300 kW.

3.3.2. FATURAMENTO PELA TARIFA HOROSAZONAL VERDE


• É aplicada sempre em caráter opcional aos clientes atendidos em tensão inferior
a 69 kV, com demanda de potência igual ou superior a 30 kW.

• Clientes faturados na estrutura tarifaria convencional que apresentarem, nos
últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis)
alternados de demanda medidas iguais ou superiores a 300 kW; desde que
exerçam opção pela tarifa verde.

3.3.3. RETORNO À ESTRUTURA TARIFÁRIA CONVENCIONAL

O consumidor poderá optar pelo retorno à estrutura tarifaria convencional,
desde que seja verificado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, a
ocorrência de 9 (nove) registros, consecutivos ou alternados, de demandas
medidas inferiores a 300 kW.

4. PERÍODO DE TESTES

Com o propósito de permitir o ajuste da demanda a ser contratada, a
concessionária deverá oferecer ao consumidor o período de testes, com duração
mínima de 3 (três) ciclos consecutivos e completos de faturamento, durante o qual
será faturável a demanda medida, observados os respectivos segmentos horo-
sazonais, quando for o caso.

5. IMPLICAÇÕES DECORRENTES DA NÃO CONTRATAÇÃO DA DEMANDA

Quando inexistir o contrato por motivo atribuível exclusivamente ao
consumidor e o fornecimento não estiver sendo efetuado no período de testes, a

31

concessionária aplicará a tarifa de ultrapassagem sobre a totalidade da demanda
medida.

6. ENQUADRAMENTO NA SAZONALIDADE

Quem tem direito: Clientes que atenderem cumulativamente aos seguintes
critérios:

• a energia elétrica se destina à atividade que utilize matéria-prima advinda,
diretamente, da agricultura, da pecuária ou da pesca, ou ainda, à atividade
diretamente ligada à extração de sal;

• se verificar nos 12 meses anteriores ao da analise, valor igual ou inferior a 20%
para a relação entre a soma dos 4 menores e a soma dos 4 maiores consumos de
energia elétrica.

Os valores de consumo faturados usados para verificação da sazonalidade são:
Para Tarifa Convencional: consumo faturado
Para tarifas Azul ou Verde: soma dos consumos de Ponta e Fora de
Ponta.
Os valores de consumo relativos ao uso de Demanda Suplementar de Reserva
(consumo emergencial) não são considerados na análise.

A partir da data em que for reconhecida a sazonalidade, verifica-se
anualmente a subsistência das condições requeridas. O resultado dessa análise
determina se a unidade consumidora continua ou deixa de ser sazonal nos 12
(doze) ciclos completos e consecutivos de fornecimento seguintes.

Se ocorrer alteração da razão social ou nome de unidade consumidora
classificada como sazonal, para garantir a sazonalidade o novo consumidor deve
formalmente assegurar a continuidade das atividades desenvolvidas na unidade,
assumindo ainda, no caso de sazonalidade provisória, o pagamento das diferenças
de demanda na eventual perda da sazonalidade.

A cada 12 (doze) meses a CPFL analisa o histórico de registros de demanda
das unidades consumidoras sazonais para adequar os valores de demanda
contratada.

Esse benefício garante o pagamento da demandas registradas
independentemente dos valores eventualmente contratados.

32

GLOSSÁRIO

FDR (p) Faturamento de demanda de potência reativa excedente por posto
tarifário.
DA t Demanda de potência ativa medida de hora em hora.
DF (p) Demanda de potência ativa faturada em cada posto horário.
TDA p Tarifa de demanda de potência ativa.
FER (p) Faturamento do consumo de reativo excedente por posto tarifário.
CA t Consumo de energia ativa, medido em cada hora.
TCA(p) Tarifa de energia ativa.
Ft Fator de Potência calculado de hora em hora
∑ Soma dos excedentes de reativo calculados a cada hora.

Max Função que indica intervalo de uma hora.
T Indica cada intervalo de uma hora
p Indica posto tarifário: ponta e fora de ponta, para as tarifas horo-
sazonais, e único, para a tarifa convencional.
n Numero de intercalos de uma hora, por posto horário no período de
faturamento.
FDR Faturamento da demanda de reativo excedente
DM Demanda ativa máxima registrada no mês (kW)
DF Demanda ativa faturável no mês (kW)
TDA Tarifa de demanda ativa (R$ / kWh)
FER Faturamento do consumo de reativo excedente.
CA Consumo ativo do mês (kW).
TCA Tarifa de consumo ativo (R$ / kWh).
fm Fator de Potência médio mensal.

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