SISTEMA DE AUTOMONITORAMENTO INDIVIDUALIZADO DE TI s E MÉTODO DE DIAGNÓSTICO PARA SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

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1 SISTEMA DE AUTOMONITORAMENTO INDIVIDUALIZADO DE TI s E MÉTODO DE DIAGNÓSTICO PARA SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Luiz Carlos Grillo de Brito Julio César Reis dos Santos CENTRO DE PESQUISAS DE ENERGIA ELÉTRICA CEPEL SISTEMA ELETROBRÁS José Eduardo R. A. Júnior Fábio Cavaliere de Souza César Jorge Bandim CENTRO DE PESQUISAS DE ENERGIA ELÉTRICA CEPEL SISTEMA ELETROBRÁS BRASIL RESUMO Os transformadores de corrente, estão sujeitos a situações onde o medidor de energia elétrica pode vir a registrar a menor o consumo real da energia elétrica consumida. Estas situações podem ser, por exemplo: erro nas ligações (proposital ou não) dos condutores secundários; eventuais falhas (inclusive defeitos de fabricação); uso de artifícios ou irregularidades no interior dos medidores, de modo a provocar o subfaturamento do consumo de energia elétrica real; Em todas essas situações, muitas vezes, é difícil comprovar, mesmo mediante ações jurídicas, que houve o ilícito, principalmente no caso de irregularidades temporárias. No que se refere aos transformadores de potencial, indutivos ou capacitivos, também estão os mesmos suscetíveis a situações onde o medidor de energia elétrica pode vir a registrar a menor o consumo real da unidade consumidora, quais sejam, por exemplo: interrupção do condutor secundário que alimenta o circuito de potencial do medidor de energia elétrica; inserção de divisores de tensão nos respectivos circuitos ou mesmo no interior do medidor, de modo a provocar o subfaturamento da energia elétrica consumida; eventuais falhas no equipamento (inclusive defeitos de fabricação). Os transformadores de corrente ou potencial para medição operacional ou de faturamento atuais, portanto, não possuem, internamente, qualquer informação de monitoramento que possibilite verificar, de forma efetiva e permanente, se o sinal elétrico fornecido aos medidores ou outros instrumentos externos, está sendo adequadamente transferido durante sua operação no campo, de modo a permitir obter informações relativas ao seu Eng. José Eduardo R. A. Junior, tel.: (21) , alves@cepel.br

2 desempenho interno e de todo o circuito a partir dos terminais do enrolamento secundário até o interior dos circuitos de corrente e/ou de potencial dos medidores eletrônicos. Este trabalho apresenta uma proposta para se obter um monitoramento constante dos transformadores para instrumentos, de forma a detectar, com maior sensibilidade e de forma mais imediata, irregularidades e falhas nos sistemas de medição de energia elétrica associados aos mesmos, com objetivo de reduzir e controlar perdas comerciais das concessionárias de distribuição e prover maior confiabilidade operacional. Baseia-se em patente já depositada onde a característica fundamental é o encapsulamento de medidores de Ah (Ampere-hora) e Vh(Volt-hora), junto com transformadores de corrente e de potencial, respectivamente e que apresenta como características principais: Inviolabilidade; Baixo investimento; Exatidão adequada; Método de diagnóstico para sistemas de medição de energia elétrica. PALAVRAS CHAVE Transformadores de Corrente, transformadores de potencial, monitoramento, medidores eletrônicos. 2

3 1. Introdução A automação e monitoramento de equipamentos e sistemas vêm sendo desenvolvidos e aplicados de forma cada vez mais ampla, seja nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Nos sistemas de medição de energia elétrica este processo não é diferente, porém sua aplicação é limitada aos medidores eletrônicos, com a utilização de sistemas de tele-medição, controle de cargas, desligamento e religamento remotos, prépagamento, etc. Ocorre, entretanto, que os transformadores para instrumentos, equipamentos que também fazem parte do referido sistema de medição, não possuem, no estado da arte atual, informações que permitam avaliar seu desempenho sem a realização de ensaios por meio de utilização de instrumentação externa o que requer muitas vezes serviços de maior complexidade. Além disso, essas verificações não são permanentes, nem obtêm informações em tempo real do desempenho no campo. A gestão das concessionárias de distribuição de energia elétrica em muitos países é afetada por uma questão que envolve os valores das perdas totais de energia elétrica, compostas pelas parcelas conhecidas como perdas comerciais e perdas técnicas, que se apresentam com valores bem acima da média internacional e dos valores aceitáveis para o tipo de serviço ser remunerado adequadamente, gerando prejuízos econômicos para toda a sociedade. Com a finalidade de combater e reduzir essas perdas, as concessionárias têm feito uso de diversas tecnologias e processos de trabalho, muitas vezes de investimento e custos operacionais elevados e sem retorno adequado. Devido a sua maior complexidade, estas soluções também possuem custos de instalação e manutenção muito superiores àqueles observados em ligações convencionais. Além disso, como do ponto de vista regulatório, estas perdas não têm sido incorporadas na sua totalidade nas revisões e reajustes tarifários, muitas concessionárias apresentam dificuldades de realizar investimentos mais vultosos de forma a intensificar o combate às perdas de energia, caracterizando um círculo vicioso muitas vezes difícil de ser quebrado para um melhor programa de gerenciamento e redução das perdas. Uma grande dificuldade enfrentada no monitoramento e identificação de possíveis ações que tem como objetivo provocar o subfaturamento do consumo real de unidades consumidoras de energia elétrica é a ampla faixa de variação de carga, caracterizada pela corrente elétrica variar praticamente desde zero até o limite da capacidade de corrente do circuito ao qual está ligada. Por exemplo, uma eventual redução do valor de corrente pode ter sido produzida por ação objetiva de provocar o subfaturamento do consumo, por falha ou defeito no sistema de medição ou realmente pode ter ocorrido desligamento das referidas cargas. Este tipo de ação, que atua na grandeza corrente elétrica nas instalações de medição de energia elétrica de unidades consumidoras, é causa freqüente de perdas comerciais nas concessionárias de energia elétrica. Com relação a transformadores de potencial, indutivos ou capacitivos, não raro ocorrem ações com objetivo de que o medidor de energia elétrica registre a menor o consumo real da unidade consumidora. Estas ações podem ser desde a interrupção do condutor secundário que alimenta o circuito de potencial do medidor de energia elétrica até inserção de divisores de tensão nos respectivos circuitos ou mesmo no interior do medidor, de modo a provocar o subfaturamento da energia elétrica consumida. Além disso, em muitas situações, a concessionária não possui o histórico de tensões ao longo de todo o sistema de distribuição e/ou transmissão, não sendo possível verificar, por comparação, se as informações de queda de tensão armazenadas no medidor são 3

4 provenientes de ações irregulares, de interrupções ou falhas no sistema de distribuição e/ou transmissão ou do próprio circuito de potencial do medidor, dificultando a comprovação do ato ilícito. Neste contexto, este trabalho apresenta, inicialmente os principais objetivos a serem alcançados com o desenvolvimento destes novos produtos, a partir de agora denominados TCAM Transformador de Corrente Auto-Monitorado e TPAM Transformador de Potencial Auto-Monitorado, incluindo ainda um método de diagnóstico para sistemas de medição de energia elétrica associados. Na seqüência, é feita uma breve descrição dos seus principais componentes e funcionalidades. Finalmente, são apresentadas possibilidades de aplicações e correspondentes vantagens e benefícios que podem ser obtidos com sua utilização. 2. Objetivos Um primeiro objetivo do desenvolvimento dos TCAM e TPAM é o de proporcionar um sistema de auto-monitoramento para transformadores de corrente e/ou de potencial e medição de energia elétrica associado, de baixo custo, alta confiabilidade e que pode ser instalado tanto como parte integrante do sistema de medição operacional ou de faturamento da concessionária de energia, bem como em fiscalizações e inspeções periódicas ou permanentes. Um segundo objetivo é proporcionar que o referido sistema de auto-monitoramento seja à prova de violações, por utilizar medição eletrônica encapsulada com o transformador de corrente e/ou de potencial, de exatidão adequada, sem qualquer alteração ou dificuldade de instalação e que permite um auto-monitoramento constante e contínuo de quaisquer falhas ou irregularidades que possam vir a ser efetuadas no circuito de corrente e/ou de potencial da medição operacional ou faturamento. É também objetivo que os produtos desenvolvidos sejam capazes de comprovar e registrar eventuais artifícios para provocar o subfaturamento de energia elétrica consumida, pois apresenta registro permanente e inviolável da integração da corrente e da tensão ao longo do tempo. Uma vez atendidos esses objetivos passamos a ter dados reais e informações efetivas do desempenho do funcionamento dos transformadores de corrente e de potencial em campo, durante sua operação, facilitando eventuais diagnósticos. Além disso, com base nos resultados medidos de determinadas grandezas elétricas, geram-se diagnósticos fundamentados nos resultados das comparações. 3. Descrição Técnica A presente proposta de desenvolvimento refere-se a dispositivos e processos de medição para um monitoramento constante da corrente elétrica integrada no tempo (Ah) e da tensão elétrica integrada no tempo (Vh), em unidades consumidoras e/ou subestações nas quais são utilizados transformadores de corrente e/ou transformadores de potencial indutivos ou capacitivos, em seus sistemas de medição de faturamento ou medição operacional. Constituem-se dos seguintes componentes, sistemas e processos: a) Na incorporação, no enrolamento primário e/ou secundário de qualquer tipo de transformador de corrente para medição, instalado em unidades consumidoras e/ou subestações, de um medidor de Ampère-hora (Ah), conforme figura 1. O medidor de Ah, sob qualquer forma de implementação, será parte integrante do corpo ou peça inteiriça do transformador de corrente previamente fabricado para este fim, incluindo as funções de medição, registro e a possibilidade de armazenamento em memória de massa e 4

5 transmissão ou transferência dos valores medidos de Ah para mostradores externos ou unidades/centrais de leitura e coleta, local ou remota desses dados, conforme figura 3. Esta solução torna possível o completo monitoramento de eventuais defeitos nos transformadores de corrente, confirmação da relação de transformação de corrente, erros de instalação e/ou perdas provocadas por desvios de corrente nos condutores secundários, condutores primários ou no interior dos medidores eletrônicos de energia elétrica. Como os medidores eletrônicos já estão presentes na vasta maioria das unidades consumidoras e/ou subestações com medição indireta, sendo quase impositiva sua instalação, por questões tarifárias, de custo/benefício e por também possuírem internamente registros da grandeza Ah, a comparação desta grandeza, entre os valores registrados ou obtidos pelos medidores eletrônicos e pelo TCAM, permite identificar bem como comprovar a existência de irregularidades, fraudes ou falhas no circuito de medição de corrente elétrica da unidade consumidora ou subestação, que estejam produzindo perdas no faturamento de energia elétrica ou indicações erradas das referidas grandezas. b) Na incorporação de um medidor de Volt-hora, no enrolamento secundário de qualquer tipo de transformador de potencial para medição instalado em unidades consumidoras e/ou subestações, em qualquer nível de tensão, conforme figura 2. O medidor de Volt-hora, sob qualquer forma de implementação, será parte integrante do corpo ou peça inteiriça do transformador de potencial previamente fabricado para este fim, incluindo as funções de medição, registro e a possibilidade de armazenamento em memória de massa e transmissão ou transferência dos valores medidos de Vh para mostradores externos ou unidades/centrais de leitura e coleta, local ou remota desses dados. Esta solução torna possível o completo monitoramento de eventuais defeitos nos transformadores de potencial, erros de instalação e/ou perdas provocadas por interrupções ou reduções do valor da tensão nos condutores secundários ou no interior dos medidores eletrônicos de energia elétrica. Como os medidores eletrônicos já estão presentes na vasta maioria das unidades consumidoras ou subestações com medição indireta, sendo quase impositiva sua instalação, por questões tarifárias, de custo/benefício e por também possuírem internamente registros da grandeza Vh, a comparação desta grandeza, entre os valores registrados ou obtidos pelos medidores eletrônicos e pelo TPAM, permite identificar bem como comprovar a existência de irregularidades, fraudes ou falhas no circuito de medição da tensão elétrica da unidade consumidora ou subestação, que estejam produzindo perdas no faturamento de energia elétrica ou indicações erradas das referidas grandezas. c) Opcionalmente de uma Unidade de Registro e Comunicação URC, cuja finalidade é ser uma opção adicional para obtenção automática dos dados medidos tanto da corrente integrada no tempo pelo(s) medidor(es) de Ah, quanto da tensão elétrica integrada no tempo, pelo medidor de Vh, quando ocorrer dificuldade de leitura dos mostradores incorporados nos TCAM e TPAM. Para esta finalidade a URC pode ficar no cubículo de medição, próximo ao medidor de energia. A URC também pode transmitir os valores para uma central de tele-medição da concessionária ou da subestação. d) Opcionalmente de um Módulo de Comunicação Remota MCR-, que transmite os valores da corrente ou da tensão integrada no tempo, tanto para a URC quanto para dispositivo de coleta remota de dados. 5

6 e) Opcionalmente de um Leitor/Coletor de Informações LCI que é um dispositivo portátil para coleta remota de dados de maneira automática. f) Na utilização de métodos comparativos e de diagnósticos entre as grandezas Ah (Ampèrehora) e/ou Vh (Volt-hora), obtidas pelos TCAM e/ou TPAM e aquelas provenientes, direta ou indiretamente, dos medidores de energia associados. Estas intercomparações podem indicar possíveis irregularidades, falhas ou erros de instalação nos referidos sistemas ou equipamentos de medição. 3.1 Metodologia para diagnóstico - TCAM Os principais métodos e procedimentos comparativos que podem ser realizados e que também estão incluídos no depósito da patente associada aos TCAM associados à grandeza Ah são os seguintes: a) Comparação entre os valores em Ah referentes à corrente integrada no tempo que circula pelo enrolamento primário do transformador de corrente automonitorado com os valores em Ah referentes à corrente integrada no tempo que circula pelo enrolamento secundário. A relação entre estes valores corresponde à relação de transformação do respectivo transformador de corrente automonitorado, respeitada a sua classe de exatidão. POSSÍVEIS DIAGNÓSTICOS: Identificar erros de ligação; Identificar erros de cadastramento de constantes relacionadas à Relação de Transformação de Corrente; Identificar falhas no transformador de corrente; b) Comparação dos valores em Ah referentes à corrente integrada no tempo que circula pelo enrolamento secundário do transformador de corrente automonitorado com os respectivos valores em Ah referentes à corrente integrada no tempo registrada pelo medidor eletrônico de energia elétrica, conforme exemplificado na figura 4. POSSÍVEIS DIAGNÓSTICOS: Identificar desvios de corrente nos condutores secundários; Identificar desvios de corrente no interior dos medidores de energia elétrica; Identificação de sobrecarga contínua no transformador de corrente, não indicada pelo medidor de energia elétrica; c) Comparação, entre si, dos valores referentes às correntes integradas no tempo que circulam pelos enrolamentos secundários ou primários de dois ou três transformadores de corrente automonitorado que fazem parte do sistema de medição, para fins de avaliação do balanceamento de cargas. POSSÍVEIS DIAGNÓSTICOS: Identificar desequilíbrio de corrente nas fases; Identificar erros de ligação; 6

7 3.2 Metodologia para diagnóstico TPAM Os principais métodos e procedimentos comparativos que podem ser realizados e que também estão incluídos no depósito da patente associada aos TPAM,associados à grandeza Vh são os seguintes: a) Comparação entre valores em Vh referentes à tensão integrada no tempo que se apresenta no enrolamento secundário do transformador de potencial automonitorado com os respectivos valores em Vh referentes à tensão integrada no tempo registrada pelo medidor eletrônico de energia elétrica ou pelo medidor de Vh solidário à base do medidor eletromecânico. POSSÍVEIS DIAGNÓSTICOS: Identificar interrupção de condutores secundários; Identificar artifícios de redução da tensão aplicada ao medidor por divisores de tensão nos condutores secundários; Identificar artifícios de redução da tensão aplicada ao medidor por divisores de tensão nos circuitos internos do medidor de energia elétrica; b) Comparação entre si, dos valores em Vh referentes às tensões integradas no tempo que se apresentam nos enrolamentos dos secundários dos dois ou três transformadores de potencial automonitorados que fazem parte do sistema de medição. Estes valores devem ser aproximadamente iguais. POSSÍVEL DIAGNÓSTICO: Identificar desequilíbrio de tensão nas fases; 7

8 4. Figuras Polaridade Possibilidade de Dados Remotos P2 (6) P1 Mostrador com valores de Ah primário, Ah secundário, RTC, erro de relação. Led para calibração da grandeza Ah. S1 S2 TCAM : transformador de corrente auto-monitorado. Figura 1 Diagrama esquemático de um TCAM, com seus principais componentes. H2 H1 (15) Possibilidade de Dados Remotos (16) Mostrador com valores da grandeza Vh secundária. X1 X2 Led para calibração da grandeza Vh. TPAM : transformador de potencial auto-monitorado. Figura 2 Diagrama esquemático de um TPAM com seus principais componentes. Medidor de Ah primário Módulo de Comunicação Unidade 8 Consumidora/ Subestação

9 MCR Figura 3 Instalação típica, com TCAM TPAM e medição remota 9

10 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 29/09/08 09:50 29/09/08 10:00 29/09/08 10:10 29/09/08 10:20 29/09/08 10:30 Corrente (A) 29/09/08 10:40 29/09/08 10:50 29/09/08 11:00 29/09/08 11:10 29/09/08 11:20 29/09/08 11:30 29/09/08 11:40 29/09/08 11:50 29/09/08 12:00 29/09/08 12:10 29/09/08 12:20 29/09/08 12:30 29/09/08 12:40 29/09/08 12:50 29/09/08 13:00 29/09/08 13:10 Valor do Ah secundário no TCAM = 8,1 Ah > Valor do Ah no medidor = 7,1 Ah Figura 4 Simulação de curto-circuito nos condutores secundários que interligam o transformador de corrente ao medidor eletrônico e a respectiva indicação e registro no TCAM. 5. Principais Aplicações As principais aplicações dos produtos apresentados neste trabalho incluem instalações do sistema de medição operacional ou de faturamento da concessionária de energia elétrica, bem como em fiscalizações e inspeções periódicas ou permanentes, nessas mesmas instalações, sem afetar sua integridade, características técnicas e metrológicas, e ainda sem a necessidade de fontes externas de alimentação. Sua aplicação, porém não se restringe às 10

11 concessionárias, podendo ser utilizada em qualquer instalação em que se deseja obter o monitoramento supracitado. Entre estas podemos citar: Pode ser usada em TI s na medição tradicional ou na medição encapsulada de MT ou BT(como complemento, ampliando o controle e capacidade de diagnósticos), provendo mais informação para monitoramento da medição; Pode ser usada na medição de unidades consumidoras alimentadas por sistema subterrâneo; Pode fornecer o erro de relação, no caso de transformadores de corrente; Antecipa exigências de controle metrológico, no que se refere aos transformadores para instrumentos; Pode fornecer maiores informações, inclusive diagnósticos mais consolidados tecnicamente, quanto aos questionamentos dos consumidores, órgão reguladores e poder judiciário; Auxiliar importante nos sistemas automatizados de análise de eventos e centros de controle e inteligência da medição. 6. Conclusão O desenvolvimento e aplicação dos produtos TCAM e TPAM apresentados neste trabalho permite, portanto, que as concessionárias de energia elétrica disponham de um sistema que apresenta uma solução com baixo comprometimento econômico e vantagens técnicas relevantes, visando auxiliar o monitoramento, a operação dos equipamentos de medição de faturamento e operacional e verificação de perdas comerciais em instalações de medição indireta com transformadores de corrente e/ou de potencial. 7. Bibliografia Edson Electric Institute, Handbook of Electricity Metering, Washington, DC,