Atualização do conceito de interoperabilidade no setor elétrico brasileiro para sistemas de telemedição e smart grid

Resumo

Introdução

Para enfrentar o desafio encontrado no mercado brasileiro de distribuição de energia, comum a várias concessionárias que é a gestão de perdas comerciais e crescimento da inadimplência. A Light tem feito nas últimas décadas um alto investimento em novas tecnologias, que substituem e atualizam seus processos convencionais de faturamento, cobrança, religação, leitura e combate às perdas. Em sua região a perda comercial caracteriza-se pela fraude em medidores, furtos oriundos de ligações clandestinas e desvios na rede, além das perdas administrativas como erros nos processos das operações comerciais (leitura, cadastro e faturamento), que influencia diretamente nos resultados financeiros da empresa e consequentemente no processo de revisão tarifária. Com o objetivo de reduzir estas perdas, foi implementado em 2008 os projetos de Novas tecnologias, que hoje é conhecido como telemedição.

Em 2009 com a homologação do sistema centralizado iniciou em 2010 o processo de faturamento que fez elevar consideravelmente o faturamento dos clientes que estavam irregulares. Com isso a Light obteve no primeiro momento, o sucesso na redução das perdas de energia apenas com a modernização da medição, saindo de índices de 30% para 5% em áreas de maior poder aquisitivo onde entrou a tecnologia de medidores inteligentes individuais e de 90% para 11% nas áreas mais carentes, que tiveram a medição centralizada. Entretanto, com a redução das perdas e aumento do faturamento, constatou-se que havia degradação da comunicação, seja pela própria tecnologia e vandalismo causados por tentativas de novas fraudes, que anos mais tarde gerou a necessidade em novos investimentos. (SOUZA & SOUZA , SENDI, 2012).

A partir de 2013 , com o acordo firmado entre a distribuidora e ANEEL, de reconhecer a perda na tarifa, houve contrapartida de investir aproximadamente 2 Bilhões de Reais  para reduzir a perda comercial de 45% em 2013 ,para 29% em 2018, a LIGHT investiu no seu projeto de smart grid, tendo como Core Bussiness o combate às perdas comerciais. (Revista Exame 2014)

Com diversas tecnologias apresentadas e MDM de ponta utilizados no mundo inteiro, observaram que havia muito know-how em O&M e gestão da medição, mas com pouca visão em perdas de energia, que era e ainda é o grande desafio a ser enfrentado.

2. Sistema de Telemedição e Redes Inteligentes

            O Sistema de Telemedição da Light com redes inteligentes ganhou tanto protagonismo, que em 2019 a telemedição representava aproxima 25% dos clientes ACR (Ambiente de Contratação Regulada) e ACL (Ambiente de Contratação Livre) e 66% do faturamento.[1]Além de 45% das ações de corte e religamento na baixa tensão. O projeto de telemedição iniciado em 2008 com a medição centralizada e individualizada, teve como próxima etapa da crescente evolução, o projeto smartgrid, pois conforme demonstrado na figura 1, englobaram toda a comunicação e ampliação do monitoramento para as áreas de: Geração própria e terceiros, Fronteiras de intercambio, Mercado Livre, Grupo A Cativo, e grupo B.

Figura 2: esquema da rede de distribuição automatizada

Fonte: apresentação LIGHT no IPEN 2019

O projeto de smarti gride da Light foi construído no tripé: construção de rede inteligentes, automação do sistema de distribuição e medidores inteligentes.

2.1. Redes inteligentes

A telemedição no brasil iniciou na comunicação dos medidores com a tecnologia RF – rádio frequência, que transmite dados pelos espectros eletromagnéticos que utiliza as faixas de frequência das ondas de rádio, a faixa de transmissão encontra-se entre 3 kHz a 300 GHz e que embora possa ter um condutor mecânico, este estudo baseia-se na rede mais comum, rede  sem fio. O outro tido de rede, é a rede PLC, mas é mais usada nas redes locais. A tecnologia PLC (Power Line Comunication) é uma das redes mais utilizadas no mundo, a comunicação é feita através da própria rede elétrica. Está consistida em transmitir dados e voz em banda larga. O princípio do funcionamento é transmitir dados pelos condutores através das ondas magnéticas da frequência na faixa de 1 a 30 MHz, enquanto na rede elétrica do Brasil utiliza-se a faixa de 60 Hz, esta utilização do mesmo condutor em frequências distintas torna os sistemas independentes, ou seja, além de não causarem interferência entre si, a transmissão de dados não é interrompida com a falta de energia. Entretanto a comunicação do campo com a distribuidora são as redes do tipo MAN e WAN, eram exclusivamente pela comunicação GPRS.

Em 2012, quando iniciou a chamadas publicas do projeto, um importante cenário no Rio de janeiro se exacerbava, a falta de investimentos na operadora que vamos chamar de X , até então maior operadora do sistema de telemedição LIGHT e uma das maiores do pais, causava grandes impactos na operação da empresa, juntamente com a terceirização de espaços nas ERBs para outras operadoras, tornavam o sistema GPRS muito arriscado para a expansão da telemedição. Este risco com a chegada da copa do mundo, esperava-se o risco de pane no sistema de telefonia., contribuído para a tomada de decisão, da aquisição de uma rede própria da LIGHT para suportar o projeto de expansão da telemedição.

O modelo de rede escolhida foi a rede RF, onde os rádios dos medidores, IWR, roteadores e coletores criariam uma nuvem de comunicação, onde a comunicação dos dados seria feita através do protocolo IPV6, conforme a figura 2.

Figura 2: Rede de comunicação RF MESH IPV6

Fonte: apresentação LIGHT para FIRJAN 2017

Esta com tecnologia MESH, teria a capacidade de reconfigurar , mesmo com a falta de equipamentos, mantendo a estabilidade e recuperação de pacote de dados.

2.2. Automação do sistema de distribuição

Uma das mais evoluções tecnológicas da rede de distribuição inteligente, foi a capacidade de monitorar os equipamentos como religadores e chaves e com isso permitir que houvesse o sistema self-healing, a rede faria a auto recuperação, isolando ao máximo a falhas na distribuição, melhorando a qualidade de fornecimento e reduzindo os impactos na falta de energia, conforme figura 3.

Figura 3: Automação de câmeras subterrâneas no Rio de Janeiro

Fonte: apresentação LIGHT para FIRJAN 2017

2.3. Medidores Inteligentes

Nos dias atuais, o medidor de consumo mesmo do grupo B, passou de um simples marcador de consumo para uma poderosa ferramenta de combate às perdas de energia, e com novos medidores, a exemplo do que ocorria no grupo A, fornece dados de medição, alarmes e comportamento de carga que possibilitam um monitoramento capaz de identificar de defeitos, fraudes ou comportamentos de consumo incompatíveis com horários ou atividades.

Entretanto, toda essa informação precisa ser, de alguma maneira transportada com segurança (livre de manipulações) e rapidez para serem processadas em tempo hábil, para as concessionárias sinalizarem qualquer indício de irregularidade.

Tendo em vista um cenário, onde o furto de energia vem se especializando tecnologicamente os novos medidores, mesmo da baixa tensão, vem evoluindo na mesma proporção aos alarmes e monitoramento dos eventos, página fiscal e memória de massa que deixaram de ser exclusividade de um nicho e tornando-se essencial ao novo parque. Sendo assim, iremos focar neste capítulo nos dados de medidores que possuem memória de massa, sendo eles disponíveis para clientes do tipo ACL, Média Tensão ou Baixa tensão. Esses medidores, possuem como norma regulamentar a ABNT NBR 14519, que dispõe a respeito das especificações físicas e construtivas do medidor, e a ABNT NBR 14522, que dispõe a respeito do intercâmbio de informações para sistemas de medição de energia elétrica. Sobre esta última que nos basearemos, tendo em vista que nosso interesse se encontra no tamanho digital das informações necessárias aos ensejos da concessionária. (SOUZA, MARINELLI & PIMENTEL 2019)

2.3.1. SISTEMA DE MEDIÇÃO CENTRALIZADA

O Sistema de Medição Centralizada, é um modelo de conjunto de medição para baixa tensão, onde os medidores são protegidos dentro de uma caixa com sensores de abertura de porta denominada CS ou Concentrador Secundário. Esta tecnologia permite ler, cortar, religar os medidores além de monitorá-los. Tanto estes medidores quanto estas CS possuem alarmes de parâmetros, sensores, presença de tensão na carga, estado do contactor que podem indicar irregularidades.

Esta tecnologia homologada em 2009 tem como objetivo principal proteger a medição das agressões e tentativas de furtos, por isso são instalados no alto do poste da rede, para dificultar o acesso às medições.

A comunicação desta tecnologia ocorre através de varreduras sistemáticas onde são coletados os dados de leitura e sensores e alarmes, este processo também chamado de polling. Ao finalizar a varredura os dados são agrupados em arquivos protegidos por protocolos de cada fabricante que utiliza o sistema binário e hexadecimal, posteriormente são validados pelo Concentrador Primário e enviados para as empresas distribuidoras, conforme a figura 4.

Figura 4: Medição Centralizada

Fonte: Souza, 2012

É importante ressaltar que cada Concentrador primário pode conter em média 300 Concentradores Secundários e que por sua vez possuem até 12 medidores, ou seja, 3.600 leituras por varredura.

2.5. Medição Individualizada

Nesta tecnologia os medidores eletrônicos possuem funcionalidades de monitoramento e alarmes, embora não sejam tão robustos quando os medidores indiretos com memória de massa. Esta tecnologia diferentemente da medição centralizada, os medidores ficam dentro de prédios ou nas próprias caixas de proteção nos limites das propriedades.

Esta tecnologia pode ter em seu sistema a funcionalidade de corte e religar assim como a medição centralizada, além de enviar dados de leitura para faturamento. Também como no SMC os arquivos obedecem a protocolos de seus fabricantes.

3.  RESULTADOS

Publicado o primeiro estudo no SENDI em 2012 SOUZA & SOUZA, escreveram que os desafios tornavam a tecnologia dependente de constante monitoramento, ter manutenções preventiva e corretiva para manter o sistema de comunicação ativo. Entretanto este mesmo estudo limitou-se a ver o risco apenas em fornecedores de equipamentos, foi identificado que esta manutenção poderia ser feita internamente via sistema em 87% dos casos, mas que para isso deveria adotar o sistema de cada um dos fabricantes de medidores. Como o planejamento estratégico nas áreas de medição Centralizada foi adotado a política de multi fabricantes, que poderia criar uma dependência tecnológica dos sistemas operacionais dos fabricantes para os processos de: implementação, manutenção e monitoramento de precisão dos alarmes. Para romper com a dependência tecnológica à época, a Light havia iniciado o conceito de interoperabilidade em seu sistema de monitoramento em seu MDM (Meter Data Management), criando o módulo capaz de criar, monitorar e modificar qualquer circuito de medição centralizada, este módulo pode receber mediante a adaptação qualquer outra tecnologia de medição centralizada, que a empresa venha a adquirir. (SOUZA & SOUZA , SENDI 2012).

Figura 5: modelo de interoperabilidade 2012, mesma visão para diferentes fabricantes

Fonte: Souza, 2012

Figura 6: tela de operação do módulo manutenção

Fonte: Souza, 2012

3.1  Interoperabilidade entre os sistemas

Com o desafio do projeto smart grid e a adequação para as novas tecnologias que estão sendo lançadas aumentando a eficiência e reduzindo custos, está sendo proposto outro modelo de interoperabilidade,  onde o MDM deixa de ser o integrador, pois o diferencial do MDM utilizado na distribuidora em 2012, eram as funcionalidades de combate ás perdas, mas  com o desenvolvimento de softwares que utilizam IA, bem como novas regras estatísticas e comportamentais, os analytics ganharam uma dimensão e velocidade de atualização que não pode ser acompanhada pelo MDM que deve gerir de fato os dados de medição com foco na segurança e garantia dos dados.

Outro fator importantíssimo, são as diferentes soluções de comunicação, que possuem restrições de integração com MDCs e MDMs, que tanto no projeto smart grid, como no pós projeto, mostrou-se complexo como integrador, conforme a figura 7.

Figura 7: arquitetura inicial de integração entre sistema legado e nova tecnologia

Fonte: apresentação LIGHT para FIRJAN

4. CONCLUSÕES

A atualização do conceito de interoperabilidade, atende uma demanda das inovações que ocorreram no mercado nacional, onde há inúmeras opções de Módulos de comunicação remota, os chamados modems, remotas ou UTR, além de inúmeras soluções de rede e medidores inteligentes. Conforme o primeiro estudo publicado em 2012, a ideia nasceu da necessidade de integrar múltiplos medidores a uma mesma plataforma virtual. Para tanto foi desenvolvido um módulo na ferramenta de MDM que unificasse a visualização e integração com usuários. Entretanto com a evolução e contratação de novas tecnologias, conforme o capítulo anterior, a integração entre sistemas ficou complexa e podendo ficar engessada para abertura de novas soluções que acompanham a mudança dos tipos de problemas. Além disso os hardwares dos medidores deixam de ser de certa forma, o principal tema da tecnologia de combate as perdas e ganha o protagonismo as soluções de integração dos medidores inteligentes por softwares e os analytics.

Figura 8: Novo desenho proposto para arquitetura simplificada

Fonte: autor

Esta nova interoperabilidade, precisa criar flexibilidade para que a distribuidora converse com qualquer protocolo de medidor e traduza as mensagens ou pacotes de dados de medição de qualquer radio, modem ou UTR e com isso retomar as Forças de Mercado (matriz de SWOT). A proposta é que seja desenvolvido um DRIVE que seja propriedade da distribuidora, podendo inserir qualquer que seja o MDM para gerir seus dados de medição e que se conecte a qualquer um analytics que seja aderente às necessidades atuais. Este desenho simplificado é também chamado de remota virtual, está remota recebe as grandezas elétricas e alarmes dos medidores inteligentes, página fiscal e eventos do SMC e enviam para o analytics e a memória de massa dos medidores ABNT e leituras dos registradores do grupo A e grupo B, para o MDM fazer a integração com sistema comercial. de manutenção de baixa tensão foi idealizado para executar as funcionalidades necessárias na tecnologia SMC, permitindo a concessionária ter maior liberdade e independência de atuar independente da tecnologia empregada, ele possibilita a pluralização tecnológica. Esta estratégia proporcionará às distribuidoras maior flexibilidade nas negociações e escolhas de tecnologia a serem empregadas, pois a interoperabilidade do sistema permite operar simultaneamente com diversas tecnologias. Além dos benefícios financeiros com o investimento e operacionalmente, às distribuidoras poderão ter total controle sobre a negociação da tecnologia empregada em sua área de concessão.

Desta forma além da redução dos custos com emprego de novas soluções, maior velocidade na implementação de soluções de combate às perdas comerciais, haverá maior disponibilidade e redução de custos de T.I. com base de dados, pois o nível de backup dos dados de medição e eventos podem ser separados, inclusive na infraestrutura de processamento.

5. Referências bibliográficas e/ou bibliografia

APRESENTAÇÃO LIGHT, FIRJAN 2017 , https://www.firjan.com.br/noticias/inovacoes-no-setor-eletrico-beneficiam-consumidores-com-sistemas-mais-eficientes-1.htm, acesso em 2017

APRESENTAÇÃO LIGHT, INMETRO 2019, https://www.gov.br/inmetro/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/eventos/a1–danilo—apresentacao-light-inmetro-2019-v2.pdf. Acesso em 18/11/2023

SOUZA, Rodrigo Tenório Lopes , SOUZA, Lucas Moreira. ; Desenvolvimento de um sistema de que opere diversas tecnologias e de  interoperabilidade para telemedição BT, XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica SENDI, Rio de Janeiro, 2012.

SOUZA, Rodrigo Tenório Lopes, PIMENTEL, Rafael Mendes, MARINELLI, Luciano Figueiredo; ESTUDO DE VOLUMETRIA DE DADOS DE MEDIÇÃO PARA ARQUITETURA DE REDES SMART GRID, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica XXV SNPTEE, Belo Horizonte, 2019.

[1] https://www.gov.br/inmetro/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/eventos/a1–danilo—apresentacao-light-inmetro-2019-v2.pdf

Autor:

Por Rodrigo Tenorio, mestre em sistemas de gestao pela Universidade Federal Fluminense, pós graduado em Gestao da Qualidade, graduado em Administracao e tecnico em eletrotecnica e automação. Tem mais de 20 anos de setor eletrico, atuando como executivo na LIGHT e Enel nos segmentos de construcao, operação, telemedicao e smart grid. Foi head na área de projetos de usinas fotovoltaicas e atualmente atua como Pesquisador em parceria com universidades UFRJ e UFF.