Algoritmos e Critérios para Aumento da
Confiabilidade de Apuração de Interrupções e
Indicadores de Continuidade do Serviço de
Distribuição de Energia Elétrica
Leandro Dutra Marques e Maicon Ramos
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia – Rua Presidente Roosevelt, 68 – Centro – São Leopoldo - RS Alexandre Lopes Ferreira e Julio Schenato Fonini
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia – Rua Presidente Roosevelt, 68 – Centro – São Leopoldo - RS
Resumo A Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL), vem reforçando a necessidade de um confiável sistema para apuração de interrupções e indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica [1]. Além da exigência regulatória cabe destacar que montantes financeiros expressivos são investidos nos sistemas de distribuição e, algumas das sinalizações de necessidades de investimentos são identificadas através da estratificação dos indicadores de continuidade de equipamentos, no que diz respeito a detalhamento e característica das interrupções. Neste contexto alavancou-se a busca por uma solução que auxilie na gestão e garantia da confiabilidade da apuração de interrupções e consequentemente indicadores de continuidade do fornecimento de energia elétrica.
Palavras-chaves Indicadores, Interrupções, Confiabilidade, Algoritmo, Fluxo.
I. INTRODUÇÃO
A AES Sul possui um sistema corporativo para apuração de interrupções (incidências) e calculo de indicadores de continuidade denominado SGI – Sistema de Gestão de Incidências [3]. Através deste sistema que opera em paralelo com o sistema Interplan ocorre o despacho de serviços emergenciais para equipes de campo. As equipes recebem os serviços despachados pelo centro de operações através de um PDA - Personal Digital Assistants, equipamento que permite a troca e registro de informações, via rede de dados, entre centro de operações e equipes de campo.
Existem informações pré-formatadas relacionadas a cada atendimento de interrupção que devem ser “preenchidas” pelas equipes de campo, tais como:
• Horário de aceite ou recusa do serviço, sendo que em caso de recusa deverá ser descrito o motivo;
• Horário de deslocamento para o atendimento; • Horário de chegada ao local para a execução do serviço;
• Horário de finalização do serviço;
• Fato gerador do atendimento emergencial (causa); • Serviço executado no local;
• Outras informações pertinentes ao atendimento.
Com base nas informações vindas de campo entre outras informadas pelos operadores do centro de operações ocorre o encerramento do atendimento e a contabilização dos indicadores de continuidade. Como qualquer interação Homem-Máquina esta interface está sujeita a erros que podem ser oriundos das informações vindas de campo ou do centro de operações, sendo que algumas destas podem inclusive resultar em falhas no processo de apuração de indicadores de continuidade ou execução de planos de ação baseados, por exemplo, em causas de interrupções identificadas de forma errônea pelas equipes de campo.
Em virtude das fragilidades apontadas vislumbrou-se a necessidade de aprimoramento no sentido de garantir a confiabilidade das informações a respeito de atendimentos emergenciais executados em campo. A busca pela melhor solução pertinente ao assunto foi assegurada pela metodologia Seis Sigma, a qual detém um conjunto de ferramentas que propiciam uma análise estatística do problema e a sinalização de possíveis soluções para cada causa identificada. A solução foi o desenvolvimento de um algoritmo que será integrado ao sistema SGI, denominado de Revisor Automático de Incidências, o qual executará uma série de consistências personalizadas para cada tipo de atendimento avaliando as informações mais críticas pertinentes a cada caso.
II. DESENVOLVIMENTO
Atualmente a AES Sul possui um processo de revisão de incidências, parte manual e parte automática [4], o qual consiste basicamente em fazer algumas validações em determinados campos pré-determinados. Do total de incidências da AES Sul, no ano de 2014, 113.848 (42%) passaram pelo processo de revisão [Fig. 1].
Fig. 1 – Incidências Revisadas em 2014
De acordo com o exposto destaca-se que o projeto desenvolvido possui basicamente dois objetivos:
1) Garantir que 100% das incidências sejam revisadas e;
2) Garantir confiabilidade maior do que 98% nas incidências que passaram pelo processo de revisão considerando auditagem amostral posterior ao processo de revisão.
O revisor automático é uma ferramenta que consiste basicamente em executar uma série de verificações durante o encerramento da incidência, consistindo algumas informações para determinados tipos de atendimentos. Em caso de alguma divergência haverá o registro deste evento em um log, o qual será consultado posteriormente pelos operadores para avaliar a inconsistência apontada pelo revisor. Para o desenvolvimento deste revisor as interrupções foram segregadas levando-se em consideração o tipo de equipamento interrompido e o nível de tensão no qual este está inserido.
A. Fluxo Geral do Processo de Revisão de Incidências
O fluxograma [Fig. 2] apresenta o algoritmo ao qual todas as incidências serão submetidas após seu encerramento, independente do tipo e nível de tensão, e consequentemente todas as etapas de validações a respeito das informações contidas nos campos reservados a este fim.
Fig. 2 – Fluxo Geral de Revisão
A primeira verificação consiste basicamente em avaliar se a incidência é imprevista ou
programada, ou seja, se trata de uma interrupção emergencial ocorrida no sistema de distribuição ou de um desligamento programado, sendo que para cada uma destas há um fluxo específico;
A segunda verificação serve para avaliar se houve o deslocamento de mais de uma equipe para o mesmo atendimento;
A terceira verificação identifica se a interrupção ocorreu em um equipamento de distribuição, em caso de resposta negativa considera-se que o atendimento ocorreu somente no fornecimento de uma unidade consumidora isolada, caracterizando o atendimento como “Incidência em Fornecimento”;
Para cada uma das respostas a estas verificações nota-se que há um fluxo associado, sendo portanto a revisão da incidência desviada para os fluxos correspondentes, os quais serão detalhados neste trabalho.
É possível observar também que a resposta negativa para o segundo teste aponta para o fluxo determinado como “2”, este fluxo trata-se de um registro (log) que concentrará uma série de eventos que sinalizará porque a incidência não foi passível de validação pelo revisor automático, ou seja, necessitará de uma avaliação específica manual pelo operador do centro de operações.
Após a geração deste “log” o processo deve continuar fazendo o restante dos testes normalmente. A seguir [Fig. 3 e 4] são apresentados o fluxo correspondente e um exemplo do log que será gerado.
Fig. 3 – Fluxo do Registro de Erros
Fig. 4 – Log de Erro Gerado
B. Fluxo de Revisão de Incidências Programadas O fluxograma [Fig. 5] apresenta o processo pelo qual todas as incidências oriundas de desligamentos programados deverão passar após seu encerramento e consequentemente todas as etapas de validações a respeito das informações contidas nos campos reservados a este fim.
Fig. 5 – Fluxo Incidências Programadas
A primeira verificação consiste em avaliar se os equipamentos interrompidos durante o desligamento programado tiveram os mesmos horários de interrupção, ou seja, se houve horários diferenciados de recomposição dos equipamentos ao término do desligamento programado;
A segunda verificação serve para avaliar se o desligamento programado ocorreu em um equipamento de propriedade do cliente, sendo assim, portanto, de interesse exclusivo do consumidor. Neste caso deverá possuir um serviço apropriado para este fim para que não haja prejuízo na contabilização de indicadores;
A terceira verificação identifica se os horários de inicio e fim das interrupções dos equipamentos estão de acordo com os horários constantes na ordem de trabalho, OT, (campo que concentra os horários de inicio e fim dos serviços executados pelas equipes).
Nota-se que cada verificação aponta para o fluxo “2” dependendo da resposta, ou seja, em caso de desvio para esta opção esta informação será armazenada no registro ilustrado na Fig. 4 e o fluxo continuará com as demais verificações.
C. Fluxo de Revisão de Incidências em Fornecimentos
O fluxograma [Fig. 6] apresenta o conjunto de validações pelo qual as incidências de fornecimento deverão ser submetidas após seu encerramento. Conforme já mencionado anteriormente incidências de fornecimento são aquelas onde há interrupção no fornecimento de energia apenas a uma unidade consumidora.
Fig. 6 – Fluxo Incidências de Fornecimento
A primeira verificação consiste em avaliar se o cliente estava com ou sem luz no momento em que a equipe chegou ao local do atendimento, para que em conjunto com o serviço realizado seja determinado se a interrupção deverá entrar na base para a contabilização dos indicadores de continuidade, cita-se o seguinte exemplo: Um atendimento
em que a equipe de campo informa que foi necessário substituir os conectores do ramal de ligação do consumidor, aliado com a sinalização “Com Luz” ou “Sem Luz” é possível identificar se esta falha na conexão gerou interrupção ou estava causando apenas oscilação/mau contato no fornecimento de energia elétrica;
A segunda verificação tem o objetivo de avaliar se o serviço que a equipe realizou em campo e informou o centro de operações via PDA está contido em um conjunto de serviços apropriado a este tipo de atendimento, por exemplo: Um atendimento a uma incidência de fornecimento não pode ter como serviço informado pela equipe a emenda a um condutor de média tensão. Este grupo de serviços foi criado e validado por um conjunto de especialistas da AES Sul;
A terceira verificação tem o objetivo de evitar que seja cadastrada como “Defeito Interno” nas instalações da unidade consumidora um evento que afete mais de um consumidor, atendendo o disposto no Item 5.6.2.2, Seção 8.2 do PRODIST Módulo 8;
A quarta verificação tem o objetivo de avaliar se o horário de inicio da incidência de fornecimento consiste com o horário do ingresso do registro da falta de energia informada pelo consumidor, neste caso é o único meio em que a AES Sul dispõe para conhecimento de uma falta de energia a um consumidor isolado.
A quinta verificação tem o objetivo de avaliar se a duração da incidência de fornecimento é superior a 24h, sendo que nestes casos necessita de uma avaliação detalhada do operador devido a elevada duração.
Nota-se que cada verificação aponta para o fluxo “2” dependendo da resposta, ou seja, em caso de desvio para esta opção esta informação será armazenada no registro ilustrado na Fig. 4 e o fluxo continuará com as demais verificações.
D. Fluxo de Revisão de Incidências em Transformadores de Distribuição
O fluxograma [Fig. 7] apresenta o conjunto de validações pelo qual as incidências em transformadores de distribuição deverão ser submetidas após seu encerramento. Incidências em transformadores de distribuição são eventos em que houve o atendimento a uma interrupção em um transformador de distribuição afetando um ou mais consumidores.
A primeira verificação consiste em avaliar se a incidência possui alguma ocorrência (ingresso de informação de falta de energia pelos canais de atendimento) associada, pois deve-se considerar casos onde haja o desarme/abertura de transformadores de distribuição sem que necessariamente possua ocorrência informando falta de energia;
A segunda verificação possui o objetivo de avaliar se nos casos em que há ocorrência associada há um intervalo superior a 1,5h entre a primeira e a segunda informação de falta de energia, pois em caso positivo há uma probabilidade significativa da primeira informação de falta de energia tratar-se de um evento isolado e não estar associada à interrupção do transformador, sendo necessário neste caso uma avaliação detalhada do operador que pode resultar no ajuste do horário de inicio de interrupção deste;
Da mesma forma que as incidências de fornecimento a terceira verificação tem o objetivo de avaliar se o serviço realizado em campo e informado pela equipe consiste com um grupo apropriado para incidências em transformadores de distribuição, por exemplo: um atendimento a interrupção em um transformador de baixa tensão não deve possuir serviços executados na rede de média tensão. Em caso de exceção esta informação será armazenada no log e avaliada posteriormente pelo operador;
A quarta verificação possui o objetivo de avaliar se o serviço informado pela equipe de campo consiste com a propriedade do transformador, ou seja, não poderão ser atribuídos serviços do tipo “Emenda em condutor de Baixa Tensão” em transformadores que possuam a propriedade particular;
A quinta verificação serve para avaliar se o horário de inicio da interrupção consiste com horário da primeira informação de falta de energia de conhecimento da distribuidora, atendendo assim o disposto no Item 4.7.3, Seção 8.2 da Resolução ANEEL n° 469/2011 – PRODIST Módulo 8;
A sexta verificação possui o objetivo de gerar uma sinalização de acordo com o valor da variável β, calculada de acordo com a equação 1.
= ∙ (1)
Onde:
β é variável que determina o impacto da interrupção nos indicadores de continuidade;
d corresponde a duração da interrupção em horas e centésimos de hora e;
c corresponde a quantidade de clientes afetados pela interrupção
Sempre que a variável β for superior a 21.650 será gerada a sinalização no log para que o operador revise a mesma de forma detalhada. Ressalta-se que o limite da variável β poderá ser ajustado de forma que atenda os interesses da empresa.
A sétima verificação consiste em avaliar se a causa (fato gerador) informada pela equipe de campo está de acordo com a interrupção do transformador de
distribuição, destaca-se que o grupo de causas validas para cada nível de interrupção foi construído com base em análise de especialistas da AES Sul;
A oitava e última verificação trata-se de uma série de consistências agrupadas, como por exemplo: Codificação do equipamento em relação ao município do mesmo no sistema de cadastro, elos fusíveis instalados em campo em relação ao elo apropriado para o equipamento, etc.
E. Fluxo de Revisão de Incidências em Chaves de Média Tensão
O fluxograma [Fig. 8] apresenta o conjunto de validações pelo qual as incidências em chaves de média tensão deverão ser submetidas após seu encerramento. Incidências em chaves de média tensão são eventos em que houve o atendimento a uma interrupção em uma chave de proteção ou de manobra afetando um ou mais consumidores.
Fig. 8 – Fluxo Incidência em Chaves de Média Tensão A primeira verificação consiste em avaliar se os equipamentos interrompidos a jusante da chave de média tensão tiveram horários de interrupção diferenciados, neste caso evidenciando manobras para recomposição parcial dos trechos afetados pela interrupção;
A segunda verificação consiste em avaliar se a incidência possui alguma ocorrência (ingresso de informação de falta de energia pelos canais de atendimento) associada, pois deve-se considerar casos onde haja o desarme/abertura de chaves de média tensão sem que necessariamente possua ocorrência informando falta de energia;
A terceira verificação possui o objetivo de avaliar se nos casos em que há ocorrência associada há um intervalo superior a 3h entre a primeira e a segunda informação de falta de energia, pois em caso positivo há uma probabilidade significativa da primeira informação de falta de energia tratar-se de um evento isolado e não estar associada a interrupção da chave, sendo necessário neste caso uma avaliação detalhada do operador que pode resultar no ajuste do horário de inicio de interrupção dos consumidores;
Da mesma forma que as incidências de fornecimento a quarta verificação tem o objetivo de avaliar se o serviço realizado em campo e informado pela equipe consiste com um grupo apropriado para incidências em chaves de média tensão, por exemplo: um atendimento a interrupção em uma chave de média tensão não deve possuir
serviços executados na rede de baixa tensão. Em caso de exceção esta informação será armazenada no log e avaliada posteriormente pelo operador;
A quinta verificação serve para avaliar se o horário de inicio da interrupção consiste com horário da primeira informação de falta de energia de conhecimento da distribuidora, atendendo assim o disposto no Item 4.7.3, Seção 8.2 da Resolução ANEEL n° 469/2011 – PRODIST Módulo 8;
A sexta verificação possui o objetivo de gerar uma sinalização de acordo com o valor da variável β, calculada de acordo com a equação 1.
Sempre que a variável β for superior a 113.400 será gerada a sinalização no log para que o operador revise a mesma de forma detalhada. Ressalta-se que o limite da variável β poderá ser ajustado de forma que atenda os interesses da empresa.
A sétima verificação consiste em avaliar consiste em avaliar se a causa (fato gerador) informada pela equipe de campo consiste com a interrupção da chave de média tensão;
A oitava e última verificação trata-se de uma série de consistências agrupadas, como por exemplo: Codificação do equipamento em relação ao município do mesmo no sistema de cadastro, elos fusíveis instalados em campo em relação ao elo apropriado para o equipamento, etc.
F. Fluxo de Revisão de Incidências em Alimentadores de Distribuição
O fluxograma [Fig. 9] apresenta o conjunto de validações pelo qual as incidências em alimentadores de média tensão deverão ser submetidas após seu encerramento. Incidências em alimentadores são eventos em que houve o atendimento a uma interrupção no disjuntor de um circuito alimentador afetando um ou mais consumidores.
Fig. 9 – Fluxo Incidência em Alimentadores
A primeira verificação consiste em avaliar se os equipamentos interrompidos durante o desarme/desligamento do alimentador tiveram horários de interrupção diferenciados, neste caso evidenciando manobras para recomposição parcial dos trechos afetados pela interrupção;
A segunda verificação consiste em avaliar se a incidência possui alguma ocorrência (ingresso de informação de falta de energia pelos canais de atendimento) associada, pois deve-se considerar casos onde haja o desarme/desligamento de alimentadores sem que necessariamente possua ocorrência informando falta de energia;
A terceira verificação possui o objetivo de avaliar se nos casos em que há ocorrência associada há um intervalo superior a 1h entre a primeira e a segunda informação de falta de energia, pois em caso positivo há uma probabilidade significativa da primeira informação de falta de energia tratar-se de um evento isolado e não estar associada a interrupção do alimentador, sendo necessário neste caso uma avaliação detalhada do operador que pode resultar no ajuste do horário de inicio de interrupção dos consumidores;
Da mesma forma do que outros casos já ilustrados anteriormente a quarta verificação tem o objetivo de avaliar se o serviço realizado em campo e informado pela equipe consiste com um grupo apropriado para interrupções em equipamentos de média tensão, por exemplo: um atendimento a interrupção no sistema de média tensão não deve possuir serviços executados na rede de baixa tensão. Em caso de exceção esta informação será armazenada no log e avaliada posteriormente pelo operador;
A quinta verificação serve para avaliar se o horário de inicio da interrupção consiste com horário da primeira informação de falta de energia de conhecimento da distribuidora, atendendo assim o disposto no Item 4.7.3, Seção 8.2 da Resolução ANEEL n° 469/2011 – PRODIST Módulo 8;
A sexta verificação possui o objetivo de gerar uma sinalização de acordo com o valor da variável β, calculada de acordo com a equação 1.
Sempre que a variável β for superior a 188.000 será gerada a sinalização no log para que o operador revise a mesma de forma detalhada. Ressalta-se que o limite da variável β poderá ser ajustado de forma que atenda os interesses da empresa.
A sétima verificação consiste em avaliar consiste em avaliar se a causa (fato gerador) informada pela equipe de campo consiste com a interrupção de média tensão; A oitava verificação consiste em avaliar se o alimentador é de uso exclusivo de algum cliente particular, pois nestes casos há de ser feita uma consistência em relação a contabilização dos indicadores, visto que o desarme deste possivelmente pode ter ocorrido devido a defeito com origem no cliente atendido em média tensão, caracterizando portanto como defeito interno às instalações do consumidor. Em caso de resposta positiva do teste anterior será avaliado se o serviço apropriado para esta incidência consiste com um grupo pré-definido para atendimentos em clientes atendidos em média tensão;
III. Conclusão
Conforme já mencionado no conteúdo deste trabalho o projeto buscou alcançar basicamente dois objetivos:
Garantir que 100% das incidências sejam revisadas e;
Garantir confiabilidade das informações constantes nos registros de interrupções maior do que 98% após o encerramento das incidências.
O processo de revisão automática de incidências busca também reduzir custos de mão de obra, visto que atualmente o processo de revisão de incidências na AES Sul demanda elevada carga de análise manual dos operadores do centro de operações, considerando a hipótese de que atualmente 100% das incidências fossem revisadas pela metodologia atual, teria-se um custo adicional de R$ 300 mil/ano em mão de obra. Portanto pode-se considerar este valor também como benefício do projeto em relação ao custo evitado, além do atendimento dos dois objetivos já mencionados anteriormente.
Além dos benefícios tangíveis já destacados pode-se também mencionar a confiabilidade do direcionamento de recursos financeiros da empresa, visto que a base do plano de manutenção de equipamentos de distribuidoras em geral considera o histórico e estratificação do detalhamento de interrupções, sendo, portanto, a confiabilidade destas informações de suma importância.
O projeto está atualmente em fase de desenvolvimento nos sistemas corporativos pela equipe de TI da AES Sul e após sua conclusão passará a colher os benefícios já elencados anteriormente.
IV. Referências
[1] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica – Módulos 1 e 8;
[2] ALDABÓ, R. Qualidade na Energia Elétrica. São Paulo: Artliber, 2001;
[3] AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A. Procedimentos para coleta apuração e envio dos indicadores para o órgão fiscalizador (ANEEL);
[4] AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A. Tarefas do Operador de COD;
