UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação
HAMILTON DA GAMA SCHRODER FILHO
OS DESAFIOS DAS REDES INTELIGENTES DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL E UMA SOLUÇÃO VIÁVEL DE IMPLEMENTAÇÃO
CAMPINAS 2017
HAMILTON DA GAMA SCHRODER FILHO
OS DESAFIOS DAS REDES INTELIGENTES DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL E UMA SOLUÇÃO VIÁVEL DE IMPLEMENTAÇÃO
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica, na área de Energia Elétrica.
Orientador: Prof. Dr. José Pissolato Filho
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELO ALUNO HAMILTON DA GAMA SCHRODER FILHO E ORIENTADA PELO PROF. DR. JOSÉ PISSOLATO FILHO.
PROF. DR. JOSÉ PISSOLATO FILHO
CAMPINAS 2017
COMISSÃO JULGADORA – DISSERTAÇÂO DE MESTRADO
Candidato: Hamilton da Gama Schroder Filho RA: 994318 Data da Defesa: 24 de abril de 2017
Titulo da Dissertação: “Os Desafios das Redes Inteligentes de Energia Elétrica no Brasil e Uma Solução Viável de Implementação”.
Prof. Dr. José Pissolato Filho (Presidente, FEEC/UNICAMP). Prof. Dr. José Antônio Donizete Rossi (Rossi Consultoria em P&D). Profa. Dra. Fernanda Caseño Trindade Arioli (FEEC/UNICAMP).
A ata de defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissão Julgadora, encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
Dedico este trabalho ao Deus criador de todas as coisas por quem expresso a minha sincera gratidão por ter me concedido a oportunidade de chegar até aqui e por ter ao meu lado a minha esposa companheira de todos os momentos.
AGRADECIMENTOS
Agradeço especialmente:
Ao professor orientador Dr. José Pissolato Filho que acreditou neste trabalho de pesquisa e orientou a sua realização com toda a sua habilidade e experiência.
À minha querida esposa Cláudia que sempre me apoiou em todos os momentos e me incentivou a chegar até aqui.
Aos meus filhos que representam uma fonte de inspiração e a oportunidade de enxergar os verdadeiros valores da vida.
Aos meus amados pais e amigos Hamilton e Isa, de quem guardo saudosa e eterna memória, por terem me concedido o precioso dom da vida e por terem me ensinado os princípios e valores que guardo como o mais valioso legado que eles me deixaram.
À Universidade Estadual de Campinas que, através da sua visão de excelência acadêmica, viabilizou as condições essenciais para que este trabalho pudesse ser realizado e alcançasse os seus objetivos.
Ao Grupo CPFL Energia que apoiou a realização desta pesquisa com a sua vocação inovadora e iniciativas pioneiras.
RESUMO
As iniciativas de redes inteligentes de energia elétrica (smart grids) vêm sendo implementadas em larga escala e se encontram em fase de consolidação em vários mercados, com destaque para América do Norte e Europa. Esta verdadeira revolução confere inteligência aos sistemas elétricos das plantas de geração, transmissão, e distribuição através da aplicação intensiva de tecnologia transformando uma planta estática e unidirecional, no que diz respeito ao fluxo de energia e de informações entre os agentes do setor e os consumidores, em uma planta dinâmica e em constante expansão, baseada em um relacionamento bidirecional tanto no que diz respeito ao suprimento de energia elétrica, quanto à troca de informações e gestão dos serviços. Esta nova realidade do setor potencializa o papel dos consumidores fazendo com que estes participem de forma mais ativa na prestação do serviço. Entretanto, é notório o atraso na evolução destas iniciativas nos países emergentes ou em desenvolvimento. Esta diferença é devida, em grande parte, à falta de diretrizes e definições claras no ambiente regulatório, do atraso tecnológico, da falta de incentivos e de ações relativas ao engajamento do consumidor nos programas de redes inteligentes, e as diferenças socioeconômicas, gerando um clima de incertezas que elevam o grau de risco dos investimentos nestes projetos, e que resultam em desestímulo tanto para os agentes do setor, quanto para a indústria. Os modelos de implementação de redes inteligentes adotados no Brasil, e em outros países emergentes e em desenvolvimento, consideram como referência o modelo adotado pelos países mais desenvolvidos, nos quais os cenários regulatório, tecnológico e socioeconômico são completamente diferentes. Na América Latina, o Brasil assume um papel de destaque neste contexto, muito embora poucos projetos passem da fase piloto para implementações práticas e em produção. Este trabalho aborda os principais desafios enfrentados pelo setor elétrico brasileiro para a implementação de redes inteligentes, e apresenta os resultados obtidos a partir de uma proposta alternativa de projeto adotada por um grupo de empresas formado por oito distribuidoras, que considera as particularidades nacionais e que pode representar uma referência para viabilizar projetos em outras distribuidoras brasileiras e em outros países nos quais o setor elétrico enfrente desafios semelhantes aos observados no Brasil.
Palavras-Chave - automação da distribuição, distribuição de energia elétrica, medição inteligente, setor elétrico brasileiro, smart grids.
ABSTRACT
Smart grid initiatives are being deployed on a large scale and are in a phase of consolidation in several markets, especially in North America and Europe. This revolution gives intelligence to the electrical systems affecting generation, transmission, and distribution through the intensive application of new technologies transforming a static and one-way system, regarding to the energy and flow of information between the agents of the sector and consumers, in a dynamic and constantly expanding system, based on a bi-directional relationship both with regard to the supply of electric power, as the exchange of information and management of services. This new reality requires more active consumers. However, it is noted the delay in the progress of these initiatives in emerging or developing countries. This difference is mainly due to the lack of guidelines and clear definitions in the regulatory environment, technological backwardness, and lack of incentives and of actions relating to consumer engagement in programs of Smart grids, and socioeconomic differences. It creates a climate of uncertainty that elevate the level of risk of investments in these projects, and which result in discouraging for both industry agents and for the industry. The Smart grid implementation models adopted in Brazil, and other emerging and developing countries, as reference the implementation model adopted by most developed countries, in which the regulatory, technological and socioeconomic scenario are completely different. In Latin America, Brazil takes a prominent role in this context, although few projects proceed from pilot phase to practical implementations and in production. This work addresses the main challenges faced by the Brazilian electrical sector for the implementation of Smart grids, and presents the results obtained through an alternative project proposal adopted by a group of companies formed by eight utilities, which considers the national particularities and that may represent a reference to implement projects in other utilities in Brazil and in other countries where the electricity sector face similar challenges.
Keywords - distribution automation, electric power distribution, smart metering,
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Estrutura tradicional da cadeia de fornecimento de energia elétrica ... 23
Figura 2: Medição inteligente de consumo... 27
Figura 3: Sistema de controle DR... 28
Figura 4: Automação da distribuição... 29
Figura 5: Gestão de ativos automatizada ... 30
Figura 6: Infraestrutura de comunicações smart grid em camadas ... 33
Figura 7: Arquitetura dos sistemas de medição de consumo de energia elétrica ... 42
Figura 8: Arquitetura de referência de telecomunicações para smart grids ... 45
Figura 9: Arquitetura típica de TI para smart grids... 47
Figura 10: Elster A3RBR – Modem GPRS Integrado - NIC RF Mesh ... 57
Figura 11: Itron SL7000 - Modem GPRS - NIC RF Mesh ... 58
Figura 12: Utilização de modem externo para telemedição ... 60
Figura 13: AP RF Mesh instalado em poste na SE/EA Itatiba ... 62
Figura 14: Poste de suporte instalado na SE/EA Itatiba ... 63
Figura 15: Repetidor RF Mesh instalado em poste da rede de distribuição ... 64
Figura 16: Topologia RF Mesh do projeto ... 65
Figura 17: Mapa da localização geográfica - Medidores CPFL Paulista ... 68
Figura 18: Mapa de cobertura RF Mesh CPFL Paulista ... 69
Figura 19: Mapa da localização geográfica - Medidores CPFL Piratininga ... 70
Figura 20: Mapa de cobertura RF Mesh CPFL Piratininga ... 71
Figura 21: Mapa da localização geográfica - Medidores RGE ... 72
Figura 22: Mapa de cobertura RF Mesh RGE ... 73
Figura 23: Arquitetura de TI do projeto ... 74
Figura 24: Topologia básica de rede RF Mesh ... 83
Figura 25: Pilha de protocolos RF Mesh Wi-SUN Alliance ... 87
Figura 26: Topologia de uma rede PRIME PLC ... 88
Figura 27: Topologia de uma rede pública GPRS ... 90
Figura 28: Padrões RF Mesh para o projeto AMI Grupo A ... 100
Figura 29: Forma de cálculo da RLR ... 104
Figura 30: Padrões RF Mesh consolidados ... 112
Figura 31: RA GPRS na área de cobertura RF Mesh ... 121
Figura 32: Consumidor do Grupo A telemedido com RF Mesh... 121
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Categorização dos consumidores do Grupo A ... 24
Tabela 2: Categorização dos consumidores do Grupo B ... 24
Tabela 3: Distribuição dos medidores e dispositivos de rede ... 67
Tabela 4: Relação entre medidores e Repetidores por AP ... 67
Tabela 5: Número de APs e Repetidores – CPFL Paulista ... 69
Tabela 6: Relação entre medidores e Repetidores por AP – CPFL Paulista ... 69
Tabela 7: Número de APs e Repetidores – CPFL Piratininga ... 71
Tabela 8: Relação entre medidores e Repetidores por AP – CPFL Piratininga ... 71
Tabela 9: Número de APs e Repetidores - RGE ... 73
Tabela 10: Relação entre medidores e Repetidores por AP – RGE ... 73
Tabela 11: Requisitos típicos das aplicações de redes inteligentes ... 77
Tabela 12: Principais características RF Mesh ... 84
Tabela 13: Principais características PRIME PLC ... 89
Tabela 14: Principais características GPRS... 91
Tabela 15: Comparativo das tecnologias de Acesso – AMI e DR ... 93
Tabela 16: Comparativo das tecnologias de Acesso – DA ... 94
Tabela 17: Comparativo das tecnologias de Acesso – ADA ... 96
Tabela 18: Comparativo das tecnologias de Acesso – Novas Aplicações ... 97
Tabela 19: Número de dispositivos ... 101
Tabela 20: Relação entre dispositivos/AP ... 101
Tabela 21: Número de medidores inteligentes Grupo A ... 103
Tabela 22: Tamanho da equipe de leituristas ... 103
Tabela 23: Perdas comerciais por categoria de clientes ... 104
Tabela 24: Receita líquida anual prevista ... 104
Tabela 25: Estimativa dos índices financeiros ... 105
Tabela 26: Custos do Projeto AMI Grupo A ... 106
Tabela 27: Custo total previsto do processo de medição Grupo A ... 107
Tabela 28: Estimada do valor do investimento no Mercado Financeiro ... 107
Tabela 29: Custos previstos do processo de medição Grupo A ... 108
Tabela 30: Resultado final esperado ... 108
Tabela 31: Tecnologias Smart Grid – Classificação por Aplicação ... 110
Tabela 32: Tecnologias Smart Grid – Detalhamento das Restrições ... 111
Tabela 34: Índices financeiros ... 113
Tabela 35: Custo total do processo de medição Grupo A ... 114
Tabela 36: Valor do investimento no Mercado Financeiro ... 114
Tabela 37: Custos do processo de medição Grupo A ... 115
Tabela 38: Impacto financeiro do investimento em AMI... 115
Tabela 39: Comparativo entre o resultado final esperado e o realizado ... 117
Tabela 40: Custos projetados do processo de medição Grupo A - 2016 a 2020 ... 118
Tabela 41: Resultado projetado para o período de 2016 a 2020 ... 118
Tabela 42: Custos projetados do processo de medição Grupo A - 2016 a 2021 ... 119
Tabela 43: Resultado projetado para o período de 2016 a 2021 ... 119
Tabela 44: Principais características Técnicas LoRaWAN ... 126
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
2G: Second Generation 3G: Third Generation 4G: Fourth Generation
ABNT: Associação Brasileira de Normas Técnicas ADA: Advanced Distribution Automation
AMI: Advanced Metering Infrastructure AMR: Automatic Meter Reading
ANATEL: Agência Nacional de Telecomunicações ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica ANSI: American National Standards Institute APN: Access Point Name
BRR: Base Regulatória de Remuneração C&I: Comercial e Industrial
CAPEX: Capital Expenditure
CCEE: Câmara Comercializadora de Energia Elétrica CIM: Centro Inteligente de Medição
COSEM: Companion Specification for Energy Metering CRM: Customer Relationship Management
DA: Distribution Automation
DDoS: Distributed Denial of Service DIT: Demais Instalações da Transmissão
DLMS: Device Language Message Specification DMCR: Demanda Máxima Corrigida Registrada DR: Demand Response
ENISA: European Union Agency for Network and Information Security ERP: Enterprise Resource Planning
ETSI: European Telecommunications Standards Institute FAN: Field Area Network
GA: Gestão de Ativos GD: Geração Distribuída
GPRS: General Packet Radio Service
GSM: Global System for Mobile Communications HAN: Home Area Network
IEC: International Electrotechnical Commission IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers IETF: Internet Engineering Task Force
INMETRO: Instituto Nacional de Metrologia IoT: Internet of Things
IP: Iluminação Pública ou Internet Protocol
IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo IPSec: IP Security Protocol
ITU: international Telecommunications Union LAN: Local Area Networks
LoRaWAN: Long Range Wide Area Network LTE: Long Term Evolution
MAC: Medium Access Control MAN: Metropolitan Area Network MDC: Meter Data Collection MDM: Meter Data Management MPLS: Multiprotocol Label Switching NAN : Neighbor Area Network
NB-IoT: Narrow Band IoT NIC: Network Interface Card NIS: Network Information Security
NIST: National Institute of Standards and Technology OMS: Operation Management System
OPEX: Operational Expenditure OSI: Open System Interconnection OTA: Over The Air
P&D: Pesquisa e Desenvolvimento PLC: Power Line Communication PMP: Point to MultiPoint
PP: Point to Point
QoS: Quality of Service RA: Religadoras Automáticas REN: Resolução Normativa RF: Radio Frequency RfP: Request for Proposal
RLR: Rentabilidade Líquida Real
SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition SE: Subestação
SELIC: Sistema Especial de Liquidação e de Custódia SIM: Subscriber Identity Module
SLA: Service Level Agreement SM: Smart Metering ou Smart Meter TC: Transformadores de Corrente THD: Total Harmonic Distortion TI: Tecnologia da Informação TP: Transformadores de Potencial UC: Unidade Consumidora
UFER: Unidade de Faturamento de Energia Reativa UTR: Unidade de Transmissão Remota
WAN : Wide Area Network
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 18
1.1 HISTÓRICO E MOTIVAÇÕES ... 18
1.1.1 Histórico ... 18
1.1.2 Motivações da Modernização dos Sistemas ... 20
1.2 A DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL ... 22
1.3 REDES INTELIGENTES DE ENERGIA ELÉTRICA ... 26
1.3.1 Medição Inteligente ... 27
1.3.2 Resposta à Demanda ... 28
1.3.3 Automação da Distribuição ... 29
1.3.4 Outras Aplicações ... 30
1.3.5 Infraestrutura de Telecomunicações ... 31
1.4 SMART GRIDS NA AMÉRICA DO NORTE, EUROPA E BRASIL ... 34
1.4.1 América do Norte ... 34
1.4.2 Europa ... 35
1.4.3 Brasil ... 37
1.5 DESAFIOS PARA A IMPLEMENTAÇÃO DE SMART GRIDS NO BRASIL 40 1.5.1 Aspectos Regulatórios ... 40
1.5.2 Aspectos Tecnológicos ... 41
1.5.2.1 Processos de Medição ... 41
1.5.2.2 Processos de Automação ... 43
1.5.2.3 Tecnologias de Rede de Comunicação ... 44
1.5.2.4 Modelos de Infraestrutura de Informática ... 46
1.5.3 Aspectos Operacionais ... 49
1.5.4 Aspectos Financeiros ... 49
1.5.4.1 Custos dos Processos de Medição ... 49
1.5.4.2 Perdas Não Técnicas ... 50
1.5.4.3 Expectativa de Retorno Financeiro ... 51
1.5.5 Engajamento do Consumidor ... 52
2. OBJETIVOS DO TRABALHO ... 53
3. DESENVOLVIMENTO ... 54
3.1 PROJETOS DE SMART GRID EM ANDAMENTO NO BRASIL ... 54
3.2.1 Escopo do Projeto - AMI para o Grupo A e SEs de Fronteira ... 55
3.2.2 Critérios para Seleção de Medidores Inteligentes ... 55
3.2.3 Critérios de Seleção de Tecnologias de Comunicação ... 59
3.2.3.1 Camada de Acesso ... 59
3.2.3.2 Camada de Backhaul ... 61
3.2.4 Topologia da Rede de Comunicação ... 64
3.2.5 Projeto de Cobertura RF Mesh ... 66
3.2.5.1 Cobertura RF Mesh CPFL Paulista ... 68
3.2.5.2 Cobertura RF Mesh CPFL Piratininga ... 70
3.2.5.3 Cobertura RF Mesh RGE ... 72
3.2.6 Sistemas de TI ... 74
3.2.7 Fase de Implementação ... 75
3.3 ANÁLISE DO PROJETO TÉCNICO ... 76
3.3.1 Requisitos Técnicos de Smart grid ... 76
3.3.2 Estudo dos Padrões da Camada de Acesso Smart Grid ... 83
3.3.2.1 O Padrão RF Mesh ... 83
3.3.2.2 O Padrão PRIME PLC ... 87
3.3.2.3 O Padrão GPRS ... 89
3.3.3 Análise Comparativa das Tecnologias de Acesso por Aplicação ... 92
3.3.3.1 Medição Inteligente e Resposta a Demanda (AMI e DR) ... 92
3.3.3.2 Automação da Distribuição (DA) ... 93
3.3.3.3 Automação Avançada da Distribuição (ADA) ... 95
3.3.3.4 Novas Aplicações: Gestão de Ativos (GA) e Iluminação Pública (IP) . 96 3.3.4 Estudo dos Protocolos de Comunicação ... 97
3.3.5 Análise do Impacto da Topologia Implementada ... 100
3.4 ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA ... 102
3.4.1 Insumos da Avaliação Financeira ... 103
3.4.2 Cálculo do Valor do Investimento em AMI ... 105
3.4.3 Cálculo dos Custos a Serem Mitigados... 106
3.4.4 Cálculo do Retorno do Mercado Financeiro ... 107
3.4.5 Cálculo dos Custos Previstos do Processo de Medição ... 107
3.4.6 Resultado Final Esperado ... 108
3.5 RESULTADOS ... 109
3.5.1 Resultados Operacionais Realizados ... 109
3.5.3 Resultados Financeiros Realizados ... 113
3.6 ANÁLISE E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS ... 116
3.6.1 Aspectos do Projeto e da Implementação ... 116
3.6.2 Análise Comparativa do Impacto do Investimento ... 117
3.6.3 Projeção Financeira Futura ... 117
3.7 PROXIMOS PASSOS E NOVAS TENDÊNCIAS ... 120
3.7.1 Expansão do Escopo AMI e DA ... 120
3.7.1.1 Automação da Distribuição - Fase 1 ... 120
3.7.1.2 Medição Inteligente Grupo B... 122
3.7.1.3 Automação da Distribuição Fase 2 ... 122
3.7.1.4 Extensão AMI para o restante do Grupo B e conclusão da DA ... 123
3.7.2 Tecnologias Emergentes ... 123
3.7.2.1 Padrão LoRaWAN ... 124
3.7.2.2 Padrão SIGFOX... 127
3.7.2.3 Padrão INGENU ... 128
3.7.2.4 Padrão NB-IoT ... 129
4 CONCLUSÕES E CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 130
1. INTRODUÇÃO
1.1 HISTÓRICO E MOTIVAÇÕES
1.1.1 Histórico
A partir do início do século XX os modelos de produção, desenvolvimento das economias mundiais, promoção do bem estar e melhoria da qualidade de vida das sociedades passaram a ser fortemente influenciados pela utilização cada vez mais intensiva da energia elétrica.
Esta tendência resultou na necessidade de construção de plantas de geração transmissão e distribuição de energia elétrica de forma a capilarizar e estender o seu fornecimento ao maior número possível de consumidores. Neste sentido a distribuição massiva desta fonte de energia foi um dos maiores feitos da engenharia do século passado.
A evolução natural da demanda e o crescente grau de dependência das economias desta fonte de energia tornaram os sistemas de geração, transmissão e distribuição cada vez mais complexos. Os desafios a serem enfrentados incluíram viabilizar um sistema capaz de suprir as necessidades de fornecimento independentemente do volume demandado, do perfil de consumo, dos horários nos quais estas demandas se concentram, e também do tipo de instalação, e locais de entrega. As grandes questões passaram a ser como construir um modelo para o setor elétrico capaz de atender às necessidades no tempo, garantir a qualidade dos serviços neste cenário cada vez mais complexo e de crescimento imprevisível, e ao mesmo tempo garantir o retorno dos investimentos necessários assegurando a perenidade dos negócios no setor.
Os primeiros sistemas de geração e fornecimento de energia elétrica utilizavam corrente contínua e eram destinados ao atendimento de pequenas áreas urbanas em função das limitações impostas pelas características técnicas deste perfil de fluxo da corrente elétrica.
A evolução natural das redes de energia elétrica, e a necessidade de interligação dos centros consumidores às fontes geradoras centralizadas e separadas por grandes distâncias geográficas, levaram à utilização de corrente alternada transmitida em altos níveis de tensão de forma a viabilizar a infraestrutura física de transporte e reduzir as perdas técnicas inerentes às características dos materiais utilizados nos cabos das redes e elementos do sistema.
Inicialmente as redes urbanas de distribuição eram construídas principalmente utilizando um conjunto de cabos aéreos lançados em postes. Na medida em que os sistemas foram sendo expandidos para atender aos crescentes aumentos de cargas dos consumidores, e as limitações de espaço físico para o lançamento de novos cabos aéreos em poste fizeram com que as distribuidoras iniciassem uma nova fase de construção de redes de distribuição baseada em cabeamento subterrâneo. Em muitos casos estes sistemas subterrâneos de distribuição de energia elétrica foram construídos sem haver um planejamento de integração com as demais empresas de prestação de serviços públicos que são denominadas Utilities, tais como empresas do setor de telecomunicações, água e saneamento, gás, e transportes públicos metropolitanos subterrâneos.
Os centros urbanos foram se expandindo e, juntamente com esta expansão, ocorreu o crescimento das redes de infraestrutura dos serviços públicos. Mas a falta de integração entre estas redes das concessionárias provocou um movimento inevitável de ações de planejamento para o compartilhamento da infraestrutura subterrânea. A partir desta necessidade natural de compartilhamento da infraestrutura de lançamento destas redes de forma a proporcionar o melhor aproveitamento de investimentos e de custos de operação e manutenção, surgiram os primeiros conceitos de serviços Multi-Utilities.
Do ponto de vista de processos de operação e manutenção das redes de distribuição de energia elétrica não existia a utilização de tecnologia para os sistemas de gerência e proteção da planta que acompanhasse o crescimento da demanda e expansão da infraestrutura, até porque as tecnologias no ramo da eletrônica e das comunicações que poderiam viabilizar estes recursos de gestão remota e automática também estavam em fase de desenvolvimento. Até 1990, os recursos para a execução de funcionalidades como telesupervisão, telecomando, teleproteção, e medição utilizavam a tecnologia analógica [1].
A partir deste período histórico teve início o desenvolvimento da tecnologia digital que teve um forte impacto nos ramos da eletrônica, das telecomunicações, e da informática. Estes avanços tiveram reflexos imediatos nos sistemas de gerência e prestação dos serviços do setor elétrico. Com a intensificação e modernização das tecnologias, segundo esta nova perspectiva, a sua aplicação abriu caminho para a adoção de sistemas cada vez mais automáticos, equipados com sensores e atuadores gerenciáveis remotamente, e dotados de inteligência computacional. Surgem então os primeiros conceitos de Redes Inteligentes de Energia Elétrica ou do termo em inglês amplamente utilizado smart grids. Este novo modelo de prestação de serviços de energia elétrica evoluiu de um sistema estático e desprovido de tecnologia de conectividade, baseado na unilateralidade da relação entre as Distribuidoras e os
consumidores, para um sistema no qual se viabiliza a interatividade entre cliente e Utility e na bidirecionalidade tanto do fluxo de informação, quanto do fluxo de fornecimento de energia. A qualidade do fornecimento no que diz respeito ao maior controle sobre grandezas elétricas, a redução da frequência e duração de ocorrências das falhas no fornecimento, além dos ganhos operacionais que resultam em redução nos custos do serviço para os consumidores são ganhos obtidos com a aplicação cada vez mais intensiva de recursos tecnológicos nos processos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
1.1.2 Motivações da Modernização dos Sistemas
As motivações que impulsionam os diferentes mercados para a adoção de um programa de redes inteligentes de energia elétrica, assim como a estratégia a ser adotada, os prazos de implementação, e a definição de prioridades, variam de país para país, e de continente para continente.
No caso dos Estados Unidos a principal motivação para o desenvolvimento e adoção de programas de smart grids, que alavancou a indústria e serviu de referência para o Canadá e o México foi baseado em uma iniciativa de estímulo financeiro para a economia do país [2]. Além disso, outro aspecto foi a crescente preocupação com a segurança nacional contra atividades terroristas e ciberterrorismo principalmente após os fatos ocorridos em solo Norte Americano em setembro de 2001. A necessidade de aumento da produtividade do sistema de energia elétrica por motivações econômicas e também em atenção às causas sociais também foram considerados no contexto das definições da estratégia de um programa de smart grids.
Para os países do bloco europeu o principal motivador para as iniciativas smart grids foi a questão ambiental [2]. As ações dos governos, órgãos reguladores, e setores da sociedade foram migrar o modelo de uma matriz energética baseada em geração centralizada e grandemente dependente de usinas termoelétricas e termonucleares, para um modelo descentralizado de geração e microgeração baseada em usinas que utilizam fontes limpas e renováveis, tais como usinas eólicas e solares fotovoltaicas. Embora a planta de geração europeia ainda seja grandemente dependente de fontes de geração termelétrica e termonuclear, a adoção de um programa de smart grids em larga escala é considerada um pré-requisito necessário para a migração do modelo de geração atual, para um modelo alternativo menos poluente. Esta migração de modelo de geração é acompanhada de ações de busca pelo
aumento da eficiência energética dos sistemas de transmissão e distribuição que somente pode ser viabilizada pela construção de uma plataforma de smart grids.
No caso de países emergentes e em desenvolvimento, como é o caso do Brasil, a motivação é de ordem financeira por parte dos agentes do setor. Mais especificamente o objetivo é reduzir as Perdas “Não Técnicas” ou “Perdas Comerciais” do sistema de distribuição, que são causadas por furtos de energia elétrica nos ramais de entrega de energia nos pontos de consumo, e fraudes em medidores. Estas perdas são observadas tanto no mercado residencial, quanto comercial e industrial. Além da redução de perdas comerciais, as redes inteligentes permitem criar um sistema de medição capaz de fornecer de informações de tendências de consumo em tempo real, que orientam os investimentos em expansão de rede e a estratégia de contratação de compra de energia para distribuição.
É importante ressaltar um fator de motivação comum a todos os mercados, embora tenha escalas de prioridades diferentes em cada caso, que é a tendência futura de substituição dos veículos movidos à combustível fóssil por veículos movidos à energia elétrica. Esta mudança de proporções globais trazem desafios gigantescos para o setor elétrico com a tendência em um futuro próximo de um aumento expressivo de consumo de energia elétrica, principalmente nos grandes centros urbanos, de forma a atender a este novo modelo de mobilidade. Esta elevação de consumo será motivada pelo suprimento de energia elétrica para eletropostos de abastecimento das baterias dos veículos elétricos.
O novo cenário que se desenha para os próximos anos e décadas para o setor de energia elétrica mundial apresenta desafios que somente poderão ser enfrentados com ações avançadas de planejamento tanto da capacidade de geração, quanto das ações de contingência do fornecimento de energia. Os novos modelos de geração, transmissão e distribuição precisam considerar, além da qualidade da prestação dos serviços, as sazonalidades do volume de demanda para a otimização dos investimentos necessários na construção e operação desta nova planta, de forma a viabilizar a perenidade dos negócios. Este planejamento tem como princípio fundamental, e pré-requisito, a construção de uma rede robusta de fornecimento de energia elétrica dotada de inteligência e automatismo que é expressa pelas iniciativas dos programas de smart grids.
1.2 A DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL
Atualmente o setor elétrico nacional possui 62 empresas distribuidoras, sendo 36 atuando no mercado acima de 1 TWh ao ano, e 26 Distribuidoras atuando no mercado até 1 TWh ao ano, segundo a categorização feita pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Deste total cerca de 60% são concessões operadas pelo setor privado e os cerca de 40% restantes operadas por empresas públicas [3].
No Brasil, as redes de distribuição são categorizadas pela ANEEL (PRODIST - Módulo 3) em linhas de alta, média, e baixa tensão. Segundo estes critérios as linhas de alta tensão são aquelas que operam com níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV, e iguais ou inferiores a 138 kV. As linhas de média tensão são aqueles que operam com valores de tensão superiores a 1 kV, e inferiores a 69 kV. As linhas de baixa tensão são aquelas que operam com valores abaixo de 1 kV [4].
As redes de média tensão são denominadas “Redes Primárias de Distribuição”, ao passo que as redes de baixa tensão são denominadas “Redes Secundárias de Distribuição”. De um modo geral as linhas que operam com valores de tensão entre 69 kV e 138 kV, embora sejam a rigor redes de transmissão, são de responsabilidade das Distribuidoras e são usualmente denominadas “Linhas de Subtransmissão”. Algumas Transmissoras possuem linhas com tensão abaixo de 230 kV. Estas linhas são denominadas pela ANEEL de “Demais Instalações da Transmissão” (DIT).
As Redes de Subtransmissão são interligadas às Redes de Distribuição, sejam elas urbanas ou rurais, através de Subestações (SEs) de distribuição. Os principais elementos de uma Subestação de distribuição são: o transformador, as chaves seccionadoras, os disjuntores, além dos equipamentos de mediação e proteção contra descargas atmosféricas ou curtos-circuitos. Das SEs de distribuição partem os “alimentadores”, que são as saídas dos barramentos de média tensão de distribuição nos quais são ligadas as Redes Primárias para serem distribuídos pela área de cobertura destas SEs.
As redes Primárias e Secundárias de distribuição compartilham a mesma infraestrutura física suportada por postes de concreto, sendo que as Redes Primárias são lançadas na parte superior dos postes e as Redes Secundárias em um nível abaixo. Entre as duas redes estão instalados os transformadores de distribuição com a função de abaixar o valor de tensão das Redes Primárias para os valores comerciais das Redes Secundárias, que no Brasil são entre 127 V a 440 V [4]. Os consumidores residenciais, pequenos consumidores comerciais e
indústrias recebem o fornecimento através de ramais de ligação que derivam das Redes Secundárias. Nas extremidades dos ramais de ligação são instalados os medidores de consumo de energia elétrica. Os consumidores comerciais e industriais de médio porte recebem o fornecimento de energia elétrica diretamente das redes de média tensão. Nestes casos os transformadores para abaixar os níveis de tensão para consumo são de responsabilidade dos próprios clientes. A Figura 1 [5] ilustra a cadeia de fornecimento de energia elétrica desde a geração, passando pela transmissão, até a distribuição para os consumidores residenciais, comerciais e industriais.
Figura 1: Estrutura tradicional da cadeia de fornecimento de energia elétrica [5]
A regulamentação do setor que consta na Resolução Normativa Nº 414/2010 - Atualizada até a REN 499/2012 [6], define e agrupa os consumidores em dois grupos dependendo da faixa de tensão na qual recebem o fornecimento de energia, e o perfil de consumo. O primeiro grupo é o “A” composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária. O tipo de tarifação aplicado é binômia, ou seja, são cobrados tanto pela demanda quanto pela energia que consomem. Conforme essa mesma resolução o Grupo A é subdividido nos subgrupos da Tabela 1 [6].
Grupo Subgrupo Tensão de Fornecimento A A1 ≥ 230 kV A2 88 kV - 130 kV A3 69 kV A3a 30 kV - 44 kV A4 2,3 kV - 25 kV AS < 2,3 kV Sistemas Subterrâneos
Tabela 1: Categorização dos consumidores do Grupo A
O segundo grupo de consumidores é o “B”, composto pelas unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV. O tipo de tarifação aplicado é monômia, ou seja, são cobrados apenas pela energia que consomem. O Grupo B é subdividido nos subgrupos [4] apresentados na Tabela 2.
Grupo Subgrupo Perfil do Consumidor
B
B1 Residencial
B2 Rural
B3 Demais Classes B4 Iluminação Pública
Tabela 2: Categorização dos consumidores do Grupo B
Os dados estatísticos de 2015 totalizam cerca de 77 milhões de Unidades Consumidoras (UC), que são aquelas nas quais existe um só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único consumidor somando os consumidores do Grupo A e B, sendo que deste total cerca de 85% são consumidores residenciais (B1) [6].
Na categoria de clientes do Grupo A existe ainda a classificação entre Consumidores Cativos e Consumidores Livres. Os Consumidores Cativos são aqueles clientes que compram energia elétrica necessariamente das distribuidoras que operam na área de concessão nas quais estes consumidores estão fisicamente localizados. As tarifas são reguladas e são as mesmas para as classes A1, A2, A3 e A4. Devido ao modelo de contratação o Consumidor Cativo está sujeito aos riscos inerentes ao planejamento centralizado do Governo Federal e da sua Distribuidora, e não dispõe de mecanismos para gerenciar estes riscos. Já o Consumidor Livre é aquele que pode negociar os seus contratos de compra de energia livremente no prazo e nas
condições que melhor convier ao seu negócio, e que conseguir negociar no mercado de compra e venda de energia elétrica, regulado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), órgão ligado da ANEEL para os processos de comercialização de energia no Brasil. Neste caso o Cliente Livre é responsável por gerenciar os seus riscos de contratação. A opção de um Cliente Cativo do Grupo A se tornar Cliente Livre é facultativa, desde que a sua demanda mínima seja de 3MW, e siga os procedimentos definidos na legislação. O Cliente Livre deve ser obrigatoriamente um agente do setor registrado na CCEE.
No cenário nacional, dentre todos os setores, o setor de energia elétrica é um dos mais fortemente regulados, e dentre os segmentos do setor, o de distribuição é um dos mais regulados e fiscalizados de todo o setor elétrico. A ANEEL edita Resoluções, Portarias e outras normas que são fiscalizadas de forma rigorosa. Outro instrumento de regulação relevante são os “Procedimentos de Distribuição” (PRODIST) [4] que disciplina e detalha as condições, responsabilidades e penalidades relativas à conexão, planejamento da expansão, e operação e medição da energia elétrica. O PRODIST estabelece também critérios e indicadores de qualidade para os consumidores, geradores, distribuidores e demais agentes importadores e exportadores de energia. No contexto deste trabalho a módulo mais relevante é o “Módulo 5 – Sistemas de Medição”.
Outro documento que é referência essencial para o funcionamento do setor de distribuição é a Resolução 414 de 2010 [6] que estabelece as regras e condições de relacionamento entre os agentes e os consumidores, incluindo normas de funcionamento, cobrança dos serviços, padrões de atendimento, etc.
É importante ressaltar que, no tocante às tarifas praticadas pelo setor, os valores praticados pelas concessionárias são regulados pela ANEEL e variam de região para região do país, principalmente pelo fato da transmissão e distribuição de energia elétrica serem serviços públicos que operam sob o regime de concessão através de contratos que preveem métodos regulatórios de controle de preços praticados ao consumidor final. O sistema utilizado no Brasil é o “Preço-Teto” ou “Price-Cap”. Neste sistema a ANEEL pode estabelecer os preços máximos a serem praticados por cada empresa.
A sistemática de definição de tarifas no modelo brasileiro prevê ainda, tanto para as empresas de transmissão, quanto de distribuição, as chamadas “Revisões Tarifárias” que são mecanismos de regulação que ocorrem em intervalos de três, quatro, ou cinco anos conforme o contrato de concessão. Nas Revisões Tarifárias as concessionárias podem ser remuneradas pelos investimentos feitos no período, que revertam em melhoria e da prestação do serviço para os consumidores, e que sejam reconhecidos pelo órgão regulador. Além das Revisões
Tarifárias ocorre também os Reajustes Tarifários Anuais que ajusta as correções monetárias e compartilhamento de ganhos de produtividade.
1.3 REDES INTELIGENTES DE ENERGIA ELÉTRICA
Os desafios enfrentados pelo setor elétrico em todos os mercados mundiais trouxeram profundas mudanças em todos os três segmentos da cadeia de fornecimento: geração, transmissão e distribuição. A crescente demanda por energia elétrica e a urgência em questões ambientais vêm alavancando o desenvolvimento de tecnologias de geração baseadas em fontes limpas e renováveis, transformando a tradicional matriz centralizada de geração em um modelo distribuído.
Os sistemas de transmissão também passam por processos de mudança. A busca de soluções técnicas que reduzam as perdas do sistema é uma das ações. Outra mudança é a construção de linhas de transmissão para conectar eficientemente a nova matriz de geração distribuída e ao mesmo tempo garantir um sistema de proteção adequado [7].
O segmento de distribuição é o que mais tem sido desafiado a promover mudanças em seu modo de funcionamento. As plantas que eram estáticas tornam-se dotadas de inteligência computacional para promover ganhos operacionais e melhoria da qualidade dos índices de serviço, bem como adicionar novos serviços e recursos para os consumidores. O conceito de redes inteligentes representa esta nova forma de operar e manter o sistema elétrico, utilizando a aplicação intensiva de tecnologia na automação de processos, e na criação de condições para transformar um modelo unidirecional de prestação de serviço no sentido agente-consumidor, em um modelo bidirecional e interativo, tanto em termos de fluxo de energia elétrica, quanto de fluxo de informações. Este conceito requer uma rede de telecomunicações que seja sobreposta à rede de distribuição interligando a planta elétrica a um sistema computacional centralizado. As redes inteligentes adicionam valor para toda a cadeia, mas o segmento no qual a sua aplicação produz maior impacto e na distribuição [7, 8].
As primeiras aplicações que passam por transformação através desta inovação tecnológica são a medição de consumo, e a operação da distribuição. Este novo conceito envolve a Leitura de Medição Automática (AMR), que evolui para a Infraestrutura de Medição Avançada (AMI); a Automação de Distribuição (DA), que por sua vez também evolui para a Automação Avançada da Distribuição (ADA), na qual a rede elétrica de distribuição se reconfigura
automaticamente em caso de falha, de forma a segmentar e restringir a descontinuidade no fornecimento ao menor trecho possível de rede.
Neste novo cenário de redes inteligentes, além destas aplicações tradicionais, outras aplicações vêm surgindo ampliando o escopo dos processos a serem automatizados, promovendo ainda maior ganho operacionais e financeiros para as empresas do setor que são revertidos em melhoria da prestação dos serviços. Dentre estas novas aplicações de destacam a Resposta da Demanda (DR), a automação da Iluminação Pública (IP), e a automação da Gestão de Ativos (GA) do sistema elétrico.
As aplicações que normalmente são priorizadas em um programa de implementação de redes inteligentes nos projetos das concessionárias de distribuição são: medição inteligente e automação da distribuição. O que se busca é definir uma infraestrutura de comunicação capaz de atender ao maior número possível das aplicações, considerando os requisitos técnicos necessários, e os custos envolvidos. A automação da distribuição demanda requisitos técnicos específicos bem mais exigentes do que a medição inteligente em matéria de sistemas de suporte de telecomunicações, conforme serão apresentados nos itens a seguir.
1.3.1 Medição Inteligente
Medição inteligente significa automação de medição de consumo eliminando qualquer intervenção humana no processo de leitura dos medidores. Este novo processo pressupõe a substituição dos medidores convencionais por medidores eletrônicos que são acessados pelos sistemas de faturamento da distribuidora através de uma plataforma de comunicação conforme ilustrado na Figura 2.
As rotinas de medição inteligente podem ser feitas em tempo real, a cada 15 minutos, a cada hora, em intervalos maiores, ou até sob demanda a qualquer tempo.
Outra funcionalidade de destaque dos medidores inteligentes é a função de corte/religação por inadimplência. Estes medidores podem ser equipados com um relê interno telecomandado para executar as funções de corte/religação do fornecimento de energia, agregando ainda mais valor ao projeto ao ampliar os ganhos operacionais em procedimento de equipes de campo.
Além das funções principais de medição para faturamento e processos de corte/religação, a medição inteligente pode operar como se fosse uma verdadeira rede de sensores informando aos Centros de Operação (COs), juntamente com os dados coletados dos sistemas Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) das SEs e da rede de distribuição, parâmetros de qualidade e disponibilidade dos pontos de consumo, contribuindo para o um diagnóstico mais preciso de falhas nas redes, devido a sua capilaridade, e por representarem a visão do serviço do ponto de vista dos consumidores finais da cadeia de fornecimento [8].
1.3.2 Resposta à Demanda
A principal motivação para o controle da demanda de energia elétrica à distância ou Demand Response (DR) é ajustá-la à capacidade de geração, transmissão e distribuição da rede, especialmente durante horários de pico. Em caso de descasamento entre a energia disponível no sistema e a demanda total, são tomadas ações por parte das distribuidoras para ajustar a demanda através do controle no consumo das cargas dos consumidores com o objetivo de equilibrar o sistema elétrico.
No contexto das redes inteligentes, essa interação entre os consumidores e a distribuidora de energia elétrica pode ser feita em tempo real. A principal fonte de informação do consumidor é o medidor inteligente que se comunica com os sistemas das distribuidoras através de uma rede de comunicação. As ações de controle de carga podem ser tomadas em atuadores instalados nas instalações dos consumidores utilizando a mesma infraestrutura de comunicação, com o objetivo de proporcionar as adaptações necessárias no nível de consumo. Como as fontes de informação para as ações de resposta à demanda são os medidores inteligentes, os requisitos técnicos para atender à medição inteligente atenderão também aos sistemas de DR.
1.3.3 Automação da Distribuição
A ideia básica de automação do sistema de distribuição é permitir a gerência (supervisão e controle) de elementos de rede remotamente a partir de um Centro de Operações [9]. Este conceito é aplicável a SEs de subtransmissão, SEs de distribuição, e redes de distribuição através da atuação em Religadoras Automáticas (RA).
No caso de DA as ações devem ser tomadas por um operador que realiza um diagnóstico de falhas e tentam restaurar o máximo possível de segmentos de rede [9, 10].
Figura 4: Automação da distribuição
A ADA confere mais automatismo às ações enviando informações de supervisão para um sistema computacional centralizado. Este sistema toma decisões autonomamente para abrir e fechar a RAs com o objetivo de restringir a abrangência de uma falha, e restaurar o maior número possível de segmentos de rede [9].
Em relação aos requisitos de redes de comunicações para suporte aos sistemas de DA e ADA, três aspectos são cruciais: percentual de disponibilidade da rede, taxa de transmissão de dados, e baixa latência especialmente no caso de ADA.
1.3.4 Outras Aplicações
Além das aplicações típicas de redes inteligentes abordadas nos itens anteriores existem novas aplicações e processos diretamente relacionados ao setor de energia elétrica que podem ser incluídos nos projetos para proporcionar maior ganho operacional e financeiro. Entre eles estão: automação da gestão de ativos, e automação da iluminação pública. A supervisão e controle da iluminação pública já é uma realidade em várias cidades ao redor do mundo e geralmente são suportados por plataformas de redes baseadas na tecnologia de RF Mesh, que é abordada neste trabalho. Em relação à gestão de ativos da rede elétrica (transformadores de distribuição, transformadores de potencial (TPs), transformadores de corrente (TCs), capacitores, etc.), surgem cada vez mais projetos que visam agilizar o fluxo de informações para aperfeiçoar os processos de gestão. Processos de gestão de ativos mais eficientes representam ganhos em logística, otimização de estoque, melhoria dos resultados operacionais e, em última análise, ganhos financeiros na Base Regulatória de Remuneração (BRR), principalmente na ocasião das revisões tarifárias periódicas (Figura 5).
Em relação aos requisitos de sistemas de telecomunicações, tanto a automação da iluminação pública, quanto a automação da gestão de ativos, não requerem quaisquer características técnicas específicas diferentes daqueles observadas pelas aplicações tradicionais de rede inteligente. Sendo assim, uma rede de comunicações de abrangência urbana, ou Field Area Network (FAN), ou uma rede de abrangência de bairro, ou Neighbor Area Network (NAN) projetado para atender aplicações AMI, DR e DA, serão também capazes de suportar estas novas aplicações. Estas novas aplicações, no contexto de uma rede inteligente, reforçam a necessidade de convergência em torno de uma única plataforma de comunicação. A questão então é qual tecnologia é mais adequada para assumir este papel.
1.3.5 Infraestrutura de Telecomunicações
A infraestrutura de telecomunicações para suporte às aplicações de redes inteligentes atualmente são principalmente baseadas em sistemas de rádio frequência (RF), e é dividida em dispositivos de rede para Pontos de Acesso, ou Access Points (APs) para a concentração dos terminais, Repetidores para a ampliação da área de cobertura dos APs, e as Interfaces de Rede, ou Network Interface Cards (NICs) embarcadas nos medidores inteligentes, RAs, e demais dispositivos terminais. Os APs são equipamentos instalados em torres de telecomunicações, topo de edifícios ou postes, e são responsáveis pela comunicação e concentração dos NICs presentes na sua área de cobertura. Além da interface entre os dispositivos terminais e a rede de comunicação os NICs são responsáveis pela interface entre as aplicações instaladas nestes dispositivos e os sistemas computacionais centralizados nas distribuidoras.
A infraestrutura de rede externa de RF é normalmente dividida em rede pública e privada. Redes públicas são aquelas construídas por terceiros, geralmente Operadoras de Telecomunicações, que oferecem os serviços compartilhando a infraestrutura com vários outros usuários. Estes serviços são tais como: redes móveis (GPRS, 3G, 4G, etc.), além da Internet [10]. As redes privadas são aqueles nas quais uma rede, ou em uma partição de rede, é dedicada ao uso exclusivo de um único usuário. Podem ser construídas baseadas na aquisição, operação e manutenção de ativos próprios da empresa interessada, ou também contratada de empresas terceiras. Estes são exemplos de serviços contratados a terceiros: Redes de comunicação de dados Multiprotocol Label Switching (MPLS), circuitos dedicados, serviços via satélite, entre outros [10].
Do ponto de vista de arquitetura de rede é usual a segmentação da infraestrutura de telecomunicações em três camadas apresentadas abaixo, sendo que as camadas de hierarquia superior são responsáveis por agregar o tráfego da camada inferior.
Backbone: Segmento da infraestrutura de rede que concentra todo o tráfego coletado na rede e entrega ao centro de roteamento e processamento do tráfego. É composta de sistemas de longo alcance e baixa capilaridade.
Backhaul: Responsável por coletar e agregar o tráfego dos APs da camada de Acesso. É composta de sistemas de alcance e capilaridade intermediários.
Access: Responsável pela interface entre os dispositivos terminais e as aplicações neles instalados, agregando trafego em APs. É composta de sistemas de curtas distâncias e alta capilaridade.
Do ponto de vista de infraestrutura de telecomunicações especificamente dedicada ao suporte às redes inteligentes de energia elétrica esta mesma segmentação em camadas é utilizada, embora seja mais usual tratar as camadas de rede segundo uma visão que considera a abrangência geográfica das redes. Segundo esta visão, as camadas de rede são divididas em:
Wide Area Network (WAN): Abrangência estadual, nacional, ou internacional.
Metropolitan Area Network (MAN): Abrangência de regiões metropolitanas.
Field Area Network (FAN): Abrange a área de atuação de uma Utility em um centro urbano, suburbano, e rural. Agrega características de WAN, MAN e LAN.
Neighbor Area Network (NAN): Abrangência de um ou mais bairros.
Local Area Networks (LAN): Abrangência restrita a cerca de 1 Km para a interconexão de equipamentos no âmbito de uma instalação residencial ou industrial.
Home Area Network (HAN): Abrangência de uma ou mais residências ou condomínio.
Na prática é comum uma visão sistêmica de uma infraestrutura de telecomunicações, principalmente para suporte a redes inteligentes de energia elétrica, mesclar estas duas visões
de estrutura em camadas. A Figura 6 ilustra as duas abordagens fazendo a correspondência entre a visão funcional e geográfica.
Figura 6: Infraestrutura de comunicações smart grid em camadas
Embora a segmentação em camadas auxilie na visão sistêmica e estruturação de um projeto de infraestrutura de telecomunicações algumas opções de tecnologia são aplicáveis em uma ou mais camadas, como é o caso de sistemas ópticos, sistemas de RF, e sistemas satélite, variando apenas a capacidade do sistema e a forma como a tecnologia é configurada. Em alguns casos particulares pode ser conveniente conectar dispositivos terminais diretamente à camada com de Backhaul sem passar pela camada de Acesso, como é o caso de DA e ADA.
1.4 SMART GRIDS NA AMÉRICA DO NORTE, EUROPA E BRASIL.
1.4.1 América do Norte
Nos Estados Unidos as primeiras iniciativas práticas de smart grids tiveram início no ano de 2009 através de um programa de incentivos a investimentos em iniciativas internas que teve como principal objetivo alavancar setores da economia Norte Americana. Segundo esta lógica a principal motivação do programa de smart grids nos Estados Unidos, e que influenciou toda a região da América do Norte, foi essencialmente baseado em um programa de estímulo financeiro nacional dos Estados Unidos. Outra motivação foi o investimento em segurança da informação nos sistemas de suporte ao fornecimento de energia elétrica de forma a torna-los menos vulneráveis a possíveis ataques via ciberterrorismo. Ainda que em uma escala menor de importância, também orientaram as ações as preocupações com o aumento da eficiência do setor com vistas ao aumento da produtividade evitando o aumento na mesma proporção das instalações de geração, o que em última análise representaria impacto negativo para o meio ambiente [2].
No contexto dos Estados Unidos o órgão responsável por orientar as iniciativas de smart grid é o National Institute of Standards and Technology (NIST) fundado em 1901, e que é atualmente parte do departamento de comércio dos EUA. É um dos mais antigos laboratórios de ciências físicas dos Estados Unidos. O Congresso Norte Americano criou este instituto para ser um facilitador da competitividade industrial dos Estados Unidos na época. Atualmente as iniciativas do NIST se propõem a apoiar projetos de nanotecnologia, redes globais de comunicações, além de projetos complexos na área de construção civil e aviação de grande porte. A entidade publicou um documento chamado “NIST Framework and Roadmap for Smart grid Interoperability Standards” [11],que atualmente está na terceira versão, com o objetivo de oferecer um guia para interoperabilidade em smart grids e que é um dos principais documentos sobre o tema, utilizado como referência em diversos países.
Este documento define a interoperabilidade como sendo a capacidade de diversos sistemas e seus componentes de trabalhar em conjunto e como item vital para o desempenho de smart grids. A interoperabilidade se baseia na adoção de padrões internacionais e abertos e é visto como uma maneira de promover o desenvolvimento da tecnologia, garantir as medidas de segurança adequadas e criar um mercado competitivo, diminuindo assim os custos de implementação.
Em relação à segurança, o documento “Guidelines for Smart grid Cyber Security: Vol. 1, SmartGrid Cyber Security Strategy, Architecture, and High-Level Requirements” [12] fornece recomendações a respeito das vulnerabilidades e dos mecanismos de segurança que podem ser utilizados para a proteção dos dados. O documento, inclusive, lista os algoritmos de segurança disponíveis e os classifica em “para ser utilizado entre 2011 e 2029” e “para utilização em 2030 e além”.
Do ponto de vista de modelo de projeto e implementação de smart grids as distribuidoras dos Estados Unidos adotam programas que têm como premissa a implementação de medição inteligente de consumo de energia elétrica para consumidores dos segmentos residencial, comercial e industrial em um único projeto com a abrangência de centenas de milhares ou milhões de consumidores, utilizando como base a tecnologia RF Mesh e explorando todo o potencial da sua capacidade de agregação e ganho de escalas, proporcionado pelas características técnicas que são abordadas neste trabalho.
Outra funcionalidade implementada juntamente com a medição inteligente é o controle da demanda (DR), na qual a distribuidora estabelece com seus clientes um contrato de fornecimento de energia elétrica que permite que a distribuidora acione remotamente sensores e atuadores instalados nas dependências dos seus clientes de forma a controlar a demanda das cargas instaladas, Esta ação tem o objetivo ajustar a demanda em momentos de picos de consumo da rede de distribuição.
A terceira funcionalidade que é projetada e implementada juntamente com os projetos de medição inteligente em larga escala e controle da demanda é a automação da distribuição (DA). Ao mesmo tempo em que as redes de suporte vão sendo instaladas para atender a medição inteligente e controle da demanda, as Religadoras que estão na área de cobertura vão sendo automatizadas.
1.4.2 Europa
O que nos Estados Unidos foi considerado como uma motivação em segundo plano, no continente europeu foi o principal motivador para os programas de smart grids, que são as questões associadas ao meio ambiente. Tradicionalmente a Comunidade Europeia representa o grupo de nações mais comprometidas e determinadas a adotar medidas com efeito prático na busca de soluções de desenvolvimento com o mínimo de impacto ambiental. Neste sentido as iniciativas de smart grid foram adotadas pelos países do bloco com a motivação primordial
de elevação da oferta de energia elétrica de forma a alavancar o crescimento econômico da região, mas sem o prejuízo das causas ambientais. Desde o início dos programas observa-se a busca por fontes alternativas, renováveis, e não poluentes de geração baseadas em um modelo distribuído em larga escala, em substituição ao modelo de geração tradicional centralizado e baseado em fontes termoelétricas e termonucleares [2].
O principal órgão europeu para estudos sobre smart grids é a ”European Union Agency for Network and Information Security” (ENISA). Com o foco mais direcionado para os aspectos de segurança de redes, é um centro de especialização para segurança cibernética na Europa. Situa-se na Grécia, com sede em Heraklion Crete e um escritório operacional em Atenas.
A ENISA contribui para elevar o nível de segurança das redes e da informação (NIS) no contexto da União Europeia desde que foi criada em 2004 desenvolvendo a cultura de segurança da informação na sociedade contribuindo para o bom funcionamento do mercado interno europeu.
Esta entidade trabalha em conjunto com os Estados-Membros e o setor privado para oferecer recomendações e soluções. Isto inclui os exercícios de segurança cibernética na Europa, o desenvolvimento de estratégias de segurança cibernética, cooperação e capacitação, e também estudos sobre segurança na adoção dos serviços “em nuvem”, abordando questões de proteção de dados, tecnologias de aprimoramento de privacidade e privacidade de tecnologias emergentes, serviços de autenticação, identificando o cenário de ameaças do cyber e outros. A ENISA também suporta o desenvolvimento e implementação de políticas e direitos da União Europeia em matéria de Network Information Service (NIS).
Em relação à segurança, o documento “Smart grid Security - Recommendations for Europe and Member States” [13] lista as ameaças e as iniciativas relacionadas à segurança da informação em redes inteligentes de energia elétrica. Além disso, fornece recomendações para os órgãos regulatórios e cita as recomendações do NIST como modelo de referência para a infraestrutura smart grid.
Da mesma forma como ocorre no modelo de implementação de smart grids Norte Americano as distribuidoras europeias adotam programas que implementam a medição inteligente de consumo de energia elétrica para clientes dos segmentos residencial, comercial e industrial em uma única fase de projeto também com a abrangência de centenas de milhares ou milhões de consumidores. A diferença está na seleção do tipo de tecnologia utilizada. No caso das distribuidoras europeias a tecnologias de rede PRIME Power Line Communication (PLC) é amplamente adotada devido às condições favoráveis das características técnicas das redes elétricas de distribuição expressas pela boa qualidade do cabeamento e das emendas.
Outro fator que contribui para a adoção desta tecnologia é a grande concentração geográfica dos consumidores por transformador de distribuição, que é o ponto no qual existe a maior necessidade de investimentos em ativos de rede, que é a instalação de repetidores de sinal necessários para contornar o bloqueio destes transformadores tendo em vista as suas características de filtragem do tipo “Passa Baixa”. A adoção do PLC para medição inteligente faz com que os projetos de automação de rede e controle de demanda se desenvolvam mais lentamente do que nos Estados Unidos. Recentemente a tecnologia RF Mesh vem ganhando espaço devido a facilidade e rapidez na implementação, ganho de escala, e maior facilidade no atendimento às demandas de automação das redes de distribuição e controle de demanda. Outra vantagem observada na tecnologia RF Mesh em relação ao PRIME PLC e que vem despertando o interesse dos países europeus é a utilização de radio frequência para transmissão das informações de medição, supervisão e controle, em vez de utilizar a própria infraestrutura física de cabos da rede elétrica de distribuição, criando uma infraestrutura de comunicação para smart grids sobreposta e independente da infraestrutura que se deseja monitorar e controlar.
1.4.3 Brasil
No caso dos países emergentes e em desenvolvimento a principal motivação, assim como nos Estados Unidos, também foi econômica, mas segundo direcionadores diferentes. O foco dos programas nestes países, incluindo o Brasil, é a busca de mitigação das chamadas “Perdas Não Técnicas” ou “Perdas Comerciais”, que são expressas na prática por furtos de energia e fraudes em sistemas de medição, que são baseados em grande parte na utilização de medidores eletromecânicos nos pontos de consumo. Certamente que os ganhos operacionais e financeiros decorrentes da implementação de smart grids, assim como incentivos de remuneração em investimentos feitos em ativos que visam à melhoria da qualidade para o consumidor final promovido pelos órgãos reguladores também são motivadores para os programas nestes mercados.
A implementação das redes inteligentes no Brasil tem seguido as tendências de modelos adotados em países onde o conceito de rede inteligente foi concebido inicialmente, tais como os Estados Unidos, Canadá e alguns países europeus, mas sem as devidas contextualizações à realidade regional e nacional. Nestes países os projetos de rede inteligente são desenvolvidos desde o início com base em projetos de medição inteligentes para toda a base de clientes
incluindo os segmentos Comercial e Industrial (C&I) que correspondem aos clientes do Grupo A, e o segmento dos clientes residenciais e pequenos comércios e indústrias, que correspondem ao Grupo B. Os projetos de automação da distribuição (DA) são definidos e contratados na mesma ocasião dos projetos de medição inteligente. Na medida em que a infraestrutura de telecomunicações vai sendo disponibilizada para atender à medição inteligente os pontos de automação são frequentemente implementados ao mesmo tempo como e na mesma fase de execução. No entanto, os contextos regulatórios, tecnológicos e socioeconômicos em que estes modelos foram desenvolvidos são muito diferentes daquelas existentes em países emergentes e em desenvolvimento como é o caso do Brasil. A principal razão do surgimento de projetos nacionais sem a devida contextualização foi a falta de formação de uma base de conhecimento mais ampla sobre o tema, que considerasse todos os aspectos tecnológicos envolvidos e a realidade nacional, tanto do ponto de vista do setor elétrico, quanto socioeconômica. Os fabricantes de soluções tecnológicas de redes de comunicação e os fabricantes de medidores na sua grande maioria Norte Americanos e um número menor de Europeus, trouxeram para o Brasil os seus modelos prontos considerando o que era conveniente para estes fabricantes do ponto de vista de projetos de engenharia e de negócios. Não existe a preocupação por parte destas corporações em estudar e desenvolver um modelo customizado para o Brasil. O interesse é realizar negócios o mais rápido possível seguindo os modelos que são familiares e mais vantajosos para estas corporações a partir de um potencial estimado da ordem de 70 milhões de medidores inteligentes.
Ocorre, entretanto que estas iniciativas não avançaram no Brasil desde o seu início em 2010, até a data de conclusão deste estudo em 2017, apesar de todos os esforços das áreas comerciais destes fabricantes e das empresas integradoras e prestadores de serviços de consultoria. A razão é que os desafios a serem enfrentados pelas empresas nacionais do setor elétrico, ainda não devidamente equacionados e tratados até hoje, criam um clima de incertezas que impedem que as decisões sobre os investimentos necessários para viabilizar estes projetos sejam tomadas. Pelo lado da indústria, este mesmo clima de incertezas e falta definições por parte das Utilities e da ANEEL impede as ações de investimentos para nacionalizar a produção de equipamentos de telecomunicações, medição, e automação, fazendo com que os custos dos projetos se tornem ainda mais elevados, dificultando ainda mais as tomadas de decisão para viabilizar estes projetos. Além dos aspectos financeiros envolvendo os custos de produtos e serviços de suporte importados, percebe-se a insegurança das Utilities sobre a qualidade e perenidade dos serviços de suporte destas empresas estrangeiras que estão aguardando a realização de um determinado volume de negócios no
