Dois pesquisadores brasileiros desenvolvem trabalho inédito no Brasil e desvendam os enigmas das medições inteligentes dentro do conceito smart grid.
Numa abordagem muito clara e objetiva, Sergio Granato (Dr. em Eng. Elétrica pela COPPE UFRJ e professor da Escola de Eng. Elétrica e de Computação na UFG) e o Dr. José Gonçalves Vieira (Eng. Eletricista/Eletrônico, Diretor na CELGTELECOM, Superintendente na CELG D e Diretor de Inovações Tecnológicas na Aptel), buscam elucidar a conceituação da tecnologia smart grid,…… os sistemas de comunicações e seus padrões, os benefícios e os custos das medições inteligentes, as instalações no mundo e no Brasil e a regulação brasileira.
Pela primeira vez no Brasil o assunto foi tratado de forma abrangente e esclarecedora e com exclusividade para o Smart Grid News.
Confira.
MEDIÇÃO INTELIGENTE E A SMART GRID * Por Dr. José Gonçalves Vieira e Prof. Sergio Granato
1. CONCEITUAÇÃO
2. TECNOLOGIAS E TOPOLOGIAS DE REDE DE COMUNICAÇÂO
3. PADRÕES DE COMUNICAÇÃO, ESTRUTURAS DE DADOS E INTERFACES
4. BENEFÍCIOS DA MEDIÇÃO INTELIGENTE E ESTIMATIVA DE CUSTOS DA AMI
5. INSTALAÇÔES NO MUNDO E NO BRASIL E REGULAÇÃO BRASILEIRA
6. CONCLUSÕES
Inserida no contexto da distribuição de energia elétrica, a medição inteligente (smart metering) refere-se a um sistema composto por (1) medidores eletrônicos com capacidade de processamento, armazenamento e comunicação (smart meters), (2) infraestrutura de comunicação dupla via, isto é, canais de dados bidirecionais entre medidores e o Centro de Controle de Medição (CCM) e (3) softwares (aplicações) que permitem (i) aquisição automática de dados do medidor em intervalos de tempo programáveis, (ii) envio de dados (comandos e controle) ao medidor de forma remota e (iii) gerenciamento do sistema, exercendo atividades como gestão de ativos, segurança da informação e análise de dados (figura 1). A “inteligência”, portanto, está no fato de o medidor ter se tornado um nó (entidade) computacional.
Figura 1: Blocos Funcionais de um Sistema de Medição Inteligente.
A medição inteligente é considerada como sendo a primeira etapa da implantação de uma Smart Grid (Rede Elétrica Inteligente), anteriormente era interpretada como sendo a própria Smart Grid, conceito que ainda persiste na visão de alguns autores. Uma Smart Grid agrega várias disciplinas aplicadas aos processos de fornecimento de energia elétrica visando a sua otimização. E a medição inteligente é um exemplo.
A modernização das redes de distribuição de energia elétrica por conta da troca de medidores eletromecânicos por eletrônicos, condição necessária, mas não suficiente para a medição inteligente, tem sido implementada em diversos países desde a década de 80, muito antes termo Smart Grid ter sido cunhado. Não restam dúvidas que grande parte dos investimentos realizados na Smart Grid até o momento em projetos piloto, cidades digitais (smart cities) e implementações comerciais em grandes centros envolve o setor de medição das utilities.
1. CONCEITUAÇÃO
Ainda que uma Smart Grid realize medições em toda a extensão de sua rede, como por exemplo, para se detectar sobrecarga em transformadores (dados de telemetria) para fins de gerenciamento de falhas (OMS: Outage Management System) ou através de PMUs (dados de oscilografia) para monitoramento da qualidade da energia e antecipação à blackouts, o termo “medição”, objeto deste artigo, refere-se à medição da energia elétrica fornecida aos clientes das utilities (UCs: Unidades Consumidoras) do grupo B (medição em BT) nas classes residencial (B1), rural (B2), industrial e comercial de pequeno porte (B3) e iluminação pública (B4).
Foge deste escopo a medição do grupo A (medição em AT), a medição para consumidores livres e especiais, a medição de fronteira e a medição voltada à automação da distribuição (medição via smart sensors), embora esta última possa usufruir de uma AMI, caso em que devem ser preenchidos outros requisitos de rede. A tabela 1 mostra uma comparação entre atributos de rede para aplicações smart metering e automação da distribuição (DA), onde nota-se que, diferentemente da DA, aplicações de medição inteligente são pouco exigentes quanto ao quesito latência.
Tabela 1 (*): Comparação entre Atributos de Rede para Aplicações Smart Metering e DA.
(*) Bell Labs Technical Journal 15(2), 205–228 (2010) © 2010 Alcatel-Lucent
Em relação aos “dados” que trafegam em uma Smart Grid, Jeff Taft, arquiteto chefe na Cisco Systems para redes elétricas inteligentes, propõe uma divisão em cinco classes: além de (i) dados de medição de UCs, (ii) dados de telemetria e (iii) dados de oscilografia, acima citados, há ainda (iv) dados (mensagens) de eventos assíncronos de smart devices e (v) metadados, este último fornecendo informações de contexto que podem ser úteis às demais classes de dados.
Para melhor compreensão da medição inteligente, é importante definir alguns termos relacionados à evolução da mesma (AMR, AMI, AMM, MDM e smart meter), lembrando que pode haver divergências na literatura.
AMR (Automated Meter Reading), ou Leitura Automática do Medidor, refere-se a um sistema que realiza a leitura automática de dados do medidor (p. ex., consumo e status), podendo ser eletrônico ou eletromecânico com interface apropriada, e transfere esses dados para o CCM (comunicação unidirecional). Focava, inicialmente, em aperfeiçoar o processo de billing (geração de fatura) ao permitir maior acurácia nas medições e economia de custos com pessoal de campo (leituristas). Este conceito foi lançado na década de 80, tendo diversos países realizado investimentos em AMR com projetos inicialmente focados na leitura remota dos medidores.
AMI (Advanced Metering Infrastructure), ou Infraestrutura de Medição Avançada, refere-se a um sistema com capacidade de medição, leitura (programada ou por demanda) e validação de dados de uso de energia ou recursos, “interagindo” com medidores inteligentes de energia elétrica, gás, água, calor (heat utilities) e outros fluidos, via diferentes meios de comunicação. É, portanto, um conceito mais amplo que a AMR por se preocupar “oficialmente” com a medição em outras utilities que não a de energia elétrica, prover comunicação dupla via e utilizar smart meters. Em síntese, a AMI preparou o terreno para o surgimento da medição inteligente.
AMM (Advanced Meter Management), ou Gerenciamento do Medidor Avançado, refere-se a uma plataforma técnica de gerenciamento para smart meters dispostos em redes de comunicação, lendo perfis de carga em intervalos de tempo inferiores a uma hora. Pode ser entendido como toda ação de gerenciamento sobre o medidor como ativo da rede. Apresenta como funções básicas (i) gerenciamento de dispositivo (p. ex., gestão de parâmetros dos medidores), (ii) gestão de grupo, possibilitando o controle de grupos de dispositivos, como configuração e upgrade de firmware, e (iii) gestão de plataforma de comunicação, assegurando comunicação dupla via confiável entre medidores e CCM, reportando status de rede, desempenho da comunicação e situações de exceção. Importante notar que a AMM não armazena os dados coletados dos medidores (ou o faz apenas temporariamente), transmitindo-os ao MDM.
MDM (Meter Data Management), ou Gerenciamento de Dados do Medidor, se preocupa em processar e gerenciar dados gerados pelos medidores, que devem experimentar crescimento exponencial com a exigência de menor intervalo entre leituras (a partir de 15 min.) e o registro de informações complementares fora kWh (p. ex., fator de potência, DIC, FIC e DMIC), a fim de aperfeiçoar processos das utilities como billing, eficiência operacional, serviços ao consumidor, previsão de demanda de energia, gerenciamento do sistema de distribuição (DMS: Distribution Management System), gestão de fraudes, gestão de demanda, dentre outros. A questão não se resume mais em como coletar dados remotamente (função da AMM), mas como gerenciá-los para obter mais informação. Tem como funções básicas (i) atuar como repositório de dados de registros, eventos e alarmes, e (ii) processar e analisar dados dos medidores, aplicando validação e retificação em dados inconsistentes e transformando perfis de carga elementares em informação útil à utility.
O MDM refere-se a uma tecnologia de grande valor para as utilities, embora ainda em estágio de desenvolvimento. Objetiva fornecer processos de agregação, comparação, consolidação, garantia de qualidade, persistência e distribuição de dados de medidores aos vários sistemas da utility. Importante notar que seu conjunto de processos e ferramentas pode definir e gerenciar entidades de dados não-transacionais, isto é, dados que não refletem necessariamente a realização de transações em um sistema de informação, desempenhando papel semelhante à de uma data warehouse. O MDM deve prover uma API (interface de programação) visando as múltiplas destinações de dados dos medidores na utility, melhorando a capacidade de integração com sistemas e processos da mesma (figura 2).
Figura 2: Disposição em Camadas: MDM e Outros Sistemas.
Smart meter, ou medidor inteligente, é um medidor eletrônico (ou digital) com sensor adequado, p.ex., sensor de vazão de água, com aplicações que vão muito além da medição do consumo de energia ou recursos, registrando dados em intervalos de tempo configuráveis e permitindo comunicação dupla via com o CCM. Por outro lado, em atendimento a uma full Smart Grid, o smart meter deve permitir integração a home appliances, que devem ser também inteligentes (smart appliances), e outras cargas via HAN (Home Area Networks – figura 2), para monitoramento remoto e controle de sistemas HVAC (Heating, Ventilation and Air Conditioning), PHEV (Plug-in Hybrid Electric Vehicles), sistemas de iluminação, máquinas de lavar e eletro-eletrônicos com função standby. Destaca-se que esta última pode gerar, somente nos EUA, conta anual de US$ 870 milhões nos próximos anos.
Destaca-se que alguns autores utilizam o termo AMI como sinônimo de medição inteligente. Ou mesmo AMI+MDM ou AMI+AMM. Acreditamos que na definição inicial da AMI foram listadas funcionalidades que foram posteriormente renomeadas para AMM e MDM. Assim, hoje o termo AMI estaria relacionado mais à infraestrutura de Telecom do que propriamente a softwares. Nossa posição é que a medição inteligente agrega os conceitos AMI, AMM e MDM acima descritos.
2. TECNOLOGIAS E TOPOLOGIAS DE REDE DE COMUNICAÇÂO
Smart meters devem ser capazes de se comunicarem com o computador central (CCM) de forma segura e confiável. Um dos problemas mais críticos na construção de uma AMI refere-se ao atendimento a estes atributos considerando os diversos perfis das redes elétricas existentes, questão abordada no bloco 05 (Telecom, TI e Interoperabilidade) do Projeto Estratégico de P&D da Aneel. Redes metropolitanas e de áreas rurais, aéreas e subterrâneas, com alta e baixa densidade de UCs e com restrição do uso de espectro (redes wireless) ou do direito de passagem (redes cabeadas) devem ser avaliadas e seguramente apontarão para soluções de comunicação específicas.
A figura 3 mostra um modelo de rede de comunicação para a AMI que julgamos genérico o suficiente para atender à demanda das utilities no setor de medição. Este modelo ou sistema de comunicação é dividido em três subsistemas: WAN (rede de longa distância), LAN (rede local) e HAN (rede doméstica), com opções de mídia/tecnologia de comunicação dependentes de requisitos de rede tais como tolerância a falhas, latência, banda passante, alcance e custo.
Figura 3: Modelo de Rede de Comunicação para uma AMI.
O subsistema WAN interliga gateways ou concentradores (coletores) ao backbone de operadoras de telecomunicações exercendo, portanto, função de backhaul. As tecnologias utilizadas neste subsistema são as mais variadas, como rádio de maior potência (microondas), soluções baseadas em IP, PDH (links T1, E1), xDSL, fibra óptica, rede celular (GPRS, 3G), Wimax, satélite, dentre outras.
O subsistema LAN constitui o núcleo da AMI e tipicamente diferencia vendedores. Provê comunicação dupla via diretamente com os smart meters (AMI endpoints), utilizando, principalmente, as tecnologias RF (Rádio Freqüência) e PLC (Powerline Communication) faixa estreita. As topologias de rede a serem utilizadas na LAN são basicamente star (estrela) e mesh (malha), esta última mais tolerante a falhas.
O subsistema HAN refere-se à comunicação de dispositivos que se encontram “atrás do medidor” (dentro da residência), visando, sobretudo, melhorar a eficiência energética e estimular a consciência do uso racional da energia. As tecnologias RF (p. ex., Zigbee) e PLC faixa larga (p. ex., Homeplug GP) são as mais indicadas para este subsistema.
Redes wireless são a grande demanda para a AMI (principalmente subsistemas LAN e HAN), por oferecerem conectividade ubíqua e de baixo custo, apresentando a vantagem de dispensarem o meio de comunicação para atingirem medidores “inalcançáveis”, fato relevante na medição de outros tipos de energia ou recurso, como gás e água. No entanto, podem não ser aceitas em algumas regiões do mundo, como em países asiáticos, devido a barreiras regulatórias para o uso do espectro de freqüência e para a potência irradiada. Embora a maioria dos fabricantes europeus de medidores de energia elétrica tenha dispositivos de RF na faixa de 433/868 MHz, esta faixa ISM (industrial, Scientific & Medical) na Índia não é livre mesmo para baixas potências (10 mW). A faixa de 2.4 GHz (outra faixa ISM) pode ser agora utilizada naquele país para aplicações outdoor e indoor, mas poucos fabricantes produzem dispositivos nesta faixa.
Sistemas RF podem ser implementados em ambas as topologias de rede, star (rede ponto-multiponto) e mesh, sendo a primeira a mais utilizada, quando medidores enviam dados a um concentrador ou coletor (funções store & forward) e este encaminha as informações ao CCM através de MANs ou WANs. O RF mesh, que para potências de 10 mW tem sido implementado principalmente com o Zigbee (EEE 802.15.4-2003), é uma tecnologia expoente para o atendimento dos subsistemas LAN e HAN do AMI, tendo atraído adeptos em todo o mundo, notadamente nos EUA. Tal tecnologia permite a cada nó de rede (que pode ser o próprio medidor) se comunicar com outro nó qualquer dentro de seu alcance. Em caso de indisponibilidade de um nó a rede se recompõe através de nós vizinhos, agregando flexibilidade e confiabilidade ao sistema. Como uma rede peer-to-peer, a rede mesh é escalável e tolerante a falhas, requisito chave em uma Smart Grid.
Soluções baseadas em RF são mais indicadas para áreas urbanas de alta densidade, enquanto soluções com PLC faixa estreita são direcionadas para áreas suburbanas e territórios rurais com baixa densidade de UCs, possibilitando longo alcance além de instalação simplificada. Destaca-se que na ocorrência de certos problemas na rede (p. ex., interrupção de cabo de distribuição), o sistema de comunicação ficará inativo se implementado com PLC. Entretanto, a seleção final deverá levar em conta as especificidades de cada projeto. Mais recentemente, soluções híbridas (combinação de RF e PLC) têm sido apresentadas para atender à grande diversidade de perfis de rede.
Por outro lado, redes wired (cabeadas) são menos susceptíveis a interferências, ou permitem melhor controle das mesmas, dispensam a utilização de baterias e não ficam reféns de concessão do espectro. No entanto, o investimento em infraestrutura de uma rede wired costuma ser mais elevado e exige maior esforço nas justificativas.
3. PADRÕES DE COMUNICAÇÃO, ESTRUTURAS DE DADOS E INTERFACES
Um dos graves entraves para a implantação de uma AMI é a existência de padrões paralelos.
Há basicamente dois suites de padrões adotados mundialmente para a comunicação de dados com “end devices” (medidores): padrões ANSI C12 suite, com grande penetração nos EUA, e padrões IEC 62056 suite (que incorporou o IEC 61107), com grande penetração na Europa.
O ANSI C12 suite é composto, principalmente, pelos padrões C12.18, C12.19, C12.20, C12.21 e C12.22. O padrão C12.18 descreve um protocolo a ser utilizado em comunicações dupla via com o medidor, sendo exclusivo para porta óptica (ANSI type 2 – infrared). O padrão C12.21 estende o padrão C12.18 para comunicações seriais quaisquer (uso de modems).
O padrão C12.19 define tabelas especificando estruturas de dados a serem transferidas do medidor para o módulo de comunicação, não definindo linguagem ou protocolo a ser utilizado no transporte de dados. O padrão C12.22 descreve a comunicação de tabelas C12.19 sobre redes quaisquer, apresentando-se como evolução dos padrões C12.18 e C12.21 no sentido de permitir conexão a uma “true network”.
Por outro lado, o padrão IEC 61107, atualmente em sua 3ª edição (renomeado IEC 62056-21), é um protocolo de comunicação largamente utilizado em medidores de utilities da União Européia. Apesar da nova versão (o IEC 62056 suite), o IEC 61107 mantém grande base instalada devido à sua simplicidade e boa aceitação. Basicamente, o IEC 61107 envia dados no formato ASCII (modos A-D) ou HDLC (modo E) utilizando uma porta serial. O meio físico é diversificado (como se combinando os padrões ANSI C12.18 e C12.21), podendo ser interface óptica ou um par de fios, utilizando, por exemplo, RS-485 (transmissão ponto-multiponto balanceada) ou RS-232 (transmissão ponto-a-ponto referenciada).
O IEC 62056 (Device Language Message Specification/Companion Specification for Energy Metering: DLMS/COSEM), um dos IEC core standards para a Smart Grid (roadmap do IEC), é um suite de padrões desenvolvido pelo DLMS User Association e selecionado pelo IEC TC13 / WG14 (Data Exchange for Meter Reading, Tariff and Load Control), com especificações para as camadas de aplicação do DLMS para a medição de energia. O COSEM inclui um conjunto de especificações que definem as camadas de transporte (IEC 62056-47) e aplicação (IEC 62056-53) para o DLMS.
Importante notar que o DLMS/COSEM define um modelo de interface, válido para medição de todos os tipos de energia ou recursos, completamente independente das camadas de protocolo para o transporte de dados. Cada objeto de interface tem um único identificador padrão que designa o dado no display e na comunicação. No entanto, como destacado pelo roadmap do IEC, as especificações DLMS/COSEM concentram-se na troca de dados entre medidores e sistemas AMM, não preenchendo os requisitos de uma full Smart Grid, que requer funções de suporte à qualidade de energia, detecção de fraude e load shedding (proteção contra sobrecarga).
Outros padrões de comunicação largamente utilizados são o (i) Euridis (integrado ao IEC como IEC 62056-31:1999), para medição de energia elétrica sobre par trançado, com base instalada de 10 milhões de dispositivos sendo a maior parte deles na França, o (ii) M-Bus (Meter Bus) (atual CEN TC 294 – EN 1434-3:1997, futuro EN 13757-2 e -3), padrão Europeu com destaque para medição de água, gás e calor em par trançado ou sistema wireless, o (iii) TC 57 IEC 60870-5-102:1996 para comunicação entre e dentro de subestações de transmissão e distribuição (neste caso, dados de telemetria), e o (iv) IEC 61334 S-FSK, definido ao final dos anos 90 para transmissão a baixas taxas fazendo uso de PLC faixa estreita, tem sido selecionado em iniciativas na Holanda e França.
Em 2007, a força tarefa AMI-SEC (Advanced Metering Infrastructure Security) foi estabelecida sob responsabilidade do UCAIug (Utility Communications Architecture International Users Group) para desenvolver um handbook com orientações para a segurança de informação na AMI, como políticas de autenticidade, confidencialidade, integridade e disponibilidade, sistemas de backup e auditoria. O documento, sob o título “Security Profile for Advanced Metering Infrastructure”, está na segunda versão, podendo ser acessado através do site http://osgug.ucaiug.org/utilisec/amisec/default.aspx.
Em 2009, a NEMA (National Electrical Manufacturers Association) publicou o “Smart Grid Standards Publication SG-AMI 1-2009 – Requirements for Smart Meter Upgradeability” com o propósito de definir requisitos para atualização do firmware de smart meters em sistemas AMI orientando reguladores, utilities e indústrias. Ocorre que as utilities estão enxergando a AMI e investimentos em smart meters como habilitadores de funções adicionais Smart Grid. A fim de gerenciar alterações no smart meter de forma dinâmica, é essencial realizar o seu upgrade de forma remota.
Tal como em outros sistemas Smart Grid, há uma tendência de utilização de tecnologias baseadas em redes IP na medição inteligente, permitindo às utilities desenvolverem diversos sistemas de comunicação utilizando o protocolo de rede IP como plataforma de gerenciamento. Neste cenário, destaca-se o recente e ainda imaturo PRIME (Powerline Related Intelligent Metering Evolution), padrão PLC faixa estreita para medição inteligente operando a taxas maiores que o IEC 61334 S-FSK, que agrega uma camada de convergência IPv4 visando a transferência eficiente de tráfego TCP/IP.
A figura 4 mostra a disposição de padrões de comunicação para a medição inteligente na pilha OSI, permitindo visualizar combinações entre padrões de camadas superiores e padrões de camadas inferiores (p. ex., DLMS/COSEM sobre IEC 62056-31 ou IEC 61334 PLC).
Figura 4 (**): Padrões de Comunicação para a Medição Inteligente na Pilha OSI.
(**) De Craemer, K., Deconinck, G., Analysis of State-of-the-art Smart Metering Communication Standards. YRS. Leuven, 29-30, 2010.
Outras abordagens sugerem a utilização de um “conector universal” separando funções Smart Grid e funções do módulo de comunicação. Uma interface universal para medição permitiria a produção massiva de smart meters antes mesmo que padrões de comunicação se estabeleçam, reduzindo o risco de investimento ao admitir que um dispositivo (interface universal) seja utilizado globalmente mesmo quando padrões regionais de comunicação variem, reduzindo custos de integração e maximizando ciclos de vida de outros dispositivos e softwares.
4. BENEFÍCIOS DA MEDIÇÃO INTELIGENTE E ESTIMATIVA DE CUSTOS DA AMI
A medição inteligente trará benefícios revolucionários aos usuários e às utilities.
Pelo lado do usuário, possibilitará detecção imediata de falhas nos medidores e assim maior agilidade no reparo resultando em menor downtime, maior confiança do consumidor com o acesso a informações detalhadas, billing mais preciso, modicidade tarifária e gerenciamento do perfil de consumo pelo próprio usuário despertando a consciência do uso racional de energia (energy awareness).
Pelo lado da utility, soluções de medição inteligente são esperadas para revolucionar processos como gestão de ativos das utilities (asset management), detecção de fraudes, gerenciamento de falhas e quedas de energia (outage management) e inventário do cliente, promovendo melhor qualidade e confiabilidade dos serviços. Por fim, permitirá a redução de custos operacionais relacionados ao processo de billing, ao diminuir o número de etapas entre o medidor e a distribuição da conta, e à manutenção de call centers. Até governos serão beneficiados com a economia de energia promovida pela medição inteligente.
A implantação de medição inteligente deverá trazer aumentos de receitas para as utilities, pela rapidez na detecção e correção de falhas na rede e nos próprios medidores. A desconexão remota também vai contribuir, possibilitando redução da evasão de receitas por contas não pagas ou atrasos nos cortes de clientes inadimplentes.
Por outro lado, os desafios para a implantação da AMI são inúmeros, a começar pelo (i) grande capital de investimento (CAPEX), especialmente em medidores inteligentes, (ii) a necessidade do projeto de um sistema de comunicação que permita robustez, expansão e segurança e (iii) a falta de consenso na padronização de interfaces e protocolos. A figura 5 apresenta um cenário de custos envolvidos em um sistema AMI, o medidor (endpoint hardware) representando a maior parcela do investimento (45%). Já a EPRI argumenta que o custo do medidor tem caído significativamente nas últimas décadas e que este poderia ser de apenas 33% do investimento total na AMI (dado de 2010).
Figura 5 (***): Estimativa de Custo do Sistema AMI.
(***) www.risc-mosaic.com
5. INSTALAÇÔES NO MUNDO E NO BRASIL E REGULAÇÃO BRASILEIRA
A Europa teve um início agressivo, a partir dos anos 2000, quando a Enel completou a primeira instalação de smart meters com mais de 30 milhões de dispositivos na Itália. O orçamento foi da ordem de 2 bilhões de euros e a especificação do projeto está sendo finalmente publicada. Países Nórdicos, Espanha, França e Reino Unido também têm se comportado como mercados ativos neste contexto. Destaca-se que a medição inteligente na Europa Ocidental tem sido promovida, especialmente, por órgãos reguladores.
Neste cenário, é importante destacar o Mandate M/441, envolvendo as SDOs CEN, CENELEC e ETSI, concebido com objetivo de promover a interoperabilidade entre utility meters (energia elétrica, gás, água e calor), e o 3rd Energy Package, iniciativa da União Européia que estabelece meta de 80% de residências européias com smart meters em 2020.
A América do Norte e países da Ásia-Pacífico (notadamente Japão, Coréia e China) são os dois mercados mais dinâmicos, com previsão de investimentos massivos em medição inteligente nos próximos 5 a 10 anos. Na America do Norte é projetada uma base instalada de 78 milhões de medidores em 2015 (140 milhões em 2019), enquanto na Ásia-Pacífico projeta-se 116 milhões para 2015. Nos EUA, destaca-se a cidade de Houston (Texas), onde a Centerpoint Energy está implantando um total de dois milhões de medidores num programa que deverá ser concluído em 2012.
Diferentemente dos EUA, no entanto, países da Ásia-Pacífico estão em estágio inicial de adoção da medição inteligente. Investimentos em larga escala iniciaram-se recentemente no Japão e na Coréia, enquanto a China permanece em projetos piloto. No entanto, reportagens têm sugerido que a base instalada de medidores inteligentes na China pode chegar a 250 milhões em 2020. Austrália e Nova Zelândia iniciaram instalações massivas de smart meters ao final da década passada, a primeira motivada por órgãos reguladores e a segunda pela indústria.
Destaca-se que em países com elevado consumo residencial de energia elétrica, como os EUA (consumo sete vezes maior que no Brasil), as utilities estão focando a implementação da AMI para implementar a funcionalidade Demand Response (DR) (Resposta à Demanda). DR refere-se a mecanismos de estímulo à redução do consumo de energia pelas UCs, geralmente através de tarifas promocionais em períodos do dia, reduzindo, por conseqüência, a demanda de pico do sistema de distribuição. Um report norte-americano de 2004 estimou uma margem de redução em até 3% da demanda de pico com a implementação desta funcionalidade naquele país.
Como exemplos de resultados já obtidos em instalações recentes, podem ser citados aqueles da JPSCo (Jamaica Public Service Company), que implantou sistemas AMI em algumas comunidades em 2010, divulgando redução de até 90% no roubo de energia nestas localidades, estando em fase de regularização de cerca de 100.000 usuários ilegais, e do “Victorian Government´s Advances Metering Infrastructure (AMI) Program”, na Austrália. Este último encontra-se em fase de implementação com previsão de instalação de 2,6 milhões de smart meters no período 2008-2013. Em seu relatório “Benefits and Costs of the Victorian AMI Program” recentemente publicado, relativo à análise de resultados no período 2009-2010, concluiu-se que os benefícios superaram os custos em U$ 253 milhões e U$ 764 milhões em dois cases considerados.
No Brasil, a medição eletrônica é utilizada principalmente em grandes unidades consumidoras (p. ex., UCs do grupo A), subestações e pontos de intercâmbio de energia. É obrigatória para acessantes membros da CCEE (Câmara Comercializadora de Energia Elétrica), como aqueles que realizam comercialização de energia no âmbito do mercado livre, e nas fronteiras dos sistemas elétricos das utilities, assim como para consumidores enquadrados nos subgrupos A1, A2 e A3 (ref. à tabela 1 do módulo 5 do PRODIST revisão 2, 2011).
Já a medição eletrônica para consumidores do grupo B encontra-se em “fase embrionária”, aguardando a regulamentação da Aneel. Destaca-se que modelos básicos de medidores eletrônicos já se apresentam com preços inferiores aos dos medidores analógicos (eletromecânicos), o que tem motivado as utilities a iniciarem instalações mesmo em antecipação à regulamentação. Ressalta-se que, por exigência da Aneel, há necessidade dos medidores eletrônicos estarem certificados pelo Inmetro (exemplos de fabricantes com medidores certificados são Landis+Gyr, Itron e Elster).
Desde 2009, as utilities do Rio de Janeiro Light e Ampla (a primeira a usar a medição centralizada – grupo B), vêm instalando medidores eletrônicos com protocolos proprietários para consumidores em BT, que contribuíram em muito para a redução das fraudes no consumo de energia elétrica no Estado. No entanto, a ausência de um padrão nacional de comunicação para a medição eletrônica é certamente o maior limitante de uma maior penetração desta tecnologia no país, pois, sem este padrão, não se pode pensar na implementação de uma Smart Grid em nível nacional.
Atualmente, a Aneel está focada em discutir o modelo de medidor eletrônico a ser instalado nas residências e em estabelecimentos comerciais e industriais atendidas em baixa tensão. Com este propósito, a agência instaurou em 2009 a Consulta Pública CP 015/2009, “Coleta de Subsídios para Formulação de Regulamento acerca de Implantação de Medidores Eletrônicos em Unidades Consumidoras de Baixa Tensão”, com o intuito de envolver a sociedade na discussão a título de obter subsídios visando a publicação de uma Resolução Normativa.
A CP da Aneel representa um importante passo para o entendimento de conceitos e aplicações de medição eletrônica e sua evolução no contexto da Smart Grid. No entanto, destaca-se que esta discussão não aborda questões relacionadas à infraestrutura de tecnologia da informação e comunicação para interação remota com medidores. O texto final da Resolução deve definir apenas questões básicas, como por exemplo, necessidade de comunicação bidirecional.
A Aneel propôs, através da Nota Técnica 0044/2010, que o Plano de Substituição de Medidores (PSM) eletromecânicos por eletrônicos seja regulamentado em duas etapas. Na primeira, serão estabelecidos requisitos mínimos para medidores eletrônicos instalados no Brasil em Resolução Normativa (definição do padrão do medidor), a ser aplicada à UCs do subgrupo B1 residencial (não enquadrados como baixa renda) e do subgrupo B3. Em seguida, será definida a forma de substituição do parque de medição nacional, estabelecendo-se os prazos, também através Resolução Normativa específica.
Em 26 de Janeiro de 2011 realizou-se a sessão presencial da Audiência Pública 043/2010, relativa à CP 015/2009, que ratificou o processo de regulamentação em duas etapas, propondo prazo de até 18 meses a partir da publicação da Resolução Normativa para que as distribuidoras passem a utilizar o novo sistema de medição em novas ligações ou em substituições de medidores.
A proposta de regulamentação do padrão do medidor eletrônico estabelece como grandezas a serem medidas a tensão, a energia elétrica ativa consumida e a energia elétrica reativa requerida, e como funcionalidades complementares o registro de freqüências de interrupções, o registro de duração de interrupções, o registro de duração de transgressão de tensão, a capacidade de aplicação de quatro postos tarifários e a capacidade de atuação, parametrização e leitura remota. Deverá haver no mínimo um meio de comunicação entre o sistema central e o medidor provendo comunicação bidirecional via protocolo de comunicação público. O consumidor deverá acessar as informações de consumo de energia elétrica ativa e reativa através do mostrador do medidor, que deverá mostrar também o posto tarifário e dados sobre a qualidade de energia, como os indicadores DIC (Duração de Interrupção por Unidade Consumidora) e FIC (Freqüência de Interrupção por Unidade Consumidora).
6. CONCLUSÕES
Medidores inteligentes podem fazer parte de uma Smart Grid, porém, de acordo com o senso atual, sozinhos não constituem uma Smart Grid. Não é surpresa que a maioria dos “projetos Smart Grid” seja de fato projetos AMI, pois grande parte deles foi iniciada em fase anterior ao conceito moderno.
As aplicações que poderão ser desenvolvidas com a implantação da medição inteligente serão as mais revolucionárias, inserindo o consumidor no núcleo do processo. Nesta “seara”, uma das principais questões é como as utilities irão valorizar esta funcionalidade em sua área de concessão.
A legislação atual proíbe que as utilities repassem os custos de implantação de uma rede de medidores eletrônicos para as tarifas. As utilities analisam suas planilhas de custos/benefícios associados a esta tecnologia para definir sua estratégia de implementação. E as possibilidades de evolução para uma Smart Grid certamente irão favorecer e agilizar esta implantação.
Abaixo listamos algumas conclusões relacionadas à medição inteligente e outras informações.
A implantação da medição inteligente não exige mudanças substanciais na estrutura das utilities. Esta constatação, aliada aos benefícios que a mesma trará às utilities e aos clientes justifica ser este o primeiro passo da evolução tecnológica da grid rumo à Smart Grid.
A medição inteligente tem sido vista pelas utilities como promotora do controle da demanda de pico. Já que sistemas elétricos são dimensionados para atender a esta condição (pico de consumo), o gerenciamento da demanda enquadra-se como ferramenta chave para o planejamento da grid.
Há necessidade de desenvolvimento de uma AMI que atenda tanto a medição inteligente (medidores das UCs) quanto aos sistemas dedicados à automação da distribuição (sensores e atuadores), provendo conexões “future-proof”. O estágio atual de padrões a serem aplicados na AMI é ainda insuficiente para integrá-la a uma full Smart Grid. Os resultados dos “NIST Priority Actions Plans” PAP 00 (medidores) e PAP02 (comunicações) serão fundamentais para assegurar que os smart meters recebam upgrades de seu firmware de forma remota e confiável de modo a se tornarem elementos ativos e interoperáveis de uma Smart Grid.
Esta posição (necessidade do medidor receber upgrade remoto) também é sustentada na proposta do Projeto Estratégico de P&D da Aneel “Redes Elétricas Inteligentes”, bloco 02 (Medição Inteligente). Os resultados oriundos deste grupo de trabalho (bloco 02) serão essenciais na elaboração da regulação que sustentará o “Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente”.
Considerando apenas a troca de dados para medição de UCs, pode-se apontar hoje o DLMS/COSEM como um padrão convergente. Atuando na camada de aplicação, pode ser utilizado sobre qualquer meio (veja figura 4), como porta serial, GPRS, PSTN, PLC faixa estreita, dentre outros. Este padrão é citado como core standard pelo roadmap do IEC, está presente na tabela 4.2 do roadmap do NIST (que sinaliza a necessidade de sua harmonização com o padrão norte-americano ANSI C12.22) e tem recebido menções positivas da comunidade técnica.
Quando a questão “custo” é considerada prioridade na AMI, RF, PLC e internet (conexões IP existentes) são opções interessantes. Ainda, considerando que operações de comunicação controladas por partes externas a mercados de energia (operadoras de Telecom) podem levar a um indesejável grau de dependência, RF e PLC seriam as tecnologias mais indicadas.
Redes celulares GPRS (2,5G) e UMTS (3G, considerada “future-proof”), são indicadas quando se deseja comunicação direta dedicada entre o medidor e o CCM, técnica que pode ser empregada, por exemplo, na leitura de medidores do grupo A. Uma alternativa de atendimento nessa modalidade (comunicação direta dedicada) pode ser a conexão a um ponto de acesso à internet.
Leituras de dados do medidor em intervalos de tempo inferiores a 15 min. (p. ex., 5 min.) têm sido discutidas. A despeito do aumento considerável do volume de dados a serem tratados e da geração excessiva de interferência (EMI), sistemas de medição com maior granularidade estariam sendo requisitados, dentre outras razões, para obtenção de informações mais precisas da dinamicidade do mercado de energia (balancing market information).
A seleção do AMM/MDM pode tornar-se a parte mais importante do sistema de medição inteligente quando se deseja reduzir custos operacionais (OPEX). Sistemas que rodem em múltiplas plataformas (p. ex., Unix e Windows) devem ser selecionados para permitir maior integração. Neste caso, pode-se imaginar um player para o AMM/MDM, que seja isento e sem vínculos.
Investimentos na AMI visando atender às utilities de água e gás serão mais difíceis de obterem retorno considerando que a maioria dos benefícios de uma AMI não ocorreria nestas implementações.
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José Gonçalves Vieira, Eng. Eletricista / Eletrônico, Diretor Técnico-Comercial da CELGTELECOM, Superintendente de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A. e Diretor de Inovações Tecnológicas da APTEL.
vieira@celg.com.br – vieira@aptel.com.br
Sérgio Granato de Araújo, Eng. Eletrônico pela UFRJ, Professor da EEEC (Escola de Eng. Elétrica e de Computação) da UFG. Trabalhou por 8 anos na Indústria de equipamentos para Telecomunicações, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A. e Dr. em Eng. Elétrica pela COPPE UFRJ.
granato@eee.ufg.br - sgranato1@gmail.com
Os autores agradecem à Domingos Sávio Leal (*), Aderbal Alves Borges (**), Ednaldo Alves Flores (***) e funcionários da CELG D relacionados ao Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.
(*) Eng. Aeronáutico pelo ITA, Consultor pela Integradores Soluções em Tecnologia, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A.. e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.
savio.leal@integradores.com.br
(**) Eng. Eletrônico (1970), Doutor em Telecomunicações (1979) pela USP. Trabalhou na Telebrasília (DF), na FDTE (SP) e por 21 anos no CPqD (Campinas-SP). Foi diretor da Zetax e da FITec e gerente de P&D da Lucent Technologies. Atualmente é Consultor de Novos Negócios e Tecnologia da Innovation Consulting, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG D S.A e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.
aborges.consulting@gmail.com
(***) Funcionário da CELG D – Setor Laboratório de medição (DC-SLM) e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG/UFG.
