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Universidade de Brasília - UnBFaculdade UnB Gama - FGA

Engenharia Eletrônica

Medidor Inteligente para o Monitoramento e aDetecção de Falhas em Redes de Baixa Tensão

Autor: Ciro Martins SilvaOrientador: Prof. Dr. Marcus Vinicius Batistuta

Brasília, DF2016

Ciro Martins Silva

Medidor Inteligente para o Monitoramento e a Detecçãode Falhas em Redes de Baixa Tensão

Monografia submetida ao curso de graduaçãoem Engenharia Eletrônica da Universidadede Brasília, como requisito parcial para ob-tenção do Título de Bacharel em EngenhariaEletrônica.

Universidade de Brasília - UnB

Faculdade UnB Gama - FGA

Orientador: Prof. Dr. Marcus Vinicius Batistuta

Brasília, DF2016

Ciro Martins SilvaMedidor Inteligente para o Monitoramento e a Detecção de Falhas em Redes

de Baixa Tensão/ Ciro Martins Silva. – Brasília, DF, 2016-85 p. : il. (algumas color.) ; 30 cm.

Orientador: Prof. Dr. Marcus Vinicius Batistuta

Trabalho de Conclusão de Curso – Universidade de Brasília - UnBFaculdade UnB Gama - FGA , 2016.1. Smart Meter, Smart Grid, qualidade de energia, medidor eletrônico de

energia.. 2. . I. Prof. Dr. Marcus Vinicius Batistuta . II. Universidade de Brasília.III. Faculdade UnB Gama. IV. Medidor Inteligente para o Monitoramento e aDetecção de Falhas em Redes de Baixa Tensão

CDU 00:000:000.0

Ciro Martins Silva

Medidor Inteligente para o Monitoramento e a Detecçãode Falhas em Redes de Baixa Tensão

Monografia submetida ao curso de graduaçãoem Engenharia Eletrônica da Universidadede Brasília, como requisito parcial para ob-tenção do Título de Bacharel em EngenhariaEletrônica.

Trabalho aprovado. Brasília, DF, em estado de avaliação:

Prof. Dr. Marcus Vinicius BatistutaOrientador

Prof. Dr. Cristiano Jacques MiossoConvidado 1

Prof. Dr. Fabiano Araujo SoaresConvidado 2

Brasília, DF2016

Agradecimentos

Agradeço aos meus pais, Maria Carla e Rogério Antônio, que sempre me ensinarama lutar e batalhar pelos meus sonhos, sempre estiveram ao meu lado nos momentos difíceise me apoiarem independente de qualquer coisa.

Agradeço aos meus amigos por estarem sempre ao meu lado principalmente quandoprecisei. Obrigado por me ensinarem e por terem me ajudado a chegar onde estou.

Agradeço ao meu orientador Marcus Batistuta por me inspirar a seguir a carreirade Engenheiro Eletrônico.

"All the problems of the world could be settled easily if men were only willing to think.The trouble is that men very often resort to all sorts of devices in order not to think,

because thinking is such hard work."- Thomas J. Watson

ResumoAs redes inteligentes tem como base a comunicação interativa entre todas as partes dacadeia de conversão de energia. Elas conectam unidades descentralizadas, grandes e pe-quenas de geração com os consumidores para formar uma estrutura ampla. Com isso,controlam a geração de energia e evitam sobrecarga da rede, já que durante todo o tempoapenas é gerada tanta energia quanto necessário. Um dos pontos mais importantes nes-sas redes inteligentes são os aparelhos que coletam as informações para as empresas detransmissão, distribuição e geração da energia, chamados de medidores inteligentes. Essesdispositivos podem ser conectados em diversos pontos da rede, como no consumidor finalou em uma subestação que alimenta uma região de uma cidade. Tendo em vista esse ce-nário propõe-se o desenvolvimento de um aparelho que coletará informações de consumo,qualidade e eventuais casos críticos na rede, seguindo as normas de projetos brasileirase as transmitirá para a empresa responsável pela distribuição da energia. Esse aparelhoserá conectado em um ponto estratégico do sistema, priorizando a instalação no consu-midor final. Alguns benefícios de instalação desses medidores são o melhor entendimentodo consumo de energia, maior exatidão do faturamento e adoção de bandeiras tarifáriasdinâmicas. A confiabilidade e a integração desses sistemas serão o ponto focal do projeto.Criando um sistema robusto e fornecedor de dados confiáveis para o cliente e empresadistribuidora. Também mostrando-se uma oportunidade de mercado para empresas queatualmente produzem medidores analógicos atualizarem o seu produto para era digital.

Palavras-chaves: Redes Inteligentes; Medidores Inteligentes; Qualidade de Energia; SmartMeter ; Smart Grid.

AbstractThe smart grids are based on interactive communication between all the parts of the powergrid. They connect large and small decentralized units of generation with consumers toform a broad framework. Thus, controling the generation of power and avoiding over-loading the grid, since it’s only generated as much energy as needed. One of the mostimportant components in the smart grid is the device that collects information for trans-mission, distribution and generation companies, called smart meters. These devices canbe connected at various points of the grid. Given this scenario, this companies projectproposes the development of a device that will collect consumption, quality and failure in-formation in the power grid, following the Brazilian standards, and send it to the companyresponsible for the distribution of electricity. These devices will be connected in strategicpoints, giving priority to the installation at the end user. The reliability and integrationof these systems will be the focal point of the project. Also, demonstrate to the marketcompanies an opportunity, for updating their analogue meter to the digital era.

Key-words: Smart Grid; Smart Meter ; Energy Quality ; Electronic Energy Meter.

Lista de ilustrações

Figura 1 – Abrangência do modelo de redes inteligentes, (3M, 2016) . . . . . . . . 27Figura 2 – Modelo de controle aperfeiçoado contra danos ou falhas na aeronave

F15 (AMIN S.M. MASSOUD WOLLENBERG, 2005) . . . . . . . . . . 28Figura 3 – Pontos de integração da rede inteligente (AMPLA, 2016) . . . . . . . . 29Figura 4 – Cenário mundial do emprego de Redes Inteligentes, (MAPS, 2016) . . . 31Figura 5 – Comparação entre medição tradicional e inteligente, (ZHENG DA-

VID GAO, 2013) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35Figura 6 – Exemplo de arquitetura básica de um medidor inteligente, (INSTRU-

MENTS, 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39Figura 7 – Exemplo de topologia de conversores a capacitores chaveados , (MAR-

TINS, 2013) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41Figura 8 – Faixas de tensão em relação à de referência, (ANEEL, 2016) . . . . . . 43Figura 9 – Circuito para medição de tensão, (BASILE STEFAN SCHAUER, 2015) 43Figura 10 – Circuito para medição de tensão, (BASILE STEFAN SCHAUER, 2015) 44Figura 11 – Sensor medidor de corrente SCT-013, (TECHNOLOGY, 2011) . . . . . 45Figura 12 – Diagrama de um sistema de medição remota, (LAMIN, 2009) . . . . . 46Figura 13 – Exemplo de tipos de comunicação usados em redes inteligentes, (LA-

MIN, 2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47Figura 14 – Diagrama de um sistema de comunicação Mesh, (LAMIN, 2009) . . . . 50Figura 15 – Categorias e características tipicas de variações em sistemas elétricos

resultantes de fenômenos eletromagnéticos, (IEEE, 2009) . . . . . . . . 57Figura 16 – Interpretação física dos distúrbios , (OLIVEIRA, 2015) . . . . . . . . . 58Figura 17 – A queda de um raio na rede pode causar transientes impulsivos, (IEEE,

2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Figura 18 – Transiente oscilatório de baixa frequência causado pela energização de

um banco de capacitores, (IEEE, 2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59Figura 19 – Variação momentânea devido a uma falha na transmissão com religa-

mento subsequente, (IEEE, 2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60Figura 20 – Queda de tensão, Dips, causado pelo acionamento de um motor elétrico,

(IEEE, 2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60Figura 21 – Queda de tensão, Swell, causado por uma falha entre a fase e o neutro,

(IEEE, 2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61Figura 22 – Comparação entre os fasores originais e suas componentes em um sis-

tema trifásico, sequência positiva(1) e negativa(2), (FORTESCUE, 1918) 62Figura 23 – Formato de onda da corrente e análise espectral, (IEEE, 2009) . . . . . 63

Figura 24 – Análise espectral de harmônicas geradas por um computador, (OLI-VEIRA, 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Figura 25 – Análise espectral de harmônicas geradas por um aparelho televisor,(OLIVEIRA, 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Figura 26 – Análise espectral de harmônicas geradas por um forno de micro-ondas,(OLIVEIRA, 2015) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Figura 27 – Flutuação senoidal da onda de tensão, (IEEE, 2009) . . . . . . . . . . 66Figura 28 – Placa Raspberry Pi, (FOUNDATION, 2016) . . . . . . . . . . . . . . . 71Figura 29 – Medidor inteligente usando MSP430F677x, (INSTRUMENTS, 2016) . 71Figura 30 – Esquema de um aplicação usando Bluemix c○, (IBM, 2016) . . . . . . . 72Figura 31 – Típica conexão para medição em um medidor inteligente, (INSTRU-

MENTS, 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73Figura 32 – Circuito para adequação do sinal da rede para medição, (INSTRU-

MENTS, 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73Figura 33 – Circuito para medir de corrente com o sensor SCT-013, (INSTRU-

MENTS, 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74Figura 34 – Diagrama de blocos de um conversor ΣΔ de primeira ordem, (SOUSA

VOLKER MAUER, 2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75Figura 35 – Diagrama de blocos para o desenvolvimento em FPGA, (SOUSA VOL-

KER MAUER, 2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75Figura 36 – Módulo GMS/GPRS, (SIMCOM, 2016) . . . . . . . . . . . . . . . . . 76Figura 37 – Cronograma de atividades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

Lista de abreviaturas e siglas

𝑇𝐶𝐶 Trabalho de Conclusão de Curso

𝐺𝑊ℎ Gigawatt hora

𝐾𝑊ℎ Kilowatt hora

𝑀𝑀𝐸 Ministério de Minas e Energia

𝐸𝑃𝐸 Empresa de Pesquisa Energética

𝑁𝐵𝑅 Norma Brasileira

𝐴𝐵𝑁𝑇 Assossiação Brasileira de Normas Técnicas

𝐸𝑈𝐴 Estados Unidos da América

𝐼𝐸𝐸𝐸 Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos

𝑃𝐿𝐶 Power Line Communication

𝐶𝐸𝑀𝐼𝐺 Companhia Elétrica de Minas Gerais

𝐴𝑀𝐼 Advanced Metering Infrastructure

𝐴𝑀𝐷 Advanced Metering Device

𝑅𝐹 Radio Frequency

𝐺𝑃𝑅𝑆 General Packet Radio Services

𝐿𝐴𝑁 Local Area Network

𝑊𝐴𝑁 Wide Area Network

𝐷𝑃𝑅 Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária

𝐷𝑅𝐶 Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica

𝐴𝑁𝐸𝐸𝐿 Agência Nacional de Energia Elétrica

𝑆𝑊𝐺 Standard Wire Gauge

𝐴 ampère

𝑉 volts

𝑄 Fator de Qualidade

𝑅𝑀𝑆 Valor eficaz

𝐻𝑧 Hertz

Lista de símbolos

𝑃 Potência

𝐶 Capacitor

𝑅 Resistor

𝐿 Indutor

𝑍 Impedância

𝑉 Tensão

𝐼 Corrente

Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231.1 Contextualização . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231.1.1 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251.1.1.1 Objetivo Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251.1.1.2 Objetivos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251.1.2 Contribuição do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251.1.3 Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1 Redes Inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.1 Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.2 Geração de Energia Elétrica no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.1.3 Redes Inteligentes no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.1.3.1 Análise Regulatória . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.1.3.2 Projeto Energia + . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.1.3.3 Projeto Cidades do Futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.1.3.4 Projeto Cidade Inteligente - Búzios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.1.3.5 Considerações Finais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.2 Medidor Inteligente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.2.1 Normas Brasileiras para Medidores de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . 372.2.2 Advanced Metering Infrastructure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.2.3 Arquitetura de um Smart Meter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.2.4 Alimentação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.2.5 Bateria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412.2.6 Real Time Clock . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422.2.7 Tensão de Referência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422.2.8 Entradas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 422.2.8.1 Entrada de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432.2.8.2 Entrada de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.2.9 Conversores Analógico Digital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.2.10 Chave de Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452.2.11 Tecnologias de comunicação para medidores inteligentes . . . . . . . . . . 462.2.11.1 Power Line Carrier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.2.11.2 Fibra óptica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.2.11.3 Global System for Mobile Communications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

2.2.11.4 General Packet Radio Service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492.2.11.5 Local Area Network . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492.2.11.6 Mesh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492.2.11.7 ZigBee . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 502.2.12 Leitura, Registro, Compartilhamento e Disponibilização de Informações de

medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 512.2.12.1 Procedimentos de leitura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 512.2.12.2 Procedimento tratamento das informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522.2.12.3 Intercâmbio de informações de medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.2.13 Medidores inteligentes comerciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.2.13.1 General Electric (GE) Company . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.2.13.2 Itron Company . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.3 Qualidade de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562.3.1 Transientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 562.3.1.1 Transientes impulsivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 572.3.1.2 Transientes oscilatórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 582.3.2 Variações curtas em RMS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592.3.3 Longas variações em RMS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592.3.4 Desequilíbrio de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 612.3.5 Distorção de forma de onda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 612.3.5.1 DC offset . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 622.3.5.2 Harmônicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 622.3.5.3 Inter-Harmônicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 632.3.5.4 Notching . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 642.3.5.5 Ruído . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 642.3.6 Flutuação de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 662.3.7 Variação da frequência fundamental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

3 SISTEMA PROPOSTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 693.1 Arquitetura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 703.1.1 Processamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 703.1.2 Aplicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 713.1.3 Entradas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 723.1.4 Conversor Analógico Digital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 743.1.5 Módulo de Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

4 DISCUSSÕES E PRÓXIMOS PASSOS . . . . . . . . . . . . . . . . 774.1 Discussões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 774.2 Cronograma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 774.2.1 Concepção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

4.2.2 Montagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 784.2.3 Teste em bancada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 794.2.4 Análise dos resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

23

1 Introdução

1.1 Contextualização

A eletricidade é essencial para a sociedade moderna nos possibilitando usar dispo-sitivos eletroeletrônicos que hoje fazem parte do nosso dia a dia (computadores, televisõese telefones) além de alimentar nossas indústrias, estabelecimentos comerciais e domicílios.Existem aproximadamente 77 milhões de unidades consumidoras no Brasil, na sua mai-oria, 66 milhões, unidades residenciais(EPE, 2015). A demanda de energia elétrica temaumentado principalmente em regiões urbanas. As residências e comércios absorvem jun-tas 222.239 GWh, representando 46,7% do consumo cativo e tiveram um crescimento de13,3% entre os anos de 2013 e 2014(EPE, 2015). Em 2014 no Distrito Federal, o númerode unidades consumidoras era de 980.980, consumindo um total de 6.772 GWh.

Nos últimos cinquenta anos, as redes elétricas não evoluíram o suficiente paraencarar os desafios das mudanças modernas. Ameaças à segurança, possibilidade de uso deenergia alternativa e intermitente, metas de economia de energia para redução de picos dedemanda e controles digitais para aumentar a confiabilidade e abreviar a restauração sãoalguns exemplos de desafios que terão de ser enfrentados nos próximos anos (MME, 2012).As perdas totais da rede também são uma preocupação, essas perdas chegaram a 17.4% noSistema Interligado Nacional (SNI) (EPE, 2015). Um exemplo do atraso tecnológico sãoos medidores de energia elétrica. Os modelos instalados nas unidades consumidoras são,em sua maioria, eletromecânicos em um momento onde os dispositivos estão se tornandodigitais (EPE, 2015).

Agora considere a eletricidade como um produto a ser entregue e reflita sobrequanto os consumidores e companhias de distribuição de energia elétrica conhecem sobreseu comportamento. O consumidor recebe a informação de quantos KWh consumiu emum período fixo de tempo, não sabe a qualidade da energia entregue e muito menos oseu padrão de consumo diário. As distribuidoras tem acesso a mais informações sobre aqualidade de energia, porém são generalizadas e não expressam um retrato singular dosconsumidores.

As redes inteligentes surgiram como uma possível solução para controlar a cres-cente demanda do uso de energia(BARAI SRIDHAR KRISHNAN, 2015). O adjetivointeligente usado para descrever essas redes vem da tradução literal do termo em inglês,Smart Grid. Apesar do termo usado para retratar essa rede passar a ideia de um sistemacognitivo que aprenda e controle-a, o termo é mais bem interpretado com a automação dealgumas respostas de controle. Um melhor termo para descrever essas redes seria "redes

24 Capítulo 1. Introdução

automatizadas com comunicação bidirecional", mas manteremos o termo original para otrabalho. Mesmo assim, a elaboração dessa rede pode levar à redução de custos, com adetecção de furto, eliminação de gastos com medição manual e melhor tempo de respostaa falhas de fornecimento de energia.

Uma parte importante dessa rede são os medidores inteligentes, que consistem emum conjunto de componentes eletrônicos aferindo o consumo de energia elétrica, forne-cendo mais informações quando comparado com um medidor tradicional, e transmitindo-as por algum meio de comunicação(ZHENG DAVID GAO, 2013). As capacidades e funci-onalidades dos medidores inteligentes atualmente utilizados comercialmente são extensas,disponibilizando aos consumidores informações sobre o seu hábito de consumo, para me-lhor controle(LAMIN, 2009). Assim como o termo inteligente usado para descrever a rede,podemos compará-lo ao termo usado para retratar o medidor, ou seja, um equipamentoque automatize algumas funções e possa ser acessado pelo consumidor e distribuidor.

A motivação para uma pesquisa desse tipo, neste Trabalho de Conclusão de Curso(TCC), se baseia na falta de integração entre a unidade consumidora de energia elétricae a distribuidora. A grande dificuldade é criar um sistema robusto que siga as normasbrasileiras e tenha uma relação entre custo e beneficio boa para instalação em larga escala.Será desenvolvido um protótipo de um medidor inteligente para coleta e transmissão dedados relevantes para o consumidor e distribuidor. Diversas etapas são necessárias paraa construção do medidor. As etapas são:

∙ Estágio de medição das características e valores de corrente, tensão;

∙ Tratamento dos dados coletados pelo medidor;

∙ Projeto de um sistema embarcado para controle e processamento;

∙ Transmissão dos dados para uma central concentradora, simulando o envio de dadosda unidade consumidora para a distribuidora;

∙ Prática em um ambiente de testes simulando o comportamento do sistema montado.

Desta forma o protótipo poderá abranger as fases de coleta, tratamento e trans-missão dos dados para controle da energia distribuída.

Pretende-se realizar neste primeiro Trabalho de Conclusão de Curso o estudo devários elementos de medição inteligente, o estado atual das tecnologias relacionadas comredes inteligentes, Advanced Metering Infrastructure (AMI), e o fluxo de dados de mediçãoem redes inteligentes. Além de normas relacionadas a medidores eletrônicos de energia,o formato de medição e transmissão dos dados e funções do Smart Meter atualmentedestacados pelas concessionárias.

1.1. Contextualização 25

1.1.1 Objetivos

1.1.1.1 Objetivo Geral

Desenvolver um protótipo de medidor inteligente com um módulo de comunicaçãosem fio para unidades consumidoras de baixa tensão.

1.1.1.2 Objetivos Específicos

∙ Realizar o levantamento de dados sobre as redes de transmissão e distribuição deenergia elétrica no Brasil;

∙ Realizar o estudo sobre redes inteligentes;

∙ Realizar o estudo sobre Qualidade de Energia Elétrica;

∙ Realizar o estudo sobre os medidores inteligentes comerciais;

∙ Realizar o estudo sobre as Normas Brasileiras (NBR) dedicadas a medição de energiaelétrica;

∙ Analisar e identificar a forma de comunicação apropriada para ser implementado noprojeto;

∙ Identificar o comportamento e falhas da rede elétrica;

∙ Montagem de um protótipo para testes;

∙ Teste do medidor inteligente em ambiente controlado.

1.1.2 Contribuição do Trabalho

A principal contribuição do trabalho é desenvolver uma plataforma de mediçãoeletrônica de energia que não seja voltada para uma única área de aplicação, possibilitandoa aferição em diversos pontos da rede de baixa tensão. Mesmo que o modelo seja voltadopara o meio acadêmico, e, em geral, mais simples, trata-se de uma grande contribuição,pois a maior parte dos sistemas criados é estrangeira e seguem em sua maioria normasinternacionais e não são dedicadas para unidades brasileiras.

1.1.3 Metodologia

Para o desenvolvimento do projeto será realizado o estudo bibliográfico do pro-blema abordado, com isso serão encontradas as possíveis soluções para o protótipo sendonecessária a utilização de algumas ferramentas, computacionais, laboratoriais e de me-dida, para as validações e averiguação da funcionalidade da proposta do projeto e dosestudos que foram desenvolvidos.

26 Capítulo 1. Introdução

Ferramentas utilizadas

∙ Computacionais;

– Matlab R2010a - Será o software utilizado para modelar os parâmetros doprojeto, nele será desenvolvido as contas teóricas e a fundamentação para ofuncionamento do projeto;

– Proteus 7 - Será um dos softwares de simulação de circuitos utilizado, nele serádesenvolvido o projeto do circuito medidor de tensão;

– LTspice IV - Será outro software de simulação de circuitaria que será utilizadopara validar os parâmetros encontrados pelo primeiro Proteus. Com ele pode-seagregar novas variáveis ao circuito e modificar os parâmetros de determinadoscomponentes;

– IBM Bluemix - Será utilizado para o desenvolvimento da aplicação web domedidor;

∙ Laboratoriais;

– Osciloscópio - Será utilizado para visualizar e analisar os sinais medidos peloscircuitos montados para medição;

– Multímetro de bancada – Será utilizado para fazer medidas de indutância,resistência e o teste da continuidade, tudo isto com uma maior precisão. Essesvalores serão úteis para parametrizar a o comportamento do circuito e sensoresusados no projeto;

– Gerador de função – Gerará os sinais de teste para o medidor;

27

2 Fundamentação Teórica

2.1 Redes InteligentesA rede inteligente é um modelo que integra um sistema de comunicação e aferição

digital com a rede tradicional de energia elétrica, automatizando o controle do sistema.Com isso, trata-se não apenas de um sistema de potência, mas também de informações. Arede suporta um monitoramento em tempo real e técnicas para aumentar sua tolerância afalhas e possibilitar previsão de eventos na rede(BARAI SRIDHAR KRISHNAN, 2015).Ela tem como objetivo integrar as informações e dados transmitidos pelos responsáveispela geração (tradicional ou distribuída), transmissão, distribuição e consumo em umaunidade central de processamento de dados para um melhor controle, como vemos naFigura 1.

Figura 1 – Abrangência do modelo de redes inteligentes, (3M, 2016)

2.1.1 Histórico

O termo rede inteligente foi introduzido em 2005 no artigo Toward a Smart Grid.Nele é feita a comparação entre a tecnologia usada em um caça americano F-15 e a rede deenergia nos Estados Unidos da América (EUA). Enquanto o F-15 tinha um dos sistemascomputacionais mais avançados na época, podendo voar com apenas uma das asas casonecessário, a rede de transmissão continha equipamentos obsoletos e falhas podiam ocorrera qualquer momento ocasionando no desligamento de grande parte dos consumidores porlongos períodos(AMIN S.M. MASSOUD WOLLENBERG, 2005).

Essa comparação teve como objetivo melhorar o tempo de resposta a falha narede elétrica, ou seja, diminuir o tempo que um consumidor fica sem energia. O sistema

28 Capítulo 2. Fundamentação Teórica

de detecção de falhas e resposta do caça F15 é baseado em múltiplos diferentes sensoresdistribuídos pelo avião conectados a um sistema de processamento que envia rápidas res-postas de controle, como mostra a Figura 2. Propôs-se projetar um modelo semelhante,um sistema distribuído conectado a um rede central para o melhor controle da rede elé-trica(AMIN S.M. MASSOUD WOLLENBERG, 2005).

Figura 2 – Modelo de controle aperfeiçoado contra danos ou falhas na aeronave F15(AMIN S.M. MASSOUD WOLLENBERG, 2005)

O modelo de redes inteligentes evoluiu consideravelmente com mais de 18.000 pu-blicações no Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos (IEEE). O seu conceitoconverge para um grupo que equipamentos eletrônicos, ligados na rede de transmissão deenergia, água e/ou gás, conectados por uma rede de comunicação que enviam diversos da-dos medidos em tempo real(BARAI SRIDHAR KRISHNAN, 2015). Essa rede inteligenteé um sistema distribuído gerando diversos tipos de dados que são enviados para centraisacumuladoras de informação, geralmente as empresas de distribuição.

O sistema é projetado com a finalidade de ser flexível, altamente automatizado etotalmente integrado sobre os aspectos de controle centralizado, diagnóstico, reparação egestão remota de medidores. A Figura 3 mostra os pontos que o modelo Smart Grid podeadministrar.

Com a evolução e popularização de veículos inteligentes, como carros elétricos,bicicletas elétricas, pontos de recargas públicos e privados observou-se um novo tipo decarga no sistema. Com informações providas pela rede, o consumidor pode escolher omelhor horário para recarregar seu veículo para evitar um alto consumo em momentos depico na rede.

2.1. Redes Inteligentes 29

Figura 3 – Pontos de integração da rede inteligente (AMPLA, 2016)

Outro ponto de gerenciamento é na iluminação pública. Novas tecnologias de microgeração, solar e eólica, de eletricidade possibilitaram que postes de iluminação produzame armazenem energia. Essa nova realidade mostra a necessidade da integração com a redepara o controle de modo a aperfeiçoar o consumo, já que a geração torna-se distribuída.

A geração distribuída, mais detalhada na seção 2.1.2, possibilita que os usuáriosproduzam a própria energia, ou pelo menos parte dela. Essa energia pode ser consumidaou armazenada dependendo da demanda da unidade consumidora. Essa escolha integraa geração, o armazenamento e o gerenciamento da energia. Com uma rede inteligente eintegrada pode-se difundir uma cultura de racionamento e consciência no consumo.

O acompanhamento do consumo em tempo real é de interesse do consumidor edo distribuidor. Ele é viabilizado através de um sistema integrado de monitoração, umacombinação de medidores inteligentes e redes de comunicação. Esses sistemas possibilitamo controle de cargas, o bloqueio de aparelhos em horário de picos de energia, assim comodesligamento em situação de flutuação de tensão e programação direta pelo usuário finalpara uso de energia no melhor horário.

Por último, temos o esqueleto da rede, composto pelos medidores inteligentes e arede de comunicação(LEITE, 2013). O medidor eletrônico inteligente permite o controlede energia, o corte e religação remotos, coleta de dados e segurança da rede contra furtosde energia. É um sistema robusto capaz de gerenciar um fluxo intenso de informações,confiável, projetado para suportar as situações mais críticas da rede e escalável, capaz deabranger uma grande quantidade de equipamentos e a expansão da rede. Integrado com


a possibilidade de utilização de vários tipos de tecnologia como fibra ótica, Wi-Fi, Mesh,rádio, GPRS e PLC. Controlado por uma central de operações com funcionalidades detodo o sistema de medição(CAPUA GIANLUCA LIPARI, 2014).

2.1.2 Geração de Energia Elétrica no Brasil

Podemos ver na Tabela 1 a capacidade instalada de geração de energia elétricano Brasil. Em tal arquitetura, a energia flui de maneira unidirecional, desde o produtoraté o usuário, que, neste caso, tem apenas um papel passivo como consumidor de energiasimples. Esse macro sistema pode ser divido em alguns subsistemas, sendo eles produção,transmissão, distribuição e usuários(CAPUA GIANLUCA LIPARI, 2014).

As principais maneiras de geração energia no Brasil são por meio de usinas hi-droelétricas e termoelétricas, as quais representam mais de 80% da geração. Entretanto,um crescimento significativo na geração distribuída em relação as matrizes energéticastradicionais tem chamado à atenção.

A geração distribuída representa um modo diferente de pensar e gerir a rede deenergia, não mais, ou não só, com base em grandes usinas conectadas a redes extensas,mas em pequenas unidades de média de produção (centrais eólicas, solar, biomassa e co-geradores), geograficamente distribuídas e ligadas diretamente aos consumidores ou deoutro modo para as redes de baixa tensão. Nos últimos anos tem havido um crescimentosignificativo na difusão de sistemas de energias renováveis, entre 2013 e 2014 cresceramrespectivamente 122% e 200% a geração por meio de usinas eólicas e solares(EPE, 2015).Os tipos mais comuns de plantas renováveis são: sistemas fotovoltaicos, de energia eólicapequenas e usinas de biomassa(CAPUA GIANLUCA LIPARI, 2014).

A geração distribuída traz um novo desafio à rede elétrica. A rede deixa de terconsumidores passivos, que apenas consomem energia, e passa a ter novos micros gera-dores. Essa rede ativa é que a rede inteligente tem capacidade de gerenciar e regular aeletricidade que flui de forma descontínua e bidirecional.

Implantar uma rede inteligente de energia vai além da instalação de medidoreseletrônicos com mais funcionalidades. Essa modernização exige a construção de uma pla-taforma de telecomunicações e sistemas computacionais conhecidas como Advanced Mete-ring Infrastructure (AMI). A implantação dessa infraestrutura significa um novo patamarde relacionamento entre os consumidores e as empresas distribuidoras.

2.1.3 Redes Inteligentes no Brasil

As redes inteligentes já estão sendo implementadas em diversos lugares do mundocomo é mostrado na Figura 4. O mapa confirma a forte tendência de utilização de me-didores eletrônicos no setor elétrico: os marcadores vermelhos ilustram local onde existe


Tabela 1 – Capacidade instalada de geração elétrica no Brasil (MW) (EPE, 2015)

Ano 2010 2011 2012 2013 2014 Participação %

Usinas Hidroelétricas 77.090 78.347 79.956 81.132 84.095 62,8Usinas Termoelétricas 29.689 31.243 32.778 36.528 37.827 28,2Pequena Central Hidroelétrica 3.428 3.896 4.101 4.620 4.790 3,6Central Geradora Hidroelétrica 185 216 236 266 308 0,2Usinas Nucleares 2.007 2.007 2.007 1.990 1.990 1,5Usinas Eólicas 927 1.426 1.894 2.202 4.888 3,7Energia Solar 1 1 2 5 15 0,0

Total 113.327 117.136 120.974 126.743 133.913 100

a implantação de medição de energia elétrica, enquanto os marcadores verdes e azuisilustram medidores eletrônicos de gás e água, respectivamente.

Figura 4 – Cenário mundial do emprego de Redes Inteligentes, (MAPS, 2016)

2.1.3.1 Análise Regulatória

A norma que diz a respeito desse sistema no Brasil tem uma abordagem políticadiferente do restante do mundo. Especialmente porque não esta integrada com nenhumtipo de política pública, seja relacionada a mudanças climáticas ou a redes inteligentes.


Todos os trabalhos de regularização estão sendo dirigidos pela ANEEL e o avanço estárestrito ao setor elétrico, o que pode apresentar um risco para as aplicações no futuro.

O principal objetivo, que levou a edição da Resolução Normativa 502/2012 (RN502/12) para regularizar essa nova tendência, foi para estabelecer a tarifa branca no país.De acordo com o novo regime aprovado em 2012, taxas mais caras devem ser cobradaspela energia nos horários de pico na demanda, para assim diminuir o consumo de energia.Esse regime foi criado para corresponder, mais precisamente, o preço com os custos dosserviços em diferentes períodos de consumo, transferindo o consumo para quando é maisbarato. Desta forma, ajudando a reduzir os custos médios totais para os consumidorese aumentar a eficiência das redes de distribuição, o que poderia diminuir os gastos cominvestimentos de expansão enquanto mantendo as tarifas razoáveis(CARVALHO, 2015).

As funcionalidades dos novos medidores foram primeiro consideradas em 2012por meio da Audiência Pública 043/2010 realizada pela ANEEL com a finalidade dereceber contribuições em relação a RN 5002/12. Os debates envolveram tópicos sobreparâmetros físicos, como níveis de tensão, potência ativa e reativa consumida, assim comoparâmetros relacionados com a continuidade do serviço prestado. Depois de considerareme decidirem sobre as sugestões que seriam aceitas, porém longe de terminar definição sobreas funcionalidades mínimas, a RN502/12 foi publicada(CARVALHO, 2015).

De acordo com a norma, dois tipos de medidores com diferentes funcionalidadespodem ser instalados. O primeiro tipo atende os consumidores tipo B (residências, co-mércios, indústrias e zonas rurais conectados a rede de baixa tensão) que podem escolheradotar a tarifa branca. Os distribuidores são obrigados a prover o medidor sem nenhumcusto inicial. Ele deve medir o consumo ativo com pelo menos quatro períodos de preci-ficação e mostrar o consumo acumulado de energia, assim como os preços dos períodos.O outro tipo de medidor tem as mesmas funcionalidades do anterior e provê informaçõesextras:

∙ Dados sobre tensão e corrente elétrica;

∙ Dados de consumo;

∙ Preços válidos para diferentes períodos, caso preço dinâmico seja adotado;

∙ Datas e tempo de no mínimo 100 interrupções de energia, tanto longas quantocurtas;

∙ Indicadores sobre a duração de tensão precária (DRP) e duração de transgressãorelativa (DRC) para tensões críticas.

Nenhuma avaliação econômica é considerada e independentemente do tipo de me-didor inteligente, a instalação é exclusivamente a critério dos consumidores que escolherem


juntar-se a tarifa branca ou escolher a pagar por um novo medidor. Os fornecedores sãototalmente responsáveis pela manipulação de dados e devem cumprir, com todos os con-sumidores, o direito fundamental à proteção de dados pessoais encontrados nos termos daConstituição Federal. De acordo com o acima exposto, a ANEEL também regulou sobrePower Line Communications, permitindo que a rede elétrica a ser usada por serviços detelecomunicações, que também suporta fornecedores para transmitir dados em tempo reale controlar remotamente os serviços(CARVALHO, 2015).

2.1.3.2 Projeto Energia +

Um dos maiores projetos de redes inteligentes no Brasil é chamado Energia +. Elefoi criado para melhorar a performance operacional, financeira e a governança corporativadas seis empresas de distribuição da Eletrobras (Eletrobras Amazonas Energia, Eletro-bras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Acre, Eletrobras Distribuição Piauí,Eletrobras Distribuição Rondônia e Eletrobras Distribuição Roraima). O projeto prevêa implantação de um conjunto de ações para redução das perdas elétricas, aumento dastaxas de arrecadação e melhoria da qualidade do serviço prestado para os consumidoresde energia elétrica. O projeto é dividido em duas partes, a primeira visando reduzir asperdas totais e melhorar a qualidade do serviço e a segunda fortalecer a instituição.

O projeto será responsável por atender 146.475 unidades consumidoras, tanto emmédia tensão quanto em baixa tensão. O medidores analógicos foram substituídos pordigitais ELO 2113. Que enviam as informações aferidas por uma rede mesh 3G ou atra-vés de Power Line Communication(PCL). Os dados são concentrados em cada uma dascompanhias distribuidoras e posteriormente enviados para sede do projeto em Brasília.

2.1.3.3 Projeto Cidades do Futuro

O projeto Cidades do Futuro é desenvolvido pela Companhia Elétrica de MinasGerais (CEMIG) e consiste na criação de uma rede inteligente na cidade de Sete Lagoas,no estado de Minas Gerais. Os primeiros passos da implementação do projeto piloto serãomarcados pela modernização dos sistemas de medição compreendendo, além dos medido-res, sistemas de telecomunicações que permitam a troca de dados entre os equipamentosem campo e os sistemas computacionais instalados na CEMIG.

O consumidor poderá gerenciar como usa a energia enquanto ela é utilizada, po-dendo reduzir, assim, seu consumo. Além disso, poderá gerar energia em suas residênciasa partir de painéis solares fotovoltaicos, por exemplo. Fortalecendo a relação com os con-sumidores melhorando a qualidade e a eficiência da distribuição de energia.

Em uma amostra de 1.100 unidades consumidoras, onde medidores eletromecânicosforam substituídos por eletrônicos, o aumento de faturamento foi de 1,3%, analisando-seas médias mensais de seis meses anteriores à instalação e dos 6 meses posteriores, além de


fatores relacionados à sazonalidade, quando aplicáveis (CEMIG, 2016). Tal fato é devido àmenor corrente de partida do equipamento eletrônico, o que resulta em maior sensibilidadea pequenas cargas, redução de furtos e a conscientização do usuário.

2.1.3.4 Projeto Cidade Inteligente - Búzios

Concessionária de distribuição de energia elétrica pertencente ao Grupo Enel, aAmpla Energia e Serviços S.A atende cerca de 2,8 milhões de clientes residenciais, comer-ciais e industriais em 66 municípios do Rio de Janeiro, que representam 73% do territóriodo Estado, com a cobertura de uma área de 32.188 𝑘𝑚2. A Região Metropolitana deNiterói e São Gonçalo e os municípios de Itaboraí e Magé concentram a maior parte dosclientes da distribuidora, que são, ao todo, sete milhões de pessoas (AMPLA, 2016).

A Ampla criou na cidade de Búzios o Projeto Cidade Inteligente. Esse projeto temcomo objetivos a diminuição do impacto ambiental do consumo energético contribuindopara redução de emissões de CO2, favorecendo o aumento das energias renováveis e dandoao consumidor informações sobre a eficiência de seu consumo. Demonstrar o protagonismoque o consumidor tem na participação ativa na cadeia de valor da gestão de energia,favorecendo a criação de uma consciência socioambiental. Por fim, reduzir as perdas deenergia que acontecem nas linhas de transmissão e distribuição de energia, especialmenteem horários de pico, evitando a necessidade de ampliar a capacidade da rede.

A cidade tem 10.363 clientes, envolvendo indústrias, residências e comércios con-sumindo 55 GWh por ano. A previsão é a instalação de medidores inteligentes em cadaunidade consumidora com dois pontos de automação da linha de transmissão.

2.1.3.5 Considerações Finais

As experiências de implantação de redes inteligentes demonstram que esse conceitovaria de um lugar para o outro, de acordo com as necessidades de cada empresa. Paraconcessionaria, uma rede é considerada inteligente se propiciar a redução custos opera-cionais. No Brasil, o conceito vem sendo desenvolvido no sentido de reduzir perdas nãotécnicas, aumentar a confiabilidade da rede e assegurar o crescimento da carga.

Com o foco de garantir o crescimento da carga com robustez e modicidade tarifária,as redes inteligentes viabilizam a implantação da tarifa horária para consumidores debaixa tensão. Mas é preciso, inicialmente, promover a modernização dos equipamentos demedição atualmente instalados(LEITE, 2013).

2.2. Medidor Inteligente 35

2.2 Medidor Inteligente

A implementação de redes e medidores inteligentes pode ser uma possível solu-ção para a redução da demanda de energia, gestão eficiente na geração e otimização dagestão de recursos. Os medidores inteligentes tem capacidade de realizar uma sofisticadamedição, cálculos, calibração e comunicação através de hardware e software. Para inte-roperabilidade dentro da infraestrutura dessa rede, medidores inteligentes são projetadospara realizar funções programáveis, armazenar e transmitir dados de acordo com deter-minados padrões(BARAI SRIDHAR KRISHNAN, 2015).

A Figura 5 mostra a comparação entre a medição tradicional de energia e a inteli-gente. Observa-se que a complexidade do sistema inteligente é maior, porém ele conseguegerar mais informações em uma maior frequência. Enquanto no sistema tradicional a me-dição ocorre uma vez a cada mês, e apenas para o faturamento, o modelo inteligentealimenta um banco de dados que é utilizado para melhorar o serviço prestado pela distri-buidora e facilitar o controle de gasto por parte do consumidor. Além de realizar todasas funções de um medidor tradicional, medidores inteligentes podem ser usados comosensores em toda a rede de distribuição.

Figura 5 – Comparação entre medição tradicional e inteligente, (ZHENG DAVID GAO,2013)

Os medidores inteligentes podem fornecer informações, em maior frequência, sobreperíodo pico ou fora de pico e padrão de uso de energia utilizando comunicação bidimen-sional entre o sistema de ponta e gestor do consumidor. Os consumidores podem reduziras contas de energia elétrica e os distribuidores podem gerir melhor o seu mercado. Por-tanto, a utilização do medidor inteligente está aumentando em um ritmo elevado(ZHENGDAVID GAO, 2013). Algumas funções típicas dos medidores são:


∙ Comunicação bidirecional;

∙ Coleta de dados;

∙ Gravação de dados;

∙ Armazenamento de dados;

∙ Controle de carga;

∙ Programação;

∙ Segurança;

∙ Exibição de dados, por meio de displays;

∙ Faturação;

Existem também benefícios para cada uma das classes envolvidas no consumo,distribuição e regulação da energia.

∙ Benefícios para o consumidor final:

– Mostra os dados do cliente sobre seu hábito de uso de energia elétrica;

– Faturamento mais preciso e temporal do consumo de energia;

– Detalha o melhor horário de uso de equipamentos no período de pico.

– Facilita o consumidor a mudar seu hábito de consumo e diminuí-lo;

– Simplifica a integração com geradores de energia particulares;

∙ Benefícios para a companhia distribuidora:

– Melhoria e economia no sistema de leitura e de faturamento, tornando-o auto-matizado;

– Prove a capacidade melhor gerenciamento durante períodos de pico de carga;

– Uso mais eficiente dos recursos energéticos e da rede;

– Oferece novo modelo tarifário no mercado da eletricidade, como a bandeirabranca.

– Melhora na gestão de carga no transformador da linha de transmissão;

∙ Benefícios para o Governo e Agências Reguladoras;

– Estimula a economia com investimento na modernização da rede de distribuiçãode energia elétrica;


– Melhora as condições ambientais reduzindo a emissão de 𝐶𝑂2 com a diminuiçãona geração;

– Estimula a redução no consumo através da conscientização dos usuários sobreseu padrão de uso de energia;

– Melhora a previsão sobre carga e prevenção de black-outs em larga escala;

– Melhora e resiliência e eficiência do serviço;

2.2.1 Normas Brasileiras para Medidores de Energia Elétrica

No Brasil, a ANEEL instaurou a Audiência Pública no 043/2010 para discutir omodelo de medidor a ser instalado nas residências e estabelecimentos comerciais e indus-triais atendidos em baixa tensão. Pela minuta levada ao debate na Audiência, as grandezasmedidas deverão abranger, no mínimo, a energia ativa, a reativa e a tensão de forneci-mento. Como funcionalidades, a Agência propõe que os medidores possam registrar oinício e a duração das interrupções, apurar Duração Relativa da Transgressão de TensãoPrecária (DRP) – e Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica (DRC), registraraté quatro postos tarifários, além de outras a critério de cada concessionária(MME, 2012).Ainda no âmbito da Audiência, foi proposto um sistema de comunicação que tenha capa-cidade de comunicação bidirecional, fazer leituras, suspensão e religação do fornecimentoremotas. Foi proposto que sejam disponibilizadas ao consumidor as informações relativasao consumo de energia elétrica ativa e reativa, além dos dados sobre a continuidade dofornecimento e informar a identificação do posto tarifário em vigor.

Os medidores eletrônicos devem seguir as especificações das normas brasileirasbaseadas nas normas internacionais IEC 60687:1992 e IEC 61036:1990.

∙ NBR 14519 - Medidores eletrônicos de energia elétrica (estáticos) - Especifica-ção(ABNT, 2005);

∙ NBR 14520 - Medidores eletrônicos de energia elétrica (estáticos) - Método de en-saio(ABNT, 2000);

∙ NBR 14521 - Aceitação de lotes de medidores eletrônicos de energia elétrica - Pro-cedimento(ANBT, 2000);

∙ NBR 14522 - Intercâmbio de informações para sistemas de medição de energia elé-trica(ABNT, 2008).

Também precisam seguir as recomendações instauradas pela ANEEL.

∙ PRODIST - Módulo 5 – Sistemas de Medição(ANEEL, 2005);

∙ PRODIST - Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica(ANEEL, 2016).


2.2.2 Advanced Metering Infrastructure

Infraestrutura de medição avançada é o sistema que adiciona camada de comuni-cação na rede inteligente, incluindo o tráfego bidirecional de dados entre usuários finaise distribuidoras. Essa infraestrutura fornece gerenciamento inteligente, melhor manuten-ção, adição e substituição de serviços prestados, o que resulta em melhor qualidade deenergia. AMI consiste em três componentes básicos: dispositivos de medição inteligentesinstalados no consumidor final, módulo de comunicação bidirecional entre o usuário finale distribuidor e software automatizado de operações de processamento de dados(BARAISRIDHAR KRISHNAN, 2015).

2.2.3 Arquitetura de um Smart Meter

A Figura 6 exemplifica um diagrama de blocos que compõe um medidor inteligente.Nesse exemplo, é analisada uma linha monofásica entre a fase e o neutro. Os principaisblocos são o de alimentação, medição, comunicação e controle.

É possível definir alguns pontos necessários analisando o aspecto analógico medi-dor:

∙ Fonte de potência - A fonte permite que o medidor inteligente seja energizado pelaprópria rede por meio de conversores ou transformadores de tensão;

∙ Filtro anti-aliasing - O circuito de contato com a tensão da linha consiste em resisto-res de proteção contra picos, seguidos de divisores de tensão e um filtro passa-baixaRC que age como um filtro anti-aliasing;

∙ Bateria - Uma bateria de backup é mantida caso ocorra uma queda de energia,possibilitando a continuidade da medição;

∙ Real Time Clock - RTC é usado para indicar o momento da medição com precisão;

∙ Medição de Tensão e Corrente - A tensão pode ser medida através de um circuitocomparador ou um divisor de tensão resistivo. A corrente pode ser medida por umtransformador de corrente ou um sensor de corrente;

∙ Conversor analógico digital: A tensão e sinais de corrente medidas são processadospor ADCs, geralmente 𝛴Δ;

∙ Chave de controle - Dispositivo que controlado pela distribuidora que permite a ocorte ou acionamento do fluxo de corrente;

∙ Tensão de referencia - É usada para dar referência a diversos componentes do me-didor, tem que ficar entre um nível aceitável para representar os valores corretos.


Figura 6 – Exemplo de arquitetura básica de um medidor inteligente, (INSTRUMENTS,2016)


Alguns pontos também podem ser determinados observando a parte digital de ummedidor inteligente:

∙ Processador de sinais - Será responsável por receber e tratar dos sinais digitais, jáconvertidos pelo ADC;

∙ Processador de aplicação - Nele são feitos os cálculos e análises dos dados processadospara seu envio ou exibição;

∙ Análise das harmônicas - A análise de harmônicos é realizada para reduzir a perdade transmissão. Três processos de detecção de harmônicos são: usados filtro de bandalimitante, métodos à base de Fourier (FFT) ou tecnologia monitoração em temporeal (ARTM);

∙ Módulo de comunicação - O medidor precisa ter no mínimo um tipo de módulo decomunicação para possibilitar a troca de dados entre o consumidor e a distribuidora.As tecnologias usadas podem ser PLC, RF Mesh, GSM/GPRS, Ethernet, Wi-Fientre outras.

2.2.4 Alimentação

Para funcionar, o medidor eletrônico necessita de uma fonte de alimentação prin-cipal e alimentação de recurso. Para a fonte de alimentação principal de um medidoreletrônico pode usar três tipos de soluções principais(LAMIN, 2009):

∙ Capacitores

– Consumo reduzido de energia ativa e reativa;

– Aquecimento interno reduzido;

– Baixo volume e número de componentes adjacentes;

– Susceptível a avarias causadas pela exposição direta à tensão alternada da rede;

– Problemas ao nível da rigidez dielétrica.

∙ Fonte comutada

– Quando o consumo interno é elevado, é recomendável sua utilização apesar demaior complexidade;

– Elevado número de componentes.

∙ Transformadores

– Solução tradicional de baixo nível tecnológico;


– Peso e volumes elevados, sobretudo em medidores trifásicos

– Solução pouco interessante quando comparada com o custo, peso e desempenhodas outras opções.

Um dos maiores desafios a ser resolvido em um circuito eletrônico é a produçãode baixas tensões DC para alimentação, geradas a partir da rede de baixa tensão. Ummétodo convencional é usar transformadores para reduzir a tensão de 220V AC para umnível aceitável para o circuito e depois retificar a onda. Uma alternativa para diminuir oespaço ocupado pelo circuito é usar capacitores chaveados ou como divisores de tensão.

Conversores a capacitores chaveados podem ser vistos como fontes ideais paraaplicação em sistemas eletrônicos embarcados, tais como telefones celulares, instrumentosmédicos, computadores portáteis, e assim por diante. A Figura 7 apresenta um exemplode conversor a capacitor chaveado.

Figura 7 – Exemplo de topologia de conversores a capacitores chaveados , (MARTINS,2013)

Conversores CC-CC a capacitores chaveados com alta relação entre as tensões deentrada e de saída, tanto abaixadores quanto elevadores, são possíveis soluções para aobtenção de alta eficiência com baixa interferência magnética(MARTINS, 2013). Comer-cialmente existem circuitos integrados a capacitores chaveados de baixa tensao como oLM2750, fabricado pela National Semiconductor, e LM2662.

2.2.5 Bateria

Os medidores eletrônicos dispõem também de uma fonte de alimentação emergen-cial, de forma a manter o medidor em funcionamento e garantir o armazenamento dedados em memória no caso de falha na tensão da rede.

Normalmente, todos os medidores eletrônicos possuem uma pilha de lítio não re-movível e, em complemento, outra opção tecnológica que cumpra a função de fonte de


alimentação, a qual poderá ser, por exemplo, um super capacitor, cujo funcionamentose sobrepõe ao da pilha de lítio até a sua descarga. No entanto, a inclusão de um supercapacitor pode aumentar o custo global do medidor, sobretudo para capacidades eleva-das(LAMIN, 2009).

2.2.6 Real Time Clock

O Real Time Clock (RTC) é o componente responsável pelo adequado registrodas ocorrências, cuja sincronização deve ser possível mesmo na falta de tensão externa dealimentação. O relógio de tempo real pode utilizar um oscilador de cristal de quartzo oumesmo a frequência da rede como sincronizador. Cada uma das configurações tem suasvantagens e desvantagens e a utilização de um ou outro condiciona o tipo de alimentaçãode recurso(LAMIN, 2009).

A existência do relógio possibilita a execução de outras funcionalidades no medidor,como a apuração de indicadores de continuidade e tarifas horárias.

2.2.7 Tensão de Referência

Tensão de atendimento associada às leituras deve ser classificada segundo faixasem torno da tensão de referência (TR) como na Figura 8.

A faixa adequada de tensão de referência, em verde, deve estar entre dois níveisaceitáveis determinados de diferença superior(ΔADSUP) e diferença inferior (ΔADINF).A faixa em amarelo determina um nível precário ficando entre a tensão adequada e atensão crítica, essa faixa é determinada pela diferencia precária superior (ΔPRSUP) einferior (ΔPRINF). Por fim, existe a faixa crítica, em vermelho, que fica além das faixasprecárias.

Onde:

∙ Tensão de Referência (TR);

∙ Faixa Adequada de Tensão (TR – ΔADINF, TR + ΔADSUP);

∙ Faixas Precárias de Tensão (TR + ΔADSUP, TR + ΔADSUP + ΔPRSUP ou TR– ΔADINF – ΔPRINF, TR – ΔADINF);

∙ Faixas Críticas de Tensão (>TR + ΔADSUP + ΔPRSUP ou <TR – ΔADINF –ΔPRINF).

2.2.8 Entradas Analógicas

A rede de energia elétrica no Brasil tem ou 110V ou 220 V de tensão a umafrequência de 60Hz. São necessários circuitos que diminuíam essa tensão, pois os conver-


Figura 8 – Faixas de tensão em relação à de referência, (ANEEL, 2016)

sores analógicos digitais comerciais não suportam tensões tão elevadas, muito menos ascorrentes que podem passar dos 50A em residências.

2.2.8.1 Entrada de Tensão

Uma das possíveis maneiras de se medir tensão é usando o circuito apresentadona Figura 9, desenvolvido para um medidor eletrônico usando um microprocessadorMSP430F6736, vendido pela Texas Instruments. Consiste em um resistor varistor, nãomostrado no esquemático, usado para proteção contra picos de tensão, seguido por umdivisor de tensão resistivo. Também foi implementado um filtro RC passa-baixas, funcio-nando como um filtro anti-alias(BASILE STEFAN SCHAUER, 2015).

Figura 9 – Circuito para medição de tensão, (BASILE STEFAN SCHAUER, 2015)

Nesse caso, a tensão de saída fica entre ±1𝑉 , assim possibilitando a utilização doADC existente no micro controlador MSP430F6736 .


2.2.8.2 Entrada de Corrente

Duas abordagens podem ser usadas para medir corrente, transformadores ou sen-sores de corrente.

A Figura 10 mostra um exemplo de circuito usando transformadores de correntepara regulá-la a nível aceitável e converte-la de um sinal analógico para um digital. Nessemesmo circuito existe um filtro RC passa-baixas com função semelhante ao usado nomedidor de tensão.

Figura 10 – Circuito para medição de tensão, (BASILE STEFAN SCHAUER, 2015)

A Figura 11 mostra um sensor de corrente não-invasivo SCT-013. Esse sensorfunciona de forma semelhante ao transformador de corrente, usando em núcleo de ferritee espiras para reduzir o nível da corrente.

2.2.9 Conversores Analógico Digital

A conversão das medidas realizadas de analógicas para digitais é necessária parao processamento no micro controlador.

Caso o sistema medido seja monofásico, serão necessários dois canais, um para acorrente e outro para tensão em relação ao neutro. Para um sistema bifásico são precisosquatro canais e para um sistema trifásico seis canais. É importante em algumas aferiçõesa medição ne correntes de fuga, para isso é necessário mais um medidor, similar aosmedidores de fase, logo mais um canal é usado para medição.


Figura 11 – Sensor medidor de corrente SCT-013, (TECHNOLOGY, 2011)

A comunicação entre o ADC e o micro controlador pode ocorrer de maneira serialou usando algum protocolo, como 𝐼2𝐶.

De acordo com os procedimentos determinados pela ANEEL, o conversor analógicodigital deve ter uma resolução mínima de 12bits, uma taxa amostral de 16 amostras/cicloe uma precisão de no mínimo 1%(ANEEL, 2016).

2.2.10 Chave de Controle

Um medidor eletrônico pode dispor de um dispositivo de corte e religação de for-necimento, bem como de controle da potência máxima admissível. Três formas principaisde incorporar a função de corte e religação podem ser consideradas, cada uma com assuas vantagens e desvantagens.

∙ Medidor separado do disjuntor

– Simplicidade na conjugação de corte/religação entre o modo manual e remoto;

– Facilidade de aplicação a quase todos os disjuntores do mercado;

– Necessita de cabeamento entre medidor e disjuntor;

– Dificuldades e custos acrescidos em situações em que o medidor está muitoafastado do disjuntor;

– A existência de saída de relé aumenta o custo global do equipamento;

∙ Medidor com disjuntores acoplados

– Possibilidade de realizar o corte e a religação remota ou local;

– Permite regular a potência máxima disponível;

– Ausência de cabeamento;


– Aplicável à maior parte das situações atuais sem necessidade de substituiçãode disjuntores;

– Aumento do custo final do medidor;

∙ Medidor com injeção de corrente no disjuntor diferencial

– Solução mais econômica;

– Simplicidade na conjugação de corte/religação entre o modo manual e remoto;

– Ausência de cabeamento;

– Só funciona com disjuntores diferenciais;

– Necessita de cabeamento;

2.2.11 Tecnologias de comunicação para medidores inteligentes

Sistemas de medidores inteligentes são variados em tecnologia e design, mas ope-ram através de um processo global simples. Eles recolhem dados junto dos consumidoresfinais e transmitem estas informações através de uma Local Area Network (LAN) para ocoletor de dados. Pontos de concentração recebem ainda mais os dados usando a WideArea Network (WAN). Uma vez que a comunicação é bidirecional, sinais ou comandospodem ser enviados diretamente ao medidor instalado no cliente ou em algum ponto dadistribuição (ZHENG DAVID GAO, 2013).

Figura 12 – Diagrama de um sistema de medição remota, (LAMIN, 2009)

Existem diversas maneires de realizar a comunicação entre o consumidor e o dis-tribuidor. Sendo elas:


∙ Power Line Carrier(PLC);

∙ Fibra óptica;

∙ Global System for Mobile Communications(GSM);

∙ General Packet Radio Service(GPRS)

∙ Local Area Network (LAN)

∙ RF Mesh

∙ ZigBee

Em aplicações de redes inteligentes, existem vantagens e desvantagens associadasa cada uma delas. Seu uso é determinado pela distribuidora de energia, baseado emestudos próprios. Escolher entre essas tecnologias requer uma avaliação e analise técnicadas necessidades e evolução do projeto. Entre os pontos a serem considerados estão:

∙ Análise da rede já existente;

∙ Impacto econômico nos consumidores;

∙ Estudo sobre os equipamentos, funcionalidades e requerimentos técnicos;

Podemos ver na Figura 13 como é o esquema da comunicação simplificado entre oconsumidor final e a distribuidora utilizando diversas tecnologias.

Figura 13 – Exemplo de tipos de comunicação usados em redes inteligentes, (LAMIN,2009)


2.2.11.1 Power Line Carrier

Power Line Carrier é um sistema de telecomunicações que utiliza a rede elétricacomo meio de transporte para a comunicação digital e/ou analógica de sinais, com con-sequente fornecimento de serviços como internet, vídeo, voz e dados(LAMIN, 2009).

A distribuidora utiliza a já existe rede de transmissão de energia, reduzindo o custode criar uma nova infraestrutura. Algumas vantagens o custo de transmissão para redesrurais e isoladas, torando acessíveis informações nos locais mais remotos. Porém tambémhá desvantagens, o PLC tem menores larguras de banda e uma velocidade de transmis-são melhor que as redes Wi-Fi, além de serem mais caras em regiões urbanas(ZHENGDAVID GAO, 2013).

PLC pode ser utilizado para encontrar falhas na rede através da força do sinal,também é possível encontrar furtos na rede comparando as energias medidas no trans-formador e no consumidor final(RAO SRINIVAS AKELLA, 2011). Uma das mais inte-ressantes aplicações é combinada com a tecnologia Wi-Fi, tirando proveito das vantagensdas duas(DONG, 2012).

Em relação ao ruído gerado e a interferência no sinal, já existem técnicas paramedi-los e melhorar a transmissão(RAFIEI, 2012).

2.2.11.2 Fibra óptica

A fibra óptica é um filamento flexível de vidro ou de materiais poliméricos comcapacidade de transmitir luz, transportando grandes quantidades de informação (dezenasde milhares de dados em um par de fibras). A tecnologia possui imunidade às interfe-rências eletromagnéticas e atenuação baixa, o que possibilita grandes espaçamentos entrerepetidores.

No Brasil, a empresa Infovias, ramo de telecomunicações do grupo da CEMIG, jáutiliza a estrutura da rede da distribuidora para a implantação de cabos óticos e, atual-mente, já possui mais de 13 mil Km de cabos óticos instalados. Essa estrutura de fibrasóticas, que pode ser utilizada para fins de medição remota da própria CEMIG, atende23 cidades em Minas Gerais e é disponibilizada para as operadoras de telecomunicaçõesque preferem alugar os circuitos da Infovias a investir na infraestrutura de construção deredes(LAMIN, 2009).

2.2.11.3 Global System for Mobile Communications

O Sistema Global para Comunicações Móveis possibilita diversos serviços comtroca de dados e é um padrão aberto bastante disseminado. É uma tecnologia móvel detransmissão sem fio de forma digital que utiliza conjuntos de frequências para realizar atransmissão de dados entre células (pontos da rede).


Uma das vantagens da tecnologia tem sido o baixo custo de infraestrutura cau-sado por competição aberta. Ademais, a facilidade de roaming e a dificuldade de fraudesrepresentam outras vantagens. No setor elétrico, além de medição remota, a tecnologia éutilizada para automação em geral(LAMIN, 2009).

2.2.11.4 General Packet Radio Service

O Serviço Geral de Pacotes por Rádio é uma tecnologia com maiores taxas detransferência de dados quando comparada com redes GSM. A tecnologia permite o trans-porte de dados por comutação por pacotes, onde a informação é dividida em gruposrelacionados entre si antes de ser transmitida e remontada no destinatário. A essênciada rede GPRS é estar sempre conectada, onde os dados possam ser enviados e recebidossempre que necessário(LAMIN, 2009).

Com a expansão da rede GSM/GPRS em todo o território nacional, as distribuido-ras estão testando e colocando em prática sistemas de controle, monitoramento e medição.No Brasil, o setor de distribuição de energia vem se destacando sistemas que possibilitama automatização da medição aliado ao controle de consumo dos usuários e uso estratégicode dados operacionais, além da supervisão e controle do sistema.

2.2.11.5 Local Area Network

A Rede de Área Local – LAN é uma rede de tecnologia de informação utilizadana interface de equipamentos processadores com o intuito de intercâmbio de dados, ouseja, permite a computadores individuais ou outros dispositivos eletrônicos estabeleceremcomunicação entre si, compartilhando recursos e informações(LAMIN, 2009).

Com o desenvolvimento da tecnologia de comunicação sem fio e a evolução deSystems on Chip(SoC) muitas placas de baixo consumo no padrão IEEE 802.15.4 foramcriadas. Esse sistema de comunicação é maduro e tem uma interoperabilidade boa. Redesbaseadas em Wi-Fi tem IP distribuídos pela rede que são facilmente interconectados entreconsumidores. Além de existirem protocolos de segurança bem estabelecidos(JIAN, 2011).

2.2.11.6 Mesh

O medidor inteligente coleta dados medidos no consumidor final e os transmiteatravés de uma rede de rádio sem fio até o concentrador de dados que os envia ao dis-tribuidor. O dado então é processado por meio de vários métodos com a finalidade defaturamento, administração do sistema, recuperação em caso de falhas e outros objetivostanto técnicos quando operacionais(ZHENG DAVID GAO, 2013).

O medidor se comunica com outro por meio de uma LAN, caso existam vários me-didores localizados numa mesma área eles podem trocar informações entre si. A Figura 14


mostra que todos os medidores estão conectados e trocam informações. Caso um medidornão consiga se comunicar com outro, devido a distância entre eles, o dado é passado poroutros medidores até que eles possam se comunicar(ZHENG DAVID GAO, 2013).

Algumas vantagens dessa tecnologia é uma largura de banda grande, latência acei-tável e uma frequência de operação por volta de 915MHz. Porém algumas desvantagens sãoo curto alcance da tecnologia e a topografia da região, que pode interferir no sinal(LAMIN,2009).

Um exemplo é a placa CC110L, um transceptor RF sub-1 GHz, para bandas defrequências de 300-348 MHz, 387-464 MHz e 779-928 MHz. Dois transceptores CC110Ljuntos permitem um link RF bidirecional de baixo custo. O transceptor RF é integradocom um modem de banda base altamente configurável. O modem suporta vários formatosde modulação e tem uma taxa de dados configurável até 600 kbps.

Figura 14 – Diagrama de um sistema de comunicação Mesh, (LAMIN, 2009)

2.2.11.7 ZigBee

Conceitualmente, ZigBee designa um conjunto de especificações para a comuni-cação sem- fio entre dispositivos eletrônicos, com ênfase na baixa potência de operação,na baixa taxa de transmissão de dados e no baixo custo de implantação, funcionandotodos os pontos da rede como retransmissores de informação, constituindo uma malha.A tecnologia possui alcance reduzido, o que determina a necessidade de repetidores paraque a comunicação entre as unidades da rede atinjam o destino final.

Diferentes fabricantes de medidores já produzem equipamentos com sistemas Zig-bee, permitindo múltiplos tipos de medição com comunicação bidirecional. Nos Estados


unidos, várias commodities, incluindo empresas de energia elétrica, gás e água utilizam atecnologia para telemetria(LAMIN, 2009).

2.2.12 Leitura, Registro, Compartilhamento e Disponibilização de Informa-ções de medição

Esta seção estabelece os procedimentos básicos para leitura, registro, compartilha-mento e disponibilização das informações de medição de grandezas elétricas dos agentesconectados ao sistema de distribuição.

2.2.12.1 Procedimentos de leitura

A medição de grandezas elétricas dos consumidores ocorrerá através de leituralocal ou remota dos medidores instalados nas unidades consumidoras.

∙ Leitura local:

– A leitura poderá ser realizada visualmente a partir dos mostradores dos medido-res ou por intermédio da utilização de leitoras/programadoras com transmissãode dados;

– O consumidor deve assegurar o livre acesso dos profissionais, devidamente iden-tificados, aos locais em que os equipamentos de medição estiverem instalados,respeitadas as regras de segurança das instalações;

– A distribuidora deverá organizar e manter atualizado o calendário das respecti-vas datas fixadas para a leitura dos medidores, o qual está sujeito à fiscalizaçãoda ANEEL;

– A distribuidora deverá comunicar ao consumidor, previamente por escrito, asmodificações nas datas do calendário de leitura;

– A distribuidora deverá efetuar as leituras em intervalos de aproximadamente30 dias, observados o mínimo de 27 e o máximo de 33 dias, de acordo com ocalendário respectivo;

– Existindo necessidade de remanejamento de rota ou reprogramação do calen-dário de leitura, excepcionalmente, as leituras poderão ser realizadas em in-tervalos de, no mínimo, 15 e no máximo, 47 dias, devendo a modificação sercomunicada aos consumidores, por escrito, com antecedência mínima de umciclo completo de faturamento.

∙ Leitura remota:

– A distribuidora deverá fornecer a infraestrutura necessária para realização dasleituras, incluindo instalação e configuração dos equipamentos de medição, bem


como a disponibilização dos canais de comunicação para transmissão dos dadoscoletados;

– Excepcionalmente, no caso de leitura remota de consumidores livres, o forne-cimento da infraestrutura será de responsabilidade destes consumidores.

2.2.12.2 Procedimento tratamento das informações

A distribuidora deverá estabelecer um padrão para tratamento das informaçõesrelativas às medições realizadas. Deve ser mantido um banco de dados de medição, con-tendo os dados cadastrais de cada unidade consumidora e as informações referentes àsmedições realizadas. Também deverão disponibilizar, quando solicitado, as informaçõesde medição das leituras realizadas, bem como as constantes dos equipamentos de mediçãoe os cálculos utilizados para geração de fatura dos seus consumidores.

As distribuidoras tem de estar preparadas para disponibilizar, no mínimo, as se-guintes informações relativas aos sistemas de medição para faturamento, exceto para oGrupo B(residências, comércios e zonas rurais) porém é de interesse que esse grupo sejaatendido também.

∙ Demandas de potência;

∙ Consumos de energia elétrica ativa e reativa;

∙ Fator de potência;

∙ Excedentes de energia;

∙ Demandas reativas;

∙ Na falta destes dados, deverá ser informado o critério utilizado na estimativa.

Os medidores de energia elétrica que atuarão no fornecimento de informações paracálculo da curva de carga deverão disponibilizar as seguintes informações:

∙ Medidores eletrônicos com memória de massa de três canais (dados registrados decinco em cinco minutos)

– Energia ativa;

– Energia reativa;

– Tensão em uma das fases.

∙ Medidores eletrônicos com memória de massa de mais de três canais

– Energia ativa;


– Energia reativa indutiva e capacitiva;

– Tensão nas 3 fases;

– Corrente nas 3 fases.

∙ Os medidores de energia que atuarão na aferição da qualidade de energia do sistemade distribuição deverão fornecer as seguintes informações:

– Tensão RMS fase neutro, por fase ou fase-fase;

– Fator de potência;

– Distorções harmônicas;

– Flutuação de tensão;

– Variações de tensão de curta duração;

– Interrupções;.

2.2.12.3 Intercâmbio de informações de medição

As informações armazenadas no banco de dados de medição das distribuidoras de-verão ser disponibilizadas para estudos de planejamento e qualidade da energia na própriadistribuidora ou serem transferidas, quando solicitado, para a ANEEL. Recomendando-sea utilização do formato público descrito na norma NBR 14522(ABNT, 2008).

A distribuidora deverá disponibilizar, no mínimo, os treze últimos históricos deleitura para consulta em tempo real, em meio magnético ou ótico, para fins de fiscalizaçãopela ANEEL e para a consulta dos consumidores. Também deverão garantir em seussistemas de divulgação de informações de medição a confidencialidade dos dados cadastraisdos agentes conectados do seu sistema de distribuição. Por último, deverão armazenar osdados provenientes de medições de campanha referentes ao planejamento da expansão dosistema de distribuição e à aferição da qualidade de energia elétrica. Tais dados serãocomparados com os indicadores de conformidade estabelecidos pela ANEEL e deverão serdisponibilizados para os consumidores(ANEEL, 2005).

2.2.13 Medidores inteligentes comerciais

Muitas companhias produzem atualmente medidores inteligentes. Ela produzemcom base em um mercado crescente e estável. Elas atendem dois tipos de aplicação, aprimeira para unidades comerciais e residenciais e a segunda para unidades industriais.Nessa seção serão descritos alguns dos principais produtos.

2.2.13.1 General Electric (GE) Company

A GE oferece atualmente dois grupos de modelos de medidores inteligentes, um queatende a American National Standard Institute (ANSI) e outro as normas da International


Tabela 2 – Medidores da família I-210Características do Produto I-210+c I-210+ I-210

Níveis de tensão 120V - 240V 120V - 240V 120V - 240VNíveis de Frequência 50Hz - 60Hz 50Hz - 60Hz 50Hz - 60Hz

Acurácia +/- 0,2% +/- 0,2% +/- 0,2%Tensão de operação +/-20% +/-20% +/-20%

Tipo de Comunicação

AMRRF Mesh

PLCGPRS

ARMRF Mesh

PLCARM

Electrotechnical Commission (IEC). Para cada norma, existem medidores que são feitospara uso residencial/comercial ou industrial.

∙ I-210

– Essa família possui três tipos de medidores: I-210+c, I-210+, I-210

– Desenvolvido para aplicações em redes monofásicas residenciais;

∙ KV2c

– Existem dois modelos dessa família: KV2c e KV2c+

– Pode medir tensões de até 600V;

– Tem funções de faturamento em tempo real, monitoramento de dados em temporeal e medição dos quatro quadrantes de potência;

– Desenvolvido para aplicações industriais;

∙ SGM1100 e SGM3000

– Desenvolvido para aplicações residenciais e comerciais;

– Modelos para redes mono e trifásicas;

– Comunicação modular, podendo trocar o tipo de módulo de comunicação;

– Aplicações para integração de micro geração;

2.2.13.2 Itron Company

Os medidores inteligentes da Itron são focados em aplicações residenciais paraclientes que querem atualizar a sua rede de medidores. Os seus produtos tem módulos decomunicação bidirecionais e seguem as normas internacionais para medidores eletrônicos.Uma vantagem desse medidor é a sua memória de massa e possibilidade de fazer updatesde firmware remotamente.


Tabela 3 – Medidores da família KV2cCaracterísticas do Produto KV2c KV2c+

Níveis de tensão 120V - 480V 57V - 120V, 600VNíveis de Frequência 50Hz - 60Hz 50Hz - 60Hz

Acurácia +/- 0,2% +/- 0,2%Tensão de operação +10% até -20% +10% até -20%


AMRRF Mesh

PLCGPRS

ARMRF Mesh

PLCGPRS

Tabela 4 – Medidores da família SGM1100 e SGM3000Características do Produto SGM3000 SGM1100

Níveis de tensão 220V, 230V, 240V 230VNível de corrente 10 A 10 A

Níveis de Frequência 50Hz - 60Hz 50Hz - 60HzAcurácia +/- 0,2% +/- 0,2%

Tensão de operação +/-20% +/-20%Monofásico SGM3011 até SGM3013 SGM1100

Trifásico SGM3030 até SGM30C2


AMRRF Mesh

PLCGPRS

ARMRF Mesh

PLCGPRS

∙ OpenWay

– Maior segurança e uma abordagem confiável para coleta de dados e comunica-ções entre o medidor inteligente e a rede;

– Dados medidos podem ser processados dentro o próprio medidor;

– Possui interface ZigBee;

– Detecção contra fraudes;

∙ Bridge

– A família tem compatibilidade com os softwares proprietários e a rede da Itron;

– Possui um interface mobile, para celulares;

– Medições de qualidade de energia;


Tabela 5 – Modelos de medidores inteligentes da Itron

Características do Produto OpenWay BridgeNíveis de tensão 120V, 240V 120V, 240V

Níveis de Frequência 60Hz 60HzTensão de operação +/-20% +/-20%

Tipo de Comunicação RF MeshZigBee

RF MeshZigBee

2.3 Qualidade de Energia ElétricaA IEEE definiu na norma Std 1159TM-2009 recomendações para monitoramento

de qualidade de energia englobando o as características elétricas de sistemas de energiade corrente alternada monofásicas e polifásicas. Ela inclui descrições consistentes de fenô-menos eletromagnéticos que ocorrem em sistemas de energia. Essa norma recomendadadefinições das condições nominais e desvios destas condições que podem originar dentroda fonte de alimentação, carga ou podem ser originários de interações entre a fonte e acarga. Além disso, esta prática recomendada discute técnicas de medição, de aplicação ea interpretação dos resultados da monitorização(IEEE, 2009).

O termo qualidade de energia refere-se a uma ampla variedade de fenômenos ele-tromagnéticos que caracterizam a tensão e corrente em um determinado tempo e em umadada localização sobre o sistema de energia. A aplicação crescente de equipamentos ele-trônicos que podem causar interferências eletromagnéticas ou que podem ser sensíveis aestes fenômenos, tem aumentado o interesse em qualidade de energia nos últimos anos.

Acompanhando do aumento de problemas de operação está uma variedade detentativas de descrever fenômenos que o geram. Infelizmente, diferentes segmentos dacomunidade envolvida com a rede elétrica têm utilizado terminologias diferentes paradescrever eventos eletromagnéticos. A Figura 15 expande a terminologia que irão serutilizados pela comunidade de qualidade de energia para descrever esses eventos comuns.

Podemos ver alguns pontos analisados para análise de qualidade de energia elétricana Figura 16

2.3.1 Transientes

O termo transientes é usado na análise das variações do sistema de potência amuitos anos. O nome imediatamente evoca a noção de um evento que é indesejável,mas momentâneo por natureza. A definição primária usa a palavra rápida e descrevefrequências até 3 MHz no contexto de avaliação de sistemas em subestações. A noçãode um transitório oscilatório amortecido devido a uma resistor-indutor-capacitor de rede(RLC) é também mencionado, este é o tipo de fenômenos que mais energia engenheirospensam quando ouvem a palavra transitória.

2.3. Qualidade de Energia Elétrica 57

Figura 15 – Categorias e características tipicas de variações em sistemas elétricos resul-tantes de fenômenos eletromagnéticos, (IEEE, 2009)

De um modo geral, transitórios podem ser classificados em duas categorias, im-pulsivos e oscilatórios. Estes termos refletem a forma de onda de corrente ou tensão deum transitório.

2.3.1.1 Transientes impulsivos

Um transiente impulsivo é uma súbita mudança de frequência da condição nominalde tensão, corrente, ou ambos, que é unidirecional em polaridade (positiva ou negativa).Transitórios impulsivos são normalmente caracterizados por seus tempos de subida e de-cadência. Estes fenômenos podem também ser descritos pelo seu conteúdo espectral. Acausa mais comum de transitórios impulsivos é um raio. A Figura 17 ilustra um transi-tório impulsivo atual típico causado por um raio. Devido às altas frequências envolvidas,transitórios impulsivos são amortecidos rapidamente por elementos resistivos do circuito.Eles pode excitar circuitos de ressonância no sistema e produzir transitórios oscilatórios,


Figura 16 – Interpretação física dos distúrbios , (OLIVEIRA, 2015)

descritos na subseção 2.3.1.2.

Figura 17 – A queda de um raio na rede pode causar transientes impulsivos, (IEEE, 2009)

2.3.1.2 Transientes oscilatórios

Um transitório oscilatório é uma súbita mudança de frequência da condição deestado estacionário de tensão, corrente, ou ambos, que inclui ambos os valores de polari-dade positiva e negativa. Um transitório oscilatório consiste de uma tensão ou corrente,cujo valor de polaridade muda rapidamente. É descrito por sua magnitude, a duração e oconteúdo espectral (predominantemente frequência). As subclasses de conteúdo espectral


definidos na Figura 15 são de alta, média e baixa frequência. Os gamas de frequência paraestas classificações são escolhidas para coincidir com tipos comuns de fenômenos transi-tórios oscilatórios sistema de energia. Na caracterização do transitório, é importante paraindicar a magnitude com e sem o componente fundamental. Pode ocorrer na ligação deum banco de capacitores, como é mostrado na Figura 18

Figura 18 – Transiente oscilatório de baixa frequência causado pela energização de umbanco de capacitores, (IEEE, 2009)

2.3.2 Variações curtas em RMS

Variações de tensão de curta duração são quase sempre causadas por condiçõesde falha, a energização de grandes cargas que requerem altas correntes de partida, ouconexões soltas intermitentes na fiação de energia. Dependendo da localização do defeitoe as condições do sistema, a falha pode causar aumentos temporários de tensão (swells),quedas de tensão (dips), ou uma perda completa de tensão (interrupções). A condição defalha pode estar perto ou distante do ponto de interesse. Em ambos os casos, o impactosobre a tensão durante a condição de falha real é uma variação de baixa duração. Altera-ções na corrente que se enquadram nas categorias de duração e magnitude, também estãoincluídas variações em de curta duração.

2.3.3 Longas variações em RMS

Variações de RMS longas duração abrangem desvios de energia por mais de trêsminutos. A ANSI C84.1-2006 especifica as tolerâncias de tensão de estado estacionárioesperados em um sistema de energia. Estas magnitudes estão refletidos na Figura 15.


Figura 19 – Variação momentânea devido a uma falha na transmissão com religamentosubsequente, (IEEE, 2009)

Figura 20 – Queda de tensão, Dips, causado pelo acionamento de um motor elétrico,(IEEE, 2009)


Figura 21 – Queda de tensão, Swell, causado por uma falha entre a fase e o neutro, (IEEE,2009)

Variações de longa duração, são considerados presentes quando estes limites forem ultra-passados por mais de três minutos. Elas porem ser sobre tensões ou subtensões, depen-dendo da causa da variação. Sobre tensões e subtensões geralmente não são o resultadode falhas no sistema, são causados por variações de carga sobre as operações do sistemae de comutação do sistema. Estas variações são caracterizadas por parcelas de voltagemversus tempo RMS.

2.3.4 Desequilíbrio de tensão

Desequilíbrio em um sistema de três fases é definido como a razão da magnitudedo componente de sequência negativa e a magnitude do componente de sequência posi-tiva, expressa como um percentagem. Esta definição pode ser aplicada para a tensão oucorrente. Tipicamente, a tensão de desequilíbrio um sistema trifásico é inferior a 3%. Odesequilíbrio de corrente pode ser consideravelmente mais elevado, especialmente quandocargas monofásicas estão presentes.

2.3.5 Distorção de forma de onda

Distorção de forma de onda é definida como um desvio de estado estacionáriode uma onda senoidal de frequência de potência ideal caracterizado principalmente peloconteúdo espectral do desvio. Existem cinco tipos principais de distorção da forma deonda: variação no nível DC, harmônicas, inter harmônicas, notching e ruído.


Figura 22 – Comparação entre os fasores originais e suas componentes em um sistematrifásico, sequência positiva(1) e negativa(2), (FORTESCUE, 1918)

2.3.5.1 DC offset

A presença de uma corrente ou tensão de corrente contínua em um sistema deenergia de corrente alternada é denominado DC offset. Este fenômeno pode ocorre comoo resultado de uma perturbação geomagnético ou devido ao efeito de retificação de meiaonda. Por exemplo, extensores de vida de lâmpadas incandescentes podem ser constituídoscom diodos que reduzem a tensão fornecida por meio certificação de meia onda. Níveis DCem redes de corrente alternada pode ser prejudicial devido a um aumento saturação dotransformador e aquecimento associado, esforço adicional de isolamento, e outros efeitosadversos.

2.3.5.2 Harmônicas

Harmônicas são tensões ou correntes senoidais com frequências que são múltiplosinteiros da frequência com a qual o sistema é projetado para operar (chamada de frequên-cia fundamental, geralmente 50 Hz ou 60 Hz). Combinado com a voltagem ou correntefundamental, harmônicas produzem distorção da forma de onda.

Distorção harmônica existe devido às características não lineares de dispositivose cargas no sistema de energia. Equipamentos eletrônicos à base de energia são um dosprincipais contribuintes de harmônicos no sistema de potência. Estes dispositivos e cargasgeralmente podem ser modeladas como fontes de corrente que injetam correntes harmô-nicas no sistema de energia. Resultados da distorção de tensão, como estas correntes,causam tensões não lineares caem durante o sistema.

Harmônicas são uma preocupação crescente para muitos clientes e para o sistemade energia global devido ao aumento da aplicação de equipamentos de eletrônica de potên-cia. Níveis de distorção harmônica podem ser caracterizados pelo espectro de harmônica


completa com amplitudes e ângulos de fase de cada componente. Também é comum autilização de uma unidade, Total Harmonic Distortion (THD), como uma medida damagnitude da distorção harmônica.

Figura 23 – Formato de onda da corrente e análise espectral, (IEEE, 2009)

De acordo com o PRODIST, os instrumentos para medição de harmônicos devemconsiderar, para fins de cálculo da distorção total, um faixa de frequência que considerardesde a componente fundamental até no mínimo, a harmônica de ordem 25. Já os Proce-dimentos de Rede do ONS estabelecem a medição de harmônicos de ordem superior ouigual a 50. Enquanto a principal norma vinculada à caracterização de equipamentos demedição, a IEC 61000-4-30(2008), determina que os equipamentos (de Classe A) sejamcapazes de aferir no mínimo até a 50a ordem harmônica em 60Hz, isto é, sinais de 3kHz.

Seguem algumas das interferências geradas por cargas de componentes considera-dos comuns no sistema.

2.3.5.3 Inter-Harmônicas

Tensões ou correntes com componentes de frequência que não são múltiplos inteirosda frequência fundamental são chamados de inter harmônicas. Elas podem aparecer comofrequências discretas ou como um espectro de banda larga. Inter harmônicas podem serencontradas nas redes de todas as classes de tensão.

As principais fontes de distorção são conversores estáticos de frequência, cicloconversores, fornos de indução e dispositivos de arco. Sinais de PLC também podem serconsiderados inter harmônicas.


Figura 24 – Análise espectral de harmônicas geradas por um computador, (OLIVEIRA,2015)

2.3.5.4 Notching

Notching é uma perturbação de tensão periódica provocada pela operação nor-mal de dispositivos eletrônicos de potência quando a corrente é comutada a partir deuma fase para outra. Tensão notching representa um caso especial sendo periódica, mastem uma frequência que é bastante elevada. Assim, ela tem atributos que poderiam serconsiderados ambos de transientes e distorção harmônica. Como fenômeno ocorre simulta-neamente, pode ser caracterizado pelo espectro harmônico da tensão afetada. No entanto,os componentes de frequências associadas com esse efeito podem ser muito elevados e nãosão facilmente caracterizadas com o equipamento de medição normalmente utilizado paraanálise harmônica.

2.3.5.5 Ruído

Ruído são sinais elétricos indesejados com conteúdo espectral de banda larga nor-malmente inferior a 200 kHz sobreposta à tensão do sistema de alimentação, corrente noscondutores de fase, condutores do neutro ou linhas de transmissão. Basicamente, o ruídoconsiste em qualquer distorção indesejada do sinal que não pode ser classificada como


Figura 25 – Análise espectral de harmônicas geradas por um aparelho televisor, (OLI-VEIRA, 2015)

Figura 26 – Análise espectral de harmônicas geradas por um forno de micro-ondas, (OLI-VEIRA, 2015)


distorção harmônica ou transiente.

O ruído em sistemas de energia pode ser causado por dispositivos eletrônicos depotência, circuitos de controle, equipamentos de arco voltaico, cargas com retificadoresde estado sólido e fontes chaveadas. Problemas de ruído são muitas vezes agravados poraterramento inadequado. A faixa de frequência e nível de magnitude do ruído depende dafonte que produz o ruído e das características do sistema. A magnitude típica de ruídoé inferior a 1% da magnitude da tensão. Os problemas causados pelo ruído podem seratenuados usando filtros, transformadores de isolamento e condicionadores de linha.

2.3.6 Flutuação de tensão

Segundo o PRODIST, a flutuação de tensão é uma variação aleatória, repetitivaou esporádica do valor eficaz da tensão. Contudo, as flutuações de tensão podem ser maisbem definidas como variações repetitivas, aleatórias ou esporádicas do envelope da onda detensão, geralmente provocadas pela operação de cargas com características de alteraçõesrápidas e bruscas nas magnitudes das potências ativa e reativa como, por exemplo, devidoa atuação de fornos a arco, laminadores e outros(OLIVEIRA, 2015).

As flutuações de tensão, de uma maneira geral, estão mais fortemente relacionadasas variações bruscas e rápidas na amplitude, mais especificamente, da componente depotência reativa, conforme será, na sequência, equacionado. Vale salientar, que o fenômenoda flutuação de tensão começou, recentemente, a ser analisado sob um novo enfoque,notadamente no que diz respeito à presença de componentes inter harmônicas nos sinaisde tensão das redes de energia elétrica.

Figura 27 – Flutuação senoidal da onda de tensão, (IEEE, 2009)

2.3.7 Variação da frequência fundamental

Variações de frequência de energia são o desvio da frequência fundamental do sis-tema. A frequência estacionária está diretamente relacionada com a velocidade de rotação


dos geradores no sistema. Em qualquer instante, a frequência depende do balanço entre acarga e a capacidade de geração disponível. Quando este equilíbrio dinâmico muda, peque-nas mudanças na frequência ocorrem. O tamanho da mudança depende das característicasda carga e da resposta do sistema de geração para carregar modificações.

Mudanças de frequência instantânea pequenas ocorrem quase continuamente de-vido à comutação de carga. Essas alterações são devidas à mudança de fase nas tensões,como resultado mudando a corrente que flui através da impedância do sistema. Estasvariações de frequências menores são locais, mais pronunciados na carga, e o sistema degeração geralmente não reage a elas.

69

3 Sistema Proposto

O modelo proposto para implementação de um medidor inteligente segue a arqui-tetura analisada na seção 2.2.3 e se baseia nas normas apresentadas na seção 2.2.1.

Primeiro foi definido quais serão as medidas propostas para o protótipo a serdesenvolvido.

∙ Tensão

– RMS [V],

– Fundamental [V];

– THD [%];

∙ Corrente

– RMS [A],

– Fundamental [A];

– THD [%];

∙ Potência

– Ativa [W] e reativa [VAR];

– Aparente [VA];

– Fator de Potência,

∙ Fase

– Entre tensão e corrente [∘],

– Entre fases [∘];

∙ Frequência [Hz]

∙ Offset

– Tensao DC [V],

– Corrente DC [A];

∙ Agregado

– Potência elétrica ativa [W] e reativa [VAR];

– Potência aparente [VA];

70 Capítulo 3. Sistema Proposto

– Corrente [A];

– Data e hora;

∙ Consumo

– Energia importada [kWh];

– Energia exportada [kWh];

– Energia aparente importada [kVAh];

– Energia aparente exportada [kVAh];

– Número e duração de eventos de Sag e Swell;

– Número e duração de interrupções;

∙ Harmônicas

– Espectro em frequência;

– Taxa de distorção harmônica;

∙ Desequilíbrio de tensão

– Componentes simétricas;

– Flutuação de tensão;

3.1 Arquitetura

3.1.1 Processamento

As outras medidas serão feitas todas por meio de software, por isso é necessárioum sistema que consiga processar uma quantidade relativamente grande de processos eter a capacidade de enviar esses dados para os consumidores e distribuidoras.

A escolha do processador ainda não foi definida, mas existem alguns módulosconcorrentes.

∙ Raspberry Pi 3

– Um dos dispositivos mais populares atualmente entre estudantes, profissionaise entusiastas da área de Eletrônica. Possui uma CPU de quatro núcleos ARMv8 com frequência de processamento de 1.2 GHz, 40 pinos GPIO podem serusados para diferentes tipos de comunicação, como 𝐼2𝐶, SPI, serial, etc. Alémde um módulo 802.11n Wireless LAN integrado.

∙ MSP430F677x

3.1. Arquitetura 71

Figura 28 – Placa Raspberry Pi, (FOUNDATION, 2016)

– É uma família de micro processadores específicos para medição polifásicos parasoluções altamente integradas de medidores de energia que oferecem precisão ebaixo custo do sistema com poucos componentes externos. O MSP430F67xx1Ausa a CPU MSP430 de baixa potência com um 32-bit multiplicador para rea-lizar todos os cálculos de energia, aplicações de medição, tais como gestão detarifa, e as comunicações com módulos AMR e AMI.

Figura 29 – Medidor inteligente usando MSP430F677x, (INSTRUMENTS, 2016)

3.1.2 Aplicação

Além do medidor inteligente pretende-se desenvolver uma aplicação para utilizaçãodo distribuidor e consumidor, a escolhida até o momento é IBM Bluemix c○. A plataformaBluemix é um produto de Plataforma como Serviço (PaaS) desenvolvido pela IBM comdiversas APIs voltadas para desenvolvimento e Internet of Things(IoT)(IBM, 2016).


Figura 30 – Esquema de um aplicação usando Bluemix c○, (IBM, 2016)

3.1.3 Entradas Analógicas

A maioria das medidas propostas deriva da corrente e tensão. Suas aferições se-rão um grande foco do projeto, pois quanto melhor for à qualidade e confiabilidade dasmedidas feitas nesses dois quesitos, melhor serão os dados fornecidos aos consumidores edistribuidores.

A Figura 31 mostra a conexão para medição de uma das fases do sistemas, emuma trifásica são necessários três circuitos semelhantes a esse.

O circuito que se pretende usar para medir a tensão é o mostrado na Figura ?? éum amplificador diferenciador. O ganho dele pode ser descrito da seguinte maneira:

𝐺𝑎𝑛ℎ𝑜 = 𝑅8

(𝑅1 + 𝑅2 + 𝑅3)𝐺𝑎𝑛ℎ𝑜 = 22𝑘Ω

(1.2𝑀Ω + 1.2𝑀Ω + 2.2𝑘Ω) = 0.0091

𝑉𝑜𝑢𝑡 = 𝑉 𝑚á𝑥𝑖𝑛 * 𝐺𝑎𝑛ℎ𝑜

𝑉𝑜𝑢𝑡 = 331𝑉 * 0.0091 = 2.8301𝑉

3.1. Arquitetura 73

Figura 31 – Típica conexão para medição em um medidor inteligente, (INSTRUMENTS,2016)

Como existe uma fonte de tensão DC,

𝑉 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙𝑜𝑢𝑡 = (5𝑉 + 2.8301𝑉 )/2 = 3.90155𝑉

Figura 32 – Circuito para adequação do sinal da rede para medição, (INSTRUMENTS,2016)

O medidor usado para corrente será um sensor SCT-013 que pode medir correntesaté 100A. Ele tem como saída uma relação de corrente/33mA. Pode-se montar um circuito


equivalente a Figura 33. Onde a relação corrente/corrente vira corrente/tensão.

Figura 33 – Circuito para medir de corrente com o sensor SCT-013, (INSTRUMENTS,2016)

3.1.4 Conversor Analógico Digital

O conversor analógico digital deve ter no mínimo uma taxa amostral de 16 amos-tras/ciclo, uma resolução de 12 bits e precisão de até 1% da leitura(ANEEL, 2016). Essataxa amostral significa que em uma rede onde a frequência fundamental é 60Hz a frequên-cia de amostragem deve ser de no mínimo 960 amostras/segundo. Entretanto deseja-semedir as harmônicas que compõem o sinal. Para essa aplicação é recomendado uma fre-quencia de amostragem maior que 3000 amostras/segundo(IEEE, 2009).

Foram observadas duas abordagens para solução do problema, a primeira é a com-pra de um conversor comercial que atinja os requisitos e o segundo é o desenvolvimentode um conversor por meio de uma Field Programmable Gate Array (FPGA).

Um exemplo de modelo comercial que pode ser adotado é o ADS1015. Esse conver-sor tem uma resolução de 12 bits e pode chagar a até 3300 amostras/segundo(INSTRUMENTS,2009). Ele possui quatro canais e tem uma interface 𝐼2𝐶 compatível com muitos processa-dores. Porém o uso da interface I2C compromete o processamento de sinais em tempo real,impossibilitando respostas rápidas e dificultando o sincronismo entre os diversos sinais aserem medido.

A segunda solução do problema é mais complexa e trabalhosa, porém permiteque a aplicação tenha respostas rápidas e em tempo real. Ela se baseia em desenvolverum conversor sigma-delta (ΣΔ) em uma FGPA utilizando o mínimo de componentes

3.1. Arquitetura 75

analógicos possíveis. Na Figura 35 vemos um diagrama simplificado de um conversor ΣΔ,é possível descrevê-lo em hardware para execução em FPGA.

Figura 34 – Diagrama de blocos de um conversor ΣΔ de primeira ordem, (SOUSA VOL-KER MAUER, 2004)

Usando módulos de sinalização diferencial de baixa tensão (Low-voltage differen-tial Signaling - LVDS) é possível criar um conversor usando a FPGA. Essa tecnologia quepermite a transmissão de dados único canal em velocidades de transmissor de centenasde megabits por segundo. É principalmente usado para a comunicação digital entre dis-positivos, em velocidades muito altas. Em vez de usar um pino para saída e outro paraentrada, como em dispositivos tradicionais, são usados sinalização diferencial usa dois si-nais complementares, permitindo melhor imunidade a ruído e níveis de tensão menores.Podemos ver um diagrama de blocos demonstrando a implementação em FPGA(SOUSAVOLKER MAUER, 2004).

Figura 35 – Diagrama de blocos para o desenvolvimento em FPGA, (SOUSA VOL-KER MAUER, 2004)

Ainda é necessário um maior estudo sobre essa tecnologia para decidir qual dasduas abordagens vai ser usada para converter o sinal da rede.


3.1.5 Módulo de Comunicação

O módulo de comunicação é essencial para a integração medidor com a rede inte-ligente. Tendo isso em mente, pretende-se usar um módulo GSM/GPRS. Essa escolha sedeve a abrangência desse tipo de comunicação em áreas comercias e residências no Brasil.

O módulo da Figura 36 é capaz de enviar serviços GSM/GPRS em Quad-Band(850/900/1800/1900 MHz) como SMS, voz, dados via Internet, fax em uma placa muitopequena e com baixo consumo de energia. Seu controle é feito via comandos AT (GSM07.07, 07.05 e SIMCOM com comandos AT aprimorados).

Figura 36 – Módulo GMS/GPRS, (SIMCOM, 2016)

77

4 Discussões e Próximos Passos

4.1 Discussões

Depois de efetuado o levantamento de referências bibliográficas, foi possível com-preender a importância de um sistema inteligente para redes de distribuição de energiaelétrica, bem como entender a arquitetura que integra essa estratégia de modelo. O medi-dor inteligente mostrou-se um componente essencial para a rede inteligente, possibilitandoa aquisição e troca de dados entre os consumidores e das companhias distribuidoras deenergia elétrica.

A proposta do trabalho era desenvolver um protótipo de um medidor que pudesseter as mesmas funções de um medidor de energia tradicional além de medir alguns pontosde qualidade de energia elétrica e tivesse uma comunicação bidirecional para atender oGrupo B. Conseguir atender todos os requisitos ditados pelas normas brasileiras e interna-cionais será um desafio grande do trabalho. Mesmo dentro de uma área existem diferentesmodelos para uma mesma aplicação, feitos por diferentes empresas, porem seguindo asnormas.

Uma arquitetura foi sugerida ao final desse trabalho, mas sabe-se que essa solu-ção ainda pode sofrer alterações, principalmente devido à necessidade de utilizar melhoradotar as práticas exigidas pelas normas e como lidar com entradas e saídas analógi-cas. Mesmo que o sistema não apresente os mesmos resultados quando comparado a ummodelo comercial feito especialmente para a aplicação, ainda é possível validar o mesmo.

Aprofundar a arquitetura proposta com a escolha definitiva dos componentes damesma, além da descrição de um desses componentes é uma etapa vital que está sendorealizada e é a primeira das atividades futuras que serão realizadas para a continuaçãodeste trabalho. Assim, torna-se necessário estabelecer as próximas atividades necessáriaspara a continuação do projeto, bem como estabelecer um cronograma para essas atividadesde forma a encaminhar o prosseguimento do projeto.

4.2 Cronograma

Essa seção destacará o cronograma previsto para o desenvolvimento do projeto.Vale destacar que a documentação e escrita para o Trabalho de Conclusão de Curso 2será desenvolvida ao longo de todo período disponível, com expectativa de termino naprimeira semana de dezembro de 2016.

78 Capítulo 4. Discussões e Próximos Passos

4.2.1 Concepção

A primeira parte do cronograma é a finalização dos estudos bibliográficos e daarquitetura do medidor.

∙ Semana 1 - 01/07/2016

– Estudo sobre conversores analógicos digitais em FPGAs;

– Pesquisa de ADCs comerciais;

– Estudo do método de integração com o processador;

∙ Semana 2 - 08/07/2016

– Estudo sobre redes GPRS;

– Pesquisa sobre integração do módulo GPRS com o processador;

∙ Semana 3 - 15/07/2016

– Estudo da NRT 14522;

– Conformidade entre a norma e o método de comunicação;

∙ Semana 4 - 22/07/2016

– Definição da arquitetura do medidor;

– Definição dos componentes para o medidor;

4.2.2 Montagem

A segunda parte do projeto será a montagem dos circuitos e desenvolvimento dosoftware para o processamento dos sinais medidos pelas plataformas analógicas.

∙ Semana 5 - 29/07/2016

– Listagem dos materiais;

– Montagem dos circuitos de entrada de corrente e tensão em protoboard;

∙ Semana 6 - 05/08/2016

– Integração do conversor analógico digital com os circuitos de entrada;

– Integração do conversor com o processador;

∙ Semana 7 - 12/08/2016

– Processamento dos sinais tensão e corrente;

4.2. Cronograma 79

∙ Semana 8 - 19/08/2016

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de tensão por software;

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de corrente por software;

∙ Semana 9 - 26/08/2016

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de potência por software;

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de fase por software;

∙ Semana 10 - 02/09/2016

– Desenvolvimento dos algorítimos para frequência por software;

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de offset por software;

∙ Semana 11 - 09/09/2016

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas agregadas por software;

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de consumo por software;

∙ Semana 12 - 16/09/2016

– Desenvolvimento dos algorítimos para aferição harmônicas por software;

∙ Semana 13 - 23/09/2016

– Desenvolvimento dos algorítimos para medidas de desequilíbrio por software;

∙ Semana 14 - 30/09/2016

– Integração do processador com o módulo GPRS;

4.2.3 Teste em bancada

A terceira parte do projeto será dedicada para os testes do medidor inteligente.

∙ Semana 15 - 07/10/2016

– Definição da metodologia de testes;

– Criação de um roteiro de testes;

∙ Semana 16 - 14/10/2016

– Criação de uma bancada de testes;

∙ Semana 17 - 21/10/2016

80 Capítulo 4. Discussões e Próximos Passos

– Testes e aquisição de dados seguindo metodologia;

∙ Semana 18 - 28/10/2016

– Ajustes, calibração e aferição do medidor;

4.2.4 Análise dos resultados

Nessa última parte serão analisados os resultados dos testes, assim como conclusõessobre o projeto em si.

∙ Semana 19 - 04/11/2016

– Documentação dos resultados;

∙ Semana 20 - 11/11/2016

– Análise dos resultados;

∙ Semana 21 - 18/11/2016

– Conclusão sobre o projeto;

4.2. Cronograma 81

Figura 37 – Cronograma de atividades

83

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