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RESUMO DO TRABALHO: Este trabalho propõe-se a apresentar o processo utilizado para a gestão de perdas em alimentadores de distribuição, a partir do ponto de vista do planejamento. Em geral, a gestão das perdas em concessionárias passa por problemas de cortes orçamentários e uma visão de curto prazo que leva a sub-investimentos e operação não otimizada do sistema. Na Copel adotam-se diversos modelos e sistemas que podem ser melhor compreendidos por módulos. A primeira fase é a de diagnóstico e consiste na quantificação das perdas técnicas em termos físicos e monetários. A partir daí necessita-se do cadastro de toda a rede, que está 100% geo-referenciado (GISPLAN), de forma a permitir um conhecimento completo do sistema em estudo. As simulações e fluxos de potência para patamares diferentes de carga são possíveis através da utilização de curvas típicas e do cadastro atualizado.

A segunda fase, de proposição de ações, utiliza-se de critérios técnicos e econômicos. Neste momento, o objetivo é definir e priorizar ações específicas que são determinadas pela minimização do valor presente do custo global do serviço. Dessa forma, pode-se simular obras e intervenções que são valoradas e priorizadas através do custo unitário do serviço utilizando-se os custos marginais e tarifas de fornecimento do segmento imediatamente anterior. Todo o cálculo é integrado através de software (PObras). Complementarmente, a Copel utiliza-se de sistema com metodologia de agregada de investimentos e que convergem para valores próximos. O acompanhamento é periódico através de modelos de gestão e com uso de indicadores gerenciais de planejamento que refletem diretamente os custos das perdas técnicas de forma global.

1. INTRODUÇÃO

GESTÃO DAS PERDAS EM ALIMENTADORES DA COPEL Tema 1.1: Perdas Técnicas

COMISSÃO DE INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA REGIONAL COMITÊ NACIONAL BRASILEIRO

V CIERTEC - SEMINÁRIO INTERNACIONAL SOBRE GESTÃO DE PERDAS, EFICIENTIZAÇÃO ENERGÉTICA E PROTEÇÃO DA RECEITA NO

SETOR ELÉTRICO Área de Distribuição e Comercialização Identificação do Trabalho: BR-47 Maceió, Brasil, Agosto de 2005

DADOS DO AUTOR RESPONSÁVEL Nome: Fernando Antonio Gruppelli Junior Cargo: Engenheiro Eletricista Sênior Endereço: Rua José Izidoro Biazeto, 158, Bloco C. Telefone: 55 41 3331-2698 Fax: 55 41 3331-3266 E-Mail: fernando.gruppelli@copel.com

PALAVRAS-CHAVE: perdas técnicas alimentadores de distribuição sistemas de informação

Autor: FERNANDO ANTONIO GRUPPELLI JR.(RESPONSÁVEL) / JOSÉ MOLINARI PINTO Empresa ou Entidade: COPEL – COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA

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A Copel possui aproximadamente 3 milhões e 200 mil consumidores sendo atendidos em sua área de concessão através de um sistema de distribuição com 364 subestações e 1400 alimentadores que perfazem uma rede total de distribuição de 165 mil km . O enfoque deste trabalho é mostrar o processo de gestão de perdas neste sistema, especificamente envolvendo os alimentadores de distribuição. Nos últimos anos ocorreu um desenvolvimento contínuo dos sistemas de informação tanto com os sistemas GIS(Geographic Information System) quanto com sistemas de análise utilizando curvas de carga, medição, automação e planejamento. Estes sistemas permitem um melhor diagnóstico e proposição de ações na busca pela otimização das perdas. Dessa forma, o que antes era feito de forma manual, com poucas informações e dados, passa a receber quantidade enorme de subsídios que provém destes sistemas e que precisam ser tratados através de um processo formal dentro de cada empresa.

2. JUSTIFICATIVA O planejamento da distribuição possui como meta satisfazer o crescimento da carga durante o período de planejamento de acordo com restrições econômicas, confiabilidade e segurança através de decisões ótimas relativas a expansão do sistema. A busca pela otimização envolve necessariamente a consideração, de forma sistemática, do custo das perdas na definição dos investimentos [1]. Por outro lado, as empresas têm procurado a redução de custos, bem como manter-se competitivas, buscando a otimização dos ativos como força propulsora para seus negócios. Como os investimentos em rede de distribuição primária podem ser

considerados como uma parcela significativa do orçamento anual da empresa, a preocupação em investir corretamente torna-se fundamental. No gerenciamento de ativos, o planejamento, tanto estratégico como operacional, assume grande importância pois tem impacto grande nas decisões embora exista alto risco e incertezas(Figura 1) [2].

Fig. 1 – Risco e custo em função das decisões ao

longo da cadeia de valor do sistema. A melhor maneira para a redução de riscos nas tomadas de decisão envolve a obtenção de informações confiáveis, acuradas e relevantes. Uma visão correta dos custos e investimentos evita a miopia de apenas enxergar a empresa sob o enfoque de curto prazo.

3. HISTÓRICO Durante muitos anos os sistemas que auxiliavam o planejamento eram atualizados manualmente através de mapas. Com a nova estrutura geo-referenciada todos os dados de rede estão disponíveis e atualizados de forma a permitir uma visualização imediata das alterações.

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Na década de 80 e 90, novos modelos começaram a surgir com o intuito de simular a rede através de modelos reduzidos ou simplificados. As medições antes realizadas de forma manual, através de operadores, passaram a ser feita de forma automatizada. Atualmente a Copel possui aproximadamente 90% de suas subestações automatizadas onde estão disponíveis medições minuto a minuto de diversas grandezas elétricas. Foram desenvolvido métodos de priorização levando-se em conta o custo das perdas de acordo com metodologia apropriada e recentemente aceitou-se a adoção de critérios de planejamento como parte integrante de indicadores gerenciais. 4. DIAGNÓSTICO

4.1)Introdução A partir de metodologia apropriada, desenvolvida ainda no âmbito do CODI[3], pode-se implementar um processo formal, interno, em etapas para diagnóstico e definição de ações. O diagnóstico estabelece-se pela localização dos pontos críticos dentro do segmento analisado. Dessa forma, dividiremos em módulos a serem melhor analisados e desenvolvidos.

4.2)Módulo de Medição É fundamental para um correto diagnóstico que exista um sistema confiável de medição que será usado como base para simulação de outras informações. O sistema GASA(Gerência dos Alimentadores das Subestações Automatizadas) contempla mais de 90% de todos os alimentadores do sistema de distribuição e através dele pode-se obter as

grandezas mais importantes para simulação das perdas: energias e potências ativas e reativas, correntes e tensões, fatores de carga, valores máximos e médios ao longo de um período de tempo desejado para análise.

Fig. 2 – Medição em alimentador via GASA.

Estes dados são acessados diretamente em qualquer local da empresa ou via conexão através de bancos de dados históricos.

4.3)Módulo de Simulação GIS O GISPLAN é o sistema de planejamento através do SIG-GD (Sistema de Informações Geográficas – Gerência de Redes da Distribuição). Através de curvas de medição provindas da automação e curvas típicas de consumidores provindas de campanhas de medição, pode-se simular qualquer condição em alimentadores, seja durante dias úteis ou fins de semana , em horários com carga média, leve ou pesada. Define-se, então o carregamento econômico de condutores que está associado à otimização da rede, ou seja, considera-se que o carregamento ótimo de um determinado condutor é dado pelo menor custo global para um determinado horizonte de planejamento. Isto leva à localização de trechos e alimentadores que supostamente estariam fora dos critérios

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definidos para o horizonte de estudo, conforme mostra a figura 3 abaixo.

Fig. 3 – Indicação de Condutores acima de critérios

de carregamento e tensão.

Todos alimentadores são simulados de forma a obter o índice total das perdas e também monitorar os indíces definidos como indicadores de planejamento.

4.3)Módulo-Indicadores de Planejamento Os indicadores foram definidos em 2001 como parte do Prêmio Abradee e posteriormente passaram a constituir os modelos de gestão. São os seguintes: - Alimentadores com carregamento menor que 50% do nominal Def: Percentual de alimentadores cujos condutores apresentam carregamento menor que 50 %1 em qualquer de seus trechos. -Alimentadores com Tensão maior que 93,5% da nominal.

1 Limite máximo de carregamento em condutores estabelecido nos critérios de Planejamento

Percentual de alimentadores da Copel que possuem tensão maior que 93,5 %2 em qualquer ponto desta rede. Os indicadores são anuais e divididos por Regionais com metas específicas.

4.4)Módulo - Planejamento Agregado de Investimentos Este modelo desenvolvido em conjunto com a ABRADEE e USP realiza a simulação da rede com objetivo de determinação de recursos e expansão do sistema a partir de modelos simplificados. A modelagem é feita a partir de redes que apresentem características técnicas próximas e que são agrupadas para análise. Então, a partir da modelagem em famílias pode-se ter o comportamento ao longo do tempo em cada rede de distribuição. O desempenho, do ponto de vista de perdas, permite uma avaliação do momento ideal de intervenção(Fig.4).

Fig. 4 – Desempenho das perdas para cada família

ao longo do período de planejamento.

2 Limite máximo de queda de tensão em condutores estabelecido nos critérios de Planejamento

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5) MÓDULO: PROPOSIÇÃO DE AÇÕES Depois de realizado o diagnóstico inicia-se a fase de proposição de ações. Estas ações podem ser propostas em dois níveis: automaticamente e através de avaliação do planejador. A busca por soluções otimizadas quanto aos investimentos realizados na rede de distribuição tem sido o principal problema do planejamento. Diversos trabalhos desenvolvidos através dos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento têm buscado a otimização do planejamento da distribuição através de algoritmos multi-estágios que propõe intervenções na rede [4].

Fig. 5 – Grafos otimizados a partir de algoritmos

multi-estágios De qualquer forma, o planejador precisa avaliar as ações e conforme sua experiência, auxiliado por parâmetros como índices de perdas, carregamentos máximos de alimentadores e fluxos de reativos irá confirmar as obras propostas que ainda devem ser priorizadas. Utiliza-se aqui o método Payoff que nada mais é do que uma metodologia para estabelecimento de uma relação custo benefício de obras propostas. Esta metodologia procura minimizar o custo global do serviço, determinando

todos os custos envolvidos, inclusive o custo das perdas. Isto se resume a :

]C C C [

LUC] CPEN C C INV [ min{

GLOBAL) min(CUSTO

QEDTEND

OMPER

+++++++=

=

(1) Onde podemos caracterizar estes custos como sendo da concessionária: - INV : investimentos; - CPER: custo das perdas; - COM: custo de operação e manutenção; - CPEN: penalidade resultante da violação do indicador de qualidade; - LUC: lucro devido à melhoria do nível

geral de tensão numa determinada área, que provoca um aumento de consumo.

E estes custos como sendo do consumidor: -CEND: custo da energia não distribuída; - CDT: custo de desvios de tensão; - CQE: custo de deficiências na qualidade da energia (harmônicas, flicker, afundamentos de tensão, etc.). Será detalhado aqui especificamente o cálculo do custo das perdas. No caso de condutores e transformadores, o cálculo da variação do custo das perdas, resultante da realização da obra, é feito conforme segue: A demanda de perdas é calculada através de simulações de fluxo de potência dos circuitos envolvidos. Em seguida, faz-se: o][US$/kW.anC . PER C em PPER ∆=∆ (2) Onde: �PER: variação das perdas, em kW, igual

à diferença entre as perdas nos circuitos envolvidos, antes e após a execução da obra;

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CP : custo unitário anual das perdas, em US$/kW.ano, obtido em função do fator de carga, como mostra a tabela 1, a seguir:

TABELA 1 - CUSTOS UNITÁRIOS

ANUAIS DAS PERDAS fator de

carga

CP para sistemas de

34,5kV e 13,8kV

(US$/kW.ano)

CP para sistema de baixa tensão, incluindo

transformadores de distribuição (US$/kW.ano)

0,30 108,28 103,98 0,35 116,27 120,96 0,40 125,19 140,00 0,45 135,01 161,09 0,50 145,77 184,24 0,55 157,45 209,44 0,60 170,04 236,69 0,65 183,55 266,00 0,70 198,01 297,37 1,00 - 444,74

NOTA: os valores constantes da tabela são de aplicação direta, uma vez que incluem os custos parciais de demanda e de energia em diagramas típicos.

Este procedimento não se aplica à instalação de bancos de capacitores, fixos ou automáticos [5]. Além disso construímos um aplicativo que vai realizar o cálculo das variações do custo antes e depois das intervenções no sistema. Neste caso optamos por um aplicativo que roda no próprio microcomputador e que a partir de informações próprias e externas faz o cálculo da relação custo benefício de cada obra baseado no Método Payoff .

Fig. 6 – Priorização de Obras

São avaliadas todo ano aproximadamente 2000 obras que representam as propostas de intervenção na rede. Estas obras são então priorizadas pela menor relação custo-benefício e escolhidas para construção. 6)CONCLUSÕES É absolutamente necessário definir um processo formal dentro da empresa que leve em conta aspectos estratégicos e de planejamento no tratamento e acompanhamento das perdas. Este processo precisa ser embasado por metodologia adequada de cálculo das perdas e na minimização do custo do serviço. Os sistemas de informação devem ser confiáveis e apurados para que o processo tenha confiabilidade e bons resultados e redução do risco nas tomadas de decisão. O planejamento da distribuição possui atualmente uma grande quantidade de sistemas e metodologias, as quais pode lançar mão para obter bons resultados. A definição de indicadores gerenciais auxilia na perseguição de metas e permite uma distribuição de responsabilidades por toda a empresa. REFERÊNCIAS [1]Gruppelli, Fernando. "Otimização de Sistemas de Distribuição na Copel", I

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Seminário Paranaense de Engenharia Elétrica -2002. [2]Ault, Graham et all. , "Asset Management Investment Decision Process", CIGRÉ Session 2004.. [3]CODI. "Método para Determinação, Análise e Otimização das Perdas Técnicas em Sistemas de Distribuição" Relatório 3.2.19.34.0, Ago-1996. [4] Gruppelli, Fernando et all. "Desenvolvimento de Algoritmos Matemáticos para a Otimização do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica." II CITENEL, 2003.