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TELEMEDIÇÃO DE CLIENTES DO GRUPO B NO ÂMBITO DE

CONCESSÃO DA COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ - CPFL

Felipe Ferreira da Silva Luz Pedro Hygor Bernardo de Souza

Orientador: Professor Roberto Akira Yamachita

Co-Orientador: Professor Maurilio Pereira Coutinho Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo – Este artigo apresenta o desenvolvimento de

um sistema de telemedição de energia elétrica para

consumidores do grupo B, agregando funções de

gerenciamento pelo lado da demanda, execução de

serviços de corte e religa, além da possibilidade de

escolha de diferentes modelos tarifários, como por

exemplo, a tarifa branca, por parte dos consumidores.

O sistema é composto por medidores inteligentes

instalados nos próprios consumidores e inseridos na

tecnologia de rede de Radiofrequência-RF Mesh, que

por sua vez conta com concentradores, repetidores,

gestão de rede/Metering Data Collector (MDC), além

de ferramentas de contingência, desenvolvida pela

Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL). Os

medidores analisados para implementação no projeto

são do tipo medidores inteligentes ou eletrônicos

implementados com placa de comunicação e relés de

corte e religa, os quais comunicam com o módulo

concentrador através da própria rede elétrica. Por

fim, as unidades remotas assumem o papel de

armazenar os dados gerados pelos medidores e

efetuar toda a interface entre estes equipamentos e o

software de controle da concessionária, onde é

realizado todo o controle do processo de maneira

remota, possibilitando uma maior eficiência

operacional.

Palavras-Chave: Corte e Religa Remoto, CPFL.

Telemedição do grupo B.

I – REFERENCIAL TEÓRICO

Com o aumento da crise energética global a cada

momento que passa, muitos direcionam a sua atenção

para uma maior produção de energia elétrica ou mesmo

como tornar sua geração mais eficiente. Porém,

paralelamente a estas questões, uma importante etapa

inserida no processo vem da utilização desta energia,

como potencializar e conscientizar o seu uso. Em meio a

este tópico, o programa de telemedição no grupo B surge

como uma ferramenta de grande potencial, uma vez que

permite à concessionária reduzir ou até mesmo eliminar

pontos de perda energética, além de possibilitar aos

consumidores acesso em tempo real ao seu próprio

consumo, de modo a garantir o autocontrole e tornar mais

consciente a utilização da energia.

O desenvolvimento do sistema a ser apresentado visa dar

continuidade aos resultados obtidos em projetos já

existentes e consolidados de telemedição de energia

elétrica para consumidores do grupo A, como por

exemplo, o programa Tauron, criado em 2010 com

participação das empresas McKinsey e CPFL, com o

propósito de implantá-los no grupo B. O programa

Tauron foi tomado como base de projeto, uma vez que

surgiu como exemplo de funcionalidade no quesito de

telemedição e atendimento de ocorrências de energia

elétrica para os consumidores do grupo A, além de

promover uma interface consumidor/concessionária

direta e eficiente, abordando três vertentes principais:

projeto de telemedição, operação & mobilidade e

automação de rede.

O programa Tauron corresponde a um sistema

automatizado de medição e faturamento, além de possuir

um sistema inteligente de gestão de força de trabalho e

gerenciamento de interrupções que visam à otimização

das equipes de campo em meio à utilização de

comunicação via dados para o despacho de ocorrências

em tempo real através de dispositivos móveis.

Em uma abordagem geral, muito se possui de concreto

para os consumidores de alta tensão [1], onde o sistema

de telemedição já está consolidado. Porém para o grupo

B, estudos de caso e a própria implantação ainda estão em

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

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fase inicial de implementação, com equipamentos e

normas sendo regulamentadas.

II – INTRODUÇÃO

Com uma estrutura similar de projeto em relação ao

Tauron, para realizar a implantação da leitura remota aos

consumidores do grupo B foi necessária a adoção de um

método de comunicação bidirecional entre a

concessionária e a unidade consumidora, a qual foi

planejada com três módulos principais: a estação do

cliente, através do medidor inteligente com comunicação

via Network Interface Card (NIC), um módulo de

unidade remota, responsável por adquirir dados e enviar

comandos aos medidores ligados ao transformador

através de comunicação Power Line Communication

(PLC), além de adquirir dados do próprio transformador e

os enviar à concessionária e, por fim, um software de

supervisão e gerenciamento, instalado na concessionária.

Neste projeto também foi desenvolvido um sistema piloto

de corte e religa remoto de consumidores do grupo B com

irregularidades no pagamento das contas de energia

elétrica ou que solicitaram o serviço e apresentaram

justificativas plausíveis para tal. Como se trata de um

sistema automatizado pode-se apontar ganhos

significativos, tanto em tempo de operação quanto em

perdas do sistema de distribuição por inadimplência dos

operadores. Além disso, há de se economizar com

equipes de campo e suas peculiaridades, anteriormente

fundamentais.

Além deste sistema remoto de corte e religa, pode-se

ainda destacar quatro outras vertentes que são

explicitamente favorecidas com este novo sistema de

medição: eficiência operacional, proteção da receita,

centro de medição e qualidade para o cliente [1].

Neste primeiro item destacam-se pontos como a

otimização da frota, redução nos deslocamentos e a

qualidade no faturamento, os quais acarretam ganhos

monetários diretos à empresa de distribuição pelo simples

fato de que, com a redução do serviço de leitura, corte e

manutenção reduz-se os custos com as equipes de campo,

além de incorporar à receita, ganhos com a redução da

inadimplência e pontos anteriormente não

registrados/medidos.

Em “proteção da receita”, pode-se destacar um dos

maiores problemas enfrentados atualmente nos sistemas

de distribuição de energia: as perdas não técnicas. Neste

âmbito, com a implantação deste novo modelo de

telemedição, fraudes no sistema poderão ser facilmente

detectadas, uma vez haverá aumento na efetividade do

processo de inspeção devido ao monitoramento dos

transformadores e a detecção de sobrecarga nos mesmos.

Por fim, abordando “centro de medição” e “qualidade

para o cliente” alguns aspectos se destacam, dentre eles:

medição do consumo em tempo real, análise da curva de

carga dos clientes, histórico de consumo, automação da

leitura/validação de dados e a mais importante, maior

interatividade entre a empresa distribuidora e as unidades

consumidoras, fornecendo uma melhoria contínua no

fornecimento e consumo de energia elétrica.

Se por um lado este projeto de telemedição no grupo B é

inovador e apresenta inúmeros benefícios aos envolvidos,

por outro, alguns entraves surgem como grandes desafios

para a sua implantação. Neste âmbito, pode-se destacar o

fato de que medidores para realizar esta função

começaram a ser homologados pelo Instituto Nacional de

Metrologia, Qualidade e Tecnologia (INMETRO)

recentemente e com isso a busca de alternativas viáveis

para realizar tal função cresce, fato este, que poderá ser

observado posteriormente neste artigo. Outra vertente

muito importante refere-se ao processo normativo, pois,

como se trata de programas em desenvolvimento no

Brasil muito pouco ainda se possui de concreto na área e

projetos pilotos são desenvolvidos, muitas vezes,

paralelamente à efetivação das normas que os regem.

III – MATERIAIS E MÉTODO

O projeto de telemedição do grupo B vislumbra um

alcance de 2 milhões de unidades consumidoras dentro de

um total de 7,5 milhões, sob concessão do grupo CPFL,

as quais se encontram divididas entre as três maiores

empresas do grupo: CPFL Paulista, CPFL Piratininga e

RGE.

A implantação desse projeto atende regiões com maior

densidade de carga seguindo as seguintes premissas:

-.Busca por áreas contíguas;

-.Maior facilidade para logística de substituição de

medidores;

-.Maior facilidade de implantação da rede de

comunicação;

-.Menor impacto devido à existência de dois modelos de

operação (regiões de telemedição e regiões de leitura

manual).

Após um estudo cauteloso para escolha dos municípios

seguindo os fatores supracitados chegou-se a escolha dos

municípios mostrados nas Figuras 1,2 e 3.

Fig.1 – Municípios previstos – CPFL Paulista.

3

Fig.2 – Municípios previstos – CPFL Piratininga.

Fig.3 – Municípios previstos - RGE.

Uma vez escolhidas as áreas que receberão o estudo, a

etapa seguinte abordou o levantamento das

funcionalidades requeridas para os medidores inteligentes

[1], afim de que atendam os requisitos técnicos exigidos

pela empresa. Porém, antes disso, faz-se necessário o

entendimento de medidor inteligente perante a concepção

da mesma. A Figura 4, mostra tal definição.

Fig.4 – Conceito de medidor inteligente.

III.1 – Requerimentos funcionais

Após adquirido o conceito de medidores inteligentes,

uma série de requerimentos foram levantados e separados

para que se chegasse a um medidor adequado para a

implementação no processo, como por exemplo: medição

de correntes/tensão por fase (A, B e C), registro

diferenciado em 4 postos horários programáveis,

indicadores de qualidade (conforme PRODIST – módulo

8), dentre outros. A Tabela 1, faz um levantamento destes

requisitos por área de interesse.

TABELA 1 – REQUISITOS NECESSÁRIOS

Requerimentos funcionais QTDA

Gerais 11

Condições Normativas/Legislação 16

Características técnicas 96

Comunicação 19

Recursos de medição e comandos 15

Análise de dados instantâneos e Geração

de alarmes e eventos

23

Diferenciais técnicos 9

Total 189

Após tentar atender ao máximo possível os requisitos

desejados, os fornecedores que ofereceram proposta

técnica foram: Eletra, Elster, Elo (recentemente adquirida

pela companhia Honeywell), Itron, Nansen, Siemens e

WEG.

III.2 – Arquitetura de comunicação

Atualmente a CPFL possui 4 meios de comunicação para

telemedição no grupo A: Links dedicados IP, General

Packet Radio Service (GPRS), Satélite e RF Mesh, sendo

esta última uma rede proprietária da concessionária e a

que atende o maior volume de medidores.

Visto a dominância da rede RF Mesh no âmbito de

concessão e sua consolidação no projeto Tauron,

acredita-se que esse meio de comunicação seja o mais

adequado para aplicações de Smart Grid, pois apresenta

benefícios para os consumidores, distribuidora, sociedade

e para o regulador. Os mesmos são mostrados na Tabela 2

abaixo.

TABELA 2 – BENEFÍCIOS REDE RF MESH

Distribuidora

Maior estabilidade de comunicação

Melhor gestão dos ativos de

medição e automação de rede

Informações em tempo real

Consumidores

Maior continuidade no fornecimento

Visão de futuro: integração entre

sistemas de medição e operação

Informações para gestão de consumo

Regulador

Viabilidade para implementar novos

regulamentos

Maior disponibilidade de

informações

Sociedade

Desenvolvimento de tecnologias e

sua cadeia produtiva

Possibilidade de Demand Response

Segurança do sistema elétrico

Integração de fontes alternativas

Redução de perdas não técnicas

Explorando um pouco mais, temos os seguintes

componentes utilizados nessa rede:

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-.Access Points (AP’s)/Concentradores: ponto de

concentração e conexão backhaul/backbone;

-.Relay/Repetidor: repetidor de sinal de radiofrequência

para expansão da cobertura da rede;

-.Network Interface Card/Placa de comunicação:

interface com os medidores e repetição de sinal de

radiofrequência;

-.HeadEnd System: gestão de rede/MDC: sistema de

controle de rede e comunicação bidirecional com os

medidores;

-.Ferramentas de contingência: dispositivo de

comunicação local utilizado em caso de falha da

comunicação remota.

A Figura 5, a seguir, mostra tal arquitetura e seus

componentes.

Fig.5 – Arquitetura de comunicação – RF Mesh.

Para o projeto foram apresentadas 5 soluções. Sendo as

mesmas exibidas na Figura 6.

Fig.6 – Soluções propostas.

III.3 – Sistema de informática (Tecnologia da

Informação-TI) para Gestão de dados

Visto que em um primeiro momento o estudo contempla

a implementação de 2 milhões de medidores, mas que

posteriormente todos os 7,5 milhões estarão inseridos,

conclui-se claramente a necessidade de uma evolução no

sistema de informática presente. A Figura 7 mostra a

evolução desse sistema ao longo dos anos e uma projeção

para os próximos.

Fig.7 – Evolução do sistema de TI.

Abordando uma análise dos medidores, da arquitetura de

comunicação e do sistema de TI, verifica-se possibilidade

de evolução no processo e assim poder olhar a solução

como um todo, unindo todos esses aspectos.

A partir dessas premissas, o cronograma seguiu-se da

seguinte maneira: primeiramente, foram analisados os

aspectos regulatórios referentes aos medidores

inteligentes para o grupo B e posteriormente realizou-se

uma análise das soluções, desde a aquisição dos mesmos,

até a integração com o sistema de TI vigente.

III.4 – Barreiras regulatórias e sugestão de melhorias na

regulamentação

Como parte do projeto, também foi requerido um estudo

sobre a regulamentação que permeia o sistema de

medição para os consumidores do grupo B, a fim de

detectar possíveis barreiras e promover sugestão de

alterações para que a solução seja viabilizada.

A grande barreira encontrada em aspectos regulatórios foi

que as Unidades de Adição e Retirada (UAR’s) estão

representadas por atributos genéricos. A Figura 8 exibe o

que consta no site da Agência Nacional de Energia

Elétrica (ANEEL) [2].

Fig.8 – UAR’s – UC295.

Isso significa que um medidor inteligente possui mesma

UAR de um medidor eletrônico convencional, sendo que

possuem custos de aquisição diferenciados.

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Outro empecilho se encontra na Resolução Normativa

(REN) 414/2010 da ANEEL [3]. A mesma precisará ser

aprimorada para mitigação das dificuldades a

disseminação da telemedição. Algumas reflexões técnico-

comerciais seguem:

-.Será preciso rediscutir alguns critérios de faturamento:

interpolação/estimação para falhas de leitura remota

(diária/horária) e critérios de faturamento para falhas

temporárias de comunicação. A Câmara

Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE), possui

regras que poderiam ser aplicadas para consumidores

cativos telemedidos;

-.Ademais, é necessária a discussão dos procedimentos de

corta e religa, contemplando aspectos tais como:

possibilidade de corte por não comprovação de

pagamento até o dia anterior, alternativas de

comprovação de pagamento para inibir o processo de

corte automático, possibilidade de recorte por não

comprovação do pagamento, alternativas de comprovação

do pagamento após o corte que permita o religamento do

consumidor.

III.5 – Principais dificuldades já vivenciadas no projeto

do grupo A.

Para mitigação de possíveis erros, foram estudadas

algumas dificuldades enfrentadas no projeto Tauron que

se assemelham a telemedição do grupo B. São elas:

-.Sistemas de TI: integração avançada e robusta entre

vários sistemas, gestão de múltiplos fornecedores,

complexidade de regras de negócio/comerciais,

adequação dos processos, tropicalização de sistemas

internacionais, dificuldade de comunicação e

entendimento com fornecedores internacionais;

-.Gestão de ativos de medição: versão, firmware e

protocolos de medidores eletrônicos, novos dispositivos

como NIC, antenas, AP’s e relays;

-.Substituição dos medidores: atraso no fornecimento de

equipamentos importados, padrões de medição não

favorecem a radiofrequência, substituição de medidores

sem ferramenta de apoio, Unidades Consumidoras (UC)

de difícil acesso e localidade remotas;

-.Rede Mesh: design de rede RF com baixa precisão,

processo e manutenção de equipamentos importados.

III.6 – Dificuldades esperadas para o grupo B

Uma vez estudados os obstáculos que surgiram no grupo

A, tratou-se então as particularidades do grupo B,

discorridas abaixo.

-.Implantação e integração de sistemas de TI:

coexistência do antigo e do novo (leitura manual e

telemedição);

-.Substituição de medidores: padrões de instalação

antigos e inutilizáveis, produtividade nas substituições de

medidores, logística de fornecimento de equipamentos;

-.Dificuldades INMETRO: durante essa etapa do

processo, o INMETRO ainda não havia

regulamentado/liberado nenhum medidor inteligente no

mercado (atualmente o medidor WEG modelo SMW100

[4] monofásico, bifásico e trifásico foi aprovado pelas

portarias n° 586/2012, n° 587/2012 e n° 520/2014 [5],

sendo o único em tal situação). Mesmo com a certificação

dos medidores, seria necessária uma aprovação para que

possa ocorrer alteração nos softwares dos medidores;

-.Rede RF Mesh: utilização de conexão celular (3G, 4G)

nos concentradores.

Uma vez conhecidas as barreiras regulatórias e as

principais dificuldades que poderiam surgir durante o

processo, tomou-se a decisão de caminhar em duas

direções paralelamente: seguir com as especificações e

estudos referentes aos medidores inteligentes

propriamente ditos e sua solução completa incluindo as

soluções de comunicação e sistemas de informática

enquanto esperam a certificação; e a utilização de um

retrofit em medidores eletrônicos convencionais, uma vez

que dessa forma poderiam ser instalados em campo e as

funções de teleleitura, corte e religa, ou mesmo outras

poderiam ser estudadas sem o entrave do INMETRO,

pois o mesmo não possui nenhum regimento contra o

acoplamento de outros equipamentos aos medidores

eletrônicos convencionais.

III.7 – Solução com medidores inteligentes

Durante essa etapa do projeto a CPFL lançou uma

Request for Purposal (RFP) com o intuito de aprovação

de três soluções utilizando uma entre duas alternativas

possíveis como estratégia de contratação: a alternativa

End to End onde o fornecedor apresenta a solução

completa (medidores, comunicação e sistemas de TI) e a

alternativa segmentada. A Figura 9 apresenta essas

alternativas bem como os fabricantes em cada uma delas.

Fig.9 – Estratégia de contratação e proponentes

O macro cronograma para essa solução é revelado na

Figura 10.

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Fig.10 – Macro cronograma Smart Meters

III.8 – Solução com medidores eletrônicos convencionais

Essa etapa consiste na utilização de um retrofit sobre um

medidor eletrônico convencional afim de se estudar o

impacto da implantação da medição inteligente no grupo

B. Sabendo que tal medidor não possui as funções de

comunicação e corte e religa, a solução encontrada foi a

adição de um berço ao medidor, o qual contém o NIC e

uma bateria. A Figura 11 exibe o medidor convencional

com o berço (Smart base).

Fig.11 – Medidor eletrônico convencional com berço

A representante da empresa britânica Cyan Technology,

Nobre de La Torre apresentou uma proposta técnica-

comercial fornecendo o módulo de leitura (utilizando RF

Mesh) e função corte e religa. A empresa utiliza uma

infra de rede baseada em RF Mesh Cylec utilizando um

concentrador de dados desenvolvido pela própria

empresa, módulos de rádio RF Mesh aplicado para leitura

de um medidor (NABY01) isoladamente, módulos de

rádio para leitura de até 8 medidores (NABY08),

módulos de rádio RF Mesh com corte e religa remoto e

sensor anti-fraude para leitura de um medidor

isoladamente (YPYMA), além de extensores corte e

religa (EXTNABYC) para o NABY01 e NABY08.

A CPFL decidiu então dar início a uma Prova de

Conceito (PoC), onde os principais intuitos para

avaliação foram:

-.Homologar aspectos construtivos dos equipamentos;

-.Homologar aspectos funcionais dos equipamentos;

-.Homologar tecnologia de rádio, disponibilidade e

eficiência;

-.Avaliar processo de instalação em campo;

-.Avaliar processos operacionais (Leitura remota

automática, corte e religamento remoto, análise de perdas

e suspeitas de fraude).

Tal PoC foi divida em quatro projetos:

-.Projeto 1 – Condomínio localizado na cidade de

Pedreira – SP: possui 92 UC’s, utilização de retrofit com

leitura em medição agrupada (NABY08);

-.Projeto 2 – Bairro Miguel Martini, localizado na cidade

de Jaguariuna - SP: possui 50 UC’s, retrofit com leitura,

corte/religa e fraude em medição individual (YPYMA);

-.Projeto 3 – Bairro Roseira de Cima, localizado na

cidade de Jaguariúna - SP: possui 24 UC’s, retrofit com

leitura, corte/religa e fraude em medição individual

(YPYMA);

-.Projeto 4 – Residencial, localizado na cidade de

Jaguariúna - SP: possui 343 UC’s, retrofit com leitura

corte/religa e fraude em medição agrupada (NABY08 +

EXTNABYC).

O macro cronograma é mostrado na Figura 12.

Fig.12 – Estratégia de contratação e proponentes

IV – RESULTADOS

O projeto de telemedição do grupo B continua em

andamento e serão exibidos os resultados alcançados até

o momento. Os mesmos serão apresentados nas duas

frentes discutidas na sessão anterior, solução com

medidores inteligentes e solução com retrofit em

medidores eletrônicos convencionais.

IV.1 – Medidores Inteligentes (Smart Meters)

Essa vertente do processo se encontra em etapa de

homologação. A CPFL lançou uma RFP, onde alguns

consumidores declinaram e outros não cumpriram os

requisitos básicos para dar continuidade a etapa de

homologação.

Na alternativa End to End, os fornecedores Elster, Sensus

e Ericcson foram excluídos do processo por um dos

fatores acima mencionados.

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Na alternativa segmentada apenas o fabricante ELO não

seguiu no processo.

Dando continuidade ao projeto, para constatar qual das

alternativas seria a mais atrativa/eficaz, um levantamento

de custos foi realizado e devidamente analisado. Porém,

os resultados monetários não puderam ser explicitados no

artigo uma vez que são dados confidenciais da empresa

CPFL.

Após tal análise, chegou-se então à conclusão que a

modalidade segmentada apresenta maior vantagem frente

a End to End, devido aos seguintes fatores:

Vantagens comerciais:

-.Menor custo global na avaliação inicial;

-.Maior competitividade na contratação dos medidores

inteligentes;

-.Substituição dos medidores.

Vantagens técnicas:

-.Compatibilidade com a rede RF Mesh já utilizada no

grupo A;

-.Tecnologias (Metering Data Management-MDM e RF

Mesh) já conhecidas;

-.Esforço operacional compartilhado entre grupo A e

grupo B.

Os próximos passos serão:

-.Abrir nova RFP para medidores;

-.Usar a Construção e Manutenção de Linhas e Redes

(CCM) para o serviço de substituição de medidores;

-.Definir escopo da solução TI (MDM ou Advanced

Metering Infrastructure-AMI/SAP) e negociar a solução.

Porém, como recentemente o grupo CPFL foi vendido a

empresa chinesa State Grid Corporation of China, o

projeto, que anteriormente estava em desenvolvimento,

atualmente se encontra congelado, sem data prévia para

restabelecimento de atividades.

IV.2 – Retrofit em medidores eletrônicos convencionais

Antes de ir a campo para execução dos projetos 1,2,3 e 4

a solução da Nobre de La Torre foi estudada e testada

internamente no laboratório de Smart Grid da CPFL. O

painel de teste com os medidores é exibido na Figura 13.

Fig.13 – Painel com medidores para teste. Solução

Nobre de la Torre.

Afim de se testar a solução, uma série de avaliações

foram feitas em relação ao hardware e ao software

implementados.

As avaliações de hardware levaram em conta as

dimensões dos equipamentos (NABY, DCU, YPYMA,

EXTNABYC), o cabeamento e as identificações elétricas

adequadas. O cabeamento que liga o medidor ao extensor

é mostrado na Figura 14.

Fig.14 – Conexão entre medidor e extensor do NABY.

Como resultado para as avaliações de hardware o

resultado foi considerado como aprovado, porém com

ressalvas. Segundo o corpo técnico o manuseio dos

equipamentos, formas de fixação e conexões não são

triviais.

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Em se tratando de software foram executados testes de

leitura, comunicação e corte e religa.

Para o teste de leitura fez-se uma verificação entre o que

o software AMI estava exibindo e o que de fato estava no

display do medidor. Os resultados foram idênticos. As

Figuras 15 e 16 revelam os mesmos.

Fig.15 – Display dos medidores

Fig.16 – Resultado do AMI

Para os testes de comunicação foram simuladas duas

situações: a primeira com o NABY bem próximo ao

concentrador de dados (Data Concentrator Unity - DCU)

e a segunda com os dois equipamentos afastados. A

Figura 17 mostra a distância utilizada para o teste entre os

mesmos.

Fig.17 – Distância entre DCU e NABY

Os testes de corte e religa seguiram quatro premissas

básicas: efetividade do corte e religa, tempo de corte,

tempo de religa, impossibilidade de religa com tensão a

revelia.

O teste de software foi aprovado com ressalvas, pois o

software AMI apresenta certa lentidão, a interface com o

usuário não é amigável como se observa na Figura 14 e

os cortes e religas demoram mais de dois minutos para

acontecer, além do status do relé (aberto/fechado) não ser

exibido no AMI.

Após a etapa de testes em laboratório ser concluída, o

processo seguiu para a implantação em campo, visando a

execução dos projetos.

Os projetos 1,2,3 já foram implantados e o projeto 4 está

em andamento. Como resultado tem-se corte e

religamentos feitos diariamente, foi validada a leitura

remota com a leitura em campo e o software AMI

apresenta 100% de sucesso de leituras diárias para os

pontos já instalados.

Resultados para o Projeto 1 – Condomínio localizado na

cidade de Pedreira - SP:

-.Instalado 100% do planejado;

-.20 NABY08, 2 YPYMA’s e 1 DCU;

-.98 medidores;

-.Comissionamento finalizado em 09/02/2016;

-.Tempo médio de instalação com substituição do

medidor: 8 minutos.

Resultados para o Projeto 2 - Bairro Miguel Martini,

localizado na cidade de Jaguariuna - SP:

-.46 YPYMA’s e 2 DCU’s;

-.Faltam instalar 4 YPYMA’s;

-.Comissionamento finalizado em 09/02/2016;

-.Tempo médio de instalação com substituição do

medidor: 8 minutos.

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Resultados para o Projeto 3 - Bairro Roseira de Cima,

localizado na cidade de Jaguariúna - SP:

-.16 YPYMA e 1 DCU;

-.Faltam instalar 9 YPYMA’s;

-.Comissionamento finalizado em 09/02/2016;

-.Tempo médio de instalação com substituição do

medidor: 16 minutos.

Os resultados de uma das leituras bem como a IHM do

AMI são expostos na Figura 18.

Fig.18 – Resultados das leituras.

As próximas etapas são o término da instalação do

projeto 4 que uma vez finalizado, dará início a uma

segunda prova de conceito utilizando medição de balanço

para detecção de perdas não técnicas.

Com o projeto de telemedição do grupo B, uma série de

potenciais benefícios podem ser levantados. Ao todo

foram levantados mais de 70, divididos entre

quantificados e não quantificados, sendo exemplificados

alguns deles na Tabela 3.

TABELA 3 – BENEFÍCIOS DA TELEMEDIÇÃO DO GRUPO B

Quantificados Não quantificados

Redução dos serviços de

leitura

Eliminação dos erros de

leitura

Redução dos serviços de

corte e religa

Faturamento no mês

civil

Desligamento solicitado

pelo cliente

Redução de

inadimplência

Eficiência no combate a

fraudes

Eficiência na gestão de

ativos

Redução de custos com

inspeções

Monitoramento do

fornecimento

Redução de custos com

call center

Redução de acidentes

Redução de deslocamentos

improcedentes

Planejamento

Energético

Diminuição no impacto na

leitura de Tarifa Branca e

Micro Geração

Melhoria no fluxo de

caixa

Tomando-se o processo de corte e religa como exemplo e

considerando a premissa de que em 90% dos cortes é

solicitado um religamento, temos o seguinte resultado

expressado na Tabela 4.

TABELA 4 – BENEFÍCIOS DA TELEMEDIÇÃO DO GRUPO B

CPFL Paulista Ocorrências

Total de Clientes 4.000.000

Total de cortes ao ano 162.000

Total de religa ao ano 145.800

Clientes nos Municípios

do projeto 1.070.570

% Clientes do projeto 27%

Total de cortes evitados

ao ano 43.358

Total de religas evitado

ao ano 39.022

Com a quantificação dos benefícios chegou-se a um

resultado financeiro com VPL de aproximadamente R$

80MM. A seguir serão apresentados os benefícios

relacionados à leitura, corte e religa e perdas não técnicas

como exemplos.

IV.3 – Benefícios relacionados à leitura

A CPFL possui em seu contexto atual 1.620

colaboradores na atividade (terceiro + próprio), com um

índice de 85 acidentes/ano (72% de afastamento) e 780

mil leituras/ano não realizadas devido à restrição de

acesso. Além do fato dos erros de digitação e qualidade

de leitura. Com a consolidação do projeto haverá uma

redução no quadro próprio da empresa, terceiro e

veículos, redução de acidente com quadro próprio e

terceiros, eliminação da gestão de leituras, erros de

digitação, redução de estimativa para faturamento e

menor impacto operacional para Tarifa Branca e Micro

Geração.

IV.4 – Benefícios relacionados ao corte e religa

São realizados 600 mil/ano cortes em média, acarretando

em um custo de R$ 12 MM. Com a telemedição

implantada ocorrerá uma redução de quadro próprio,

terceiro e veículos, redução de acidentes com quadro

próprio e terceiros, eliminação das ordens de suspensão

não executadas, diminuição de custo de logística de

medidor retirado e religado, aumento na recuperação de

contas entre mudanças de clientes, redução no esforço

para processar receita não contabilizada, aumento na

receita pela diminuição do tempo de cliente desligado,

etc.

IV.5 – Benefícios relacionados as perdas não técnicas

Quadro atual com 500GWh não faturados por perdas não

técnicas. Os benefícios adquiridos com o sucesso do

projeto serão: aumento na efetividade do processo de

10

inspeção, incremento de receita pela diminuição do não

faturado, recuperação do não faturado dos últimos meses,

monitoramento dos transformadores e detecção de

sobrecarga.

V. CONCLUSÃO

Após todos os benefícios levantados, pode-se afirmar,

com certeza, que a implantação da telemedição para os

consumidores do grupo B surge como como uma etapa

importante do processo de desenvolvimento do país no

que diz respeito ao processamento de informação e

comunicação de dados, mas que também pode ter papel

fundamental na conscientização dos consumidores

fazendo referência ao próprio consumo de energia

elétrica.

Em meio aos resultados obtidos tanto em testes, quanto

em campo, é legítimo afirmar que os mesmos foram de

maneira geral satisfatórios. Porém é certo que este novo

modelo de medição e faturamento de energia elétrica é

novo e tem muito potencial para crescimento,

principalmente quando se trata de equipamentos e

tecnologias para tal.

Por fim, pode-se concluir que, futuramente, ao ser

consolidado telemedição para consumidores do grupo B

no país, muito se tem a ganhar, tanto do ponto de vista

das concessionárias quanto da própria sociedade, em

outras palavras, o maior beneficiado por projetos

grandiosos e tecnológicos com este é o Brasil como um

todo.

VI. AGRADECIMENTOS

Agradecemos ao engenheiro especialista em medição e

Smart Grid da CPFL Eduardo Caldas Cardoso pela

disponibilidade de informações, prestatividade e

prontidão em nos ajudar. Agradecemos as nossas famílias

pelo apoio incondicional e a Deus, pois sem ele nada

disso seria possível.

REFERÊNCIAS

[1] R. Dhar, “PESBA: A real time billing smart meter

architecture”, Ed. Scholars’ Press, 2015.

[2].Agência Nacional de Energia Elétrica, “Relatório de

análise das contribuições enviadas à audiência pública

nº002/2009”.

Disponível em:

www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2009/00

2/resultado/relatorio-análise_contribuicoes-ap-

002_2009_v4_25052009.pdf.

Acesso em 10 de setembro de 2016.

[3] Agência Nacional de Energia Elétrica, “Resolução

Normativa nº. 414, de 9 de setembro de 2010”.

Disponível em: www.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf.

Acesso em 20 de agosto de 2016.

[4] WEG S.A., “SWN – Smart Meter WEG - Manual do

Usuário”.

Disponível em:

www.ecatalog.weg.net/files/wegnet/WEG-medidores-

inteligentes-de-energia-smw-manual-do-usuario-

10004264978-manual-portugues-br.pdf

Acesso em 30 de setembro de 2016.

[5] WEG S.A., “WEG tem o primeiro medidor de energia

do Brasil certificado pelo Inmetro”.

Disponível em:

www.weg.net.br/media-center/noticias/produtos-e-

solucoes.pdf.

Acesso em 10 de setembro de 2016.

[6].As imagens utilizadas no artigo foram

disponibilizadas pela gerência de Smart Grid da

Companhia Paulista de Luz e Força - CPLF

BIOGRAFIA:

Felipe Ferreira da Silva Luz

Nasceu em Maria da Fé (MG), em

1993. Ingressou na UNIFEI em 2011,

onde fez parte do Programa de

Educação Tutorial (PET Ambiental) e

do programa Ciências sem Fronteiras,

onde residiu por um ano e quatro

meses nas cidades de Flagstaff-AZ e

Santa Bárbara-CA nos Estados Unidos, complementando

sua graduação pela Northern Arizona University e

University of Califórnia Santa Barbara. Realizou estágio

na ENGIE Brasil Energia, em Florianópolis-SC.

Pedro Hygor Bernardo de Souza

Nasceu em Maria da Fé (MG), em

1992. Ingressou na UNIFEI em 2011,

onde fez parte do Programa de

Educação Tutorial (PET Elétrica) e

do programa Ciências sem Fronteiras,

onde residiu por um ano em

Londres/Reino Unido

complementando sua graduação pela London South Bank

University. Realizou estágio na Companhia Paulista de

Força e Luz – CPFL.