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PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL
FACULDADE DE ENGENHARIA
DESENVOLVIMENTO DE UM SISTEMA PARA DETECÇÃO DE
PERDAS NÃO TÉCNICAS EM LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Porto Alegre, 27 de Novembro de 2017.
Autor: Nicholas Aldworth Möller
Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul
Curso de Engenharia de Controle e Automação
Av. Ipiranga 6681 - Prédio 30 - CEP: 90619-900 - Porto Alegre - RS - Brasil
Email: [email protected]
Orientador: Prof. Odilon Francisco Pavón Duarte
Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul
Av. Ipiranga 6681 - Prédio 30 - Bloco F - Sala 204 - CEP: 90619-900 - Porto Alegre - RS-
Brasil
Email: [email protected]
RESUMO
Este trabalho tem como finalidade apresentar as etapas do desenvolvimento de um sistema
para detecção automática de perdas não técnicas provenientes de furto ou fraude em linhas de
distribuição. A solução visa auxiliar as concessionárias de energia elétrica a reverterem o
prejuízo financeiro originado pelo fornecimento de energia que não é faturada devido a
consumidores irregulares, propondo a medição no transformador de distribuição para a
realização do cálculo de balanço energético. A automatização por meio de um sistema de
monitoramento de medições permite à concessionária diminuir o tempo de investigação e
localizar os segmentos de rede com perdas não técnicas. A utilização de uma plataforma única
para visualização de todos os dados coletados na rede facilita o controle da distribuidora e
possibilita aperfeiçoar o processo de identificação de falhas e perdas nos circuitos. O sistema
atendeu aos requisitos com bom nível de precisão de dados e se mostrou capaz de auxiliar as
empresas de energia elétrica.
Palavras-chave: Energia. Perdas não técnicas. Rede de distribuição. Concessionárias de energia.
Sistema automatizado de medições
ABSTRACT
This paper has the main objective of presenting all the steps to develop a system for automatic
detection of non-technical losses as a consequence of energy theft or fraud in power
distribution grids. The solution aims to help utilities to recover the financial losses caused by
the supply of energy which is not charged due to irregular consumers by offering the
alternative of measuring the distribution transformer to calculate the energy balance in the
line. The automation through a measurement monitoring system allows the companies to
minimize the time spent to investigate fraud or theft and also indicate the grid lines with the
presence of non-technical losses. The use of a single platform to display all consumption data
helps the companies to control its grid and makes it possible to improve the process of
identifying faults in the distribution lines. The system met the requirements with a high level
of data accuracy and proved to be capable of helping the utilities.
Key-words: Energy. Non-technical losses. Electric power distribution. Utilities. Automated
measurements system.
3
1. INTRODUÇÃO
Motivada pela recente crise política e econômica do país, a Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) vêm trabalhando de forma árdua para reduzir as perdas na
distribuição de energia por meio da contextualização de medidas regulatórias e a criação de
procedimentos mais rígidos para o setor. Furtos têm aumentado de forma alarmante, gerando
déficit na receita das concessionárias, além de problemas de planejamento para todas as
empresas responsáveis pela geração, transmissão e distribuição de energia.
As perdas estão presentes em todo o processo de geração até a conexão aos
consumidores. O foco deste trabalho, no entanto, será apenas na eficiência da rede de
distribuição, a qual pode ser mensurada analisando as Perdas Técnicas (PTE) e Perdas Não
Técnicas (PNT). As PNT geram um impacto profundo em todas as esferas da sociedade, pois
as concessionárias deixam de faturar uma parte considerável de energia fornecida e, por
consequência, recolhem menos impostos. O déficit em alguns tributos faz com que o governo
invista menos em saúde, saneamento, educação, entre outros serviços públicos. Não obstante,
as concessionárias repassam este custo nos reajustes de tarifas, os quais são absorvidos pelos
consumidores que pagam corretamente pelo seu próprio consumo de energia elétrica.
1.1 TEMA DE PESQUISA
Este trabalho apresenta o conceito e a aplicação de um sistema de medição e
supervisão de redes de distribuição das concessionárias de energia elétrica para a detecção de
PNT derivadas de furto e fraude. Os objetos a serem tratados são o desenvolvimento de um
hardware para medição nos elementos que rebaixam a tensão para entrega aos consumidores
finais , chamados de transformadores de distribuição, e principalmente no desenvolvimento e
integração de um sistema de supervisão remota que compara os dados do hardware
desenvolvido com os medidores individuais do cliente da concessionária.
Este software permite aos usuários das concessionárias monitorarem, em tempo real, a
energia que é distribuída pelo transformador e comparar com os valores dos medidores de
tarifação alimentados por este equipamento de rede. Além disto, o sistema compara os dados
presentes com o histórico dos clientes para verificar quaisquer alterações fora do padrão de
consumo, apontando ao usuário possíveis irregularidades.
1.2 JUSTIFICATIVA DO TEMA
Tendo em vista a importância prática de melhorar a identificação e detecção das
perdas comerciais, diversas empresas de tecnologia vêm trabalhando em sistemas e soluções
4
que permitam às concessionárias agir pontualmente nas unidades consumidoras irregulares,
por meio da medição da energia distribuída por cada transformador da rede para comparação
com as suas respectivas unidades consumidoras. Uma destas empresas é a IMS Soluções em
Energia, localizada na cidade de Porto Alegre e que atualmente trabalha com a Companhia
Estadual de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul (CEEE) em um projeto de balanço
energético (CEEE, 2017). O foco é o desenvolvimento de um sistema de pesquisa visando
uma solução completa, envolvendo hardware e software.
1.3 OBJETIVO DO TRABALHO
O objetivo deste trabalho é conceituar uma solução que permite auxiliar todas as
concessionárias de energia elétrica no Brasil a reduzirem suas perdas comerciais e se
adequarem aos Procedimentos de Distribuição (PRODIST) emitidos pela ANEEL. O
PRODIST é composto por oito documentos que padronizam as atividades técnicas
relacionadas ao sistema de distribuição de energia elétrica. O módulo 7 deste documento
normatiza os cálculo de perdas na distribuição, auxiliando as empresas do segmento a
controlarem adequadamente o seu balanço energético (ANEEL, 2015).
A atual conjuntura política e econômica do país agravou a situação financeira de
muitas concessionárias de energia, as quais são obrigadas a minimizar seus prejuízos
combatendo as perdas comerciais. Muitas dessas empresas sofrem devido ao incorreto
faturamento, tendo que repassar os seus prejuízos aos consumidores regulares. O objetivo do
sistema desenvolvido é identificar as unidades com consumo irregular.
1.4 DELIMITAÇÕES DO TRABALHO
Apesar de descrever todos os elementos que compõem a solução para detecção de
PNT, o foco principal deste trabalho é abordar as questões técnicas e o desenvolvimento do
software de supervisão, integração de dados e identificação de perdas comerciais. Os
algoritmos nele aplicados, a comunicação com o equipamento de medição e a integração dos
dados fornecidos pela concessionária serão detalhados usando conceitos de automação de
sistemas.
Neste trabalho não serão abordadas as questões legais aplicáveis a consumidores
fraudulentos, assim como as regulamentações e as fundamentações jurídicas para recuperação
de receita por parte das concessionárias afetadas. A razão da elaboração deste trabalho é
descrever e conceituar a solução com a qual as empresas poderão identificar a origem das
fraudes. Ainda que possam ser citadas as quantias não recolhidas devido as PNT, as práticas e
5
manobras jurídicas elaboradas pelas distribuidoras não serão relevantes para o
desenvolvimento deste trabalho.
A metodologia aplicada para cálculo de PTE também não será detalhada. Estas perdas
apresentam inúmeras formas de cálculo, para todos os setores de geração, transmissão e
distribuição de energia. Não obstante a isso, será citado brevemente o método para cálculo de
PTE escolhido para a solução desenvolvida, assim como a justificativa e o embasamento
técnico para tal.
6
2. REFERENCIAL TEÓRICO
Por apresentar uma crescente representatividade nas perdas totais em linhas de
distribuição, as PNT são o principal foco da ANEEL na atualidade. Enfrentando fortes crises,
as concessionárias de energia veem sua eficiência diminuir ano após ano, por mais que sejam
investidos recursos para minimizar a perda técnica de energia e para aumentar a qualidade da
energia elétrica distribuída (ANEEL, 2017).
A agência disponibilizou dados alarmantes sobre o percentual de PNT por
distribuidora no ano de 2016, conforme o Quadro 1. Em termos de faturamento, o percentual
de PNT para algumas distribuidoras tem uma alta representatividade financeira, conforme
ilustrado no Quadro 2.
Quadro 1 - Ranking de empresas com maior índice de PNT em 2016
Empresa Estado Perdas Não Técnicas
AME AM 38,34%
CEA AP 28,85%
CERON RO 18,64%
CELPA PA 18,15%
CEPISA PI 17,13%
CEAL AL 16,39%
LIGHT RJ 15,55%
ELETROACRE AC 14,42%
CEEE RS 13,38%
AMPLA RJ 11,61%
CEMAR MA 8,10%
CELPE PE 7,25%
CEMAT MT 5,33%
ESCELSA ES 5,28%
BOAVISTA RR 4,92%
SULGIPE SE 4,58%
CEB DF 4,49%
IENERGIA SC 4,32%
COELCE CE 3,70%
ELETROPAULO SP 3,66%
Fonte: ANEEL (2017)³
7
Quadro 2 - Ranking de empresas com a maior perda comercial em 2016
Distribuidora Estado Perdas Não Técnicas
LIGHT RJ R$ 935.881.154,00
AMAZONAS AM R$ 638.076.488,00
CELPA PA R$ 343.991.930,00
ELETROPAULO SP R$ 317.895.783,00
CEMIG MG R$ 234.913.006,00
AMPLA RJ R$ 221.859.729,00
CELPE PE R$ 173.390.469,00
CEMAR MA R$ 113.840.912,00
COPEL PR R$ 112.753.876,00
CPFL PAULISTA SP R$ 112.229.041,00
COELBA BA R$ 99.001.080,00
CEA AP R$ 92.758.875,00
ESCELSA ES R$ 91.466.550,00
BANDEIRANTE SP R$ 85.679.456,00
CELESC SC R$ 68.243.582,00
EMT MT R$ 68.225.456,00
CEEE RS R$ 64.980.131,00
CEPISA PI R$ 57.031.350,00
CEAL AL R$ 50.003.042,00
CELG GO R$ 48.778.243,00
Fonte: ANEEL (2017)³
2.1 CLASSIFICAÇÃO E PADRONIZAÇÃO DO CÁLCULO DAS PERDAS EM REDES
DE DISTRIBUIÇÃO
Para contextualizar estes valores, devemos diferenciar os tipos e origens de perdas de
distribuição. Como já mencionado, estas são classificadas de acordo com a sua origem. As
PTE, segundo PENIN (2008), são inerentes ao próprio sistema e representam a parcela de
energia perdida durante o seu transporte, devido às características físicas dos componentes
presentes na infraestrutura do sistema elétrico. O exemplo mais comum é a perda por efeito
Joule.
Já as PNT, as quais serão o foco de identificação do sistema a ser abordado neste
trabalho, são obtidas a partir da diferença entre as perdas totais e as PTE. As PNT são
conhecidas também pelo nome de perdas comerciais e são originadas por problemas
relacionados à falta de faturamento da energia elétrica distribuída. As causas são dadas pela
inexistência de medidores, falha ou falta de aferição destes dispositivos, erros nas leituras ou
no faturamento das unidades consumidoras, fraude no fornecimento ou no sistema de medição
8
de energia (comumente chamado de “rato”) ou também pelo furto (popularmente conhecido
como “gato”).
Conforme PENIN (2008), as PTE são constituídas em parte pelas PNT, devido à
própria natureza dos cálculos elétricos de perdas, os quais só podem ser feitos sobre cargas
conhecidas. Ele introduz o conceito de “perdas-fio”, as quais são definidas como PTE
oriundas do consumo irregular, maximizadas visto a presença das PNT.
A nova visão para as PTE foi primeiramente abordada segundo MEFFE (2000), cujo
objetivo foi afirmar a importância em dividir a linha em sete principais segmentos, conforme
a Figura 1 (rede de subtransmissão, subestação de distribuição, rede primária, transformador
de distribuição, rede secundária, ramal de ligação e medidor de energia). A concessionária
Eletropaulo foi a primeira a utilizar este método, o qual foi base de fundamentação para o
módulo 7 do PRODIST (2014)².
Figura 1 - Segmentos do sistema de distribuição
Fonte: MEFFE (2000)¹
De acordo com a regulamentação descrita no PRODIST (2014)², as formas de cálculo
corretas para as perdas de cada elemento em cada segmento da rede de distribuição de energia
Consumidor
Primário
Subestação de
Distribuição
Rede Primária
Rede Secundária
Ramal de Ligação
Medidor de Energia
Transformador
de Distribuição
Suprimento
Rede de Subtransmissão
9
elétrica são normalizadas. As fórmulas são estimadas pela concessionária e calculadas no
sistema de análise.
2.2 HISTÓRICO DE INVESTIMENTOS EM PNT NO BRASIL
Segundo pesquisa levantada pela empresa IMS (2017) com base em dados fornecidos
pela ANEEL e individualmente pelas concessionárias do país, o Brasil possui mais de oitenta
milhões de consumidores atualmente. Em média, 14,62% da energia são considerados como
perda, e 6,5% do que é fornecido pelas concessionárias deixam de ser faturados.
Considerando o ranking das vinte distribuidoras com maior perda comercial apresentado
anteriormente e todas as outras distribuidoras em território nacional, as PNT excederam o
custo de quatro bilhões de reais no ano de 2016.
A pesquisa indica que a ocorrência de interferências no sistema de distribuição, como
as ilustradas na Figura 2, é comum no cenário brasileiro e consequentemente origina um
sistema de práticas ilegais. É possível encontrar serviços especializados para interferir a rede
com o intuito de furtar energia, conforme visto na Figura 3.
Figura 2 - Interferências no sistema de distribuição nacional
Fonte: BORTOLOTTI (2017)¹
Desvios UC’s
Ganchos na rede Desvios no trafo Derivações
Iluminação Pública
10
Figura 3 - Anúncio de profissional que realiza "gato" na rede de distribuição de energia
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
Nos dados levantados na pesquisa, apenas seis concessionárias de energia focaram
consideravelmente seus investimentos no combate a perdas comerciais desde 2010. São elas:
Light (RJ), Celpa (PA), Ampla (RJ), Celpe (PE), Coelba (BA) e Escelsa (ES). Até este ano,
não haviam investimentos substanciais nesta área. Somadas, as empresas procuraram investir
de forma crescente até 2015, mas tal ação não resultou em diminuição real das PNT, como
mostrado no Quadro 3 e ilustrado no gráfico 1.
Quadro 3 - Relação das seis concessionárias que mais investiram no combate as PNT desde 2010
Light, Celpa, Ampla, Celpe, Coelba, Escelsa
Ano Investimento Média de PNT
2010 R$ 145.714.285,00 9,35%
2011 R$ 202.649.006,00 9,47%
2012 R$ 139.090.909,00 11,02%
2013 R$ 355.813.953,00 9,84%
2014 R$ 746.341.463,00 9,45%
2015 R$ 976.841.994,00 9,20%
2016 R$ 493.548.387,00 9,26%
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
11
Gráfico 1- Representação da relação entre investimento e diminuição de PNT desde 2010
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
Segundo a ANEEL (2011)³ a maior parte destes investimentos situa-se na área de
infraestrutura para investigação manual de PNT. O dinheiro é investido na contratação de
recursos, ou seja, profissionais, veículos e ferramentas de trabalho para investigar
manualmente possíveis consumidores irregulares. No entanto, sem o auxílio de um sistema de
monitoramento não é possível direcionar corretamente estes recursos para atuação precisa.
Contudo, as distribuidoras estão iniciando investimentos em soluções inteligentes para
o combate a PNT, como visto na CEEE-D (2017). A concessionária do Rio Grande do Sul
está investindo em monitoramento centralizado para melhorar a precisão e a velocidade na
identificação de possíveis fraudes. Segundo GAUCHAZH (2017), a empresa tem como
objetivo a recuperação de trinta e seis milhões de reais deixados de ser faturados. Este projeto
visa auxiliar diretamente a companhia nesta ação.
2.3 DETECÇÃO DE PNT POR MEIO DE SISTEMAS INTELIGENTES
O desafio técnico se mostra na aplicação de um sistema de controle, monitoramento e
identificação de PNT. Sendo este um assunto mais relevante em países considerados pouco
desenvolvidos ou subdesenvolvidos, não há grande referência de artigos técnicos elaborados
por Universidades ou órgãos pesquisadores de nações desenvolvidas.
Entretanto, países com regulamentações diferentes das brasileiras, mas características
culturais semelhantes também sofrem com furtos e fraudes de energia e contam com
equipamentos de medição de baixa precisão. Segundo LUAN (2015) em seu artigo publicado
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
70,00%
80,00%
90,00%
100,00%
R$ 0,0
R$ 0,1
R$ 0,2
R$ 0,3
R$ 0,4
R$ 0,5
R$ 0,6
R$ 0,7
R$ 0,8
R$ 0,9
R$ 1,0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Per
cen
tua
l d
e P
NT
Bil
hõ
es d
e re
ais
in
ves
tid
os
Investimento
Média PNT
12
em parceria com outros dois co-autores em uma conferência internacional de reestruturação
de energia elétrica, uma solução é a adoção de um Sistemas de Supervisão e Aquisição de
Dados (SCADA) para análise inteligente e supervisão do transformadores e medidores dos
consumidores. Entretanto, por questão de infraestrutura instalada, o mesmo se limitava aos
consumidores em Média Tensão (MT).
No Brasil, a concessionária Eletropaulo implementou um sistema semi-automatizado
para cálculo de perdas usando a sua estrutura já instalada. A solução apresentada por MEFFE
(2009) calculava as PTE por segmentos e comparava os dados com curvas características de
consumo de energia nos transformadores de distribuição e com o comportamento da demanda
nos consumidores MT. Entretanto, o “iPertec”, como foi chamado, apresentava duas
restrições: a coleta de dados dos medidores e a posterior inserção de dados no sistema ainda
feitos de forma manual, podendo ocasionar erros na manipulação dos valores. Outra limitação
era que o software, por falta de dados confiáveis, apenas gerava curvas características
genéricas para o fornecimento de energia dos transformadores de distribuição, não levando
em consideração os dados históricos.
É devido a falta de automação dos medidores tarifadores instalados em grande parte
das redes brasileiras que ações rápidas não podem ser tomadas. Os medidores analógicos não
fornecem dados automaticamente, tornando difícil a integração de dados com um sistema de
supervisão. Segundo RAMOS (2014), a adesão de Smart Meters a rede de distribuição
permitirá o envio de dados para um sistema com um período pequeno e pré-determinado, ou
até mesmo o envio constante de dados. O próprio medidor não possui nenhuma inteligência
para reconhecimento de fraudes, mas permite o fornecimento rápido de informações para um
sistema de controle e identificação de perdas, baseado em redes com interligação de
medidores inteligentes (Smart Metering).
Diferentemente do conceito de Smart Grids, no qual há uma intercomunicação entre
os equipamentos instalados na rede para atuação sem a necessidade de comando local, o
Smart Metering tem um custo de implantação mais acessível e uma aplicação mais realista
frente ao cenário brasileiro. Segundo RAMOS (2014), o aumento da eficiência se dá
utilizando análises realizadas com redes neurais artificiais treinadas com padrões de fraude
existentes nas concessionárias.
2.4 IMPLEMENTAÇÃO DE REDES ALTERNATIVAS PARA O COMBATE AS PNT
Segundo o levantamento feito por BORTOLOTTI (2017)², há um parque instalado de
aproximadamente um milhão e oitocentos mil unidades consumidoras que integram algum
13
tipo de rede inteligente. Concessionárias como Light (RJ), Coelce (CE), Coelba (BA), Cosern
(RN) e Escelsa (ES) optaram por instalar algum tipo de rede inteligente, como visto nas
Figuras 4 a 6.
Esse tipo de rede é classificado pela tarifação no consumidor final como Sistema de
Medição Centralizada (SMC) ou Sistema de Medição Individualizado (SMI). Em ambos os
casos, o medidor pode possuir um relé com função de corte, ativado remotamente no caso de
não identificação do pagamento da fatura de energia. Para tal, os medidores possuem um
Modulador e demodulador (Modem) de comunicação de curta distância (RF Mesh), formando
uma rede entre eles. Nesta rede há um concentrador que possui comunicação de longa
distância (GPRS/3G) para enviar e receber dados de um servidor da empresa.
Figura 4 - Agrupamento blindado predial (Coelce)
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
14
Figura 5 - Rede SMC instalada pela Coelba
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
Figura 6 - Instalação dos medidores na rede SMC pela Escelsa
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
Outra opção descrita no estudo é a rede invertida, cuja implementação foi realizada em
alguns pontos no Rio de Janeiro constantemente usados por vendedores ambulantes que
alimentavam diretamente do sistema os seus equipamentos de refrigeração. Esta aplicação
inverteu a localização dos cabos de distribuição de MT e de Baixa Tensão (BT) com o intuito
de dificultar o acesso para furtos de energia, como visto na Figura 7.
15
Figura 7 - Rede com posicionamento de alta tensão e baixa tensão invertidos
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
Para tal solução, no entanto, era gasto um valor alto em projeto e implementação.
Outra opção para lidar com a mesma questão foi o desenvolvimento da rede trezentos volts
(300 V), ilustrada na Figura 8. O transformador de distribuição rebaixava a tensão para 300V,
e em cada unidade consumidora havia um novo rebaixamento para 220 V. Dessa forma os
equipamentos ligados diretamente na rede sofriam sobretensão na alimentação.
Figura 8 - Cabos da rede 300 V e um medidor Elster Dracon instalado no consumidor
Fonte: BORTOLOTTI (2017)²
Entretanto, nenhuma das opções realmente diminuiu o problema de PNT no Brasil,
como comprovado no Gráfico 1. Isso porque as alternativas inibem apenas o furto na rede ou
na unidade consumidora, mas nunca nos dois pontos da rede. Além disso, há a fraude em
medidores, mesmo os inteligentes controlados remotamente. A realidade encontrada pelas
16
concessionárias evidencia que existem profissionais trabalhando em novos métodos de
fraudes em medidores. Outro ponto é o alto custo de implementação de cada projeto, pois a
concessionária deve investir em medidores caros ou em uma nova rede de distribuição.
Ao analisar a topologia de rede, os únicos pontos que não apresentavam opção no
mercado para medição pela concessionária são os transformadores de distribuição. Na
subestação há um medidor preciso para verificar a energia fornecida e no ponto de consumo
os medidores individuais de cada cliente. Ambos seguem as especificações da norma segundo
ABNT (2000). No entanto, os transformadores de rede não são medidos pelas distribuidoras
atualmente. Segundo BORTOLOTTI (2017)², no Brasil há uma média de cento e cinquenta
consumidores sendo alimentados por apenas um destes equipamentos. Isso evidencia que a
medição neste ponto pode ser vantajosa por oferecer dados mais precisos para efetuar o
balanço energético e por representar para a concessionária um custo menor por consumidor
para ser investido no combate a PNT. Vale ressaltar que tal alternativa independe do uso de
medidores inteligentes ou SMC para o cliente final.
17
3. METODOLOGIA
Frente às soluções estabelecidas e comumente testadas por empresas do setor elétrico,
os objetivos do sistema a ser desenvolvido são a indicação com maior precisão e agilidade dos
pontos de fraude e furto e a diminuição dos custos relativos à infraestrutura de combate as
PNT. Para atingir tais objetivos a solução deve ser baseada em uma plataforma de
monitoramento automatizado do transformador de distribuição.
A concessionária dispõe dos dados de energia da subestação e do consumo de cada
cliente. Opções como redes inteligentes são extremamente caras e solucionam apenas parte
dos tipos de fraudes no sistema, e ainda assim enviam apenas as medições dos consumidores
no final da linha de distribuição de energia. No meio deste caminho estão os transformadores,
os quais hoje não são controlados ou medidos, representando o ponto frágil desta linha.
O sistema proposto pode ser dividido em quatro elementos, os quais compõem uma
solução prática e completa. Na parte mais próxima ao consumidor deve estar localizado o
hardware de medição. É necessário um serviço de comunicação remota para o envio das
grandezas medidas ao servidor, o qual processa esses dados e manipula as variáveis para a
geração de relatórios e para serem mostradas ao usuário da distribuidora, guardando tudo em
um banco de dados.
O processo se inicia com a medição da energia distribuída pelo transformador por
meio de um medidor de grandezas elétricas, o qual envia os dados pelo modem GPRS para um
servidor localizado na concessionária de energia. Neste servidor está instalado o programa de
análise de medições, composto por quatro módulos principais: coletor de dados, serviço de
processamento de dados, banco de dados e interface web. O fluxo de processamento de dados
pode ser visualizado na Figura 9.
18
Figura 9 - Fluxograma do processamento dos dados medidos na rede de distribuição
Fonte: O autor (2017)
3.1 HARDWARE DE MEDIÇÃO
Esta seção irá descrever os passos necessários para o desenvolvimento do
equipamento de medição. A ordem seguirá conforme indicado no fluxograma de
processamento de dados.
3.1.1 Dados
As grandezas a serem medidas pelo equipamento são a frequência, as correntes e as
tensões de fase e de linha da rede de distribuição. Com estes valores instantâneos é possível
calcular as médias trifásicas e gravar em memória os valores estatísticos de média, máximos e
mínimos por fase. Isso possibilita o cálculo do consumo de energia ativa, essencial para
realizar a comparação com as unidades consumidoras alimentadas pelo transformador de
distribuição.
3.1.2 Medição de Grandezas Elétricas
Para garantir a aquisição das grandezas elétricas é necessário um medidor para
instalação em poste e que disponha de sensores de corrente e de tensão para conectar nas três
fases do secundário do transformador de distribuição. Visto que um consumidor ilegal
conectado a um transformador possa representar um percentual baixíssimo de carga, é
Dados Medição de
grandezas elétrica
Comunicação via GPRS
Coletor de Dados
Serviço de Integração de Dados Banco de Dados
Interface Web Cadastro de
Consumidores
Interface do usuário
Envio de dados
3.1
3.2 3.3
19
imprescindível que o medidor garanta níveis ótimos de exatidão e precisão, com erros abaixo
de uma unidade percentual para medições de tensão, corrente, potência, consumo, demanda,
energia ativa, reativa e aparente.
Por se tratar de uma rede de distribuição, o método de medição é baseado na descrição
do módulo 5 conforme PRODIST (2016)¹ e indica que as integrações dos dados são feitas a
cada quinze minutos, ou seja, é necessário um valor médio, máximo e mínimo de cada
grandeza a cada quarto de hora. Entretanto, como medida excepcional e sujeita a aprovação
da ANEEL, cada concessionária de energia pode adotar um intervalo de integração de dados
menor ou maior do que o tempo estipulado como padrão na norma.
Para garantir valores mais exatos, o medidor realiza o agrupamento de cálculos de
valor eficaz por ciclo em intervalos de duzentos milissegundos (200 ms), o que representa
doze ciclos na frequência fundamental de sessenta Hertz (60 Hz). Isto especifica que o
equipamento deve agrupar as medições a cada doze ciclos de onda para gerar um valor de
cada grandeza medida a cada duzentos milissegundos. Ao final do ciclo de quinze minutos, só
é guardado em memória e enviado ao servidor o valor máximo e mínimo de todas as
medições realizadas, assim como o valor médio considerando todas as medições dentro deste
intervalo.
A corrente de neutro deve ser calculada por soma vetorial em função das correntes
das fases do sistema. O ângulo das defasagens é obtido a partir do fator de potência. A
frequência deve ser calculada com referência nos ciclos de onda, ou seja, o equipamento deve
medir o tempo de cada ciclo para calcular a frequência, sendo que ela é inicialmente
referenciada no canal A de tensão. Caso ocorra uma interrupção neste, a frequência será
calculada sobre a tensão do canal da fase B e, na falta desta, sobre a tensão do canal C.
Para efeito do cálculo de balanço energético, os consumos de energia ativa, reativa e
aparente são calculados com base nas medições de potência. Estas por sua vez devem ser
baseadas na IEC61557-12 (2007), sendo esta a norma específica para equipamentos de
medição e monitoramento em linhas de até mil volts (1000 Vac). A especificação exigida pela
norma é de que estes equipamentos realizem as medições nos quatro quadrantes
(bidirecional), possibilitando medir tanto em pontos com fluxos de geração ou com consumo
de energia. Para possibilitar a integração da potência no tempo, o equipamento deve contar
com um relógio interno a fim de realizar o cálculo de energia ativa corretamente.
Para a medição de corrente devem ser usados transdutores flexíveis, pois são sensores
não invasivos. Desta forma não é preciso interromper a linha para obter o valor da corrente. A
20
alimentação do equipamento e o registro da tensão podem ser feitas pela mesma entrada,
podendo receber até trezentos volts (300 V) como nível aceitável em regime permanente.
O invólucro do medidor deve ser preparado para instalação em postes e oferecer grau
de proteção contra a entrada de poeira e contra jatos de água, visto que o mesmo estará sujeito
a condições climáticas adversas. Não é necessária a visualização de dados pelo frontal do
aparelho, pois os dados obtidos serão analisados apenas remotamente.
3.1.3 Comunicação via GPRS
Por segurança, a comunicação deve ser redundante. Ou seja, além da comunicação
remota, via GPRS ou 3G, o equipamento deve dispor de interface para comunicação local. A
memória interna também é considerada, uma vez que uma interrupção na comunicação
remota possa causar a perda de dados no sistema. Dessa forma, a memória interna grava os
dados e, por meio de uma lógica de verificação de status, o equipamento envia as medições
assim que o acesso ao servidor é reestabelecido.
Os dados obtidos da rede devem ser processados pelo medidor e gravados na memória
interna do equipamento. A partir deste ponto, todas as grandezas estão disponíveis para serem
descarregadas localmente via comunicação USB Mini tipo B, ou serem enviadas para o
coletor de dados da concessionária via GSM/GPRS classe B. Como padrão das placas no
mercado nacional para atender todas as operadoras telefônicas, a frequência de operação deve
permitir os serviços em quatro bandas diferentes (quadri-band) em 850 MHz, 900 MHz, 1800
MHz e 1900 MHz.
O protocolo Modbus RTU é ideal para aplicações com modelo mestre/escravo. Para
comunicação entre o software e o hardware, os pacotes Modbus devem ser encapsulados em
uma conexão TCP entre o modem do medidor e o servidor do sistema. Por padrão são
executadas sete funções para leitura. Para cada byte de dados, são enviados 10 bits (8 de
leitura, 1 de início e 1 de encerramento de leitura) e a comunicação serial pode ser
parametrizada com o envio de 9.600, 19.200 ou 38.400 bits por segundo.
3.2 SISTEMA DE COLETA, PROCESSAMENTO E VISUALIZAÇÃO DE DADOS
Esta seção irá descrever os passos necessários para o desenvolvimento do sistema de
coleta, processamento e visualização das medições. A ordem seguirá conforme indicado no
fluxograma de processamento de dados.
21
3.2.1 Coletor de dados
A infraestrutura de rede na qual o servidor é instalado pertence à distribuidora de
energia, e por questões de privacidade e segurança o coletor de dados deve ser projetado em
dois módulos. Um deles é o principal coletor do sistema e o outro é o módulo de comunicação
TCP, o qual deve trabalhar com o número de portas correspondentes ao número de medidores
instalados em campo para comunicar com os mesmos, não necessitando assim a abertura de
múltiplas portas no firewall da infraestrutura de rede da concessionária. Conforme ilustrado
na Figura 10, o módulo de comunicação TCP fica localizado na zona desmilitarizada (DMZ).
Figura 10 - Topologia do coletor de dados do sistema
Fonte: O autor (2017)
3.2.2 Serviço de integração e processamento de dados
O serviço de integração de dados representa a inteligência central da solução. Nele
deve ser gerenciada a comunicação entre o coletor, o banco de dados e a interface com o
usuário, além de gerenciar os cadastros de novos equipamentos. Para a implementação desse
componente é utilizado como facilitador o ambiente WCF (Windows Communication
Foundation) para a criação de um serviço de comunicação que realiza a interface entre todos
os componentes virtuais do sistema de forma bidirecional.
Isto significa que a interface web pode enviar e receber comandos para o coletor de
dados via o serviço de integração, e ambos podem enviar informações para serem gravadas no
banco de dados. Em suma, todos os comandos do coletor, do banco e da interface web são
gerenciados por este serviço. A sua implementação é simples, pois a própria Microsoft
oferece a ferramenta pronta para integração deste tipo de sistema.
Sistema Coletor de Dados
Servidor do Coletor de Dados
Módulo de comunicação TCP
(DMZ)
Infraestrutura interna
da concessionária
DMZ
22
3.2.3 Banco de dados
O banco de dados do sistema é o responsável por armazenar todas as variáveis
medidas e calculadas, a data e hora de cada medição, o status do equipamento, as condições
dos pontos de medição e as parametrizações de cada equipamento. O emprego de plataformas
gratuitas, como o MySQL, garante a estabilidade e a total integração com o sistema.
3.2.4 Interface Web
A interface com o usuário é representada por um aplicativo web instalado no servidor
da concessionária e que pode ser acessado remotamente por meio do navegador. Como uma
ferramenta de consulta de supervisão web, a mesma é dividida em dois módulos de
programação. A parte gráfica, de visualização ao usuário, é programada em linguagem
HTML.
O outro módulo de programação é desenvolvido em linguagem C Sharp (C#) e é o
ambiente no qual os dados medidos e enviados pelo equipamento instalado na rede de
distribuição são validados, assim como é realizado o cálculo de balanço energético para a
verificação de PNT. Para especificação do cálculo é necessário antes validar o algoritmo por
meio da simulação de uma rede de distribuição como exemplo, ilustrada na Figura 11.
Figura 11 - Nós de medição em uma simulação de uma rede de distribuição
C N
a
b
Transformador de
Distribuição
Fonte: O autor (2017)
Consumidor
Primário 2
Consumidor
Primário n
Consumidor
Secundário 2
Consumidor
Secundário 1
A
B
d c
Dado obtido por meio de um sistema terceiro da concessionária de energia
Dado medido
Transformador
Alimentador
Consumidor
Primário 1
Consumidor
Secundário n
n
23
Essa rede simula a aplicação real e classifica os nós de acordo com a tensão de
distribuição (BT ou MT). Todos serão visualizados e considerados no cálculo de balanço
energético. Entretanto, os nós da MT são medidos usando equipamentos e sistemas próprios
da concessionária, e as grandezas de consumo de energia ativa, reativa e aparente são
enviadas ao sistema em desenvolvimento. Os nós da BT dos consumidores finais são obtidos
pelos medidores residenciais, os seus dados são inseridos em um sistema próprio da
concessionária e, assim como as medições da MT, enviados ao banco de dados do sistema em
desenvolvimento. O hardware descrito na seção anterior é o responsável por medir um
determinado segmento da rede e da energia injetada pelo transformador de distribuição.
A cada nó foi atribuído uma nomenclatura para fins de exemplificação do cálculo. É
imprescindível que todos os equipamentos de medição tenham seus relógios sincronizados. O
sistema tolera uma diferença de até trinta segundos (30 s) entre os medidores. Por meio da
interface web, o usuário dispara uma mensagem de radiodifusão (broadcast) para os
analisadores iniciarem os registros. Quando iniciada a comunicação com o sistema, é testada
por meio de um algoritmo a validação dos valores. Isso indica que as medições somente serão
registradas no intervalo de quinze minutos, conforme PRODIST (2016)¹, após o sistema
estabelecer a comunicação com todos os equipamentos. Este intervalo pode sofrer alterações
de acordo com a política da concessionária.
Uma vez validadas todas as leituras, o sistema deve aceitar a falha de comunicação
com um medidor sem interromper o cálculo de balanço energético. Por meio de um algoritmo
de alarme, deve ser indicada a falha de comunicação na interface ao usuário. A partir da
validação dos dados de entrada, é iniciado o algoritmo do cálculo de balanço energético. Esse
cálculo indica a diferença entre a energia alimentada em um segmento e a soma das energias
fornecidas a todos os pontos intermediários desse segmento, descontando as PTE do
transformador e das unidades consumidoras.
Para o cálculo de consumo de cada nó, a potência medida por meio do equipamento
instalado é integrada no tempo, conforme a Equação (1). Essa medida é a base para
determinar a energia fornecida pelo transformador de distribuição (no exemplo é representada
pelo ponto ‘a’), a energia em um determinado ponto estratégico na linha de distribuição
(ponto ‘b’) e também verificar quaisquer usuários ilegais que possam estar furtando energia
passante em um segmento ou que não estejam cadastrados pela concessionária (no exemplo é
representado pelo segmento que vai do ponto ‘a’ ao nó ‘b’). Ao verificar uma divergência
maior do que a PTE indicada pela distribuidora neste segmento, o sistema deve calcular a
PNT, (descrita na sequencia) e gerar um alarme na interface web.
24
(1)
Onde:
E = energia elétrica [kWh];
= potência instantânea [kW];
= intervalo de tempo em horas [h].
Baseando-se no PRODIST (2014)², é definido que o percentual de perdas na
distribuição (PPD) é o resultado da diferença entre um valor unitário e a relação entre a
energia injetada (no exemplo é igual a soma dos consumidores finais ‘c’ até ‘n’) e a fornecida,
como descrito na Equação (2).
(2)
Onde:
PPD = percentual de perdas na distribuição [%];
i = índice da unidade consumidora;
c = unidade consumidora c;
n = unidade consumidora n;
= energia na unidade consumidora i [kWh];
E = energia elétrica total do segmento [kWh].
As PTE de cada segmento e de cada consumidor são determinadas ou estimadas pela
distribuidora conforme o PRODIST (2014)², e são cadastradas no sistema manualmente pelo
corpo técnico da concessionária. Sendo assim, o percentual de PTE (PPTE) é calculado como
indicado na Equação (3).
(3)
Onde:
PPTE = percentual de perdas técnicas [%];
i = índice do ponto de medição;
b = unidade consumidora b;
n = unidade consumidora n;
= perdas técnicas no ponto i [kWh];
E = energia elétrica total do segmento [kWh].
25
Logo, o percentual de PNT (PPNT) é calculado conforme a Equação (4). O valor real
de PNT ( ) é calculado e verificado conforme a Equação (5).
(4)
Onde:
PPNT = percentual de perdas não técnicas [%];
PPD = percentual de perdas na distribuição [%];
PPTE = percentual de perdas técnicas [%].
(5)
Onde:
= perdas não técnicas de energia [kWh];
E = energia elétrica total do segmento [kWh];
i = índice do ponto de medição;
c = unidade consumidora c;
n = unidade consumidora n;
= energia elétrica no ponto i [kWh];
= percentual de perdas técnicas no ponto i [kWh];
Após a aquisição dos dados por parte do sistema, validação das medições e cálculo do
balanço energético, é realizado o armazenamento dos valores. Cada registro deve conter o
instante de tempo da medição, a energia fornecida e a injetada (considerando as PTE). Estes
registros podem ser acessados por meio do aplicativo web e servem para compor a curva
característica de cada consumidor e de cada transformador de distribuição.
3.3 CADASTRO DE CONSUMIDORES
A área de inspeção da concessionária necessita do correto cadastramento das unidades
consumidoras vinculadas a cada transformador de distribuição. Por meio da interface web do
sistema, o técnico deve cadastrar manualmente cada unidade consumidora atrelando-a ao seu
transformador de distribuição.
Visando a rápida instalação em poste, os sensores do equipamento não são invasivos e
o técnico pode testar a comunicação com o servidor do sistema no momento que o medidor é
alimentado. Na própria interface web, por meio de programação HTML, é feita uma área para
cadastro de transformadores de distribuição e de unidades consumidoras, permitindo ao
técnico cadastrar corretamente de acordo com a topologia real da rede de distribuição. A
26
Figura 12 ilustra de forma lúdica o cenário da rede de distribuição com a instalação do
medidor em poste.
Figura 12 - Conceito da interface web para cadastramento de unidades consumidoras
Fonte: O autor (2017)
27
4. APLICAÇÃO
Como já mencionado, este projeto é fruto de um desenvolvimento entre as empresas
IMS Soluções em Energia e a CEEE-D. Para atender os requisitos propostos no projeto, foi
desenvolvido um analisador de grandezas elétricas chamado de P-600B e um sistema de
aquisição e processamento de dados chamado Power MANAGER WEB (PMWEB). A
aplicação da metodologia e os resultados encontrados em um ambiente real serão descritos
seguindo o fluxograma da Figura 9.
Para certificar a metodologia proposta, foi elaborada uma estrutura de testes para a
validação da solução. Antes da aplicação em campo por parte do cliente, a empresa deve
comprovar a homologação do sistema. Dessa forma, uma topologia de rede foi criada,
conforme a Figura 13, com a presença de um transformador cujo secundário fornece tensão a
220 V, três consumidores iniciais representados cada um por um medidor e um consumidor
que simulará um furto de energia diretamente da rede de distribuição representado por outro
medidor.
Figura 13 - Topologia de rede para teste e homologação do sistema
Fonte: IMS (2017)
Foram realizados 353 registros no total do teste com intervalos de 5 minutos. O tempo
total foi de 1.765 minutos ininterruptos. Para avaliar a entrada de um consumidor irregular, o
teste foi dividido em dois momentos. No primeiro momento (intervalo ), apenas estavam
presentes os três consumidores registrados, com o consumo representado no Quadro 4, sendo
a chave da rede para o quarto consumidor aberta. Tal situação foi repetida por 87 registros.
No segundo momento (intervalo ) a chave para o quarto consumidor foi fechada
para conectá-lo a rede e simular um furto de energia. Os valores configurados para os
medidores e o cálculo de PPNT para a rede são representados no Quadro 5.
Transformador de Distribuição
Consumidor 1 Consumidor 2 Consumidor 3
Consumidor 4 (furto de energia)
P-600B
Medidor 1
Medidor 2 Medidor 3
28
Quadro 4 - Relação de medidores no intervalo
Intervalo
(266 medições) Medidor 1 Medidor 2 Medidor 3
Medidor 4
(não
registrado)
Medição no
Transformador
(P-600B)
Corrente de
consumo 30 A 20 A 30 A 0 A 82 A
PPTE 0,454 % 0,909 % 0,454 % 0 % 0,568 %
(calculado)
PTE 30 W 40 W 30 W 0 W 100 W
(calculado)
Tensão de
alimentação 219 V 218 V 219 V 0 V 220 V
Potência
instantânea 6.570 W 4.360 W 6.570 W 0 W 18.040 W
PPNT -- -- -- -- 2,439 %
(calculado)
PNT -- -- -- -- 440 W
(calculado)
Fonte: IMS (2017)
Quadro 5 - Relação de medidores no intervalo
Intervalo
(87 medições) Medidor 1 Medidor 2 Medidor 3
Medidor 4
(não
registrado)
Medição no
Transformador
(P-600B)
Corrente de
consumo 30 A 20 A 30 A 18 A 100 A
PPTE 0,454 % 0,909 % 0,454 % -- 0,568 %
(calculado)
PTE 30 W 40 W 30 W -- 100 W
(calculado)
Tensão de
alimentação 219 V 218 V 219 V -- 220 V
Potência
instantânea 6.570 W 4.360 W 6.570 W -- 22.000 W
PPNT -- -- -- -- 20,00 %
(calculado)
PNT -- -- -- -- 4.400 W
(calculado)
Fonte: IMS (2017)
4.1 HARDWARE DE MEDIÇÃO
Esta seção irá descrever a aplicação no desenvolvimento do equipamento de medição.
A ordem seguirá conforme indicado no fluxograma de processamento de dados.
4.1.1 Dados
Com o intuito de atender a metodologia proposta, o equipamento mede frequência,
tensão (de linha e de fase) e corrente eficaz real (valor True RMS). Estas grandezas permitem
o cálculo de fator de potência, demanda, consumo de energia e potência nos quatro
quadrantes, possibilitando obter estas grandezas em valores reativos e indutivos.
29
4.1.2 Medição de Grandezas Elétricas
O projeto do hardware de medição usou como base um analisador de grandezas
elétricas da empresa IMS, apresentando uma placa de medição projetada para atendimento à
precisão nas medições de tensão, corrente e frequência e, por consequência, nos cálculos de
potência e fator de potência conforme Quadro 6:
Quadro 6 - Relação de precisão do equipamento de medição
Grandeza Precisão
Frequência
Tensão
Corrente
Potência
Fator de Potência
Fonte: IMS (2017)
Os quatro cabos de tensão servem para medição e alimentação do aparelho nas três
fases e no neutro. Ao conectar um dos cabos em uma fase com tensão mínima de alimentação
(70 Vca) o equipamento é ligado. Os sensores apresentam faixa de medição de tensão de fase
entre 50 V e 289 V (ou 500 V tensão de linha). Para assegurar o contato ao ponto de medição
na rede são usadas garras do tipo jacaré, específicas para conexão na rede e, por isso, não
ilustradas na Figura 14, a qual mostra a ligação do equipamento na rede de teste.
Figura 14 - Ligação através dos sensores para alimentação e medição de tensão
Fonte: IMS (2017)
30
Os sensores de corrente flexíveis não invasivos são baseados no princípio de Bobina
de Rogowski e medem até 500 Ampères (de 0,1 A até 500 A), sendo ilustrados na Figura 15.
A escolha em desenvolver estes transdutores é devida a sua característica de fácil instalação,
linearidade em toda a faixa de medição e por fornecerem um sinal de saída em tensão, o que
aumenta a segurança do operador no caso de uma conexão malsucedida na instalação deste
dispositivo.
Ao passar um fio condutor pela bobina, a corrente elétrica a ser medida no condutor
produz um campo magnético que induz uma diferença de potencial entre os seus terminais.
Logo, o circuito de medição do equipamento é responsável pela amplificação deste valor,
filtro do sinal e por converter no valor correspondente em corrente.
Figura 15 - Sensores não invasivos para medição de corrente
Fonte: IMS (2017)
O equipamento é capaz de medir e processar 128 amostras por ciclo de onda, gerando
128 valores de frequência, corrente e tensão a cada duzentos milissegundos (200 ms) à
frequência de sessenta Hertz (60 Hz). No entanto, o registro destes valores é parametrizável
até trinta minutos (30 min). Ou seja, o aparelho mede constantemente 128 vezes a cada ciclo
de onda, mas apenas registra em sua memória os valores a cada intervalo de tempo
configurado (200 ms; 1 s; 30 s; 1 min; 5 min; 10 min; 15 min; 30 min;). O padrão usado pela
concessionária nas medições de consumo é de quinze minutos (15 min). Para amostragem no
tempo conforme especificada, é usado um conversor de 24 bits.
31
O medidor apresentou todos os registros em testes de calibração, obedecendo aos
limites de precisão projetados. O máximo erro percentual em relação aos valores padrões de
potência foi de 0,13%. No anexo 1 é ilustrado o certificado de calibração com todos os
valores encontrados durantes os testes.
4.1.3 Comunicação via GPRS
A placa de comunicação desenvolvida adota o protocolo Modbus RTU e permite a
troca de dados simultânea entre as interfaces USB mini tipo B e via GPRS. Os pacotes de
dados foram enviados do equipamento até o servidor de teste com sucesso, e não houve
nenhuma perda nos 353 registros do teste.
4.2 SISTEMA DE COLETA, PROCESSAMENTO E VISUALIZAÇÃO DE DADOS
Esta seção irá descrever a aplicação no desenvolvimento do sistema de coleta,
processamento e visualização das medições. A ordem seguirá conforme indicado no
fluxograma de processamento de dados.
4.2.1 Coletor de dados
O sistema desenvolvido foi instalado em um servidor da empresa IMS. Para validação,
a comunicação via GPRS foi testada, apesar de a estrutura montada para o teste de validação e
o servidor estarem geograficamente próximos. Assim como na aplicação em uma
concessionária de energia, apenas o coletor de dados teve sua comunicação aberta na rede.
Mesmo sendo testada a comunicação com apenas um medidor, o servidor do coletor de dados
foi instalado de forma a permanecer protegido na infraestrutura de rede interna da empresa,
com o intuito de simular a aplicação real do sistema em distribuidoras de energia. Não houve
atrasos no recebimento e coleta das informações, assim como não foi perdido nenhum pacote
de dados no teste.
4.2.2 Serviço de integração e processamento de dados
O Framework utilizado foi desenvolvido pela Microsoft e é próprio para aplicações
deste tipo. Por se tratar de uma ferramenta de integração, o ambiente WCF foi usado para a
comunicação entre o coletor, o banco de dados e a interface web. Não houve perdas de dados
entre os serviços durante o teste.
32
4.2.3 Banco de dados
O sistema de gerenciamento de banco de dados utilizado foi o MyS QL, utilizando para
programação a interface de linguagem unificada para bancos de dados SQL. As tabelas
criadas são responsáveis por armazenar todas as informações de medições, parametrizações
do equipamento, status de comunicação, status do medidor e pontos cadastrados.
Para teste da ferramenta, foram incluídos manualmente dados do transformador de
distribuição que representaram dez meses de medição contínua. Com estes dados registrados,
foi possível testar as consultas de medições passadas no sistema. Estas retornaram todos os
dados solicitados, conforme exemplo de consulta de histórico do medidor na Figura 16.
Figura 16 - Consulta do histórico de medições do medidor utilizado no teste via Interface web
Fonte: IMS (2017)
4.2.4 Interface Web
A criação da interface com o usuário foi programada na linguagem HTML, como
exemplo na Figura 17, e teve como objetivo ser clara e intuitiva ao usuário da concessionária
que irá operá-la. A tela inicial do programa chamado de PMWEB é ilustrada na Figura 18 e
foi desenvolvida com o intuito de resumir as informações ao usuário.
33
Figura 17 - Programação HTML para criação da interface web
Fonte: IMS (2017)
Figura 18 - Página inicial do PMWEB
Fonte: IMS (2017)
Para realização dos algoritmos de cálculo de balanço energético foi usado o ambiente
de programação próprio da IMS em liguagem C#. A validação dos dados pode ser feita com o
cruzamento dos valores de PPNT reais do sistema simulado e os apresentados pelo software.
O Quadro 7 apresenta as diferenças entre o consumo total de cada ponto e o Quadro 8
apresenta as diferenças entre os valores de PNT.
34
Quadro 7 - Diferença entre os valores de consumo calculados e os apresentados pelo sistema
Consumo de energia Medidor 1 Medidor 2 Medidor 3
Medição no
transformador
(P-600B)
(calculado manualmente) 142,90 kWh 94,83 kWh 142,90 kWh 392,28 kWh
(sistema PMWEB) 143,24 kWh 95,06 kWh 143,24 kWh 393,32 kWh
(calculado manualmente) 436,91 kWh 289,94 kWh 436,91 kWh 1463,00 kWh
(sistema PMWEB) 437,98 kWh 290,65 kWh 437,98 kWh 1466,59 kWh
Fonte: IMS (2017)
Quadro 8 - Diferença entre os valores de PNT e PPNT calculados e os apresentados pelo sistema
PPNT e PNT Intervalo Intervalo
(calculado manualmente) 9,50 kWh 292,65 kWh
(sistema PMWEB) 9,61 kWh 293,36 kWh
(calculado manualmente) 2,42 % 20,00 %
(sistema PMWEB) 2,44 % 20,00 %
Fonte: IMS (2017)
O sistema PMWEB permitiu ao usuário a identificação de irregularidades na rede
através do cálculo de PNT no ponto que alimenta o segmento de distribuição. Como validação
da interface, a Figura 19 ilustra os valores medidos e calculados pelo equipamento presente no
secundário do transformador de distribuição nos intervalos e .
Figura 19 - Agregação de energia fornecida pelo transformador no (a) intervalo e (b) intervalo
(a) (b)
Fonte: IMS (2017)
4.3 CADASTRO DE CONSUMIDORES
A interface para cadastro de consumidores e a tela para acompanhamento do nível de
PNT são ilustradas por meio das Figuras 20 e 21, respectivamente. Ao usuário da
concessionária de energia é permitido o cadastro de novas unidades consumidoras atrelando-
as ao transformador de distribuição correspondente. A nomenclatura deve seguir o padrão da
35
concessionária, pois os dados de consumo são obtidos por meio de um sistema próprio da
distribuidora e enviados ao PMWEB. Logo, o cadastro com nome incorreto de um medidor
impossibilita que o banco de dados identifique a sua medição proveniente do sistema terceiro.
Figura 20 - Tela para cadastro de unidades consumidoras no PMWEB
Fonte: IMS (2017)
Figura 21 - Tela para acompanhamento das medições do segmento de distribuição no PMWEB
Fonte: IMS (2017)
36
5. CONCLUSÃO
Este artigo apresentou o desenvolvimento do PMWEB, um sistema de combate a PNT
na rede de distribuição. Como observado na aplicação da metodologia, a solução facilita a
identificação de segmentos de rede com perdas provenientes de fraude ou furto de energia.
Ao analisar os valores totais de PNT obtidos no software são encontradas diferenças
de 0,001% nos intervalos e . Como não houve falhas na comunicação ou interrupção de
medições no teste, a diferença percentual é possivelmente consequência da forma de
arredondamento no algoritmo do software ou variação nos valores medidos e nos reais. Por se
tratar de uma diferença mínima e bem abaixo dos limites de precisão do medidor, pode-se
desconsiderar este erro.
A solução permite à concessionária diminuir o tempo para identificação de furtos ou
fraudes, além de minimizar o tempo da logística de inspeção para investigar e testar o local
suspeito. Não obstante, permite a distribuidora analisar todos os seus transformadores de
distribuição simultaneamente e ininterruptamente, possibilitando o cálculo de balanço
energético ao integrar os dados de consumo em um só sistema.
A metodologia propõe à distribuidora a regularização de consumidores, maior
faturamento sobre a energia fornecida, diminuição ou eliminação do reajuste de tarifas para
compensar as PNT. As concessionárias também podem utilizar este sistema para aperfeiçoar o
seu processo, aumentar a sua receita e se adequarem ao módulo 7 do PRODIST (2014)².
Por meio da pesquisa conduzida pelo autor em conjunto com BORTOLOTTI (2017)²,
a solução proposta oferece um baixo custo de investimento por unidade consumidora. Em
média no Brasil, há 150 consumidores para cada transformador de distribuição. Ao investir
em uma solução para medição inteligente ou remota no cliente final, é gasto em média (com
base nos valores de mercado) cerca de R$ 1.500,00 por unidade consumidora. Ao investir em
um sistema como o desenvolvido neste trabalho, este custo diminui para cerca de R$ 20,00.
Com a validação da solução, o PMWEB está sendo implementado em uma
distribuidora do Rio Grande do Sul, a CEEE-D, para auxiliá-la a diminuir seu nível de PNT.
No total estão sendo fornecidos 3.800 analisadores para medição dos transformadores de
distribuição para permitir integrar a rede da região metropolitana de Porto Alegre. O sistema
já está em funcionamento e auxiliará a empresa a reverter o prejuízo causado pelas PNT,
conforme CEEE-D (2017) e GAÚCHAZH (2017).
Como ilustrado na Figura 22, já estão sendo instalados medidores em pontos
escolhidos pela empresa desde Outubro de 2017. A expectativa é de colher resultados
financeiros significativos a partir segundo semestre de 2018. O uso dos resultados
37
apresentados pelo sistema em funcionamento não foi autorizado para divulgação neste artigo
pela CEEE.
Figura 22 - Instalação de um P-600B em um transformador de distribuição no bairro Cidade Baixa
Fonte: IMS (2017)
5.1 DESENVOLVIMENTOS FUTUROS
Visando a melhoria e o desenvolvimento contínuo do sistema, os próximos desafios
consistem na inserção de novas variáveis para aprimoramento do cálculo de balanço
energético, validação para o uso conjunto com redes inteligentes ao comunicar-se diretamente
com as unidades consumidoras e a implementação da lógica para classificação de energia
consumida pela iluminação pública. Além disso, é objetivo futuro desenvolver uma lógica que
permita analisar o perfil de carga de cada unidade consumidora, ou seja, sua curva
característica, para identificar de forma automática quaisquer alterações no perfil de consumo
deste cliente.
Por se basear em um analisador de energia elétrica, o hardware permitirá, em um
terceiro momento, a evolução do sistema para medir distorções harmônicas da rede e
fenômenos da qualidade de energia como interrupções, afundamentos, elevações e flutuação
de tensão. Tais dados possibilitarão a concessionária se adequar ao módulo 8 do PRODIST
(2015)³ agindo preditivamente e minimizando ações judiciais de clientes alimentados com
baixa qualidade da energia.
38
REFERÊNCIAS
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 14519 - Medidores eletrônicos de
energia elétrica (estáticos) – Especificação. Rio de Janeiro. 2000
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Consumo irregular de energia gera
prejuízo de R$ 8,1 bilhões ao ano. Disponível em: < http://www.brasil.gov.br/infraestrutura
/2011/05/consumo-irregular-de-energia-gera-prejuizo-de-r-8-1-bilhoes-ao-ano > Último
acesso em 08 de Outubro de 2017.¹
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Perdas regulatórias estabelecidas para as
distribuidoras, 2017. Disponível em:< http://www.aneel.gov.br/metodologia-distribuicao/-
/asset_publisher/e2INtBH4EC4e/content/perdas/654800?inheritRedirect=false > Último
acesso em 06 de Setembro de 2017.²
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Revista Pesquisa e Desenvolvimento.
ANEEL. 2011.³
BORTOLOTTI, Franco. Especificação IMS P-600 Balance. IMS. Porto Alegre. 2016.¹
BORTOLOTTI, Franco. Perdas Comerciais de energia no Brasil. IMS. Porto Alegre. 2017.²
CEEE-D (CEEE Distribuição). CEEE investe em tecnologia para reduzir perdas no sistema,
2017. Disponível em:< http://www.ceee.com.br/pportal/ceee/Component/
Controller.aspx?CC=89505 > Último acesso em 12 de Setembro de 2017.
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ANEXOS
Anexo 1 - Certificado de calibração do medidor utilizando Omicron CMC 256 PLUS
Fonte: IMS (2017)
