Metodologia para mapeamento, valoração, segmentação, supervisão, controle e redução das perdas comerciais de energia

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1 Metodologia para mapeamento, valoração, segmentação, supervisão, controle e redução das perdas comerciais de energia Vernei Gialluca Co-located with:

2 Etapas 1 Ambiente da rede fio Mapeamento geo-elétrico por subestações e alimentadores e/ou transformadores de distribuição 2 Ambiente do consumidor Conhecimento do consumidor aumento da taxa de acerto

3 Definições e infra-estrutura Base de dados físico-elétrica GIS (GIS é um diferencial) Coordenadas Transformador da SE Tensão de operação/fornecimento Postos transformadores Chaves Alimentadores e ramais Bancos de capacitores Ramais de serviço Relacionamentos Base de dados de manobras de rede Operação Chave que operou Instante de operação Instante de retorno ao status normal (para operação transitória) GIS Comercial Operação Medidores Base de dados Comercial Consumo Código atividade Tarifa Lote de faturamento Outras Base de dados Medidor Código Data fabricação Tc x Tp Perda % bobina Outras

4 Perdas técnicas segmentação Sistema transmissão e sub - transmissão -> Rcc + j Xcc Trasmissão e Sub-transmissão + Transformador de SE - Perda Cobre + Perda PERDAS Ferro -> OPCÃO Rt + J Xt 1 LD primária - Ohms/KM -> Rl1 + J Xl1 M P L I z Distribuição E primária + RV Regulador de Tensão -> Rrv + j Xrv PERDAS OPCÃO 2 Capacitores - V 2 / Q -> Rc - j Xc Transformador de distribuição - Perda Cobre + Perda Ferro -> Rt + J Xt LD secundária - Ohms/KM -> Rl1 + J Xl1 I z Distribuição E secundária Ramal de Serviço + Medidor + Carga - Ohms/KM -> Rl1 + J Xl1

5 Perdas técnicas otimização GERAÇÃO = Energia Faturada Perdas Técnicas PT = Perda Técnica Global Segmentação Transmissão Pt tr Sub-Transmissão Pt st Transformadores Linhas Capacitores Isoladores Primária Pt dp Transformadores SE Rede Capacitores RV s Isoladores Secundária Pt ds Transformadores di strib Rede Ramal de entrada Medidor Perdas Distribuição Comerciais Otimização Energia Não Faturada Ações Substituir linhas e equipamentos Planejamento da rede primária e secundária Modificação na Tensão Planejamento da rede primária e secundária Instalação de Reguladores de Tensão Controle de Tensão Modificação da Carga Atuação na demanda Instalação de capacitores Reconfiguração da Rede Demanda fixa Demanda variável Tecnicas Redes Neurais /Inteligência artificial / Lógica nebulosa (balanço mensal) Ganhos Reais Reconfigurador Redução até 20% das perdas Instalação de Capacitores Ganhos até 15% (perdas + investimentos) Controle de Reativo da Rede Ganhos até 25% (perdas + investimentos)

6 Perdas comerciais segmentação 1 MERCADO REGULAR PC1 CARGAS CLANDESTINAS PC2 EQUIPAMENTOS falhas, fadiga, etc. ERROS DE PROCEDIMENTOS cadastro, ligação, leitura, etc. FRAUDE LIGAÇÕES IMPRÓPRIAS - DECONHECIDAS Não percebidas pelo processo normal 2 INVASÕES PC3 LIGAÇÕES IMPRÓPRIAS - CONHECIDAS Percebidas, porém dependentes não somente da empresa (1) DEPENDEM SOMENTE DA ATITUDE DA EMPRESA (2) DEPENDEM DE OUTROS ORGÃOS E INSTITUIÇÕES PC = PC1 + PC2 + PC3

7 O balanço de energia mensal Normalização das grandezas no tempo E total E con Determinação da energia não faturada E total Vínculo do lote aos consumidores (rede) E con E p,t E p,com + Enf (mercado)

8 Normalização das grandezas no tempo E total T E ptec T Enf T- δ Epc = Etotal - Econ - Eptec - Enf T? δ? E pc? Enf? E con T

9 Energia Não Faturada - Enf(δ) ajuste de Enf - minimização das variações do faturamento distribuição de tempo dos lotes T(1) T(2) T(3) Lote 1 Lote 2 Lote 3 1 C1 C2 n 1 n C1 C2 1 n C1 C2 dias dias dias Lote n 1 n C1 C2 δ? dias T? C1, C2, C3 = ciclos de faturamento Enf(δ) Linearização do ultimo ciclo Consideração das variações da carga - projeções mês a mês

10 Energia Não Faturada - Enf(δ) Lote 1 Lote 2 Lote 3 C1 C1 C1 C2 C2 C2 n n n dias dias dias Lote n C1 C2 n dias T = 30 dias E total T T Melhora precisão matemática Facilita integração dos dados Elevado trabalho de processamento T E con E p,t E p,com + Enf (mercado) Epc = Etotal - Econ - Ep,tec - Enf

11 Medição tc M tc M 00:15 dddddd eeeeeeeee 00:30 dddddd eeeeeeeee tc M T 00:45 dddddd eeeeeeeee 01:00 dddddd eeeeeeeee... 00:15 dddddd eeeeeeeee tc M Medição de demanda Barramento geral e por alimentador Precisão do conjunto de medição

12 Geo-refereciamento rede x fauramento E total E total Epc = Etotal - Econ - Eptec - Enf Balanço por alimentador

13 Perdas comerciais valoração 1 MERCADO REGULAR PC1 CARGAS CLANDESTINAS PC2 EQUIPAMENTOS falhas, fadiga, etc. ERROS DE PROCEDIMENTOS cadastro, ligação, leitura, etc. FRAUDE LIGAÇÕES IMPRÓPRIAS - DECONHECIDAS Não percebidas pelo processo normal 2 INVASÕES PC3 LIGAÇÕES IMPRÓPRIAS - CONHECIDAS Percebidas, porém dependentes não somente da empresa (1) DEPENDEM SOMENTE DA ATITUDE DA EMPRESA (2) DEPENDEM DE OUTROS ORGÃOS E INSTITUIÇÕES PC = PC1 + PC2 + PC3

14 Mercado regular PC1 PESQUISA POR AMOSTRAGEM ALEATÓRIA UC S - 60 TÉCNICOS - 2 MESES 2 anos completa 1 ano simplif. REGIÃO R1 R2 MERCADO residencial comercial industrial público outros residencial comercial industrial público TIPO 1φ 2φ 3φ outros x GRUPO TIPO Fadiga med EQUIP. Falha tc Falha tp Obsolescência outros Erro medição PROCEDIM. Cadastro Erro ligação Erro religação outros FRAUDES PC1 frequência Intensidade Localização tipologia

15 Invasões PC3 QUANTIDADE DE NÚCLEOS NO. INVASÕES POR NÚCLEOS CONTAGEM PRÓPRIA PREFEITURA ASSOCIAÇÃO DE MOARADORES MEDIÇÃO ELÉTRICA DO NÚCLEO CARACTERIZAÇÃO DO MERCADO PC3 monitoramento da rede carregamento interrupções etc Kw kwh NÚCLEO

16 Clandestinos PC2 CARGAS CLANDESTINAS MERCADO REGULAR INVASÕES PC2 = PC - ( PC1 + PC3 )

17 Mapeamento Geo-elétrico (1º. direcionador) Epc = Etotal - Econ - Eptec - Enf E total1 E p,t1 E nf1 E pc1 Alimentador 1 E total E total2 E p,t2 E nf2 E total3 E p,t3 E nf3 E pc2 E pc3 Alimentador 2 Alimentador 3 E con E totaln E p,tn E nfn E pcn Alimentador n PC global PC,1 SE1 PC,2 SE2... PC,n SEn PC,11 al11 PC,12 al12 PC,13 al13 PC,11 al11 PC,12 al12 PC,11 al11 PC,12 al12 PC,13 al13 Ptec? PC? Onde? Quanto? PC,13 al13

18 Etapas 1 Ambiente da rede fio Mapeamento geo-elétrico por subestações e alimentadores e/ou transformadores de distribuição 2 Ambiente do consumidor Conhecimento do consumidor aumento da taxa de acerto

19 Localização PC aumento da tx acerto Caracterização Poder aquisitivo Classe social etc Variações KWh TC,TP sem medidor Data instalação Sobre ou sub carga rede etc Consumidores histórico Pesquisa extratos mercado Data Mining Extração e Seleção 70 % fraude 25% equipamento 5% procedimento Intervenções inspeções campo ou não Resultados

20 Localização PC aumento da tx acerto Conhecimento e Descoberta & Predição - Data Mining Análise e detecção de desvios Segmentação do banco de dados Clusterização Classificação Associação Predição Dados ricos informações pobres Estimação Conhecimento informações ricas

21 Localização PC aumento da tx acerto Visualização do Processo Dados Data Mining Conhecimento seleção pre process transformação data mining interpretação avaliação dados target dados process. dados transf. modelos padrões

22 Localização PC aumento da tx acerto mapas relatórios Inteligência Comercial Rede Cálculos Faturamento Medidores Fiscalização Data Mining Localização de eventos de perdas no campo Erros de procedimento Falhas em equipamentos Fraudes Invasões Localização ótima de medição medição nos trafos de distribuição afundamento de consumo caracterização do mercado combate a fraudes mapas relatórios realimentação

23 Localização PC aumento da tx acerto Data Mining Maior acerto Maior performance da equipe de campo Menor custo operacional e administrativo Processo menos subjetivo Melhor conhecimento do mercado Melhor gestão controle e supervisão Consumidores eventos de perdas localizados Posicionamento ótimo para medição em transformadores MAIOR RECUPERAÇÃO DE RECEITA

24 Localização PC aumento da tx acerto Medição em transformadores de distribuição detecção e combate à fraudes A UNICAMP desenvolveu um equipamento de medição de baixo custo (data logger) para mercado utilização na saída dos transformadores primária secundária tc cargas kw Medidor tensão corrente potência kw Valor medido kw t Perda Mercado típico t Superposição Medição x Mercado Detecção de desvio fraude /clandestino t

25 Localização PC aumento da tx acerto Ramal de entrada tc Medidor tc Medidor Quadro do Consumidor Medidor concessionária Diferença = PERDAS medidor Taxa de memorização 1 amostra / segundo Período de memorização 90 dias tc Parâmetros medidos Instante do registro aaaa/mm/dd hh/mm/ss Tensão Corrente Potência ativa e aparente SAG Curva de carga

26 NOVAS OPORTUNIDADES ATRAVÉS DA UTILIZAÇÃO DOS MEDIDORES Tipologia de consumo hábitos de consumo por segmento (residencial, industrial, comercial, público e outros) maior conhecimento do mercado Gestão de redes (engenharia e planejamento) baseados em curvas de carga maior precisão, previsão e melhor aproveitamento da capacidade instalada Análise de perda de vida em transformadores definição de limites térmicos do equipamento menor investimento na aquisição de transformadores Mapeamento, controle e supervisão de níveis de tensão atendimento à portaria ANEEL Mapeamento, controle e supervisão de níveis de qualidade de energia- Sag e Swell Aplicação de DSM

27 BENCHMARKING Gestão integrada das perdas Por processos Operacional Cadastro de cliente p1 Diretoria p1 Cadastro de rede p2 Regional p2 Medidores p3 Distrito p3 Grandes clientes p4 Setor p4 Engenharia p5 Subestação p5 Compra de energia p6 Alimentador p6 Faturamento p7 Área elétrica p7

28 Muito obrigado Vernei Gialluca

29 Considerações finais 1. COORDENAÇÃO CORPORATIVA Equipes regionalizadas Coordenação inspeção, cobrança e auditoria corporativo 2. COORDENAÇÃO MULTIDICIPLINAR expertise em manutenção, medição, comercial, projetos e outras instituições (prefeitura, delegacias, associações de bairros, etc) 4. ESTRUTURA ESPECÍFICA PARA ATENDIMENTO à FRAUDES (relacionamentos com fraudadores e não com clientes) 4. FISCALIZAÇÃO TERCEIRIZADA e/ou MESCLADA COM PRÓPRIOS