Redução de Perdas Técnicas e Comerciais em

Redes de Distribuição

Redução de Perdas Técnicas e Comerciais em

Redes de Distribuição

Janeiro de 2014

Agenda

• Perdas Técnicas– Processo de Otimização Pxyon

• Objetivos• Cenários de otimização• Modelo de Análise Econômico-Financeira

– Alguns Resultados:• Celpe: Caruaru• Enersul: Campo Grande• Cemig: Sete Lagoas

– Considerações e Análises

• Perdas Comerciais– Sistema de Medição e Controle Pxyon– Considerações e Análises

CC

MIO

…

CP

MDMM

MDMM

MDMM

2

3

Perdas TécnicasPerdas Técnicas

Objetivos

• Otimização de parâmetros elétricos das redes de distribuição existentes através de alterações de configuração– Minimização de perdas elétricas– Minimização e recuperação de perdas de demanda– Melhoria dos níveis de tensão– Antecipação ao estudo de MDL (Mecanismos de

Desenvolvimento Limpo) do MMA para eficiência energética • Possibilidade de projetos de crédito de carbono por economia

de energia

4

Cenários

• Cenários de otimização:Cenário 1

Manobras em Equipamentos

Cenário 2Cenário 1 + Instalação de novos equipamentos de manobra e vãos de interligação

Cenário 3Cenário 2 + Recondutoramento dos principais trechos responsáveis por perdas

Interno

5

Cenário 1 (manobras em equip existentes)

Situação Inicial: Otimizado (c1):

6

Cenário 2 (instalação de chaves)

• Procedimento Cenário 2:– Inserir novas chaves (e vãos de interligação):

• Algoritmo e análise de pontos de inserção

– Otimização• Otimização Multiobjetivo• Subsequente deleção de equipamentos

desnecessários• Avaliação financeira dos equipamentos

efetivamente utilizados– Análise exaustiva das alternativas de equipamentos

(Interno)

7

Cenário 2 (instalação de chaves)

Situação Inicial: Novas Chaves:

8

Cenário 2 (instalação de chaves)

Situação Inicial:Novas Chaves:

Após Otimização

9

Banco com Novas Chaves:

Cenário 3 (recondutoramento)

• Procedimento Cenário 3:– Otimização do cenário 2 (instalação de novas

chaves)– Recondutoramento dos principais trechos com perdas

• Análise financeira dos trechos substituídos

– Nova Otimização• Subsequente análise de trechos e chaves – caso mudem os

trechos principais de perdas, nova otimização• Avaliação financeira dos equipamentos efetivamente

utilizados

– Otimização final de configuração• Deslocamento incremental de todas as chaves NA’s

10

Cenário 3 (recondutoramento)

Zoom

Principais Trechos com Perdas

11

Tecnologia

• Técnicas proprietárias inovadoras– Heurísticas e algoritmos evolucionários customizados– Técnicas de fluxo de potência super-rápidas

• Ex.: Sete Lagoas: ~7,5 milhões de fluxos de potência

– Técnicas de computação paralela e distribuída massiva especialmente desenvolvidas para o projeto

• Tecnologias de ponta– Computação em núvem

• Elastic Cloud Computing (EC2) da Amazon • Centenas até milhares de núcleos de processamento paralelos

– Linguagem funcional de última geração

12

Análise Econômico-Financeira

1. Para a concessionária

0 1 2 3 4 5 30

INV

LCAP

GCE

GNT

6

Revisão tarifária

RT

INV = Investimento em obras e manobras para redução de perdas

GCE = Ganho com a redução na compra de energia

GNT = Ganho no faturamento, com o aumento do consumo pela melhoria dos níveis de tensão

GPR = Ganho de Energia de Perdas Regulatórias (para empresas acima das perdas regulatórias)

LCAP = Ganho com a liberação da capacidade em SE de Distribuição e no sistema de sub-transmissão (considerado em 3 anos)

RT = Aumento da tarifa na revisão tarifária, pela incorporação do INV (Investimento) no ativo da empresa.

GPR

13

Análise Econômico-Financeira

2. Para o consumidor

GCE = Ganho com a redução na compra de energia

RT = Aumento da tarifa na revisão tarifária, pela incorporação do INV (Investimento) . . no ativo da empresa.

GNT = Ganho no faturamento, com o aumento do consumo pela melhoria dos níveis de tensão

0 1 2 3 4 5 30

GCE

GNT

6

Revisão tarifária

RT

14

Análise Econômico-Financeira

3. Para a sociedade

0 1 2 3 4 5 30

INV

LCAP

GCE

INV = Investimento em obras e manobras para redução de perdas

GCE = Ganho com a redução na compra de energia

LCAP = Ganho com a liberação da capacidade em SE de Distribuição e no sistema de sub-transmissão (considerado em 3 anos)

GNT = Ganho no faturamento, com o aumento do consumo pela melhoria dos . níveis de tensão

GNT

6

Revisão tarifária

15

Alguns Resultados Reais (1)

• Celpe – Caruaru - Inicial– 2 Subestações– 16 alimentadores– 115 mil consumidores (4,1% da Celpe)– Consumo: 442.525 MWh/ano (4.7% da Celpe)– Rede MT: 1083 km (1,58% da Celpe)– Perdas energia: 13247 MWh/ano (7,0% da Celpe)– Perdas potência: 2,35 MW– Demanda Ponta: 69,48 MVA– Custo anual perdas (R$130,00/MWh): ~R$ 1.722 mil

16

Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe

• Resultados Cenário 1– Redução 6,9% perdas energia– Redução 7,4% perdas demanda– 22 manobras

17

Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe

• Resultados Cenário 2– Redução 16,1% perdas energia– Redução 16,7% perdas demanda– 140 manobras– 63 novas chaves

18

Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe

• Resultados Cenário 3– Redução 29,7% perdas energia– Redução 30,5% perdas demanda– 160 manobras– 72 novas chaves– 7,6 km de troca de cabos– 19 km de novos cabos

19

Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe

• Resultados Cenário 3

Inicial

1103,9 Cenario 3 776,6

0

200

400

600

800

1,000

1,200

Perdas de Energia [MWh/mes]Ganho de Energia no Sistema:327,3 MWh/mes

778

12481504

2238

542894 1076

1555

0

500

1000

1500

2000

2500

Madrugada Manha Tarde Noite

Perdas de Demanda por Periodo [kW]

Cenario 3

Inicial

Cenario 3 542.3 893.6 1075.5 1554.6

Inicial 777.9 1248.2 1503.8 2237.6

Madrugada Manha Tarde Noite

Ganho de Demanda no Sistema: 683 kW

32274439

2549

9300 0 0 0 0 43

1398 1706

74 0 0 0 0 0 0 00

1000

2000

3000

4000

5000

65 a<70%

70 a<75%

75 a<80%

80 a<85%

85 a<90%

90 a<95%

95 a<100%

100 a<110%

110 a<120%

>120%

Comprimento em Sobrecarga [m]

Cenario 3

Inicial

12.17

14.08

12.35

14.00

11

11.5

12

12.5

13

13.5

14

14.5

kV

Minima Maxima

Níveis deTensao

Cenario 3

Inicial

20

21

Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe

Análise Econômico-Financeira

Concessionária Consumidor Sociedade

Investimento Inicial [R$ mil]

VPL(R$ mil)

TIR[%]

VPL[R$ mil]

VPL[R$ mil]

Cenário 1 3,9 462 5252% 873 1.336

Cenário 2 475,9 800 78% 1.584 2.385

Cenário 3 969,3 1.455 69% 2.913 4.368

Alguns Resultados Reais (2)

• Enersul – Campo Grande - Inicial– 8 Subestações– 66 alimentadores– 268 mil consumidores– Consumo: 2.045.989 MWh/ano – Rede MT: 3588 km– Perdas energia: 38.363 MWh/ano– Perdas potência: 6,1 MW– Demanda Ponta: 306 MVA– Custo anual perdas (R$130,00/MWh): ~R$ 4.987 mil

22

Resultados Reais (2) – Campo Grande

• Resultados Cenário 1– Redução 10,9% perdas energia– Redução 10,8% perdas demanda– 172 manobras

23

Resultados Reais (2) – Campo Grande

• Resultados Cenário 3– Redução 20,0% perdas energia– Redução 20,3% perdas demanda– 538 manobras– 142 novas chaves– 7,4 km de troca de cabos– 32 km de novos cabos

24

25

Resultados Reais (2) – Campo Grande

Análise Econômico-Financeira

Concessionária Consumidor Sociedade

Investimento Inicial [R$ mil]

VPL(R$ mil)

TIR[%]

VPL[R$ mil]

VPL[R$ mil]

Cenário 1 17,1 4.418 5772% 3.068 7.486

Cenário 2 985,4 5.049 152% 3.610 8.659

Cenário 3 1.472,3 7.195 121% 5.204 12.340

Resultados Piloto Sete Lagoas

• Cemig – Sete Lagoas - Inicial– 3 Subestações– 24 alimentadores– 100 mil consumidores – Rede MT: 3.428 km– Consumo: 797.600 MWh/ano – Perdas energia: 23.766 MWh/ano (2,98%)– Demanda Ponta: 107 MVA– Perdas potência: 3,1 MW (3,15% - FP 0,92)– Custo anual perdas (R$107,00/MWh): ~R$ 2.543 mil

26

Resultados Sete Lagoas

• Resultados Cenário 1– Redução 7,54% perdas energia– Redução 7,94% perdas demanda– 148 manobras

27

Resultados Sete Lagoas

• Resultados Cenário 3– Redução 10,55% perdas energia– Redução 9,92% perdas demanda– 412 manobras– 141 novas chaves– 7,5 km de troca de cabos– 104 km de novos cabos

28

Resultados Sete Lagoas – Cenário 3

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

50 a<55%

60 a<65%

70 a<75%

80 a<85%

90 a<95%

100 a<110%

>120%

Comprimento em Sobrecarga [m]

Cenario 3

Inicial

12.74

14.78

12.68

14.64

11.5

12

12.5

13

13.5

14

14.5

15

kV

Minima Maxima

Níveis deTensão Mínima

Cenario 3

Inicial

29

Inicial 1981

Cenario 3 1772

0

500

1,000

1,500

2,000

Perdas de Energia [MWh/mes]

Redução de Perdas de Energia no Sistema:209,0 MWh/mes

2206

2554

29843093

19412288

2667 2786

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Madrugada Manha Tarde Noite

Perdas de Demanda por Periodo [kW]

Cenario 3

Inicial

Cenario 3 1940.5 2287.9 2666.5 2786.3

Inicial 2205.7 2554.3 2984.0 3093.0

Madrugada Manha Tarde Noite

Redução de Perdas de Demanda: 306,7 kW

30

Resultados Sete Lagoas – Cenário 3

Tensão MínimaTensão Mínima [kV]

11.5

12

12.5

13

13.5

14

14.5

SLAD203

SLAD204

SLAD206

SLAD207

SLAD210

SLAD211

SLAD212

SLAD214

SLAT305

SLAT306

SLAT308

SLAT309

SLAT312

SLAT313

SLAT314

SLAT315

SLAU04

SLAU05

SLAU06

SLAU07

SLAU20

SLAU21

SLAU22

SLAU23 Inicial

Cenario 3

Sete Lagoas – Rede Inicial

Inicial

31

Sete Lagoas – Rede Otimizada

Final C3

(141 chaves novas)

32

Sete Lagoas – Rede de Análise

Chaves: Análise

(2542 chaves analisadas)

33

Sete Lagoas – Perdas34

35

Resultados Sete Lagoas

Análise Econômico-Financeira

Concessionária

Investimento Inicial [R$ mil]

VPL(R$ mil)

TIR[%]

Cenário 1 22,2 1.347 971%

Cenário 3 2.786,1 4.033 39,4%

Antes revisão tarifária de 2013

Concessionária Consumidor Sociedade

Investimento Inicial [R$ mil]

VPL(R$ mil)

TIR[%]

VPL[R$ mil]

VPL[R$ mil]

Cenário 1 22,2 2.068 1.794,4% 2.733 4.080

Cenário 3 2.786,1 5.041 49,2% 10.338 14.370

Atual - depois revisão tarifária de 2013

Pontos a Considerar Sobre o Piloto

– Rede de Sete Lagoas em excelente condição• Cabos de maior calibre e boa configuração

– Poucas alternativas de cabos para substituição em redes urbanas

• Apenas cabos RDP (mais caros)– Troncos dos alimentadores já estão com a maior bitola

possível• Áreas de maior densidade de carga• Sem possibilidade de substituição (alm. duplo?)

– Rede radial extensa• Poucas possibilidade de construção de conexões de custo

moderado nas áreas rurais– Parece não refletir as condições de uma rede típica da

empresa• Espera-se melhores resultados na maioria das redes da Cemig

36

Pontos a Considerar sobre o Projeto

– Resultados da Redução de Perdas• São calculados pelos modelos e programas da própria

companhia

– Medição Direta de Perdas• Não há um modelo efetivo de medição direta de perdas:

– Valores pequenos de redução de perdas percentuais com relação à energia total (erros de medição)

– Razões de leitura– Crescimento e variação da carga

– Estudos de Coordenação de Proteção e Regulação de Tensão• Devem ser revisados pela companhia após a otimização

37

Considerações Finais

Experiência nas empresas• Hiatos de responsabilidade

– Diretores/acionistas querem o projeto pelo resultado financeiro– Órgãos de perdas são cobrados para apresentarem projetos

similares– Órgãos de perdas não conseguem alocar recursos para o

projeto (financeiros e de pessoal)– Órgãos de operação resistentes a mudanças

• Melhores resultados administrativos:– Projeto específico diretamente ligado à diretoria da empresa– Projeto desenvolvido pelo órgão de engenharia– Envolvimento necessário das áreas de engenharia, perdas,

planejamento e operação

38

39

Perdas ComerciaisPerdas Comerciais

CC

MIO

…

CP

MDMM

MDMM

MDMM

Perdas Comerciais

Sistema de controle, medição e monitoramento da rede secundária de distribuição de energia elétrica

• Pedido de patente INPI – PI 11058420

• Patent Cooperation Treaty – PCT BR 2012/000420

CC

MIO

…

CP

MDMM

MDMM

MDMM

40

Visão Geral

Centro de Processamento da empresa

Módulo de Medição

Módulo de DisplayCarga do Cliente

Instalação Cliente

Módulo de Interface Operativa

Transformador

Ramal de serviço

Rede secundária

Poste

Comunicação Interna (PLC)Central de Comando

CC

MIO

…

CP

MD

MM

MD

MM

MD

MM

41

Central de Comando

Transformador Barramento

de saída

Comunicação

local

Armazenamento

de dadosComunicação

interna

Comunicação

externa

Processamento

Rede

secundária

ComutadorMedição

Injetor/Detetor

de Frequência

Hz

42

Módulo de Medição

ComutadorMedição

(inclusive AF)

Comunicação

local

Armazenamento

de dados

Comunicação

interna

Interface Visual

Processamento

Ramal de

serviço

Carga

43

Medição de Controle On-Line

Sincronismo

Contar tempo

Medir e Armazenar

Contar tempo

Medir e Armazenar

ComandarTransmissão

Somar

Sem Fraude Fraudeprovável

Fraudedetectada

Módulo deMedição

Central deComando

Analisar

ComunicarEmpresa

TransmitirMedição

44

Instalação de Módulo de Medição

erro

erro

Módulo de Interface Operativa

Digitar:

• Identificação do operador• Número de série do Módulo

de Medição

Anexarcoordenadas e

horário

AtivarMódulo de

Medição

erro

Consistir Código de Instalação

CalcularCódigo deInstalação

erro

Comandarativação do Módulo

de Medição

Finalizarinstalação

Com Sucesso

Central deComando

Módulo deMedição

Empresa

Anexarcódigo internodo Módulo de

Medição

Consistir dados

Anexarcódigo internoda Central de

Comando

Consistir dados

Finalizar InstalaçãoCom Sucesso

CadastrarMódulo

de Medição

P

Q

R

S

T

45

Localização de Furto de Energia

C

MMM MM

If If

Perfil de Queda de Tensão

Medido em Alta Frequência (~ 6 kHz)

Furto de Energia

ZAF

Impedância dos cabos em alta frequência

If

Corrente de Furto

Módulos de Medição Desligam as Cargas Clientes no Início do Processo de Localização de Furto de Energia

46

Monitoramento de Iluminação Pública

E I

Início Amanhecer

Início Entardecer

12h 24h

E I

Início Amanhecer

Início Entardecer

12h 24h

Lâmpada Apagada À Noite:Lâmpada Acesa de Dia:

Energia CorrenteEnergia Corrente

Referência

Lâmpada

Apagada/Acesa

47

48

Sistema de Medição

Vantagens e diferenciais• Redução quase total de fraudes e furtos• Localização de fraudes e furtos• Controle de Iluminação Pública• Grande segurança sem afetar instalação e

manutenção• Imenso potencial para aplicações de

melhorias da rede e engenharia• Viabilização financeira de rede inteligente• Comparação com o sistema LIGHT

49