pxyon proj reducaoperdas 2014-01-17 ampla/coelce
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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
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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)
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Cenário 2 (instalação de chaves)
Situação Inicial: Novas Chaves:
8
Cenário 2 (instalação de chaves)
Situação Inicial:Novas Chaves:
Após Otimização
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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Resultados Reais (2) – Campo Grande
• Resultados Cenário 1– Redução 10,9% perdas energia– Redução 10,8% perdas demanda– 172 manobras
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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
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Resultados Sete Lagoas
• Resultados Cenário 1– Redução 7,54% perdas energia– Redução 7,94% perdas demanda– 148 manobras
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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