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FACULDADE SATC
HERICK RONI ROSSI
A VIABILIDADE DA TECNOLOGIA SMART GRID PARA UM SISTEMA DE
TELEMEDIÇÃO DE UM CONSUMIDOR DA COOPERATIVA DE ENERGIA
TREVISO PERTENCENTE AO GRUPO TARIFÁRIO A
Criciúma
Junho – 2016
HERICK RONI ROSSI
A VIABILIDADE DA TECNOLOGIA SMART GRID PARA UM SISTEMA DE
TELEMEDIÇÃO DE UM CONSUMIDOR DA COOPERATIVA DE ENERGIA
TREVISO PERTENCENTE AO GRUPO TARIFÁRIO A
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade SATC, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Sérgio Martins Barcelos
Coordenador do Curso: Prof. Me. André Abelardo Tavares.
Criciúma
Junho – 2016
HERICK RONI ROSSI
A VIABILIDADE DA TECNOLOGIA SMART GRID PARA UM SISTEMA DE
TELEMEDIÇÃO DE UM CONSUMIDOR DA COOPERATIVA DE ENERGIA
TREVISO PERTENCENTE AO GRUPO TARIFÁRIO A
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade SATC, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Criciúma, 15 de Junho de 2016.
______________________________________________________Professor e orientador Sérgio Martins Barcelos.
Faculdade SATC
______________________________________________________XXXXX
XXXXXXXXXX
______________________________________________________Luciano Marques Antunes Pinto
Engenheiro Eletricista – CERTREL
Dedico a Deus primeiramente, por proteger
sempre a minha trajetória. Aos meus pais Roni
e Dirce, por todo o seu zelo e ensinamentos. A
minha irmã Vanessa, por todo o seu incentivo
e o carinho. A minha namorada Tatiani, por
todo o seu companheirismo e amor. A todos
aqueles que, neste desafio, mantiveram-se ao
meu lado, incentivando-me, e a mim, por
conseguir mais uma conquista.
AGRADECIMENTOS
Agradeço, inicialmente, a Deus, por ter me dado coragem nesta caminhada.
Agradeço aos meus pais Roni e Dirce e a minha irmã Vanessa, por todo o seu
amor, carinho e por seus valiosos ensinamentos.
À minha namorada Tatiani, que sempre se manteve ao meu lado, aconselhando-
me e me incentivando em todos os momentos.
Ao meu orientador Sérgio Martins Barcelos, pela sua dedicação e pelos
conhecimentos transmitidos para conclusão deste estudo.
Ao meu colega de trabalho Eng.º Luciano M. A Pinto, pela sua disponibilidade no
auxílio na coleta de dados e por suas contribuições no desenvolvimento deste estudo.
Agradeço à Cooperativa CERTREL, que me proporcionou a realização desta
pesquisa.
Meus sinceros agradecimentos aos meus familiares, amigos e a todos aqueles que
de alguma maneira contribuíram um pouco de si para conclusão desta etapa.
“[...] bom mesmo é ir à luta com determinação, abraçar a vida com paixão, perder
com classe e vencer com ousadia, porque o mundo pertence a quem se atreve e a vida é muito
pra ser insignificante." (CHARLES CHAPLIN)
RESUMO
A aplicação da tecnologia smart grid, um termo inglês que significa redes inteligentes, vem
sendo muito difundida no mercado nacional. O objetivo dessa tecnologia é proporcionar o
envio de dados e de informações a um centro de controle, por meio do auxílio de um sistema
de telecomunicação e software de tratamento de dados, a fim de melhorar o funcionamento e
a operação de sistemas elétricos. Diante desse cenário, o presente estudo tem o intuito de
identificar o método de telemedição ideal a ser aplicado futuramente em uma unidade
consumidora do grupo tarifário A da CERTREL, alinhado ao conceito smart grid. Desse
modo, para o desenvolvimento desse estudo, inicialmente foi realizada uma pesquisa
bibliográfica, para oferecer a base teórica na consolidação deste projeto. Buscou-se
posicionamento de autores sobre: a estrutura do sistema elétrico brasileiro, a política das
Cooperativas de energia, a comercialização de energia, os medidores de energia, a tecnologia
smart grid e os tipos de telecomunicações empregados na telemedição. Os procedimentos
metodológicos utilizados foram: a pesquisa bibliográfica e a descritiva, com abordagem
qualitativa. Na pesquisa descritiva, foi utilizada como instrumento de coleta de dados a
observação, onde se analisou o sistema atual de medição da unidade em estudo, para
fundamentar o benefício, técnico-econômico, que a implantação de um sistema de
telemedição proporcionará. Perante a realidade identificada, sugere-se – um método de
telemedição a ser aplicado, que garanta maior confiabilidade e qualidade no processo, é
também serão os custos para aplicação dessa tecnologia.
Palavras-chaves: Smart Grid; Telemedição; Telecomunicação.
LISTA DE FIGURAS
Fig. 1 – A estrutura do setor elétrico [10].................................................................................20
Fig. 2 – Hierarquia do setor elétrico [15, adaptado pelo autor]................................................22
Fig. 3 – Triângulo de potências [21].........................................................................................25
Fig. 4 – Medidor lâmpada-hora de Samuel Gardiner [23]........................................................30
Fig. 5 – Medidor lâmpada-hora de J.B Fuller [24]...................................................................30
Fig. 6 – Mecanismo de funcionamento do medidor eletromecânico [23]................................32
Fig. 7 – Esquema de funcionamento do medidor eletrônico [23].............................................33
Fig. 8 – Esquema de medição bidirecional [29].......................................................................34
Fig. 9 – Medição centralizada [35]...........................................................................................36
Fig. 10 – Esquema da tarifa pré-paga [36, adaptado pelo autor]..............................................36
Fig. 11– Conceito de rede elétrica inteligente [41]...................................................................39
Fig. 12 – Elementos de um sistema de comunicação [43]........................................................40
Fig. 13 – Rede de comunicação baseada na tecnologia PLC [48]............................................43
Fig. 14 – Representação esquemática das células [56].............................................................46
Fig. 15 – Esquema de telemedição via telefonia móvel [Do autor, 2016]................................56
LISTA DE TABELAS
Tab. 1 – Características dos meios de comunicação [43; 47; 48; 50].......................................47
Tab. 2 – Histórico de demanda [Do autor, 2016].....................................................................52
LISTA DE ABREVIAÇÕES
SIGLAS
SATC ___ Associação Beneficente da Indústria Carbonífera de Santa Catarina
CERTREL ___ Cooperativa de Energia Treviso
SC ___ Santa Catarina
ANEEL ___ Agência Nacional de Energia Elétrica
MME ___ Ministério de Minas e Energia
INMETRO ___ Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia
ABRADEE ___ Associação Brasileira de Energia Elétrica
CGEE ___ Centro de Gestão e Estudos Estratégicos
MCTI ___ Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação
CSN ___ Companhia Siderúrgica Nacional
ERUSC ___ Eletrificação Rural de Santa Catarina
IBGE ___ Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
ABNT ___ Associação Brasileira de Normas Técnicas
NBR ___ Norma Brasileira
SIN ___ Sistema Interligado Nacional
ONS ___ Órgão Nacional do Sistema Elétrico
CNPE ___ Conselho Nacional de Política Energética
CMSE ___ Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
EPE ___ Empresa de Pesquisa Energética
CCEE ___ Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
DNAEE ___ Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
INFRACOOP ___ Confederação Nacional das Cooperativas de Infraestrutura
RI ___ Rede Inteligente
WAN ___ Wide Area Network
NAN ___ Neighborhood Area Network
MAN ___ Metropolitan Area Network
HAN ___ Home Area Network
IP ___ Internet Protocol
LD ___ Diodo de Laser
LED ___ Diodo Emissor de Luz
PLC ___ Power Line Communication
ANATEL ___ Agência Nacional de Telecomunicações
RES ___ Resolução Normativa
GPRS ___ General Packet Radio Service
GSM ___ Global System for Mobile
HTTP ___ HyperText Transfer Procol
WWW ___ Word Wide Web
SMTP ___ Simple Mail Transfer Protocol
FTP ___ File Transfer Protocol
SNMP ___ Simple NetWork Management Protocol
DNS ___ Domain Name Server
TCP ___ Transmission Control Protocol
UDP ___ User Datagran Protocol
IP ___ Internet Protocol
ICMP ___ Internet Control Message Protocol
ARP ___ Adress Resolution Protocol
RARP ___ Reverse Resolution Protocol
MAC ___ Media Acess Control
kW ___ Quilowatt
kWh ___ Quilowatt-hora
V ___ Volts
kV ___ Quilovolt
kVA ___ Quilovolt-ampère
kVAR ___ Quilovolt-ampère reativo
Hz ___ Hertz
kHz ___ Quilohertz
MHz ___ Megahertz
kbps ___ Quilobit por segundo
Mbps ___ Megabit por segundo
Gbps ___ Gigabit por segundo
km ___ Quilômetro
SÍMBOLOS
Ω [Ohm] Resistência Elétrica
H [Henry] Indutância Elétrica
F [Farad] Capacitância Elétrica
V [Volts] Tensão Elétrica
W [Watt] Potência Ativa
VA [Volt-
ampère]
Potência Aparente
VAr [volt-
ampère
reativo]
Potência Reativa
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO.................................................................................................................15
1.1 JUSTIFICATIVA E CONTRIBUIÇÕES........................................................................16
1.2 OBJETIVO GERAL.........................................................................................................16
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS...........................................................................................17
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA...................................................................................18
2.1 HISTÓRICO E ATIVIDADE DA CERTREL.................................................................18
2.2 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.............................................................................19
2.3 AS INSTITUIÇÕES DO SETOR ELÉTRICO................................................................20
2.4 COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO.......................................................................22
2.5 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA......................................................23
2.5.1 Consumo e demanda...................................................................................................24
2.5.2 Fator de potência.........................................................................................................25
2.5.3 Estrutura tarifária.......................................................................................................28
2.5.3.1 Modalidades tarifárias horosazonais ..........................................................................29
2.6 SISTEMAS DE MEDIÇÃO E A SUA EVOLUÇÃO.....................................................29
2.6.1 Os tipos de medidores de energia elétrica atuais......................................................31
2.6.2 Tipos de medição e leitura utilizadas.........................................................................35
2.7 SMART GRID.................................................................................................................37
2.7.1 Definição de smart grid................................................................................................37
2.7.2 A funcionalidade do smart grid...................................................................................38
2.8 TIPOS DE COMUNICAÇÃO DE TELEMEDIÇÃO......................................................39
2.8.1 Fibra óptica..................................................................................................................41
2.8.2 Comunicação via rede elétrica (PLC)........................................................................43
2.8.3 Via rádio.......................................................................................................................44
2.8.4 Via telefonia móvel......................................................................................................45
2.9 PROCOLO DE COMUNICAÇÃO DE DADOS.............................................................47
3 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS...................................................................49
4 ANÁLISE E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS..........................................................51
4.1 DESCRIÇÃO DA MEDIÇÃO.........................................................................................51
5 CONCLUSÕES.................................................................................................................57
REFERÊNCIAS......................................................................................................................60
APÊNDICES ...........................................................................................................................69
APÊNDICE A – LOCALIZAÇÃO DA CABINE DE MEDIÇÃO...........................................70
APÊNDICE B – ESTRUTURA DE MEDIÇÃO..................................................................71
APÊNDICE C – PROCESSO DE EXTRAÇÃO DE DADOS ATUAL......................................72
APÊNDICE D – PLANILHA DE LANÇAMENTO DE LEITURAS ATUAL.................73
APÊNDICE E – MODELO DE RESULTADO GRÁFICO PROPOSTO.............................74
APÊNDICE F – MODELO DE RESULTADO GRÁFICO PROPOSTO.............................75
APÊNDICE G – RELATÓRIO DAS GRANDEZAS DE ENERGIA PROPOSTO.............76
ANEXOS .................................................................................................................................77
ANEXO A – SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL......................................................78
ANEXO B – ABRIGO PARA MEDIÇÃO.....................................................................................79
ANEXO C – ORÇAMENTO.......................................................................................................80
15
1 introdução
O sistema de medição de energia elétrica brasileiro encontra-se em um processo
arcaico, pois o procedimento utilizado para a coleta de dados é feito por meio de um método
analógico. Isso, atualmente, é considerado um procedimento suscetível a erros sistemáticos,
provenientes de falhas humanas e não humanas [1].
No Brasil, o primeiro método de medição de energia elétrica analógica utilizado,
foi por meio de medidores eletromecânicos, os quais ainda estão presentes na maioria das
unidades consumidoras. Porém, é considerado um sistema defasado e, desse modo, visando a
inovar a infraestrutura no setor elétrico, surgiram os medidores eletrônicos que estão
substituindo os de modelo eletromecânicos. Entretanto, o mercado já busca melhorias
tecnológicas para sistemas de medição mais eficientes, provenientes do conceito de smart
grid, nacionalmente conhecido como redes inteligentes [2].
Smart grid trata-se de uma tecnologia ou um equipamento específico utilizado na
geração, na transmissão, na distribuição e no uso final de energia elétrica. As principais
variáveis desse conceito são a tecnologia da informação, a automação e a comunicação, o que
permite o monitoramento e o controle da rede elétrica, utilizando-se dos métodos de
telecomunicações digitais e de processamento de dados [3].
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), responsável pela regulação,
pelo controle e pela fiscalização da prestação de serviços de energia elétrica, juntamente com
os órgãos governamentais como: Ministério de Minas e Energia (MME), Instituto Nacional de
Metrologia, Qualidade e Tecnologia (INMETRO) e a Associação Brasileira de Energia
Elétrica (ABRADEE) realizaram diversas audiências públicas a partir do ano de 2010, com o
escopo de criar políticas públicas, regulamentação, fontes de financiamentos e cronogramas
de aplicações de redes elétricas inteligentes [4].
No ano de 2011, em São Paulo, ocorreu o Fórum Latino Americano de Smart
Grid que reuniram empresários e especialistas de diversos países, evidenciando a necessidade
de modernização da rede elétrica brasileira, pois, 15% de cada 100 quilowatt (kW) produzidos
no Brasil se perdem entre a geração e o consumo, de acordo com o Centro de Gestão e
Estudos Estratégicos (CGEE), do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI) [5].
Entre os conceitos de redes inteligentes, destaca-se a telemedição de energia
elétrica, que se utiliza de uma comunicação com fio ou sem fio, com a finalidade de extrair
informações em tempo real a respeito da distribuição e do consumo das unidades
consumidoras [6].
16
Dessa forma, o presente estudo tem como propósito elaborar um projeto piloto
para implantação de um sistema de telemedição em uma indústria carbonífera consumidora da
modalidade do grupo tarifário A, da Cooperativa de Energia Treviso (CERTREL),
identificando a viabilidade econômica, a financeira e a técnica.
Perante esta realidade, tem-se como finalidade verificar: “Qual o método mais
propício de telemedição de energia elétrica para a unidade consumidora citada acima”. Para
isso, definiu-se como objetivo geral a identificação e análise de um sistema de medição e
monitoramento, com funcionalidade remota. A fim de responder o questionamento,
delimitaram-se os seguintes métodos de pesquisa: buscar referências sobre o tema e
identificar os pontos relevantes dessa tecnologia.
1.1 JUSTIFICATIVA E CONTRIBUIÇÕES
A tecnologia Smart Grid é a nova aposta para a evolução e o desenvolvimento do
sistema elétrico, tanto para âmbito nacional como mundial. Partindo deste pressuposto, a
implantação de sistemas de telemedições no Brasil será o grande precursor para expandir a
tecnologia de redes inteligentes.
O presente estudo propõe um escopo de projeto piloto para implantação de um
sistema de telemedição para uma unidade consumidora do Grupo A, que trata-se de uma
indústria carbonífera, localizada no interior do município de Treviso - SC.
A escolha pelo cliente deve-se ao fato de que a unidade consumidora possui a
maior demanda de consumo da Cooperativa e também por conter um histórico de ineficiência
no sistema de medição de energia elétrica, o qual gerou transtornos técnicos e financeiros para
ambas as partes.
Este planejamento também visa a estimular a Cooperativa a ter uma visão
futurista do segmento elétrico e a incentivar a implantação desta tecnologia para os demais
consumidores do grupo A. Para o pesquisador, agregará experiência e maior conhecimento do
sistema e do ofício da profissão de engenheiro eletricista.
1.2 OBJETIVO GERAL
Identificar um sistema de medição e monitoramento, com funcionalidade remota,
que permita receber leituras, transmitir dados e informações em tempo real para um medidor
17
eletrônico, aplicado a uma unidade consumidora Grupo A da CERTREL a fim de, maximizar
a funcionalidade, a qualidade e a confiabilidade do processo de medição de energia elétrica.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
- Descrever o método atual de coleta de dados dos medidores do Grupo A;
- Apontar as deficiências do método atual;
- Identificar o sistema de telemedição adequado a ser implantado na unidade
consumidora a ser estudada;
- Verificar os benefícios para a Cooperativa com um sistema integrado de
telemedição; e
- Apresentar os custos para a implantação do método.
18
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Neste capítulo, será apresentada a fundamentação teórica para a compreensão
deste trabalho. Será descrito o histórico e a atividade da organização em estudo, para então
apresentar os conceitos e os contextos do sistema elétrico brasileiro com o foco nas
Cooperativas de energia elétrica. Ainda serão apresentadas as revisões bibliográficas
relacionadas aos sistemas de medições e às novas tendências tecnológicas.
2.1 HISTÓRICO E ATIVIDADE DA CERTREL
Na década de 60, a população trevisana começou a almejar o uso de energia
elétrica, a fim de possibilitar maior conforto, segurança e qualidade de vida, desse modo, no
dia 27 de maio de 1962, Modesto Carminatti (in memoriam) se reuniu com 72 amigos e
fundaram a Cooperativa de Eletrificação Rural de Treviso com responsabilidade Ltda,
Modesto, além de fundador da CERTREL, também foi o primeiro presidente [7].
A maior dificuldade para fundar a Cooperativa naquela época foi obter a permissão
de usufruir da rede de energia elétrica que passava pelo distrito Treviso que era exclusiva da
Carbonífera Treviso, sendo que a fornecedora de energia elétrica era a Companhia Siderúrgica
Nacional (CSN), que possuía uma subestação no município de Siderópolis [7].
Para obter a permissão, a CSN fez duas exigências, a primeira foi levar a energia
elétrica por meio da rede da Carbonífera Treviso com a devida autorização, e a segunda foi
comprar 3.000 quilowatts/mês, porém, a Cooperativa somente consumia 2.500 quilowatts/mês,
para não ficar sem energia o restante teve que ser dividido e pago entre os associados [7].
Após a CERTREL se consolidar, outro problema surge, a rede de distribuição da
Carbonífera Treviso estava se transferindo para a comunidade de Santana, no município de
Urussanga. Para evitar que ficassem sem energia elétrica, os diretores da Cooperativa
recorreram ao governo do Estado de Santa Catarina e a Companhia de Energia do Governo
(ERUSC), juntamente com o prefeito de Siderópolis Manoel Garcia e do Governador Santa
Carina Celso Ramos [7].
A alternativa do prefeito e do governador foi fornecer os cabos da nova rede da
Carbonífera em Santana, desde que a carbonífera deixasse a sua rede de Treviso para a
CERTREL, o que se concretizou. A partir disso, a CERTREL foi crescendo e se
desenvolvendo, tornando-se o grande elemento que evitou o êxodo rural [7].
19
Atualmente, a missão da CERTREL é “Atuar no setor de energia elétrica com
qualidade, confiabilidade e continuidade dos serviços prestados, promovendo o
cooperativismo1” e ser referência na prestação de serviços de energia elétrica [8].
2.2 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A energia elétrica presentemente é o segmento da infraestrutura mais
universalizado no Brasil, assumindo o papel de bem de consumo indispensável para o
desenvolvimento econômico e social do país. Tal concepção, deve-se ao fato de que 95% da
população brasileira têm acesso à rede de energia elétrica, distribuída entre mais de 61,5
milhões de unidades consumidoras, de acordo com as informações divulgadas em 2008, pela
ANEEL [9].
Vale ressaltar que o Brasil é a quinta nação mais populosa do mundo, possuindo
em torno de 184 milhões de habitantes, segundo estimativas do Instituto Brasileiro de
Geografia e Estatística (IBGE), o que enfatiza a grande dimensão e a importância do
segmento elétrico no país. Entretanto, para os consumidores terem acesso à energia elétrica,
há todo um clico neste sistema até chegar à fase de comercialização, tal processo é composto
pela: geração, transmissão, distribuição e, por fim, a comercialização da energia elétrica [9;
10].
A geração de energia elétrica é a transformação de qualquer forma de energia em
eletricidade, atualmente a maior fonte geradora ocorre por meio de fontes renováveis,
destacando-se os recursos hídricos. Todavia, a grande limitação desta fonte é a localização
geográfica, pois o potencial de uma queda d’água é o responsável pelo acionamento de
turbinas que posteriormente acionam os geradores elétricos transformando em eletricidade
[10].
Após a geração de eletricidade, a segunda fase é a transmissão, nessa etapa a
energia elétrica é conduzida do gerador por meio de cabos para uma subestação elevadora,
que logo eleva os níveis de tensão, adequando-os para as linhas de transmissão, variando entre
69 quilovolt (kV) até 750 kV, tal alteração propõe minimizar as perdas até a comercialização.
Em seguida, essa tensão passa por uma subestação redutora, que adéqua a tensão a
condições de subtransmissão, distribuição e consumo [10].
1 Disponível em: <http://www.certrel.coop.br/cooperativa/historico>. Acesso em: 27 mar. 2016.
20
Fig. 1 – A estrutura do setor elétrico [10].
Para otimizar tal processo, foi criado o Sistema Interligado Nacional (SIN) com o
objetivo de conectar as diferentes usinas geradoras nacionais, tal medida foi adotada devido às
usinas serem localizadas em pontos distantes dos centro de consumo de energia. A criação do
sistema deve-se à sazonalidade das chuvas no país, já que as condições climáticas são
divergentes entre as regiões, sendo assim, quando há queda nos níveis dos reservatórios de
determinada região e/ou usina(s), esse sistema supre a insuficiência de energia elétrica [10].
O SIN é coordenado e controlado pelo Órgão Nacional do Sistema Elétrico (ONS)
e pelas companhias geradoras e transmissoras, já a fiscalização e a regulamentação são
realizadas pela ANEEL [9].
De acordo com a estatística da ONS em 2014, o SIN era composto por
aproximadamente 116,767 mil quilômetros de linhas de transmissão, além disso, corresponde
96,6% de toda a capacidade de produção de energia elétrica do país, no Anexo A está
ilustrada a disposição do SIN [9; 12].
Por fim, o processo de distribuição consiste na conexão e comercialização de
energia elétrica ao consumidor final, independentemente da classe de consumo, a distribuição
ocorre pelas distribuidoras de energia elétrica, as quais podem ser classificadas em
concessionárias e permissionárias [13].
2.3 AS INSTITUIÇÕES DO SETOR ELÉTRICO
O setor elétrico brasileiro possui um nível hierárquico muito bem estabelecido,
entretanto, historicamente houve uma grande reestruturação governamental, de caráter público
e privado [14; 15].
21
Essa reforma ocorreu a partir do ano de 1996, com o surgimento do Projeto de
Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB), coordenado pelo Ministério de
Minas e Energia (MME), que tinha como objetivo dividir o segmento elétrico nas áreas de
geração, de transmissão e de distribuição e também de incentivar a área de geração e de
comercialização de energia elétrica [14].
Para descentralizar esse segmento, foram criados órgãos governamentais e
instituições com atributos diferenciados, a seguir será apresentado o novo modelo estrutural
do setor elétrico nacional:
- O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE): é o órgão ligado ao
governo federal, cujo objetivo é administrar os recursos energéticos do país, por meio de
programas específicos;
- O Ministério de Minas e Energia (MME): trata-se de uma entidade executiva
responsável pelo planejamento e pela implantação de ações, estabelecidos pelo governo
federal;
- Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE): tem o atributo de
verificar a segurança do suprimento de energia elétrica de todo o sistema brasileiro;
- Empresa de Pesquisa Energética (EPE): é uma instituição vinculada ao
MME, pois apresenta estudos e pesquisas do setor energético com a finalidade de ser um meio
para subsidiar o planejamento do sistema elétrico;
- Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): possui poder regulador e
fiscalizador nas áreas de produção, de transmissão, de distribuição e de comercialização, de
acordo com as políticas e diretrizes do governo federal;
- Órgão Nacional do Sistema Elétrico (ONS): responsável pela operação e
centralização da geração e da transmissão, minimizando as perdas e controlando o fluxo de
potência no sistema elétrico nacional, vale ressaltar, que as empresas de transmissão atribuem
a este órgão o direito de comercialização pelos serviços prestados pelas linhas transmissoras;
- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE): comercializa a
energia elétrica do sistema interligado nacional, através de contrato de compra e de venda de
energia elétrica, portanto, é o órgão responsável pela comercialização do sistema [15].
A Fig. 2 demonstra como é apresentada a hierarquia do setor elétrico brasileiro.
22
Fig. 2 – Hierarquia do setor elétrico [15, adaptado pelo autor].
Nota-se que esse processo de reestruturação descentralizou o setor elétrico
nacional e também possibilitou um mercado mais competitivo, destacando novas as políticas
públicas e as diretrizes, a fim de alinhar uma perspectiva de crescimento e de
desenvolvimento.
2.4 COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO
A Cooperativa de eletrificação rural surgiu da união dos trabalhadores rurais que
buscavam alternativas para levar a energia elétrica até o campo, como a grande maioria da
área rural não tinha o apoio do governo, a única alternativa para desfrutar deste benefício
foram os trabalhadores construírem as suas próprias redes, passaram também a realizar a
operação, a manutenção e a expansão, acontecimento o qual incentivou a permanência do
homem no campo [16].
A partir da proliferação das Cooperativas de eletrificação rural, o Departamento
Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) concedeu a permissão para atuar por meio do
Decreto nº 62.655/68 [17].
Entretanto, com esse grande marco, a zona rural passou a ser urbana e essas
comunidades tornaram-se municípios e os consumidores não rurais foram ligados as redes da
Cooperativa, alterando o perfil delas, que estavam autorizadas a comercializar energia elétrica
somente na zona rural [17].
Diante desse fato, houve a necessidade de reestruturar as Cooperativas de
eletrificação rural, e as regulamentações determinaram um novo perfil reconhecendo-as como
“entidades com capacidade técnico-operacional para a prestação do serviço público de
energia2” [18].
2 Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/visualizar_texto.cfm?idtxt=1429>. Acesso em: 25 mar. 2016.
23
De acordo com dados de 2014 da Confederação Nacional das Cooperativas de
Infraestrutura (INFRACOOP), as Cooperativas de energia representavam 0,7% do consumo
de energia do sistema elétrico brasileiro representando 1,5% de consumidores do Brasil [17].
2.5 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
O processo de comercialização de energia envolve várias variáveis, entretanto,
precisa-se primeiramente entender o que é consumidor e unidade consumidora. Consumidor
trata-se da pessoa física ou jurídica que solicita o fornecimento de energia elétrica e se
responsabiliza pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações legais e contratuais da
concessionária ou permissionária [19].
Já a unidade consumidora, é o local de entrega onde é consumida a energia
elétrica, por meio de uma medição individualizada, todavia, cada consumidor pode possuir
uma ou mais unidades de consumo, no mesmo local ou em locais distintos [19].
Os consumidores de energia elétrica dividem-se em duas categorias: o grupo A e
B. O grupo A é formado pelos consumidores de média tensão, ou seja, são aqueles que
consomem energia a uma tensão maior ou igual a 2,3 kV, as unidades consumidoras que
normalmente fazem parte deste grupo são: as indústrias, as fábricas, as empresas, as grandes
redes comerciais, os hospitais entre outros [11; 20].
Uma grande característica deste grupo é a sua estrutura tarifária binômia que
cobra a demanda mais a energia que se consome, o grupo se subdivide nos seguintes
subgrupos:
- Subgrupo A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;
- Subgrupo A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;
- Subgrupo A3 – tensão de fornecimento de 69 kV;
- Subgrupo A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;
- Subgrupo A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; e
- Subgrupo AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, a partir de sistema
subterrâneo de distribuição [19].
Outro fator importante que difere este grupo é o ponto de medição que é
denominado de subestação, composta por um conjunto de equipamentos que modificam as
características da energia elétrica, no caso a tensão e a corrente, possibilitando distribuidora
níveis adequados de fornecimento e de utilização para a rede primária de 15 kV ou 25 kV
[11].
24
O grupo B é constituído de unidades consumidoras com fornecimento em tensão
inferior a 2,3 kV, entre 220 volts (V) e 380 V, por meio de tarifa monômia, portanto cobra-se
apenas pela energia que se consome. Este grupo subdivide-se nos seguintes subgrupos:
- Subgrupo B1 – residencial;
- Subgrupo B2 – rural;
- Subgrupo B3 – demais classes; e
- Subgrupo B4 – iluminação pública [19].
Além disso, os consumidores de baixa tensão também são diferenciados de acordo
com o número de fases, podendo ser monofásico que possui dois condutores uma fase e o
neutro; bifásico que tem três condutores duas fases e o neutro e trifásico que são quatro
condutores no caso três fases e o neutro [19].
O documento que formaliza esse processo de comercialização é a emissão da
fatura, que consiste no documento comercial que realiza a cobrança da quantia monetária total
que deve ser paga pelo consumidor à distribuidora [19].
Para emissão dessa formalização, especificam-se os serviços fornecidos, a
quantidade de kW consumido, a tarifa e o período de faturamento, portanto, o processo de
comercialização é composto pelo: consumo expresso em quilowatt-hora (kWh) ou demanda,
fator de potência e os tipos de tarifas [19; 20].
2.5.1 Consumo e demanda
O consumo é o registro de energia elétrica durante um determinado período, que
pode variar de 27 dias até 31 dias, a unidade de medida utilizada para determinar o consumo é
em kWh [19].
A demanda é classificada como a potência consumida em um determinado
momento, no entanto, esse processo é totalmente ligado ao fator de potência, pois ele
determina a eficiência do uso de energia elétrica, ou seja, indica o quanto de energia elétrica
foi transformada em outras energias, no caso a energia ativa e a reativa [19; 20].
A demanda também pode ser subdivida em três tipos: a contratada, a faturável e a
medida.
- Demanda contratada: é um contrato realizado entre a distribuidora e uma
determinada unidade consumidora, onde se estipula a demanda de potência ativa a ser
disponibilizada, a qual deve ser totalmente paga, sendo ou não consumida, expresso em kW.
Caso seja ultrapassada a demanda do contrato, o cliente deve pagar o excedente;
25
- Demanda faturável: trata-se do valor de potência ativa que é utilizado para
fins de faturamento na respectiva tarifa, determinado por meio de kW; e
- Demanda medida: é a maior demanda de potência ativa verificada através de
medições com intervalos de 15 minutos durante o período de faturamento [20].
Partindo dessa concepção, a demanda é a média das potências ativas e/ou reativas
fornecidas pelo sistema elétrico, variando de acordo com a parcela de carga instalada em
operação nas unidades consumidoras, expresso em kW e/ou quilovolt-ampère reativo (kVAR)
[20].
2.5.2 Fator de potência
O fator de potência é constituído pela relação da potência ativa e da aparente,
indicando o rendimento e a eficiência da energia fornecida. Portanto, a potência ativa é aquela
que efetiva o trabalho gerando o calor, a luz, o movimento e entre outros [21].
A energia reativa consiste na potência que produz e mantém a corrente de
magnetização das cargas indutivas, sendo assim, é uma energia que se movimenta através de
uma fonte até uma determinada carga, todavia ocupa um espaço no circuito elétrico, o qual
poderia ser empregado pela potência ativa [21].
E, por fim, a potência aparente é o resultado entre a soma fasorial das potências
ativa e reativa dado em kVA, logo, é a potência total absorvida pela instalação [21].
A Fig. 1 demonstra a relação das potências conceituadas.
Fig. 3 – Triângulo de potências [21].
Pode-se afirmar que um nível alto de fator de potência resultará em uma eficiência
na energia elétrica consumida, mas um baixo fator de potência causará o efeito inverso [22].
A Eq. (1) é responsável pelo cálculo do fator de potência [21].
FP= kWKVA
=cosφ=cos(arc tg kvarkW ) (1)
26
Presentemente, a Resolução Normativa (RES) nº 414/2010 da ANEEL, estabelece
a legislação das variáveis do fator de potência que interfere no faturamento das distribuidoras.
Os aspectos mais relevantes são:
- Determina que o valor do fator de potência é 0,92 para energia indutiva,
oriundo da unidade consumidora e/ou capacitivo que advém da rede;
- Cobrança da energia reativa excedente, o qual é caracterizado na fatura como
faturamento do excedente reativo; e
- A partir de 1996, houve a redução no período de avaliação do fator de potência,
de mensal para horário, aplicado aos consumidores com medição horosazonal [21; 22].
Para verificar o fator de potência excedente reativo, a distribuidora deve calcular o
fator de potência mensal ou fator de potência horário [21].
O fator de potência mensal determina a demanda de potência de energia reativa
excedente, com base em valores mensais de energia ativa e reativa. Para verificar o fator de
potência mensal, são necessárias as seguintes fórmulas [21]:
FDR=( DM . 0,92−DFfm ). TDA (2)
FER=CA .( 0,92−1fm ). TCA (3)
Onde:
FDR = Faturamento da demanda de reativo excedente;
DM = Demanda ativa máxima registrada no mês (kW);
DF = Demanda ativa faturável no mês (kW);
TDA = Tarifa de demanda ativa (R$/ kW);
FER = Faturamento do consumo de reativo excedente;
CA = Consumo ativo do mês (kWh);
TCA = Tarifa de consumo ativo (R$ / kWh); e
fm = Fator de potência médio mensal.
27
Para calcular o fator de potência horária excedentes de energia reativa, utiliza-se
as seguintes expressões [21]:
FER( p)=[∑t=1
n
CAt .( 0,92−1ft )] .TCA(p ) (4)
FDR( p)=[MAX t=1n (DAt .
0,92f t )−DF( p)] . TDA( p) (5)
Onde:
FDR(P) = Faturamento da demanda de potência reativa excedente por posto
tarifário;
DAt = Demanda de potência ativa medida de hora em hora;
DF(p) = Demanda de potência ativa faturada em cada posto horário;
TDA(p) = Tarifa de demanda de potência ativa;
FER(p) = Faturamento do consumo de reativo excedente por posto tarifário;
CAt = Consumo de energia ativa medido em cada hora;
TCA(p) = Tarifa de energia ativa;
ft = Fator de potência calculado de hora em hora;
Σ = Soma dos excedentes de reativo calculados a cada hora;
MAX = Função que indica o maior valor da expressão entre parênteses, calculada
de hora em hora;
t = Indica cada intervalo de uma hora;
p = Indica posto tarifário: ponta e fora de ponta, para as tarifas horosazonais, e
único, para a tarifa convencional; e
n = Número de intervalos de uma hora, por posto horário no período de
faturamento.
As principais causas de um baixo fator de potência são: as perdas de energia
elétrica, o que ocasiona o aquecimento de condutores e equipamentos e as quedas de tensão
derivadas do aumento da corrente, que em excesso causam interrupções de energia e sobre
cargas [21; 22].
28
Portanto, as principais vantagens da correção do fator de potência é o aumento da
eficiência enérgica da empresa, a liberação da capacidade elétrica, a melhoria no nível de
tensão e a redução de perdas nos condutores elétricos e entre outros [21; 22].
2.5.3 Estrutura tarifária
A estrutura tarifária estabelece os conjuntos de tarifas aplicados aos membros que
consomem energia elétrica e/ou a demanda de potência ativa, de acordo com o grupo de
consumidor. Desse modo, a RES 414/2010 da ANEEL determina a tarifa em duas classes a
convencional e a horosazonal [19; 20].
A modalidade convencional é aplicada sem considerar as questões horárias de
consumo, portanto levam-se em consideração as seguintes questões: para o grupo de
consumidores da classe A, a forma de tarifa considera é a binômia e para o grupo B a forma
de tarifa estabelecida é a monômia [19].
Partindo dessa concepção, essa tarifação não estabelece diferença de preço
durante as horas do dia e também não leva em consideração os períodos do ano, é importante
mencionar que até ao ano de 1981, a tarifação convencional era o único tipo de tarifação
existente [11].
A tarifação horosazonal determina o preço de acordo com os horários e as
estações climáticas do ano estabelecendo:
- Horário de ponta;
- Horário fora de ponta;
- Período seco; e
- Período úmido [11].
A principal finalidade desse tipo de tarifação é reduzir o consumo de energia
elétrica nos períodos críticos com escassez de chuvas e também impor uma tarifação entre o
horário das 18h30min até às 21h30min, devido haver um grande aumento do uso de energia
elétrica neste momento, como a iluminação pública, o consumo residencial entre outros
fatores. Logo, o horário de ponta corresponde quando há a maior incidência de consumo de
carga no sistema elétrico e o horário fora de ponta atribuí às demais 21 horas do dia [11].
O período seco é considerado entre os meses de maio a novembro, porque existe
uma menor disponibilidade de água fluente nas fontes; já o período úmido compreende-se
entre os meses de dezembro até abril do ano subsequente, onde ocorre o maior registro
pluviométrico [11].
29
A tarifação horosazonal começou a ser implantada a partir do ano de 1982,
atualmente essa tarifação é subdividida em modalidades nomeadas em tarifária horária: azul,
verde e branca [11].
2.5.3.1 Modalidades tarifárias horosazonais
Ambas as modalidade de tarifárias azul e verde, aplicam-se apenas um preço para
uma parcela de demanda dada em kW, porém o consumo é considerado um preço
diferenciado, o qual é determinado em kWh, possuindo como variável o horário de uso e o
período do ano [20].
A diferenciação das modalidades se dá aos fatos:
- Modalidade verde: considera o nível de consumo de energia elétrica de cada
unidade consumidora do grupo A, portanto, possuindo uma única tarifa.
- Modalidade azul: Aplicam-se tarifas diferenciadas para o grupo A,
considerando o consumo de energia elétrica e também a demanda de potência de cada unidade
consumidora [20].
Já a modalidade tarifária branca é uma opção atual, onde se aplica para os
consumidores do grupo B, entretanto se analisa a hora e o dia da semana, nos dias úteis, a
tarifa branca varia em três horários que são o de ponta, o intermediário e o fora de ponta [20].
Nos horários de ponta e no intermediário, a energia a ser paga possui uma
tarifação mais cara, consequentemente, no horário fora de ponta a energia a ser cobrada é
mais barata; já nos feriados, considera-se horário fora de ponta [20].
A partir desse entendimento, a tarifação de energia elétrica baseia-se na
legislação, na carga instalada, na tensão de fornecimento, na classe de consumo da unidade
consumidora e também na região [20].
2.6 SISTEMAS DE MEDIÇÃO E A SUA EVOLUÇÃO
A medição de energia elétrica tem como objetivo realizar o levantamento do
consumo mensal de uma unidade consumidora, independente do grupo e da classe do cliente.
Historicamente, a primeira a medição de energia elétrica realizada foi no ano de
1872, por meio de um medidor lâmpada-hora, desenvolvido por Samuel Gardiner. Esse
medidor tinha o seu funcionamento através de uma ligação de uma lâmpada em corrente
30
contínua, com uma carga estabelecida e que possuísse uma corrente constante. A leitura era
determinada pelo cálculo do produto entre a potência da lâmpada e pelo seu tempo uso [23].
Fig. 4 – Medidor lâmpada-hora de Samuel Gardiner [23].
Já em meados do ano de 1878, J.B. Fuller modificou a estrutura do medidor
lâmpada-hora e o patenteou, alterando para uma medição de energia elétrica em corrente
alternada. O seu funcionamento ocorria entre uma vibração de um par de bobinas, que
oscilavam com base na frequência de alimentação de um relógio, possibilitando a medição de
energia [24].
Fig. 5 – Medidor lâmpada-hora de J.B Fuller [24].
Contudo, esse sistema de medidor apenas era confiável para cargas já
estabelecidas, porém quando era submetido a variações de potências apresentava ineficiência
[24].
A partir da deficiência do medidor lâmpada-hora, foi estudado e desenvolvido um
novo conceito de medidor, sendo assim no ano de 1892, Thomas Ducan criou os primeiros
medidores watt-hora que possibilitavam maior precisão e confiabilidade [24].
Com a ápice da revolução industrial houve uma grande expansão de consumo e
aplicabilidade de motores elétricos, os quais utilizavam para o seu acionamento a corrente
31
alternada, porém os medidores watt-hora não tinham a capacidade de obter o consumo de
variados tipos de tensão e muito menos para a baixa potência em corrente alternada [24].
Devido a essa insuficiência, Oliver B. Shallenberger criou um novo medidor que
pudesse medir o consumo em diferentes tipos de tensão e de potência, o qual era constituído
de um motor de indução com bobinas de corrente interligadas e de tensão defasadas em 90
graus. Na época este tipo de medidor possuía um peso e um custo elevado se comparado aos
demais [23].
Após o ano de 1970, houveram grandes avanços na medição de energia elétrica,
pois surgiram os medidores híbridos que eram compostos por sistema tradicional mecânico,
com tudo foram inseridos visores eletrônicos nos medidores, a fim de promover melhoria na
visibilidade da leitura do consumo [23].
O próximo marco foi no final da década de 80 para 90, onde desenvolveram os
medidores eletrônicos. Deste modo, houveram grandes conquistas e desenvolvimentos no
processo de medição de energia elétrica [23].
2.6.1 Os tipos de medidores de energia elétrica atuais
Atualmente, no sistema elétrico, podem-se utilizar três tipos de medidores de
energia elétrica que são os eletromecânicos, os eletrônicos e os biredicionais, sendo que os
medidores eletromecânicos são os mais utilizados presentemente no Brasil, devido ao seu
custo baixo e a sua disponibilidade no mercado.
O medidor eletromecânico tem como principal característica o seu funcionamento
por meio de indução eletromagnética, composto por uma bobina de corrente que conduz a
corrente de linha, e outra bobina de potencial a qual mensura a tensão que por ela incide.
Ambas as bobinas são de material de cobre e localizam-se abaixo de uma estrutura metálica, a
fim de criar dois circuitos eletromagnéticos [23].
A Fig. 3 apresenta o mecanismo de funcionamento de um medidor
eletromecânico.
32
Fig. 6 – Mecanismo de funcionamento do medidor eletromecânico [23].
O campo de ação magnético da bobina de corrente é constituído de um disco de
alumínio para serem aplicados correntes parasitas, permitindo assim que o disco gire em torno
de seu próprio eixo de rotação, na estrutura há também uma rosca sem fim. Abaixo segue o
circuito construtivo deste medidor [23].
Para se obter a medição de consumo de energia elétrica, leva-se em consideração
o número de rotações do disco, que consequentemente representa a energia consumida em um
determinado período, este medidor é utilizado para os consumidores do grupo B,
independentemente de ser uma ligação monofásica, bifásica e/ou trifásica.
Esse medidor registra o total de consumo e conserva os respectivos dados de
leitura, portanto caso haja interrupções no fornecimento de energia, não há a interferência na
coleta de dados. Todavia o medidor necessita de leitura constante in loco, havendo riscos de
erros de leitura e também dificuldade ao acesso. A desvantagem do medidor eletromecânico é
porque não permite a automatização do processo e apresenta uma precisão de erro na
operação ± 2% [25].
Presentemente, o objetivo do mercado é substituir os medidores eletromecânicos
pelos eletrônicos, pois permitem uma maior flexibilidade na implantação de novas
tecnologias, deve-se ao fato de que a área eletrônica está cada vez mais integrada com o
sistema elétrico de potência.
De acordo com a história, o medidor eletrônico surgiu em meados da década de
1980, as circunstancias que motivaram a inserção deste medidor foi o custo, a exatidão e
33
também por não necessitar de manutenção e de ajustes, o que o difere na forma construtiva é
o fato de não possuir engrenagens mecânicas [23; 24].
O método de medição deste tipo de medidor é através de transdutores de corrente
e de potência que são energizados por sinais de entrada, a sua potência é advinda de um bloco
multiplicador e a sua energia por um bloco integrador. O registro e o armazenamento do
consumo da carga são transferidos para um bloco registrador [23].
A Fig.7 explana o clico deste processo.
Fig. 7 – Esquema de funcionamento do medidor eletrônico [23].
O benefício da utilização do medido eletrônico é a leitura de forma remota, ou
seja, não há a necessidade de interferência humana no processo, o que acarreta em uma leitura
mais confiável e possui uma classe de exatidão na faixa de 0,2% [25].
É importante destacar que este tipo de medidor pode ser utilizado para os grupos
A e B e são constituídos de memória de massa, tendo a capacidade de armazenar dados
destinados para faturamento como: energia reativa, ativa e demanda, em intervalos de tempos
programados. E também, de registrar dados elétricos como: tensão, corrente, fator de potência
e interrupções no fornecimento [26].
O medidor mais atual e inovador do mercado atual é o bidirecional, que possui
uma infraestrutura avançada de medição, com a finalidade de tornar a rede elétrica moderna.
Sua funcionalidade é similar a dos medidores citados anteriormente, mas possui uma medição
constituída, por meio de hardware e software de comunicação e de gerenciamento de dados
[27].
Este tipo de medidor é aplicado somente quando o consumidor possui uma central
geradora de energia elétrica que injeta energia ao sistema de distribuição, a implantação deste
medidor permite a compensação de créditos de energia na fatura do cliente [27; 28].
As principais características técnicas do medidor bidirecional são a medição e o
registro de energias ativas e reativas, demandas ativas e reativas, correntes, tensões e
frequências em um intervalo de tempo programado. Tais registros, podem ser inseridos nos
34
quatro quadrantes, monitorando a energia concebida ao cliente e a injetado pelo cliente ao
sistema de distribuição, tornando-se assim uma rede bidirecional, já que interliga medidores a
um sistema de negócios e permitem à coleta e a distribuição de informações de ambas as
partes [27; 28].
Fig. 8 – Esquema de medição bidirecional [29].
O medidor bidirecional é considerado a medição inteligente, já que possibilita
vantagens tanto para o consumidor como para a concessionária, destacam-se para o
consumidor: o controle do consumo de energia elétrica; o controle da demanda de energia
elétrica e o gerenciamento das cargas internas e a reeducação na utilização de energia elétrica,
priorizando a eficiência enérgica [30].
Já para a concessionária proporciona os seguintes benefícios: a eliminação da
leitura manual; o monitoramento das grandezas do sistema elétrico e a disponibilidade de
diferentes modalidades tarifárias aos consumidores [30].
Hoje, o maior desafio das concessionárias é combater as perdas na distribuição de
energia elétrica, resultante de questões técnicas e/ou comerciais.
As perdas técnicas são ocasionadas pela dissipação da energia elétrica durante o
caminho percorrido entre o ponto de recebimento da concessionária até a comercialização de
energia ao cliente [31].
Logo, as perdas comerciais são oriundas da parcela de energia fornecida que não
são faturadas pela distribuidora, devido aos desvios ocasionados por furtos de energia, por
erros na coleta de leitura e de medição pelo índice de inadimplência [31].
35
2.6.2 Tipos de medição e leitura utilizadas
A medição de energia elétrica tem o escopo de realizar o levantamento do
consumo de energia elétrica mensal, deste modo há variações de sistemas de medição e de
leitura utilizadas [32].
Os tipos de medição e leitura são:
- Medição distribuída;
- Medição distribuída com leitura centralizada;
- Medição distribuída com telemedição;
- Medição e leitura centralizada; e
- Medições pré-pagas [33].
A medição distribuída trata-se da medição mensal do consumo de energia elétrica
para cada unidade consumidora individual, podendo atender ao grupo A e o B. Para esse tipo
de medição, considera-se uma única medição de consumo atribuído ao mês corrente, portanto
não há a necessidade de uma medição diária, mas exige a presença de um leiturista para a
coleta dos registros de consumo e de demanda [32; 33].
A medição distribuída com leitura centralizada é similar à medição distribuída,
contudo nessa situação pode-se fazer o uso de um medidor exclusivo para realizar uma
medição global com finalidade de obter o consumo e a fiscalização de todas as unidades
consumidoras cabíveis a este conjunto [33].
Neste processo, todas as unidades consumidoras possuem um medidor de energia,
porém a medição final é realizada em um único ponto, através de um medidor centralizador
que obtém os dados de consumo dos medidores que estão interligados a ele.
A principal vantagem deste tipo de medição é a redução do período de coleta, a
eliminação de erros, a maior confiabilidade e a redução do espaço físico [33].
A medição distribuída com telemedição utiliza-se de medidores eletrônicos
modernos, que possibilitam a leitura, a suspensão do fornecimento por inadimplência e o
restabelecimento de energia elétrica, por uma operação remota, tornando-se um processo ágil
e eficaz. O meio de comunicação entre a distribuidora e a medição pode ocorrer entre diversos
tipos de telecomunicações [33; 34].
A medição e a leitura centralizada são efetivadas via a um sistema eletrônico, o
qual tem o papel de concentrar as informações de consumo de diversas unidades
consumidoras, a sua principal aplicabilidade é para os consumidores de baixa renda e os
instalados em locais de grandes riscos de ligações clandestinas [33; 35].
36
Fig. 9 – Medição centralizada [35].
Nessa medição não há a instalação de aparelhos físicos e nem a locomoção de
pessoas para realizar a leitura e a suspensão do fornecimento de energia. O agrupamento das
medições é sob a rede de distribuição, a fim de dificultar tentativas de fraudes [33; 35].
As medições pré-pagas são similares ao processo de cobrança dos serviços de
telefonia móvel, pois há o pagamento antecipado da energia a ser consumida.
A principal vantagem desse sistema é a simplificação da tarifação, já que o
consumidor efetua a compra dos créditos de energia, já para a concessionária há a redução de
custos operacionais, após o vencimento dos créditos se não houver a renovação ocorre uma
desconexão [36].
Fig. 10 – Esquema da tarifa pré-paga [36, adaptado pelo autor].
Já a desvantagem desse processo é que o consumidor deve ficar atendo ao limite
de consumo comprado, pois caso haja o excesso dos créditos, pode ocorrer à interrupção do
fornecimento. Essa a negociação é via a um cartão ou então portal da concessionária [36].
Portanto, os sistemas de medições de energia elétrica podem ocorrer de uma
maneira remota ou então convencional [19].
37
2.7 SMART GRID
Atualmente, o consumo de energia elétrica está aumentando significativamente e a
infraestrutura tradicional de medição de energia elétrica não está mais suprindo a necessidade
do mercado atual, apresentando uma carência de eficiência energética [37].
A partir dessa deficiência, houve a necessidade de novos estudos e de
desenvolvimento de novas tecnologias para aperfeiçoar a infraestrutura do sistema elétrico,
desde a geração até a distribuição [37].
A grande aposta e desafio do mercado nacional e a implantação da técnica smart
grid um termo em inglês que significa Rede Inteligente (RI). Na Europa, já se trata de uma
ideia muito difundida e aplicada, por possibilitar uma rede de distribuição flexível, acessível,
confiável e econômica [38].
De acordo com a ANEEL, as perdas não técnicas anuais calculadas correspondem
cerca de 8,7% da energia produzida em todo o país, com a aplicação dessa técnica permitirá
uma análise da rede mais: confiável, eficiente, competitiva e ligada a questões ambientais
[38].
2.7.1 Definição de smart grid
A técnica smart grid é conceituada de várias formas, entretanto ambos os autores
tem a concepção de que é uma “nova ideia de tecnologia” que possibilita o envio de dados e
de informações para um centro de controle, via uma comunicação digital, a qual é conectada a
um sistema de automação que permite o controle, o melhoramento e a operação do sistema
elétrico de potência como um todo. Portanto, a implantação de redes inteligentes está
totalmente ligada à área de telecomunicações [37].
As variáveis ligadas ao sistema de telecomunicação são:
- Informações: são mensagens inteligentes que tem um conteúdo significativo;
- Sistemas de telecomandos: são os meios pelos quais se utilizam para operar as
informações até o destino final, podendo ser via fio, luz, rádio, som, ou ultrassom, através de
um dispositivo eletromecânico ou eletrônico que irá realizar o comando; e
- Componentes elétricos: tem o objetivo de dissipar a parte de energia elétrica
do circuito, onde a unidade de medida é dada: a resistência em ohm (Ω), o indutor em henry
(H) e o capacitor em farad (F) [39].
38
Percebe-se que o sistema de telecomunicação se trata de um conjunto de
equipamentos de materiais elétricos e eletrônicos que se utiliza para constituir os enlacer de
comunicações, ou seja, links entre dois pontos, por meio de equipamentos e materiais
empregados como: centrais telefônicas, transmissores e receptores de rádio, antenas, fios,
cabos e isoladores. [39].
A ideia de redes inteligentes é inicialmente proporcionar a automatização do
sistema de medição, substituindo os medidores analógicos pelos digitais, utilizando um
sistema de telecomunicação, que possibilite realizar telemedições nas unidades consumidoras
em tempo real, obtendo a qualidade e o fluxo de energia consumido. [38].
Todavia, o sistema smart grid vai além de método de telemedição bidirecional,
pois permite uma gestão avançada de medição, já que elimina a visita do leiturista, analisa o
uso de energia elétrica e gerencia os dados obtidos nas medições [40].
2.7.2 A funcionalidade do smart grid
A tecnologia de redes inteligentes, não visa somente estabelecer uma política
bidirecional, mas também tende a difundir um método multidirecional, em que a energia
elétrica possa fluir em todas as direções da estrutura, permitindo o consumidor a gerar energia
através de fontes renováveis e consequentemente participar da distribuição e do consumo dela
[37].
Percebe-se que a aplicação dessa tecnologia, vai além de um sistema de medição,
pois ela pretende implantar uma infraestrutura com sustentabilidade econômica e ambiental,
reestruturando o setor elétrico e criando um novo patamar de desenvolvimento [41].
Os fatores que motivam a implantação dessa tecnologia são:
- Eficiência comercial e energética;
- Aumento da confiabilidade do sistema elétrico;
- Segurança operacional e sistemática; e
- Sustentabilidade econômica e ambiental [41].
Os componentes que fazem parte dessa ideologia são os dispositivos de
sensoriamento e de controle, as infraestruturas de comunicações, a automação, a tecnologia
das informações e as análises avançadas [37].
As formas de comunicação aplicáveis nas redes smart grids podem ser:
- Wide Area Network (WAN) – é uma rede de computadores que tem como
característica à abrangência de uma ampla área geográfica, a partir de um centro de controle
39
até uma determinada área local da Neighborhood Area Network (NAN), pode ser utilizada na
comunicação de redes de transmissão;
- NAN – tem a função de cobrir a comunicação oriunda da WAN até a extensão
da Home Area Network (HAN), aplica-se na transmissão de dados de redes de média tensão; e
- HAN – caracteriza-se por ser uma rede de curto alcance e geralmente utilizada
no âmbito residencial, tendo como exemplo, a comunicação entre os aparelhos domésticos e o
medidor [41; 42].
A Fig. 11 ilustra a ideia de rede do futuro.
Fig. 11– Conceito de rede elétrica inteligente [41].
Diante desse novo cenário, a ANEEL está buscando criar novas estratégias para
difundir e implantar essa tecnologia no sistema brasileiro, já se fala em um planejamento para
30 anos, com etapas intermediárias de 10 e 20 anos, pois ela reconhece que é necessário
substituir a infraestrutura tradicional e implantar um sistema tecnológico voltado à informação
e à comunicação [38].
2.8 TIPOS DE COMUNICAÇÃO DE TELEMEDIÇÃO
O sistema de telecomunicação é composto por três elementos básicos, que são: a
fonte de informação, o sistema de comunicação e o destino final [43].
40
A fonte de informação consiste na sua procedência, podendo ser por meio de sons,
imagens e/ou textos, e o sistema de comunicação, é o meio pelo qual ela será transportada até
a sua fonte de destino [43].
A Fig. 12 explana como é composto esse processo.
Fig. 12 – Elementos de um sistema de comunicação [43].
Para ocorrer o processo de comunicação de dados, há a necessidade de alguns
elementos, primeiramente, uma determinada informação é destinada a um transmissor, que
através de um sinal elétrico encaminha a um meio de transmissão, e por fim, transporta a um
receptor, que receberá o sinal e o converterá para o formato original [43].
Nos tempos atuais, as redes de telecomunicações vêm se desenvolvendo e se
aperfeiçoando, deve-se ao fato do surgimento da informática e dos softwares que
modernizaram tal sistema [44].
Diante desse contexto, para desenvolver um sistema de rede inteligente, faz-se
necessário tecnologias de comunicação de alta velocidade, interligadas através de vias
bidirecionais que proporcionam troca de informações em tempo real, beneficiando a
organização e os clientes [45].
Na aplicação e desenvolvimento das redes elétricas inteligentes, deve-se observar
os seguintes aspectos:
- Bidirecionalidade: Promover a comunicação entre duas vias;
- Largura da banda: A rede de comunicação deve possuir uma capacidade de
transmissão que possibilite suportar os dados gerados, sendo assim, o aconselhável é ter uma
largura de banda de 5 à 10 vezes maior que a necessária para a medição;
- Escalabilidade: O objetivo de implantar uma largura de banda maior que a
utilizada é para que haja no futuro a capacidade de comportar uma vasta quantidade de
equipamentos na rede de energia, sem haver a redução do desempenho e a substituição de
equipamentos em operação;
- Rapidez (baixa latência): Determina-se que a rede deve ser eficiente, pois as
leituras de um medidor devem ocorrer em períodos de tempos inferiores a 10 segundos, ou
41
seja, da concessionária ao medidor e reciprocamente, possibilitando as informações on-line e
de forma imediata;
- Bases abertas: o sistema de comunicação utilizado deve ser embasado em
padrões de rede aberta, tais como o Internet Protocol (IP) e padrões de rede do tipo IEEE,
permitindo comunicar-se com outros sistemas e oferecer alternativas de baixo custo;
- Capacidade para interrupções: Caso ocorra interrupções no fornecimento de
energia elétrica, a rede deve manter a funcionalidade e deve identificar e apontar o local de
ocorrência;
- Confiabilidade: A rede deve ser isenta de falhas e garantir o acesso a 99,99%
dos equipamentos instalados na rede elétrica em indeterminados períodos;
- Segurança: A rede deve possuir métodos de segurança, a fim de proteger o
volume de dados transmitidos;
- Atualização: O sistema adotado deve permitir a atualização de software e
firmware, sem que haja a necessidade de locomoção até onde está instalado o equipamento; e
- Gerenciamento: Tem que haver um sistema preparado para realizar o
gerenciamento dos dados e informações gerados e uma equipe responsável por analisá-los
[46].
É importante mencionar que a implantação de uma rede de comunicação
inteligente se dá de duas maneiras, sendo desenvolvida pela própria concessionária ou por
terceiros [46].
A primeira requer recursos, gestão própria, investimentos em infraestrutura e uma
análise minuciosa em relação à segurança, à confiabilidade e ao desempenho. Contudo, a
segunda opção não necessita de grandes investimentos na infraestrutura, a aplicação ocorre de
forma imediata, a segurança, a confiabilidade e o desempenho são de responsabilidade do
terceiro [46].
Sendo assim, a seguir serão apresentados os diversos sistemas de
telecomunicações que podem ser aplicados em processos de telemedições.
2.8.1 Fibra óptica
A comunicação via fibra óptica, atualmente, é o meio mais utilizado para
transmitir sinais digitais e analógicos, pois permite uma comunicação a longa distância e
apresenta uma grande largura de faixa, possuindo um desempenho maior que os cabos
metálicos e a cobertura rádio [43; 47].
42
Esse tipo de comunicação ocorre por meio de radiação infravermelha, ou seja, um
feixe de luz percorre o núcleo de filamento de vidro através de sucessivas reflexões. Tal
radiação pode ocorrer via diodos de laser (LD) ou então por diodos emissores de luz (LED), a
partir de sinais elétricos [43; 47].
As vantagens da comunicação via fibra óptica são:
- Alta capacidade: Este sistema trabalha com uma frequência de transmissão de
dados entre 1013 hertz (Hz) a 1016 Hz, o que resulta em um grande potencial na largura da
banda, permitindo uma comunicação superior, se comparado aos cabos metálicos e via rádio,
pois a velocidade de transmissão pode superar a ordem de 1 Gigabit por segundo (Gbps);
- Alcance de transmissão: Possibilita uma transmissão de dados por uma
distância de até 100 quilômetro (km) sem que haja uma renovação do sinal, todavia, já há
estudos para o aprimoramento desta tecnologia, a fim de aumentar a distância;
- Baixa atenuação: Possui baixos níveis de perdas se comparados com os meios
de transmissão convencionais como: cabos metálicos, micro-ondas e rádio frequência,
apresenta uma taxa de erro de bit menor que 10-11;
- Imunidade à interferência eletromagnética: Devido ao seu material ser
dielétrico e não conduzir ruídos de outros sinais, oriundos de descargas elétricas, permitindo
uma grande proteção aos equipamentos eletrônicos nele conectados, portanto, este meio de
comunicação não necessita de malhas de aterramento e preocupações com curto circuitos;
- Segurança na transmissão: Esse sistema de comunicação possui alta
confiabilidade nas informações, pelo fato de não sofrer interferência externa de outros meios
que possam corromper a segurança dos dados, além disso, permite identificar tentativas de
terceiros na obtenção de mensagens; e
- Baixo custo de aplicação e manutenção: Possui uma vida média de 20 a 30
anos e sendo que a sua matéria-prima é de fácil acesso ao mercado e de custo comercial
baixo.
A aplicabilidade para esse sistema serve para diferentes tipos de redes de
comunicação como: WAN, LAN, HAN e Metropolitan Area Network (MAN) [43, 47, 48].
Entretanto, este sistema também possui desvantagens como: a falta de
padronização na produção dos componentes; a fragilidade mecânica na utilização; a alta
complexibilidade no processo de conexão das fibras. Em virtude dessas circunstâncias, a
aplicabilidade desse sistema deve ser bem fundamentada, pelo fato de ser um meio complexo
e oneroso [48].
43
2.8.2 Comunicação via rede elétrica (PLC)
O Power Line Communication (PLC) também é um sistema de telecomunicação que
visa a utilizar uma estrutura elétrica de distribuição, de baixa e/ou média tensão, em 8 de abril de
2008 a Agência Nacional de Telecomunicações (ANATEL) e a ANEEL divulgaram a RES nº
527/2009, a qual, estabelece as regras e as condições para o compartilhamento da infraestrutura
das distribuidoras para se utilizar da rede elétrica no processo de transmissão de dados de voz, de
imagem e também do acesso à internet em alta velocidade em sistemas de PLC [49].
Atualmente, a energia elétrica no Brasil é transmitida com uma frequência de 60 Hz,
já a transmissão de dados via rede segundo a RES 527/2009 ANATEL deve ocorrer dentro de
uma faixa de frequência de 1,705 a 50 Megahertz (MHz) [50; 51].
Portanto, os sinais de eletricidade e de dados podem trafegar no mesmo meio sem
haver interferências, a grande vantagem desse processo é que caso haja a interrupção do
fornecimento de energia elétrica, o sinal de dados trafegará sem haver a suspensão da transmissão
do sinal [50; 51].
O PLC tem como característica possuir três níveis de redes: a de transporte, a de
distribuição e a de acesso. Para ocorrer esse processo, necessita de um modem PLC, um
concentrador, um repetidor, um equipamento de subestação e uma unidade de acoplamento [48].
Primeiramente, um sinal gerado pela fornecedora é inserido na rede elétrica, por meio
de subestações e unidades de acoplamento. O sinal é transportado pela rede de distribuição com o
auxílio de concentradores e de repetidores que estão implantados nos postes ligados a um
transformador. Nesse processo, é realizado um desvio do sinal com o objetivo de minimizar a
ação da filtragem de frequências elevadas nos transformadores [48].
Já os equipamentos concentradores e as unidades de acoplamento unem os sinais
transmitidos até as tomadas em que estão ligados os modems PLC e, por fim, utilizar essas
informações [48].
Fig. 13 – Rede de comunicação baseada na tecnologia PLC [48].
44
Para esse sistema, existem duas aplicações: a interior (indoor) e a exterior (outdoor).
Na interior trata-se da transmissão de dados em uma taxa de poucos quilobit por segundo (kbps),
ocorre em instalações elétricas internas, ou seja, residencial, comercial e industrial, utilizando
todas as tomadas. E a exterior, aplica-se a transmissão de dados realizada em uma taxa em
Megabit por segundo (Mbps), tem a finalidade de transmitir os dados em distâncias maiores, por
meio de redes de baixa e média tensão [48].
Diante desse contexto, as vantagens desse sistema são:
- Utiliza e transforma a infraestrutura e a rede elétrica existente, seja ela, residencial,
comercial e industrial, em uma rede dados;
- Baixo custo de aplicação existente em banda larga;
- Suporta taxas elevadas de transmissão, tendo como limite 200 Mbps; e
- Facilidade na instalação, operação, manutenção e ampliação [48].
Contudo, as desvantagens dessa tecnologia são: a não padronização do sistema, é uma
fonte geradora de interferências em equipamentos que utilizam radiofrequência, tais como,
telefone sem fio, rádio e televisores.
2.8.3 Via rádio
A comunicação via rádio ocorre por meio da influência de dois campos, o elétrico
e o magnético, os quais transformam sinais codificados em ondas eletromagnéticas, que se
propagam no espaço e possuem variação no tempo [47].
Esse tipo de comunicação é transmitida por uma antena em qualquer frequência,
todavia para sistemas de telecomunicações às ondas devem possuir uma frequência superior a
100 quilohertz (kHz) [47].
Os elementos que fazem parte deste processo são: o transmissor e o receptor. O
transmissor é o responsável por converter os sinais sonoros, os analógicos e/ou os digitais em
ondas eletromagnéticas que são transmitidas de uma antena a um receptor. Já o receptor tem a
função decodificar os sinais eletromagnéticos recebidos do meio e transforma-los novamente
no sinal de origem [47; 53].
Os tipos de sistema de transmissão via rádio, pode acontecer de forma bidirecional
ou omnidirecional, a bidirecional irradia sinais em duas direções e sentidos e a omnidirecional
irradia em todas as direções e somente em um único sentido [53; 54].
O sistema de telecomunicação via rádio permite as seguintes vantagens:
45
- Pode ser implantado onde não existe infraestrutura de telefonia fixa e/ou
móvel;
- As informações transmitidas são criptografadas;
- Facilidade de reprodução do sinal;
- Pode ser configurado em diversas topologias, variando de acordo com a
necessidade; e
- Facilidade para implantação, manutenção e expansão [55].
Entretanto, esse sistema possui as seguintes desvantagens:
- Suscetível a interferências eletromagnéticas;
- Em dias com condições climáticas não favoráveis há problema de estabilidade
de sinal;
- Há limitações no sinal quando existem obstáculos entre a antena e a torre;
- Custo elevado na infraestrutura se comparado a redes cabeadas; e
- Baixa taxa de transmissão de dados [55].
Portanto, o sistema de comunicação a rádio é uma tecnologia que não utiliza redes
de cabeamento, tornando-se diferencial se comparado aos demais sistemas de
telecomunicação, todavia esse método é mais indicado para regiões isoladas e/ou de difícil
acesso como as zonas rurais, mas na sua aplicação deve-se atentar aos obstáculos que podem
interferir na transmissão do sinal.
2.8.4 Via telefonia móvel
A comunicação via telefonia móvel surgiu devido a uma carência de um sistema
de comunicação em que há o deslocamento, este sistema permite a comunicação entre os
usuários e as variáveis envolvidas [47].
A funcionalidade deste sistema de comunicação baseia-se pelo conceito da
transmissão de ondas de radiofrequência. Primeiramente deve-se dividir uma área geográfica
em partes, esses segmentos são denominados tecnicamente de células, sendo que cada célula
atendem áreas de serviços individuais [47; 56].
As células são constituídas de uma estação rádio-base, que possui uma estrutura
formada de antenas com receptores e emissores de sinais, as quais são conectadas a uma
central telefônica [56].
46
Fig. 14 – Representação esquemática das células [56].
As células podem utilizar-se a mesma frequência de comunicação, entretanto, não
podem estar uma ao lado da outra, ou seja, necessitam operar em frequências distintas [56].
As tecnologias que se utilizam desse sistema são:
- Segunda Geração (2G): É uma tecnologia que revolucionou o sistema de
telefonia móvel na década de 90, pois trouxe métodos digitais ligados a padrões de internet
móvel, permitindo maior estabilidade e área de cobertura se relacionado à tecnologia 1G;
- General Packet Radio Service (GPRS): Um sistema de tecnologia baseado na
infraestrutura Global System for Mobile (GSM), com a finalidade de transferir dados por
pacotes, de forma ágil, através de uma comunicação via internet, compatível com o protocolo
IP. Esse sistema permite aos seus usuários a utilização de internet e outros serviços (dados e
voz), a uma taxa de transferência de dados até 115 kbps, possibilitando maior velocidade,
conexão e acesso de dados;
- Terceira Geração (3G): Apresenta os mesmos atributos das tecnologias
anteriores, mas tem como principal diferencial uma taxa de transferência de dados equivalente
às conexões fixas de banda larga, afim de não ser apenas um telefone, mas sim permitir uma
funcionalidade similar a de um computador; e
- Quarta Geração (4G): É a tecnologia mais atual de estrutura de comunicação
de dados móveis, pois tem como diferencial maior abrangência de usuários conectados e taxa
de transferência de dados superior. Todavia, as antenas 4G possuem uma cobertura menor,
deste modo dependendo da situação, há a necessidade de implantação de novas antenas para
garantir a conectividade do sinal [47; 56; 57].
A Tab. 1 apresenta os principais meios de comunicação e transmissão de dados,
juntamente com suas características técnicas.
47
Tab. 1 – Características dos meios de comunicação [43; 47; 48; 50].
Tecnologia Espectro Banda Alcance
Fibra Óptica 1013 - 1016 Hz 1 Gbps 1 – 100 km
PLC 3 – 500 kHz 1,8 – 30 MHz
10 – 3 Mbps Até 200 Mbps Ao longo da rede elétrica
Rádio 2,4 – 2,48 MHz 5,15 – 5,85 MHz Até 11 Mbps 1 – 10 km
GPRS 900 – 1800 MHz Até 170 Mbps 1 – 10 km
4 G 2,5 GHz Até 200 Mbps Até 200 Mbps 1 – 50 km
Tecnologia Tipo de Rede Limitações Características
Fibra Óptica WLAN e PWLAN Alta complexibilidade no processo de conexão das fibras
Alta capacidade de transmissão de dados
PLC HAN e NAN Ruídos em redes Transmissão por meio de rede elétrica
Rádio WLAN e PWLAN Suscetível a interferências eletromagnéticas
Pode ser implantado onde não existe infraestrutura de telefonia
fixa e/ou móvel
GPRS HAN Baixa largura de banda Monitoramento remoto para distribuição de energia
4 G WAN Alto custo regulatório de espectro Maior transmissão de dados
Nota-se que esses tipos de tecnologias sofreram constantes evoluções nos últimos
tempos, sendo que ambas ainda são aplicáveis, portanto, o que difere a sua aplicabilidade é a
necessidade do usuário e da disponibilidade existente no local.
2.9 PROCOLO DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
Para realizar uma comunicação entre dispositivos distintos, é necessário que seja
respeitado o protocolo de rede, que estabelece as regras e os padrões a serem utilizados, a fim
de que na comunicação entre computadores, aparelhos de telefonia e servidores ocorram uma
comunicação padronizada [58].
Partindo dessa percepção, foi criado a ABNT NBR 14522, que trata do
intercâmbio de informações para sistemas de medição de energia elétrica, com o objetivo de
haver a compatibilidade entre os sistemas e os equipamentos de medição de energia distintos
[59].
Os principais tipos de protocolos de rede são:
- HyperText Transfer Procol (HTTP): É utilizado para acessar dados via Word
Wide Web (WWW), permitindo a transferência de dados por meio de textos simples,
hipertextos, áudios, vídeos e entre outros;
48
- Simple Mail Transfer Protocol (SMTP): É um sistema padronizado de
protocolo de correio eletrônico de internet;
- File Transfer Protocol (FTP): É um mecanismo de que copia um arquivo de
um host para outro;
- Simple NetWork Management Protocol (SNMP): Trata-se de um protocolo de
gerenciamento de internet;
- Domain Name Server (DNS): Têm a função de identificar os endereços de IPs;
- Transmission Control Protocol (TCP): Estabelece um serviço confiável na
operação de transmissão de dados;
- User Datagran Protocol (UDP): Envia todos os pacotes de dados, com
objetivo de não haver problemas na transmissão ao destinatário;
- Internet Protocol (IP): É o protocolo de inter-rede, ou seja, o número que
estabelece um dispositivo de uma rede;
- Internet Control Message Protocol (ICMP): Tem a finalidade de administrar e
controlar os erros de comunicações de uma rede TCP/IP;
- Adress Resolution Protocol (ARP): Identifica o endereço de IP a um endereço
de Media Acess Control (MAC); e
- Reverse Resolution Protocol (RARP): Identifica o endereço Media Acess
Control (MAC) à um endereço de IP [59; 60].
Desse modo, é essencial ter conhecimento sobre os tipos e os conceitos de cada
protocolo de comunicação de dados aplicados aos medidores de energia elétrica.
49
3 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS
Neste capítulo, serão apresentados os métodos científicos que foram utilizados
para o desenvolvimento da pesquisa, que permitiu identificar o sistema de telemedição ideal a
ser aplicado em uma indústria carbonífera do grupo tarifário A, da CERTREL, por meio de
conceitos ligados a tecnologia smart grid.
A pesquisa pode ser conceituada como um conjunto de procedimentos que são
utilizados para alcançar um objetivo, portanto a pesquisa científica é o resultado de um estudo
minucioso, em que se tem a finalidade de solucionar um determinado problema [61; 62].
Sendo assim, a pesquisa permite criar conhecimentos sobre um determinado
assunto e logo nortear o pesquisador sobre as ações pertinentes, a serem tomadas para resolver
um problema e conquistar os objetivos [63].
Portanto, a proposta deste estudo surgiu devido a alguns acontecimentos
problemáticos ligados à coleta de dados e de informações do sistema atual de medição do
objeto e também pelo fato do sistema possuir algumas limitações.
Perante tal realidade, em discussões com a engenharia e a gerência da Cooperativa
foi exposta a deficiência do sistema atual de medição e a necessidade de modernizá-lo, a
princípio foi sugerido um estudo inicial neste consumidor, mas com a ideia de expandir a
tecnologia para outras unidades consumidoras do grupo A.
Para essa pesquisa, buscou-se adquirir conhecimentos sobre o tema de
telemedição e tecnologia smart grid e assuntos a fins, por meio de revisões bibliográficas,
constituídas principalmente de livros, de artigos científicos e de dissertações acadêmicas.
Neste trabalho, também se empregou a pesquisa descritiva, pois observou e
analisou dados e informações, sem interferir no conteúdo.
A coleta de dados foi uma tarefa de extrema importância, pois nesta etapa
apuraram os dados da pesquisa, por meio da observação do sistema. Foi observado o tipo de
medição, a carga instalada, a demanda, a perspectiva de crescimento de consumo, a memória
de massa, os transformadores de potencial (TP), os transformadores de corrente (TC), o
tratamento dos dados e o histórico de falhas.
Para a escolha do sistema de telecomunicação, foram analisados os fatores ligados
à localização geográfica, à distância, ao acesso à disponibilidade da telefonia móvel, da rádio
e da internet.
50
É importante mencionar que além da coleta de dados e de informações in loco
também foram utilizados os softwares das empresas Landis+Gyr e da Useall, os quais são
empregados na Cooperativa, a fim de garantir a confiabilidade na coleta.
Em relação à abordagem da pesquisa, utilizou-se a forma qualitativa, pois buscou
qualificar o sistema medição do consumidor em estudo, com o objetivo de oferecer um
sistema de medição mais flexível, acessível, confiável e econômico.
Em seguida, pretendeu-se interpretar e analisar os dados e as informações com
base nos conhecimentos teóricos e o objeto em estudo, para identificar o sistema de
telemedição a ser indicado, e logo levantar os custos para aplicá-lo.
Quanto à natureza desta pesquisa, será básica, já que tem o escopo de investigar e
desenvolver novos fundamentos [5].
A referida pesquisa permitiu identificar que o sistema de telemedição com o
auxílio da tecnologia smart grid é extremamente viável, pois possibilita informações em
tempo real, automação do processo de medição e verificação do fluxo de energia consumido.
51
4 ANÁLISE E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS
No presente capítulo, serão apresentados os dados e as informações coletadas para
o objeto em estudo, os quais permitiram a análise do método de medição atual e,
posteriormente, será exposta a proposta de adoção da tecnologia smart grid, com o escopo de
agregar melhorias para a Cooperativa e para o cliente.
4.1 DESCRIÇÃO DA MEDIÇÃO
Na coleta de dados, pode-se observar que o ponto de conexão entre a Cooperativa
e o consumidor em estudo, localiza-se dentro da propriedade do cliente, sendo distante da via
pública, local ideal para a conexão, cerca de 110 metros.
Tal realidade se deve ao fato de que no período em que foi realizada a instalação
da unidade consumidora, não havia ainda sido definido o ponto definitivo da subestação a ser
instalada, assim como, questões envolvendo fatores geográficos e custos financeiros
contribuíram para a definição do local a ser acomodado o ponto de conexão.
Entretanto, de acordo com a FECO D-03, esse tipo de medição é considerada uma
exceção, pois a grande maioria das conexões entre a distribuidora e o usuário situa-se nas
proximidades da via pública.
Já a distância entre o centro de operação de distribuição da Certrel e o cliente, é
em média de 5,5 km, porém, devido à unidade consumidora estar situada na zona rural, o
tempo médio de deslocamento é em torno de 15 minutos.
No que diz respeito às variáveis de faturamento, o cliente pertence ao grupo A, e
enquadra-se na modalidade de tarifação horosazonal verde, possuindo um tipo de medição
indireta, onde a tensão de fornecimento é de 13,8 kV. Vale ressaltar que a unidade
consumidora iniciou a sua operação no ano de 2008.
Por meio, do sistema informatizado da Cooperativa, foram coletadas as
informações correspondentes à demanda contratada do cliente, tendo em vista os últimos
cinco anos de operação e foi apurado o histórico de demanda contratada, a Tab. 2 apresentam
os seguintes dados:
52
Tab. 2 – Histórico de demanda3 [Do autor, 2016].
Ano Demanda Contratada Média Mensal (kWh)
Consumo Média Mensal (kWh)
2011 1.200 5.388.0432012 2.100 8.776.8482013 2.250 10.428.8832014 2.350 11.286.9362015 2.600 11.448.746
Percebe-se na Tab. 2, que houve um aumento significativo da demanda contratada
e do consumo, se comparado ao início de operação. Tal circunstância é oriunda do aumento
gradativo das cargas internas do consumidor, de acordo, com as perspectivas de expansão da
produção do cliente.
A estrutura da medição atual é composta por uma subestação externa, em formato
de cabine coberta, encontra-se em local afastado de ambientes úmidos, materiais químicos e
inflamáveis. O objetivo do local é garantir a segurança da instalação e a exposição a terceiros.
O Apêndice A evidencia tal estrutura, já o Anexo B, traz o padrão estabelecido
por norma para a implantação deste tipo de medição indireta [64].
Neste local, estão instalados os equipamentos transformadores de potência e de
instrumentos, equipamentos de proteção, de operação e de medição. O Apêndice B expõe a
estrutura da medição em estudo.
Em relação ao transformador de potência, existe um equipamento instalado que
possui potência nominal de 3 MVA, com a ligação em tipo delta-estrela aterrada, sendo que a
tensão nominal primária de 13,8 kV e a tensão nominal secundária de 6600 V.
Para a proteção da instalação e dos equipamentos nela contidos, há três para-raios
de classe de 15 kV e 10 kA, um disjuntor a vácuo de 630 acoplado a um relé de sobrecorrente.
Os equipamentos de instrumentação são constituídos de três transformadores de
potencial (TPs) e três transformadores de corrente (TCs).
Os TPs instalados possuem as seguintes características:
- São do tipo indutivo;
- As ligações são por meio de relação dupla;
- Apresentam uma relação de tensão de 13800/115 V;
- A relação de transformação de tensão é de 120:1 V, ou seja, a tensão primária é
reduzida 120 vezes para a tensão secundária, a fim de tornar compatível com a escala do
instrumento de medição; e
3 Setor de faturamento da Certrel.
53
- Possuem uma classe de exatidão de 0,3P75, que representa a precisão
necessária para a medição de energia elétrica e a potência do TP.
Já os TCs possuem as seguintes especialidades:
- São do tipo barra fixa;
- Apresentam ligações do tipo relação dupla;
- Possuem uma relação de transformação de corrente de 300/600, determinando
uma relação de 60:1 A, ou seja, a corrente primária é reduzida 60 vezes, com o escopo de
tornar compatível com a escala do instrumento de medição; e
- Contém uma classe de exatidão de 0,3C2,5, onde permite a precisão necessária
para a medição de energia elétrica e a potência do TC.
O sistema de medição do consumidor ocorre por meio de um medidor polifásico
eletrônico de energia elétrica, de marca ESB e de modelo SAGA 1000. Tem como
características, a corrente nominal de 2,5 A e máxima de 10 A e a tensão máxima de 240 V.
É um medidor multifuncional e bidirecional, que permite o registro e o acesso aos
seguintes dados e informações:
- Realiza a medição nos quatro quadrantes (geração e consumo);
- Possui memória de massa com 21 canais;
- Permite identificar a qualidade de energia fornecida (tensão, corrente,
frequência, distorção harmônica e entre outros);
- Registra as demandas ativa, reativa e capacitiva nos horários estabelecidos;
- Tem a saída óptica de comunicação; e
- Permite a adoção de sistemas de telemedição e de telecomando à distância.
Atualmente, para efetuar a coleta de dados e de informações para questões de
faturamento e monitoramento de energia elétrica, faz-se necessário deslocar-se até o ponto de
medição, pois não existe a automação deste processo, gerando custos de deslocamentos, de
mão de obra técnica e não otimização do tempo.
Para realizar o processo de faturamento, uma equipe técnica encaminha-se entre
os dias 28 a 30 de cada mês para as respectivas unidades consumidoras do grupo A.
Com o auxílio de um notebook e o software PLA da Landis+Gyr, através de um
cabo óptico magnético, realiza-se uma conexão com o medidor na sua saída óptica. E,
consequentemente, a extração da memória de massa, o qual contém um pacote fechado de
dados e de informações, como pode ser observado no Apêndice C.
54
Foi identificado que tal pacote de dados é finalizado todo o dia 28 de forma
automática pelo medidor, através de uma programação realizada. Posteriormente, o medidor
gera um novo pacote de dados e informações para o respectivo mês.
Vale ressaltar que o armazenamento da memória de massa encontra-se retido no
equipamento que realiza a coleta e também no equipamento de medição, sujeitos a perdas dos
históricos.
Após a extração, a seguinte etapa é realizar uma triagem dos dados e das
informações coletadas, por meio do software PLA, onde se obtém apenas os parâmetros
utilizados para atividades de faturamento.
Logo, esses parâmetros são preenchidos em uma planilha do programa Excel, de
forma manual, para o faturista transferir os dados e as informações para o software da
empresa Useall. No Apêndice D, é demonstrada a planilha encaminhada ao setor de
faturamento.
Em pesquisa ao faturamento, foi constatado que para o lançamento dos dados de
todas as medições do grupo tarifário A junto ao sistema da Useall, o tempo estimado de
realização desta atividade é de um dia, onde meio-dia, é somente para o preenchimento dos
dados e informações no software e o restante para conferência. Portanto, o processo é oneroso
e criterioso, sucessível a falhas humanas.
Destaca-se que devido à ausência de uma tecnologia smart grid, foi possível
verificar que não há o gerenciamento das grandezas de energia elétrica, que são de suma
importância para os fatores relacionados à qualidade de energia elétrica fornecida.
No quesito análise das condições disponíveis no local, para a implantação de uma
tecnologia de telecomunicação, obteve-se os seguintes resultados:
- Alcance: Foram diagnosticadas que ambas as tecnologias citadas na
fundamentação teórica como: fibra óptica, PLC, via rádio e telefonia móvel, podem ser
aplicadas nesta unidade consumidora. Visto que o cliente não se localiza distante da
Cooperativa, permitindo assim, o alcance das tecnologias. Entretanto, cada uma possui
peculiaridades no quesito investimento para à implantação;
- Local e Acesso: Presentemente, os tipos de comunicações disponíveis são: via
PLC, via rádio e via telefonia móvel. Todavia, a única tecnologia que não está disponível é a
fibra óptica, mas poderá ser implantada. Se comparada as outras tecnologias, necessitará de
maiores investimentos financeiros e técnicos;
- Estruturas: Para a comunicação via rádio, faz-se necessário à implantação de
uma antena externa e de um módulo de comunicação Gateway. Entretanto, é vulnerável a
55
condições climáticas e possui custos de implantação elevados se comparado às redes
cabeadas, mas é de fácil implantação, manutenção e expansão; Para a PLC, poderá ser
utilizada a rede elétrica da Cooperativa, no entanto necessitará da instalação de um módulo de
comunicação Gateway, essa tecnologia apresenta facilidade para a instalação, a operação, a
manutenção e a ampliação; A comunicação via telefonia móvel, poderá utilizar o sinal
disponível no local, deste modo, não há necessidade de implantação de antenas, somente
precisará de um módulo de comunicação Gateway. É de fácil manutenção e no momento há
uma excelente conectividade de sinal; Já a via fibra óptica, carece da implantação de uma rede
de cabeamento e de um módulo de comunicação Gateway, visto que, poderão ser utilizados os
postes de distribuição da Certrel para a instalação das estruturas, porém há uma fragilidade na
aplicação e na manutenção;
- Largura da banda e escalabilidade: Devido ao fato de que o pacote de dados
a ser transmitido apresenta um tamanho reduzido, percebe-se que a largura de banda de todas
as tecnologias atenderão as perspectivas atuais e as futuras, já que os dados que serão
transmitidos são de ordem de 10 Mb por mês;
- Rapidez: A fibra óptica, o PLC, rádio e telefonia móvel permitem uma
eficiência na transmissão de dados, pois suportam a taxa de transmissão atual;
- Confiabilidade e Segurança: Todas as tecnologias garantem a veracidade e a
proteção das informações transmitidas;
- Atualização: O sistema de telemedição será adotado por uma empresa
terceirizada, pois a Certrel não apresenta histórico de pesquisas e estudos nesta área, desse
modo, ficará a cargo do terceirizado a responsabilidade para a manutenção e a atualização do
software, hardware e firmware.
A partir dos fatos descritos acima, foi identificado que o método atual de medição
não é dos mais conversadores. Pois, o instrumento de medição é referência no mercado de
medidores eletrônicos e contém dispositivos que agregam multifuncionalidades ligadas a
parâmetros de medição e gerenciamento de energia elétrica.
Contudo, a tecnologia smart grid ligada aos sistemas de telecomunicações podem
aperfeiçoar o sistema atual, diante dos instrumentos de comunicação citados no decorrer deste
capítulo, foram analisados as vantagens e os empecilhos de cada um para a sua implantação.
Sendo assim, foi levado em consideração o sistema mais viável, pressupondo
fatores ligados: a infraestrutura, a implantação, a manutenção, a expansão e os custos
financeiros.
56
A partir de tal critério, foi identificado que o sistema de comunicação mais
acessível tecnicamente e financeiramente, foi via telefonia móvel com o auxílio da tecnologia
GPRS. Este sistema de comunicação é de fácil implantação e não necessita de grandes
investimentos na infraestrutura.
A Fig. 14 expõe o desenho esquemático de como ocorre o processo de
telemedição, por meio da telefonia móvel.
Fig. 15 – Esquema de telemedição via telefonia móvel [Do autor, 2016].
Conforme o Anexo C, segue o orçamento para a implantação deste sistema de
telemedição realizado pela empresa HD Eletro.
É importante mencionar que a escolha dessa empresa ocorreu devido a fatores de
localização, pois é próxima a Certrel o que facilitará na comunicação e manutenção do
sistema, além de possuir um histórico de prestação de serviços para ela.
E principalmente por apresentar grande conhecimento nessa área, sendo que já
aplicou este sistema de telemedição em permissionárias da região, e por estar buscando uma
parceria com a empresa Useall, a fim de promover a integração entre os sistemas.
No capítulo a seguir será detalhada a proposta de implantação dessa tecnologia.
57
5 CONCLUSÕES
Por meio deste estudo, foi constatada a grande importância da tecnologia smart
grid para o desenvolvimento da infraestrutura do setor elétrico nacional. Pois proporciona
maior eficiência energética, renovando os padrões atuais e permitindo um sistema mais
confiável, seguro e atento às questões econômicas e ambientais.
Pode-se observar durante a pesquisa bibliográfica que o Brasil e as organizações
do setor elétrico, já estão desenvolvendo estudos para difundir essa tecnologia que está ligada
ao processo de automação e de telecomunicação, tendo como maior difusor o segmento da
telemedição.
No levantamento do processo de medição atual do consumidor em estudo,
percebeu-se que a medição encontra-se padronizada de acordo normas vigentes, mas foi
encontrada como deficiência a coleta de dados e de informações, onde a cooperativa carece
deslocar-se até o instrumento de medição.
Outro ponto observado, foi o tempo excessivo para a transferência dos dados e das
informações de leitura para o software de faturamento da Useall.
Também foi identificado, que de toda a memória de massa que o medidor
eletrônico possibilita, somente é analisado em período mensal às variáveis ligadas a questões
de faturamento.
No decorrer desta pesquisa, foi analisado que o sistema de telemedição mais
condizente a ser adotado pela Certrel, é a via telefonia móvel (GSM/GPRS). Foram
observados os fatores técnicos, os de infraestrutura e os financeiros.
Este sistema é de rápida implantação e tem um custo financeiro de instalação no
valor de R$ 1040,00,
E para a manutenção mensal do sistema, foi apresentado um custo de R$ 140,
sendo que em média de R$ 30,00 é destinado ao plano de dados da operadora de celular e o
restante para a gestão do sistema.
É importante mencionar que poderá ser utilizado a mesma estrutura de medição e
o mesmo equipamento medidor instalado.
Para implantação dessa tecnologia, serão utilizados: um módulo de comunicação
gateway, um cabo ótico x serial e um chip de celular da operadora que dispõe de melhor
alcance de sinal. Tais dispositivos, ficarão acomodados dentro da caixa de medição e
conectados junto ao medidor
58
O processo de telemedição via telefonia móvel, ocorrerá da seguinte forma: na
saída óptica do medidor, conecta-se o módulo de comunicação gateway, o qual recebe o
pacote, e logo processa os dados e as informações. A transmissão desse pacote será através
do protocolo de comunicação TCP/IP e por meio da tecnologia de telefonia móvel
GSM/GPRS, encaminha-se os dados para o servidor da empresa terceirizada, que realiza o
tratamento e o gerenciamento. Em seguida, disponibiliza no site da terceirizada para a
Cooperativa ter o acesso.
Vale ressaltar, que a coleta do pacote de dados e de informações inicialmente
ocorrerá de forma automática num períodos de quatro vezes ao dia, mas caso o usuário
necessite de maiores consultas, o período de coleta poderá ser alterado.
Diante da realidade de transferência do pacote de leitura para o software da
Useall, foi exposta para a empresa terceirizada a preocupação para resolver tal situação, a fim
de criar uma alternativa para esse processo.
Logo, a empresa HD Eletro destacou que está buscando uma parceria com a
empresa Useall, com o objetivo de interligar os sistemas, tornando o processo de faturamento
automático e sem a interferência humana no gerenciamento.
Ressaltou ainda, que essa parceria será de suma importância não somente para a
Certrel, mas para todas as Cooperativas que eles prestam serviços.
Além de aperfeiçoar o processo de faturamento, este estudo buscou estimular o
gerenciamento das grandezas energia elétrica, tais como: tensão, corrente, potência (ativa,
reativa e aparente), fator de potência, frequência, ângulos de tensão e corrente, defasagem de
tensão e corrente e distorção harmônica de tensão e corrente.
A solução de smart grid na telemedição possibilita a análise da qualidade de
energia em tempo muito próximo do real, ou seja, pode-se “carregar” os valores das
grandezas elétricas quando oportuno e necessário.
Nos Apêndices E, F, G, demonstra-se as formas de como são apresentados os
relatórios e as análises gráficas das grandezas de energia, os quais são de fácil compreensão e
trazem os dados e as informações de forma objetiva.
O sistema atual dispõe dessas grandezas, porém a coleta é realizada uma vez ao
mês e para análise e gerenciamento é necessária uma triagem. Todavia, devido ao tempo para
ser realizada essa atividade, esta função não é efetivada.
Portanto, com a adoção do sistema de telemedição via telefonia móvel, o acesso
aos dados e as informações serão de forma diária, sem haver a necessidade de deslocamento
59
humano, otimizando o tempo e reduzindo os custos relativos à mão de obra e ao
deslocamento.
Outro benefício que esta tecnologia permitirá, é a automação do processo de
faturamento, pois atualmente ocorrem grandes intervenções humanas, tornando-se um cenário
propício a erros.
A comunicação via telefonia móvel facilitará também, o monitoramento e a
análise das grandezas elétricas, potencializando assim, os índices qualitativos da Cooperativa.
60
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69
APÊNDICES
APÊNDICE A – LOCALIZAÇÃO DA CABINE DE MEDIÇÃO
70
71
APÊNDICE B – ESTRUTURA DE MEDIÇÃO
72
APÊNDICE C – PROCESSO DE EXTRAÇÃO DE DADOS ATUAL
73
APÊNDICE D – PLANILHA DE LANÇAMENTO DE LEITURAS ATUAL
74
APÊNDICE E – MODELO DE RESULTADO GRÁFICO PROPOSTO
75
APÊNDICE F – MODELO DE RESULTADO GRÁFICO PROPOSTO
76
APÊNDICE G – RELATÓRIO DAS GRANDEZAS DE ENERGIA PROPOSTO
77
ANEXOS
78
ANEXO A – SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.
79
ANEXO B – ABRIGO PARA MEDIÇÃO
Fonte: Federação Das Cooperativas De Energia De Santa Catarina - FECOERUSC
80
ANEXO C – ORÇAMENTO
Fonte: HD ELETRO
81
Fonte: HD ELETRO