medição de energia,rede elétrica inteligente, smart grid

1. FACULDADE DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
PRODIST MÓDULO 5 – SISTEMAS DE MEDIÇÃO
JOSÉ MORENO
NATAN NEI
RAFAEL BASTOS
RAFAELA SILVA
SÉRGIO MARCELINO
SALVADOR
2016

2. FACULDADE DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
JOSÉ MORENO
NATAN NEI
RAFAEL BASTOS
RAFAELA SILVA
SÉRGIO MARCELINO
PRODIST MÓDULO 5 – SISTEMAS DE MEDIÇÃO
Projeto de Pesquisa apresentado à disciplina
Distribuição de Energia Elétrica, no curso de
Engenharia Elétrica, como exigência para a
aprovação da mesma.
Orientador (a): Guilherme Heidorn
SALVADOR
2016

3. AGRADECIMENTOS
Ao nosso querido orientador, Professor
Guilherme Heidorn, pelos conselhos sempre
úteis, precisos e a paciência com que,
sabiamente, conduziu este trabalho.

4. “O único lugar onde o sucesso vem antes do
trabalho é no dicionário”
(Albert Einstein)

5. SUMÁRIO
1 OBJETIVO...........................................................................................................6
2 INTRODUÇÃO ...................................................................................................7
3 APLICABILIDADE..............................................................................................7
4 ESPECIFICAÇÕES DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO..................................7
5 IMPLANTAÇÃO, CALIBRAÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE
MEDIÇÃO ..............................................................................................................................7
6 MEDIDORES HOMOLOGADOS.....................................................................9
7 LEITURA, REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO
DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO .................................................................................. 13
8 SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO (SMF)........................ 13
9 COMISSIONAMENTO ................................................................................... 13
10 TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES........................................................ 13
11 CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA ........................................................ 14
12 NOVA TARIFAÇÃO........................................................................................ 14
13 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS........................................................... 16
14 REDE ELÉTRICA INTELIGENTE ................................................................ 16
15 REFERÊNCIAS ............................................................................................... 20

6. 6
1 OBJETIVO
O objetivo do Módulo 5 é especificar os sistemas de medição das grandezas
elétricas envolvidas nas atividades de distribuição de energia elétrica.

7. 7
2 INTRODUÇÃO
“Classes de Consumo Residencial, Comercial, Industrial, Rural e
Poder Público. ”
3 APLICABILIDADE
“Identificar os agentes aos quais este módulo se aplica, sua abrangência e as
responsabilidades”.
4 ESPECIFICAÇÕES DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO
Critérios para as especificações dos sistemas de medição de energia elétrica
utilizados nos sistemas de distribuição.
5 IMPLANTAÇÃO, CALIBRAÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE
MEDIÇÃO
Define os procedimentos de projeto, instalação, testes e comissionamento dos
equipamentos de medição, rotinas para manutenção, correção de falhas e inspeção
periódica dos medidores e equipamentos associados.
Neste item, apresenta-se responsabilidade das distribuidoras e de
consumidores na implantação do sistema de medição. A leitura deste item fornece um
norte para o consumidor solicitar e acompanhar o processo de implantação dos
sistemas de medição.
Assume-se com responsabilidades das distribuidoras:
 Explicitar os locais adequados (livre e fácil acesso) para instalação dos
materiais destinados à instalação de medidores, transformadores de

8. 8
medição e outros aparelhos da distribuidora tais como caixas, quadros
e painéis;
 Fornecer e instalar, às suas expensas, medidores e demais
equipamentos de medição, exceto quando previsto em contrato de
legislação específica;
 Não invocar a indisponibilidade dos equipamentos de medição para
negar ou retardar a ligação e o início do fornecimento (Previsto na
REN414/2010);
 Colocar os lacres, ou dispositivos similares, em todos os componentes
dos sistemas de medição que necessitem de garantia de inviolabilidade.
Assume-se com responsabilidades dos consumidores:
 Arcar com o ônus da diferença de custo dos medidores, demais
equipamentos de medição e das adequações das instalações, quando,
por sua solicitação e aprovado pela distribuidora, forem instaladas
medições externas, centralizadas ou especiais;
 Os lacres instalados nos medidores e demais equipamentos de medição,
caixas e cubículos somente poderão ser rompidos por representante
legal da distribuidora;
 Deve explicitar os locais adequados (livre e fácil acesso) para instalação
dos materiais destinados à instalação de medidores, transformadores de
medição e outros aparelhos da distribuidora tais como caixas, quadros
e painéis;
 Fornecer e instalar, às suas expensas, medidores e demais
equipamentos de medição, exceto quando previsto em contrato de
legislação específica.
A figura 1 abaixo apresenta um esquemático ilustrando os procedimentos de
implantação de sistemas de medição em unidades consumidoras atendidas em Baixa
Tensão.

9. 9
Figura 1 - Esquemático do procedimento de implantação dos sistemas de medição em BT.
A figura 2 abaixo apresenta um esquemático ilustrando os procedimentos de
implantação de sistemas de medição em unidades consumidoras atendidas em Média
Tensão e Alta Tensão.
6 INSPEÇÃO PROGRAMADA OU SOLICITADA EM SISTEMAS DE MEDIÇÃO
Supondo que o consumidor tenha solicitado uma inspeção em seu sistema de
medição, a distribuidora deve atender ao pedido de inspeção e informar, com o prazo
de três dias úteis, a data da inspeção. Em contrapartida, o consumidor deve entrar em
acordo com a data de inspeção sugerida pela distribuidora, permitir o livre acesso às
instalações do sistema de medição e tem o direito de acompanhar a inspeção.
Figura 2 - Esquemático do procedimento de implantação dos sistemas de medição em MT e AT.

10. 10
Se forem constatados erros admissíveis por parte da distribuidora, o
consumidor deve arcar com os custos decorrentes da inspeção. Entretanto, se
realmente existirem erros nos padrões de trabalho da distribuidora, a mesma deve
arcar com o ônus e desenvolver soluções juntamente com os órgãos metrológicos.
Para medição indireta em unidade consumidora do Grupo B:
 Verificar se os TC e TP estão instalados de acordo com o projeto ou
padrão da distribuidora;
 Comparar os dados de placa dos TC e TP com os dados listados no
projeto ou no cadastro da distribuidora;
 Verificar se as conexões primárias e secundárias dos TC e TP estão em
conformidade com os dados de placa indicados no projeto ou no
cadastro da distribuidora;
 Verificar se as conexões com as caixas de junção estão em
conformidade com o projeto, no caso de TC e TP de uso externo;
 Verificar se os valores secundários de corrente e tensão dos TC e TP
estão em conformidade com os valores indicados de corrente e tensão
da carga no momento deste ensaio.
Para medição indireta em unidade consumidora do Grupo A são verificados
diversos equipamentos, como por exemplo painéis, caixas de medição e medidores.
A figura 3 representa exemplos de equipamentos verificados na medição indireta em
unidade consumidora do Grupo A.

11. 11
Figura 3 - Exemplos de equipamentos verificados na medição indireta em unidade consumidora
do Grupo A.
Responsabilidades das distribuidoras:
 Arcar com o ônus causado pelo sistema de medição, exceto quando
houver irregularidade por ação comprovadamente de responsabilidade
do consumidor;
 Quando aplicável, obedecer às normas e regulamentos de segurança
nas unidades consumidoras, para realização das manutenções;
 Sempre que possível, estabelecer datas para manutenção em comum
acordo com os consumidores.
Responsabilidade dos consumidores:
 Informar à distribuidora a necessidade de manutenção nos sistemas de
medição, quando constatar qualquer defeito ou problema;
 Permitir o livre e fácil acesso às instalações das unidades consumidoras,
de pessoal ou prepostos credenciados da distribuidora, para realização
das manutenções.
7 MEDIDORES HOMOLOGADOS

12. 12

13. 13
8 LEITURA, REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO DE
INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO
Define os procedimentos de coleta, tratamento e organização dos dados de
medição, tipos de informações e formas de disponibilização.
9 SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO (SMF)
Os sistemas de medição para faturamento (SMF) instalados em pontos de
Consumidores Livres em níveis de tensão do grupo A, assim como Centrais
Geradoras não Programadas nem Despachadas Centralizadamente pelo ONS, são
constituídos de TP’s, TC’s, painéis de medição, sistema de comunicação, sistema de
alimentação auxiliar, medidores eletrônicos (principal e retaguarda) e acessórios, de
acordo com Submódulo 12.2 do ONS.
10 COMISSIONAMENTO
11 TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES
A distribuidora deve estar preparada para disponibilizar, no mínimo, as
seguintes informações relativas aos sistemas de medição para faturamento:
 Demanda de potência ativa e reativa excedente;
 Consumos de energia elétrica ativa e reativa excedente;
 Fator de potência.

14. 14
12 CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
François Arago Astrónomo, físico e geofísico francês que descobre, com base
no trabalho de Hans Christian Ørsted, o fenómeno da rotação magnética, ao reparar
que uma agulha magnética suspensa sobre um disco de cobre roda sempre que este
for posto a girar – disco de Arago.
Medidores de energia eletrica podem inicialmente classificador pelo numero de
fases: monofasicos, Bifasicos e Trifasicos. Como tambem pelo principio de medição e
tecnologia medidores mecanicos e eletronicos
Medidor Ciclométrico omo a leitura no equipamento é cumulativa, o consumo
apresentado na conta de energia elétrica é resultado da diferença obtida entre a leitura
registrada atual menos a ultima paga (que pode ser obtida na sua conta de luz),
multiplicado pela constante do medidor (também disponível na sua conta de luz).
Medidores eletronicos possue varias funçoes de mediçoes com capacidade de
se integrar a sistemas automáticos de leitura local ou remota, Medição de grandezas
de diagnose: distorção harmônica total (até 15ª harmônica), tensões e corrente em
cada fase; ângulo de tensão e corrente em cada fase; potência ativa e reativa trifásica
instantânea; frequência da rede; sequência de fase, forma de ligação de TP e TC,
número de faltas das fases de tensão e corrente, desequilíbrios das fases de tensão
e corrente e fator de potência instantâneo por fase.
13 NOVA TARIFAÇÃO
Com a utilização de tecnologia dos medidores eletrônicos foi possível criar
novas modalidades de tarifação;
PRE-PAGAMENTO
A modalidade de pré-pagamento e pós-pagamento eletrônico de energia
elétrica foi aprovada pela Resolução Normativa nº 610/2014. De acordo com o texto
aprovado, a adesão do consumidor ao modelo de pré-pagamento é voluntária e sem
ônus. Além disso, depende de uma decisão da distribuidora em oferecer a modalidade

15. 15
em sua área de concessão. O sistema funcionará da seguinte forma: o consumidor
recebe um crédito inicial de 20 kWh, a ser quitado na compra subsequente.
Posteriormente, poderá comprar novos créditos quando quiser e quantas vezes
desejar, sendo 5 kWh o montante mínimo de compra. A venda dependerá da
estratégia que a distribuidora adotar, o que pode ocorrer por meio de agentes
credenciados pela distribuidora ou, inclusive, pela internet. A tarifa do pré-pagamento
será igual à do pós-pago, no entanto, a distribuidora poderá conceder descontos por
sua conta e risco para incentivar os consumidores a aderirem à nova modalidade.
TARIFA BRANCA
A Tarifa Branca é uma nova opção que sinaliza aos consumidores a variação
do valor da energia conforme o dia e o horário do consumo. Ela é oferecida para as
unidades consumidoras que são atendidas em baixa tensão (127, 220, 380 ou 440
Volts), denominadas de grupo B.
Com a Tarifa Branca, o consumidor passa a ter possibilidade de pagar valores
diferentes em função da hora e do dia da semana. Se o consumidor adotar hábitos
que priorizem o uso da energia fora do período de ponta (aquele com maior demanda
de energia na área de concessão), diminuindo fortemente o consumo neste horário e
no intermediário, a opção pela Tarifa Branca oferece a oportunidade de reduzir o valor
pago pela energia consumida. Nos dias úteis, o valor Tarifa Branca varia em três
horários: ponta, intermediário e fora de ponta. Na ponta e no intermediário, a energia
é mais cara. Fora de ponta, é mais barata. Nos feriados nacionais e nos fins de
semana, o valor é sempre fora de ponta. Partindo o uso de outras formas de geração
para os horários de maior demanda como exemplo uso de geração própria.

16. 16
Se o fator de potência medido nas instalações do consumidor for inferior
a 0,92, será cobrado o custo do consumo reativo excedente, decorrente
da diferença entre o valor mínimo permitido e o valor calculado no ciclo.
O custo excedente é obtido pela seguinte fórmula:
14 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS
Através da resolução 456, a Aneel determinou que clientes industriais tenham
um fator de potência de, no mínimo, 0,92 (92%), ou seja, se o cliente tiver um fator de
potência inferior a este valor deverá pagar multa que é calculada da seguinte forma:
multa = valor da conta de eletricidade x (0,92 / fator de potência - 1). Por exemplo, se
o fator de potência apurado em um determinado mês por uma indústria for de 0,85
(85%), ela pagará 8,235% de multa sobre o valor da conta de eletricidade.
15 REDE ELÉTRICA INTELIGENTE
Smart grids, ou “redes inteligentes”, são os sistemas de distribuição e de
transmissão de energia elétrica que foram dotados de recursos de Tecnologia da
Informação (TI) e de elevado grau de automação, de forma a ampliar
substancialmente a sua eficiência operacional. Graças ao alto nível de tecnologia
agregado, as smart grids conseguem responder a várias demandas da sociedade
moderna, tanto no que se refere às necessidades energéticas, quanto em relação ao
desenvolvimento sustentável.

17. 17
A maior eficiência e controle do fluxo de energia oferecido pelas smart grids
proporcionam um conjunto variado e abrangente de benefícios para consumidores,
concessionárias de energia e para o próprio sistema elétrico como um todo. O
“coração” deste sistema são os medidores eletrônicos inteligentes, versões mais
modernas que os medidores convencionais, que disponibilizam uma série de
funcionalidades inovadoras, como o envio de eventos e alarmes, além da
possibilidade de medição remota.
Os benefícios para os consumidores não param por aí. No futuro, as smart grids
permitirão aos clientes das empresas que distribuem energia, um acompanhamento
mais rigoroso do consumo, muitas vezes obtendo as informações de forma
instantânea. Não será preciso esperar a conta de energia chegar ao término do mês
para tomar providências com relação à conta de energia. Também permitirá a
programação remota de acionamentos e desligamentos de aparelhos
eletrodomésticos, de forma a permitir um aproveitamento do consumo de energia nas
residências.
Para as concessionárias de energia, as redes inteligentes também poderão
trazer vantagens em relação aos sistemas elétricos convencionais. Será possível a
identificação instantânea e precisa de uma queda no fornecimento na rede e a
realização automática de manobras necessárias para viabilizar um pronto
reestabelecimento do fornecimento. Outra vantagem é possibilitar um conhecimento
mais profundo do comportamento do consumo dos clientes, o que tornará possível um
melhor planejamento da ampliação da oferta, além de ajustar o sistema para essas
características. Outro benefício desse conhecimento será a possibilidade de
estabelecer um controle mais apurado de fraudes comerciais ou de perdas
operacionais de energia, que podem ser identificadas mediante mudanças no
comportamento do consumo.
As smart grids também vêm sendo apontadas como uma ferramenta
providencial para os países se ajustarem às demandas resultantes do Protocolo de
Kyoto. Os sistemas de geração de energia dos países desenvolvidos, em particular,
são baseados no consumo de combustíveis fósseis, considerados os principais
emissores de gases causadores do efeito estufa. Nesses países, as redes inteligentes
são apontadas como o instrumento que permitirá a disseminação de fontes renováveis
de energia, por meio dos conceitos de geração distribuída e microgeração.

18. 18
E aí também entram os consumidores. Explica-se: as smart grids permitem a
conexão de pequenos sistemas de geração fotovoltaicos (placas que aproveitam a luz
solar) e eólicos (movidos pela força do vento) em consumidores de baixa tensão
(clientes residenciais e comerciais), além de possibilitar um perfeito funcionamento
desses sistemas em sintonia com todo o sistema elétrico. Dessa forma, no futuro, será
possível expandir a geração de energia de forma descentralizada (sem a necessidade
de construção de grandes e dispendiosos projetos de geração), e de forma
pulverizada (permitindo ao consumidor final ser ser um microgerador de energia).
Essas características oferecem aos países vantagens, como maior segurança
no suprimento de energia e redução nos investimentos na ampliação do próprio
sistema de transmissão e distribuição, bem como do parque gerador.
(Fonte-Eletrobrás)

19. 19
A solução poderia até tornar o horário de verão obsoleto uma vez que, com o prevê
a ANEEL, implementando o smart grid deve reduzir em 5% o consumo residencial
no horário de pico, entre 18h e 21h. Todavia, para atingir esse ponto de
implementação, levará algo em torno de 10 anos. Depois dos medidores inteligentes
de consumo, qualquer consumidor saberá o quanto de energia está gastando a
qualquer momento e o valor pago por ela. Estudos mostram que o maior estímulo à
economia de luz é fazer com que os consumidores saibam quanto estão gastando. É
por isso que o smart grid foi capaz de diminuir consideravelmente o consumo onde
foi implementado.

20. 20
16 REFERÊNCIAS
https://youtu.be/NGXnrRyoel0