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Pxyon proj reducaoperdas 2014-01-17 Ampla/Coelce
- 1. Redução de Perdas Técnicas e Comerciais em Redes de Distribuição Janeiro de 2014
- 2. 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 MD MM MD MM MD MM 2
- 4. 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
- 5. Cenários • Cenários de otimização: Cenário 1 Manobras em Equipamentos Cenário 2 Cenário 1 + Instalação de novos equipamentos de manobra e vãos de interligação Cenário 3 Cenário 2 + Recondutoramento dos principais trechos responsáveis por perdas Interno 5
- 6. Cenário 1 (manobras em equip existentes) Situação Inicial: Otimizado (c1): 6
- 7. 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
- 8. Cenário 2 (instalação de chaves) Situação Inicial: Novas Chaves: 8
- 9. Cenário 2 (instalação de chaves) Situação Inicial: Novas Chaves: Após Otimização 9 Banco com Novas Chaves:
- 10. 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
- 11. Cenário 3 (recondutoramento) Zoom Principais Trechos com Perdas 11
- 12. 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
- 13. 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
- 14. 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
- 15. 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
- 16. 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
- 17. Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe • Resultados Cenário 1 – Redução 6,9% perdas energia – Redução 7,4% perdas demanda – 22 manobras 17
- 18. Resultados Reais (1) – Caruaru - Celpe • Resultados Cenário 2 – Redução 16,1% perdas energia – Redução 16,7% perdas demanda – 140 manobras – 63 novas chaves 18
- 19. 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
- 20. 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 1248 1504 2238 542 894 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 3227 4439 2549 930 0 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 21
- 22. 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
- 23. Resultados Reais (2) – Campo Grande • Resultados Cenário 1 – Redução 10,9% perdas energia – Redução 10,8% perdas demanda – 172 manobras 23
- 24. 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 25
- 26. 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
- 27. Resultados Sete Lagoas • Resultados Cenário 1 – Redução 7,54% perdas energia – Redução 7,94% perdas demanda – 148 manobras 27
- 28. 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
- 29. 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 2984 3093 1941 2288 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 Mínima Tensão 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 30
- 31. Sete Lagoas – Rede Inicial Inicial 31
- 32. Sete Lagoas – Rede Otimizada Final C3 (141 chaves novas) 32
- 33. Sete Lagoas – Rede de Análise Chaves: Análise (2542 chaves analisadas) 33
- 34. Sete Lagoas – Perdas 34
- 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 35
- 36. 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
- 37. 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
- 38. 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
- 40. 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 MD MM MD MM MD MM 40
- 41. Visão Geral Centro de Processamento da empresa Módulo de Medição Módulo de Display Carga 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
- 42. Central de Comando Transformador Barramento de saída Comunicação local Armazenamento de dados Comunicação interna Comunicação externa Processamento Rede secundária ComutadorMedição Injetor/Detetor de Frequência Hz 42
- 43. Módulo de Medição Comutador Medição (inclusive AF) Comunicação local Armazenamento de dados Comunicação interna Interface Visual Processamento Ramal de serviço Carga 43
- 44. Medição de Controle On-Line Sincronismo Contar tempo Medir e Armazenar Contar tempo Medir e Armazenar Comandar Transmissão Somar Sem Fraude Fraude provável Fraude detectada Módulo de Medição Central de Comando Analisar Comunicar Empresa Transmitir Medição 44
- 45. Instalação de Módulo de Medição erro erro Módulo de Interface Operativa Digitar: • Identificação do operador • Número de série do Módulo de Medição Anexar coordenadas e horário Ativar Módulo de Medição erro Consistir Código de Instalação Calcular Código de Instalação erro Comandar ativação do Módulo de Medição Finalizar instalação Com Sucesso Central de Comando Módulo de Medição Empresa Anexar código interno do Módulo de Medição Consistir dados Anexar código interno da Central de Comando Consistir dados Finalizar Instalação Com Sucesso Cadastrar Módulo de Medição P Q R S T 45
- 46. 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
- 47. Monitoramento de Iluminação Pública EI Início Amanhecer Início Entardecer 12h 24h EI Início Amanhecer Início Entardecer 12h 24h Lâmpada Apagada À Noite: Lâmpada Acesa de Dia: Energia Corrente Energia 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 48
- 49. 49