UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA DIONI PADILHA INFRAESTRUTURA DE MEDIÇÃO AVANÇADA: CENTRO DE OPERAÇÃO DA MEDIÇÃO CELESC DISTRIBUIÇÃO

UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA DIONI PADILHA INFRAESTRUTURA DE MEDIÇÃO AVANÇADA: CENTRO DE OPERAÇÃO DA MEDIÇÃO CELESC DISTRIBUIÇÃO Palhoça 2014

DIONI PADILHA INFRAESTRUTURA DE MEDIÇÃO AVANÇADA: CENTRO DE OPERAÇÃO DA MEDIÇÃO CELESC DISTRIBUIÇÃO Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica Telemática da Universidade do Sul de Santa Catarina, como requisito à obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. Luiz Antônio Garbelotto, MS. Palhoça 2014

DIONI PADILHA INFRAESTRUTURA DE MEDIÇÃO AVANÇADA: CENTRO DE OPERAÇÃO DA MEDIÇÃO CELESC DISTRIBUIÇÃO Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado à obtenção do título de Engenheiro Eletricista e aprovado em sua forma final pelo Curso de Graduação em Engenharia Elétrica Telemática da Universidade do Sul de Santa Catarina.

Dedico este trabalho aos meus pais, João e Vera, pela educação e determinação que me ensinaram a ter.

AGRADECIMENTOS Agradeço a meu pai e minha mãe, por todo seu apoio e pelos mais importantes ensinamentos. Agradeço também a Isabel Rodrigues da Silva por sua compreensão e seu carinho nessa jornada. Agradeço a Eduardo Dias Athayde, por sua amizade e por seu apoio fundamental desde minha chegada a Florianópolis, sendo para mim um exemplo profissional e pessoal a ser seguido. Agradeço também ao professor e orientador Luiz Antônio Garbelotto e ao professor Paulo May, ambos pela confiança em meu trabalho e pela ajuda na condução do mesmo. Agradeço ao professor Edson Mancini, pela maneira como transmitia seu vasto conhecimento, de modo a despertar a admiração de todos seus pares e assim sendo uma forte influência profissional e pessoal para minha busca acadêmica. Agradeço ainda a todos que de forma direta ou indireta contribuíram para a realização deste trabalho.

A criança cresceu, o sonho acabou; E eu fiquei confortavelmente entorpecido. (Comfortably Numb/Pink Floyd, Roger Waters)

RESUMO Este trabalho consiste em apresentar as novas tecnologias de medição de energia elétrica adotadas na Celesc. Para tanto, busca-se reportar a automação da medição de energia das diferentes classes de consumidores e demonstrar qual o impacto causado nos processos relacionados. Por fim, serão apresentados os custos e benefícios das diferentes soluções adotadas na implantação da Infraestrutura de Medição Avançada na Celesc Distribuição. Palavras-chave: Rede Inteligente. Automação da Rede de Distribuição. Sistemas de Medição de Energia Elétrica. Infraestrutura de Medição Avançada.

ABSTRACT This paper presents the new electricity metering technologies employed at Celesc. For that purpose, it is intended to report metering automation of the different consumer classes and to show the consequences to the related processes. Finally, the costs and benefits of different solutions adopted in the deployment of Advanced Metering Infrastructure in Celesc Distribuição will be presented. Keywords: Intelligent Network. Automation of Distribution. Measurement Systems Electricity. Advanced Metering Infrastructure.

SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO... 12 1.1 MOTIVAÇÃO... 13 1.2 JUSTIFICATIVA... 13 1.3 OBJETIVOS... 14 1.3.1 Objetivo Geral... 14 1.3.2 Objetivos Específicos... 14 1.4 LIMITAÇÕES DO TRABALHO... 15 1.5 METODOLOGIA DA PESQUISA... 15 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO... 16 2 HISTÓRICO... 17 2.1 ORIGENS DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA... 17 2.1.1 Distribuição de Energia em Corrente Contínua... 17 2.1.2 Distribuição de Energia em Corrente Alternada... 18 2.2 HISTÓRICO DA DISTRIBUIÇÃO NO BRASIL... 19 2.2.1 Modelos Antecessores... 19 2.2.1.1 Modelo Estatal... 20 2.2.1.2 Reforma dos Anos 1990... 20 2.2.1.3 Crise de Racionamento de 2001... 21 2.2.2 Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro... 21 2.2.2.1 Funcionamento da Distribuição segundo o Novo Modelo... 22 2.2.2.2 Mapa da Distribuição segundo o Novo Modelo... 23

2.2.3 Histórico da Celesc Distribuição... 24 2.3 HISTÓRICO DA INFRAESTRUTURA DE MEDIÇÃO CELESC... 26 2.3.1 Primeira Experiência... 26 2.3.2 Implantação do SAM Sistema De Medição Avançada... 27 2.3.3 Infraestrutura de Medição Atual... 28 3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA... 29 3.1 DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA... 29 3.2 MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PARA FATURAMENTO... 30 3.2.1 Estrutura Tarifária... 30 3.2.1.1 Grupo A... 31 3.2.1.2 Grupo B... 31 3.2.1.3 Consumidor Livre... 32 3.2.2 Considerações sobre Medição para Faturamento... 32 3.3 SISTEMAS DE COLETA DE DADOS DE MEDIÇÃO... 32 3.4 GERENCIAMENTO DE DADOS DE MEDIÇÃO... 33 4 ESTUDO DO CASO AMI CELESC DISTRIBUIÇÃO... 35 4.1 NECESSIDADE DA IMPLANTAÇÃO DA AMI... 35 4.2 COLETA DE DADOS DE MEDIÇÃO... 36 4.2.1 Power Line Communication - PLC... 37 4.2.1.1 Modulação... 37 4.2.1.2 Interferências no Canal... 38 4.2.1.3 Demodulação... 38 4.2.1.4 Considerações sobre o PLC no Brasil... 39 4.2.2 Telemetria... 39

4.3 SOFTWARES E SISTEMAS DE MEDIÇÃO... 41 4.3.1 Plataforma Integrada de Medição - PIM... 41 4.3.1.1 TWACS... 42 4.3.1.2 Vision... 43 4.3.1.3 STM... 44 4.3.1.4 ION... 44 5 TESTES E RESULTADOS... 45 5.1 TAXA DE SUCESSO DE LEITURAS... 45 5.2 RECUPERAÇÃO DE RECEITA... 46 6 CONCLUSÃO... 47 REFERÊNCIAS... 48 APÊNDICES... 51 APÊNDICE A TELEMETRIA ATRAVÉS DE REDES CELULARES... 52

12 1 INTRODUÇÃO Os serviços de utilidade pública (utilities), como água, energia elétrica, telecomunicações, entre outros, evoluem conforme a possibilidade de ganhos ou a mitigação de perdas. Todos são guiados pela ideia de maiores lucros com menores custos, atendendo a uma eficiência mínima, melhorada por imposição dos órgãos reguladores ou dos usuários. Nos sistemas de distribuição de energia elétrica temos diversos fatores que são causadores de perdas tanto para concessionárias quanto para os clientes, em que ambos buscam a economia de energia e de dinheiro. Tal situação vem sendo foco das atenções mundiais, provocando neste início do século XXI várias mudanças no modo de geração, distribuição e comercialização dessa energia (HOLLANDA, 2005, p. 137). É de consenso entre especialistas do setor elétrico que se as redes de suprimento de energia tivessem mais inteligência, o grau de satisfação das partes envolvidas (governo, usuários e concessionárias) seria bem maior. Redes mais inteligentes possibilitariam a tomada de decisões em tempo real e a operação do sistema sem nenhuma, ou com pouca, interferência humana. De maneira muito mais interativa, essas redes possibilitariam aos clientes passarem de meros consumidores para possíveis fornecedores, com papel ativo até mesmo na escolha de quem irá fornecer-lhes a energia consumida, ou para quem irá vender sua energia excedente. Essa inteligência é buscada, ou idealizada, com a aplicação do conceito de Smart Grid (rede de energia inteligente), que, por ser um conceito amplo, se dá em diversas etapas e com diversas tecnologias, tendo como um de seus pilares a Infraestrutura de Medição Avançada (AMI) (DUTRA, 2013, p. 207). As evoluções da eletrônica e dos sistemas de comunicação possibilitaram o desenvolvimento de medidores cada vez mais precisos, com potencial para comunicação com outros softwares ou dispositivos. Porém, a disposição de uma nova tecnologia por si só não a torna útil para grandes distribuidoras, é necessário que ela seja economicamente viável e robusta o suficiente para justificar sua implantação em larga escala. Ainda, as concessionárias devem levar em conta as questões relacionadas ao modelo de negócios, que, por tratarem de grandes montantes, não são tão flexíveis como o idealizado pelas questões puramente tecnológicas, tendo em vista que diferentes classes de consumidores (empresas de grande, médio e pequeno porte, residências, condomínios etc.) demandam de regulação e tecnologias próprias para cada caso (CENTRO DE GESTÃO E ESTUDOS ESTRATÉGICOS, 2012).

13 1.1 MOTIVAÇÃO A reformulação do modelo do setor elétrico brasileiro, ocorrida após a década de 90, visando um cenário com novos atores (produtores independentes, autoprodutores, comercializadores e consumidores livres), tornou necessárias a modernização e a automação dos sistemas de medição de energia elétrica. Essa automação demanda uma infraestrutura mais sofisticada e especializada do que a usada no modelo antigo, necessitando de dados muito mais precisos e em tempo real (BÄHR, 2005, p. 72). Considerando a experiência profissional do autor e do professor orientador na Celesc, relacionada diretamente ao tema da presente pesquisa, observa-se uma oportunidade para complementar os aspectos teóricos e conceituais desenvolvidos ao longo do curso de Engenharia Elétrica, com aquilo que efetivamente é adotado. Dessa forma, os fatores que motivaram este trabalho são a demonstração das medidas adotadas pela Celesc para automatizar os sistemas de medição de energia elétrica, bem como o tratamento para gerenciar essas informações, apontando os resultados obtidos e impactos causados. 1.2 JUSTIFICATIVA Considerando que, segundo dados da ANEEL (2013), uma parcela da energia produzida no Brasil é rotulada como perdas no processo de distribuição, e tendo em vista que o uso dessa energia ocorre, em sua maior parte, durante um horário restrito (horário de ponta), torna-se comum o crescimento de iniciativas relacionadas ao desenvolvimento das tecnologias para tratamento desses problemas. Não obstante, justifica-se este trabalho perante as tendências de implantação de tecnologias de redes de comunicações de dados para telemedição, corte e religamento remoto, monitoramento de alarmes e supervisão de fornecimento de energia elétrica em tempo real em diversas distribuidoras do país (DUTRA, 2013, p. 204).

14 Ainda, as implantações desses sistemas de medição possibilitaram a recuperação de significativa receita para diversas distribuidoras, o que intensifica a realização de estudos sobre esse tema (DUTRA, 2013, p. 101). 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivo Geral Apresentar as novas soluções adotadas na Celesc para medição, aquisição e tratamento dos dados obtidos das diferentes classes de consumidores. 1.3.2 Objetivos Específicos Gerar conhecimentos que permitam a realização de estudos de viabilidade técnica e econômica, visando à implantação de sistemas de medição automatizados em larga escala; Comentar sobre as principais normas e regulações para medição de energia elétrica no Brasil; Apresentar tecnologias e conceitos utilizados nas soluções implantadas AMI Celesc; Identificar as limitações impostas por cada tipo de solução adotada na automação das medições dos clientes da Celesc; Apresentar os benefícios e custos para implantação da AMI implantada na Celesc.

15 1.4 LIMITAÇÕES DO TRABALHO Este trabalho está limitado a apresentar as novas tecnologias dos sistemas de medição de energia elétrica adotados na medição dos consumidores da Celesc, apresentando os resultados obtidos com a implantação de cerca de 13.000 pontos de medição avançada. Correspondendo a 0,4% do total de consumidores, estes pontos são responsáveis por cerca de 46% do faturamento total. Portanto, detalhes que desviem do tema AMI, como técnicas de comunicação, bases de dados e/ou outros assuntos devem ser buscados em bibliografia técnica específica. 1.5 METODOLOGIA DA PESQUISA Primeiramente será realizada revisão literária dos aspectos relacionados às origens da distribuição de energia elétrica, distribuição de energia elétrica no Brasil e levantamento histórico da Celesc Distribuição, com foco na infraestrutura de medição utilizada até a implantação da AMI. Em seguida, desenvolver-se-á o aprofundamento teórico através de documentação normativa e bibliografia técnica sobre medição de energia para faturamento. Fundamentando assim o processo de medição de energia, os diferentes grupos de consumo. Concluída esta etapa, através de pesquisa de campo, será executado o levantamento da infraestrutura de medição avançada adotada pela Celesc, identificando as novas técnicas para aquisição e gerenciamento dos dados de medição. Por fim, com base nos indicadores adotados pela área de medição da Celesc, será possível a verificação dos resultados obtidos.

16 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO Primeiramente será elaborada a introdução ao tema, motivação, justificativa, objetivos, limitações, metodologia e estrutura do trabalho. Na parte seguinte será apresentado um breve histórico da distribuição de energia elétrica, contextualizando a evolução dos sistemas de medição da Celesc, até atingir o conceito da atual infraestrutura de medição avançada (AMI). Serão apresentadas então as bases teóricas sobre sistemas de medição de energia elétrica, identificando também as diferentes classes de consumo e as grandezas utilizadas para faturamento. Por fim, será realizada a descrição da atual AMI da Celesc, identificando as novas tecnologias para aquisição e gerenciamento dos dados de medição, apresentando os resultados obtidos com a nova infraestrutura. Será apresentada ainda uma breve discussão sobre o futuro, apontando algumas condições para a implantação de uma Smart Grid na Celesc.

17 2 HISTÓRICO 2.1 ORIGENS DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A distribuição de energia elétrica para faturamento tem como início uma disputa entre George Westinghouse e Thomas Edison, que ocorreu nas duas últimas décadas do século XIX nos Estados Unidos da América. Os dois tornaram-se adversários devido à campanha publicitária de Edison pela utilização da corrente contínua para distribuição de eletricidade, em contraposição à corrente alternada, defendida por Westinghouse e Nikola Tesla. 2.1.1 Distribuição de Energia em Corrente Contínua Durante os primeiros anos de fornecimento de eletricidade, a disputa entre Thomas Edison e Tesla estava sendo ganha pela corrente contínua, que foi determinada como padrão nos Estados Unidos, funcionando bem com lâmpadas incandescentes e motores, responsáveis pela maior parte do consumo diário de energia. Tal corrente podia ser diretamente utilizada em baterias de armazenamento, promovendo valiosos níveis de carregamento e reservas energéticas durante possíveis interrupções do funcionamento dos geradores. Os geradores de corrente contínua podiam ser facilmente associados em paralelo, permitindo a economia de energia através do uso de dispositivos menores durante períodos de alto consumo elétrico. Edison havia inventado um medidor, Figura 1, para permitir que a energia fosse cobrada proporcionalmente ao consumo, mas o medidor funcionava apenas com corrente contínua. Até 1882, estas eram as únicas vantagens técnicas significantes do sistema de corrente contínua (CHENEY, 2001).

18 Figura 1 - Medidor de Energia Corrente Contínua Fonte: GUIMARÃES (2009) 2.1.2 Distribuição de Energia em Corrente Alternada A partir de um trabalho com campos magnéticos rotacionais, mostrado na Figura 2, Tesla desenvolveu um sistema de geração, transmissão e uso da energia elétrica proveniente de corrente alternada. Em parceria com George Westinghouse, comercializaram esse sistema. Figura 2 - Patente US390721 de Tesla Fonte: Tesla Universe (2014)

19 Anunciaram propostas para a aparelhagem das Cataratas do Niágara, a fim de gerar eletricidade. Mesmo com a oposição da General Electric (GE) e da proposta de Edison, Westinghouse, utilizando o sistema de corrente alternada de Tesla, recebeu o contrato da Comissão Internacional das Cataratas do Niágara. Edison realizou uma campanha para desestimular o uso da corrente alternada, inclusive divulgando notícias de acidentes fatais com corrente alternada, ao matar animais publicamente, e ao pedir votos contra o uso da corrente alternada em legislaturas estaduais. Mas o sucesso da aparelhagem nas Cataratas do Niágara foi um ponto decisivo na aceitação da corrente alternada. Finalmente, a empresa GE começou a fabricar aparelhos à corrente alternada. A centralização da geração de energia só foi possível quando ficou reconhecido que as linhas de energia elétrica de corrente alternada podiam transportar eletricidade em grandes distâncias a um baixo custo, devido à vantagem da variação de tensão nas vias de transmissão através de transformadores de potência. Substituindo a corrente contínua na geração da estação central e na distribuição de energia pela corrente alternada, estenderam enormemente a área de cobertura e obtiveram uma melhor eficiência no sistema de distribuição de energia (HUGHES, 1983). 2.2 HISTÓRICO DA DISTRIBUIÇÃO NO BRASIL 2.2.1 Modelos Antecessores Os principais modelos adotados no país, que conduzem ao modelo atual, podem ser resumidos em três marcos históricos:

20 2.2.1.1 Modelo Estatal Do início do século XX até meados da década de 1940, a indústria de energia elétrica era explorada majoritariamente por empresas privadas estrangeiras, destacando-se a Light (canadense) e a Amforp (americana). Esta fase se caracteriza, institucionalmente, pela ausência de uma legislação específica, sendo que a regulação era feita, em grande parte, por meio de contratos celebrados entre os municípios e os empreendedores. Com a publicação do Código das Águas e da Constituição de 1934, a União passou a centralizar a outorga de todas as fases da indústria de energia elétrica: geração, transmissão e distribuição. O Estado passou a ser regulador e empreendedor, quando, em 1945, foi criada a Companhia Hidrelétrica do São Francisco (CHESF) que sinalizou uma nova ordem de dissociação entre geração e distribuição. A União assumiu a construção de grandes usinas e do sistema de transmissão e, por sua vez, os estados, salvo algumas exceções, ficaram responsáveis pela distribuição. Na década de 1980 eclodiu uma grande crise no setor elétrico, motivada pela extinção do uso de tarifas como instrumento de política monetária, a qual interrompeu o fluxo de financiamento do setor. Esta crise foi agravada, ainda, com a ineficiência oriunda da remuneração garantida das concessionárias. O Estado, assolado pela maior crise econômica e fiscal da década, tornou-se incapaz de financiar a expansão da oferta (FINARDI, 2014). 2.2.1.2 Reforma dos Anos 1990 Em 1990 ocorreu então uma necessária reforma, pois o modelo de monopólio estatal mostrou-se insustentável e ineficiente frente às novas demandas econômicas sociais. A experiência de diversos países sugeria a necessidade de introduzir um modelo de mercado competitivo de forma a aumentar a eficiência das empresas de energia elétrica. O processo de reestruturação foi orientado para o aumento da participação privada com três objetivos: Equacionar o déficit fiscal, por meio da venda de ativos; Restaurar o fluxo de investimentos para um programa de investimentos;

21 Aumentar a eficiência das empresas de energia elétrica. Esse momento de mudanças, ficou marcado pela contratação do consórcio inglês Coopers&Lybrand, quando foi desenhado o esboço do atual modelo (FINARDI, 2014). 2.2.1.3 Crise de Racionamento de 2001 Em abril de 2001, o nível de armazenamento dos reservatórios de água do sistema elétrico nacional era de 32% e o risco de déficit superava 15%. Para agravar a situação, a inadimplência no Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) era crescente e as garantias físicas estavam superestimadas, pois as distribuidoras possuíam os contratos de compra de energia, ou seja, não havia necessidade de expandir a oferta de energia no MAE. Visando reduzir os efeitos da crise, foram adotadas algumas medidas: Interconexão com Argentina e Paraguai; Redução de consumo nas regiões Sudeste e Nordeste; Penalidades por ultrapassagem de metas de consumo; Cortes programados em dias de semana; Incentivos à autogeração e cogeração. Essas medidas e a forte pressão externa fez com que o Brasil repensasse seu modelo, não somente na energia, mas em outras áreas, com a implantação de Agências Reguladoras, chegando então o novo modelo em meados de 2004 (FINARDI, 2014). 2.2.2 Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro Conforme Tolmasquim (2011), a origem do Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro pode ser compreendida sob a seguinte perspectiva histórica:

22 Abertura do setor à iniciativa privada, em meados da década de 1990, face à crise financeira setorial e ao contexto político-econômico mundial; Necessidade da reforma do setor, assim como a transição entre o modelo estatal e aquele que o sucedeu nos anos 1990; As deficiências da reforma dos anos 1990, que resultaram na crise de abastecimento no ano de 2001 e promoveram uma contra reforma ; 2.2.2.1 Funcionamento da Distribuição segundo o Novo Modelo O setor de distribuição é um dos mais regulados e fiscalizados do setor elétrico, além de prestar serviço público sob contrato com o órgão regulador do setor, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a própria agência edita resoluções, portarias e outras normas para o funcionamento adequado do setor de distribuição, sendo muito rigorosa com sua fiscalização. Um exemplo são os Procedimentos de Distribuição (Prodist), que dispõem disciplinas, condições, responsabilidades e penalidades relativas à conexão, planejamento da expansão, operação e medição da energia elétrica. O Prodist, ainda, estabelece critérios e indicadores de qualidade para consumidores e produtores, distribuidores e agentes importadores e exportadores de energia. Podemos sintetizar, de acordo com Tolmasquim (2011), esse cenário nos seguintes itens: Profundas modificações na comercialização de energia, com a criação do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e do Ambiente de Comercialização Livre (ACL); Modificações institucionais, com a reorganização das competências e a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE); Retomada do planejamento setorial, a partir da contratação regulada por meio de leilões e com a criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE); Retomada dos programas de universalização;

23 Segurança jurídica e estabilidade regulatória, premissa para atrair investimentos, reduzir riscos e expandir mercado. 2.2.2.2 Mapa da Distribuição segundo o Novo Modelo Segundo dados da ANEEL (2013), atualmente, o Brasil possui 63 concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, além de um conjunto de permissionárias (cooperativas de eletrificação rural que passaram pelo processo de enquadramento como permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica). O sistema elétrico nacional conta com mais de 72 milhões de Unidades Consumidoras - UC (termo que corresponde ao conjunto de instalações caracterizadas pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único consumidor), sendo que, deste montante 85% são residenciais (ABRADEE, 2014). Dessas concessionárias a ABRADEE aponta, conforme Figura 3, as que apresentam a maior representatividade para o parque nacional: Figura 3 Concessionárias com maior representatividade Fonte: BRASIL (2013)

24 2.2.3 Histórico da Celesc Distribuição Até a metade dos anos 1950, as necessidades energéticas em Santa Catarina eram supridas por pequenos e médios sistemas elétricos regionalizados, geralmente mantidos pela iniciativa privada. Ainda na primeira década do século, por exemplo, Florianópolis e Blumenau já dispunham, inclusive, de sistemas de iluminação pública. A capital era abastecida pela Usina Maroim (inaugurada em 1908) e Blumenau pela Salto Weissbach, datada de 1916. Joinville passou a ser atendida pela Usina Piraí também em 1908 e, em 1913, a Usina São Lourenço entrou em operação, beneficiando o município de Mafra. As novas usinas hidrelétricas construídas no estado significaram uma evolução dos pequenos geradores, mantidos pelo espírito empreendedor dos imigrantes desde a virada do século, e foram definitivas para a extraordinária expressão industrial que se modelava no estado. O modelo regionalizado, no entanto, foi tornando-se incapaz de responder ao incremento da demanda de energia elétrica que tomava conta de Santa Catarina e do país, com a economia impulsionada pelo surto desenvolvimentista estabelecido no governo de Juscelino Kubitschek. Preocupado em oferecer condições de infraestrutura adequadas aos novos investimentos no estado, o governo catarinense decide pela criação de uma empresa para programar uma política única e, em 9 de dezembro de 1955, por meio do Decreto Estadual nº 22, o Governador Irineu Bornhausen criou a Centrais Elétricas de Santa Catarina (Celesc). A nova empresa foi criada com a atribuição de planejar, construir e explorar o sistema de produção, transmissão e distribuição de energia elétrica do estado, operando diretamente, através de subsidiárias ou empresas associadas. No dia 11 de abril de 1956, o Decreto Federal nº 39.015 concede autorização para o funcionamento da empresa. Em 4 de agosto do mesmo ano, sua instalação ocorre formalmente, por meio de Assembleia Geral. A princípio, a Celesc funcionou mais como um órgão de planejamento do sistema elétrico estadual. Depois, assumiu o papel de holding e começou a incorporar, gradativamente, o patrimônio das antigas empresas regionais. Foi assim que a empresa começou seu ciclo de expansão.

25 Em 1962, a Celesc já operava em 39 cidades, atendendo a mais de 87 mil consumidores. Nessa época, a empresa já estava presente nos maiores municípios catarinenses: Florianópolis, Joinville e Blumenau. Alcançando, em 1965, a marca de 100 mil clientes. No dia 27 de dezembro de 1963, a Celesc aprova, em Assembleia Geral Extraordinária, a incorporação de todas as suas sete subsidiárias. Na década de 60, ainda seriam incorporadas a Força e Luz São Francisco S.A. e a Concessionária Francisco Lindner. Entre 1963 e 1967, a Celesc inaugura cinco usinas hidrelétricas: Garcia (em Angelina), Celso Ramos (Faxinal dos Guedes), Palmeiras (Rio dos Cedros), Pery (Curitibanos) e Governador Ivo Silveira (Campos Novos). A consolidação técnica da Celesc e o delineamento definitivo do sistema elétrico estadual ocorreram a partir de 1965. Mantendo investimentos relevantes na expansão dos serviços, nessa época foram construídas e energizadas a Linha de Transmissão Tubarão Lages - Herval do Oeste - Xanxerê, considerada espinha dorsal do sistema elétrico de Santa Catarina, e a linha Tronco Norte, entre as subestações Joinville, São Bento, Rio Negrinho, Mafra e Canoinhas. Em 1980, a Celesc atingiu a marca histórica de meio milhão de clientes. A conquista foi comemorada no 25º aniversário de fundação com a ligação de um consumidor de baixa renda em São José, na Grande Florianópolis. Nove anos depois, em setembro de 1989, a empresa registrava atendimento a um milhão de clientes. Logo no início da década, a Celesc, por meio do programa ENERCAP Energia para a Capital, implantou o sistema de 69kv para atendimento à Ilha de Santa Catarina, porém, de forma a garantir o atendimento às demandas futuras, as linhas de transmissão e o cabo isolado a óleo que conectavam o sistema da Ilha ao Continente, lançados na galeria da ponte Colombo Salles e no aterro da Baía Sul, já foram construídos para atendimento à tensão de 138kv. Em 1986, a Subestação Trindade (energizada em 1981), passaria a operar em 138kv, depois de um arrojado trabalho de reisolamento da subestação. Estudos de engenharia e de coordenação de isolamento definiram a aplicação de barramentos rígidos, com distância reduzida e de equipamentos especiais de seccionamento. Naquela década, paralelo aos investimentos na expansão do sistema elétrico, a Celesc ainda promovia a incorporação de cooperativas de eletrificação rural. Nos anos 1980, foram incorporadas as empresas Eletricidade Luz e Força de Araranguá S.A., as cooperativas de eletrificação rural Vale do Chapecó, Vale do Itajaí e Vale do Rio do Peixe, a Cia. Docas de Imbituba e a Força e Luz de Criciúma S.A. Na ampliação do sistema de distribuição de

26 energia, destaque para o programa ENERSUL (Empresa de Energia Elétrica de Mato Grosso do Sul S.A), para a implantação de sistema 69kv para atendimento da região sul do estado. Na década de 90, diversas obras aumentaram a confiabilidade do sistema e melhoraram o padrão de atendimento aos consumidores: a construção das linhas de transmissão entre as subestações Blumenau, Guaramirim e Jaraguá do Sul, em 138kv, fechando o anel elétrico em Joinville; o segundo circuito para atendimento à Ilha de Santa Catarina; o entroncamento com a Subestação Campos Novo, do sistema Eletrosul, e a implantação do Sistema Digital de Supervisão e Controle. Paulatinamente, a empresa foi construindo um sistema elétrico robusto, com alto nível de eficiência e integrando energeticamente todas as regiões de sua área de concessão. Ao mesmo tempo, também foi se estruturando o sistema de alta tensão, interligado ao Sistema Interligado Nacional, conquistado no início dos anos 2000, conferindo segurança máxima ao abastecimento energético do estado. A marca de dois milhões de clientes foi alcançada em novembro de 2004. Quando a Celesc foi criada, em 1955, esse era o número de habitantes de Santa Catarina. O estado cresceu junto com a empresa, que começou sua história atendendo menos de 35 mil consumidores, em 16 municípios. Em 2009, a holding ampliou sua participação na área de transmissão de energia elétrica adquirindo mais ações da ECTE e, nos últimos dois anos, tem atuado fortemente para viabilizar projetos na área de geração de energia, por meio da sua subsidiária de geração (CELESC, 2014). 2.3 HISTÓRICO DA INFRAESTRUTURA DE MEDIÇÃO AVANÇADA CELESC 2.3.1 Primeira Experiência A primeira experiência da Celesc com sistemas de telemedição foi o Sistema de Medição Centralizada, de fabricação Landis+Gyr, implantado em 450 unidades consumidoras de baixa tensão, na cidade de Joinville, em 2002.

27 Onde a energia de cada unidade consumidora era medida individualmente, através de medidores eletrônicos de energia elétrica, acondicionados dentro de caixas, denominados concentradores secundários, instalados nos postes da rede de distribuição da Celesc. Estes concentradores acumulam os dados de consumo de até 16 consumidores, que são posteriormente enviadas a outro módulo, chamado concentrador principal, através de um cabo telefônico, via interface RS 485. O Concentrador Principal, por sua vez, funcionava como um terminal de consultas, dispondo de um teclado simplificado e display alfanumérico, localizado num ponto central da área onde está instalado o Sistema de Medição Centralizada, onde o cliente pode acessar os registros do seu consumo de energia elétrica. Por fim, um modem externo, conectado ao concentrador principal, permite o download dos registros de consumo de todos os medidores, através de uma conexão via linha discada (GARBELOTTO, 2009). 2.3.2 Implantação do SAM Sistema De Medição Avançada O projeto piloto de Sistema de Medição Avançada, na Celesc denominado Sistema Automatizado de Medição SAM possibilita a coleta remota e automática dos medidores de todos os clientes e de todos os transformadores de distribuição ligados a um dos alimentadores da Subestação Blumenau-Garcia, na cidade de Blumenau. Permite operar remotamente e automaticamente chaves interruptoras em clientes previamente selecionados. Como tecnologia de comunicação entre os medidores e a subestação é utilizada a Power Line Communication PLC. Entre a subestação e o centro de controle deve ser utilizado um canal de comunicação corporativo (GARBELOTTO, 2009). O sistema trouxe também a possibilidade de corte e religamento remoto em 50 unidades, sendo essa uma das vantagens assinaladas à implantação do projeto SAM.

28 2.3.3 Infraestrutura de Medição Avançada Atual Atualmente a Celesc conta com um Centro de Operação da Medição (COM), unificando diversos sistemas de medição adotados da empresa. Tem como missão, realizar a coleta de dados dos medidores remotamente, gerenciando e disponibilizando os dados as demais áreas. Os dados coletados servem de insumo para as áreas técnica e comercial da empresa, como planejamento da expansão do sistema elétrico, estudos de mercado, operação, manutenção, eficiência energética, faturamento, atendimento, perdas técnicas e não técnicas. Conta atualmente com equipes de campo, equipe de operadores e equipe de engenharia, todos voltados aos processos de medição automatizada e recuperação de receita. A Figura 4 apresenta a sala de operação, onde através de um telão são monitorados os alarmes e status dos pontos telemedidos. Figura 4 Centro de operação da medição Fonte: COM Celesc Distribuição (2014) Sobre o atual centro de operação podemos destacar os seguintes dados: Inaugurado em 09/08/2012; Investimento estimado de R$ 12.000.000,00; Monitoramento de aproximadamente 10.000 unidades consumidoras (COM Celesc Distribuição, 2014).

29 3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 3.1 DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Conforme apresentado na Figura 5, o segmento de distribuição se caracteriza como o segmento do setor elétrico dedicado à entrega de energia elétrica para um usuário final. Como regra geral, o sistema de distribuição pode ser considerado como o conjunto de instalações e equipamentos elétricos que operam, geralmente, em tensões inferiores a 230kV incluindo os sistemas de baixa tensão (ANEEL, 2014). Figura 5 - Etapas da Distribuição de Energia Fonte: Paulino (2012) As redes de distribuição primária ou de média tensão emergem das Subestações (SE) de distribuição e operam radialmente, com possibilidade de transferência de blocos de carga entre circuitos, para o atendimento em condições de contingência, devido à manutenção preventiva ou corretiva (KAGAN; OLIVEIRA; ROBBA, 2005).

30 3.2 MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PARA FATURAMENTO O referencial para o setor de distribuição é a Resolução 414 de 2010, a qual elucida, tanto para consumidores quanto para os demais agentes do setor, o que é a distribuição, conceitos-chave e normas de funcionamento, cobrança, atendimento etc. As distribuidoras de energia, assim como as transmissoras, não podem estabelecer seus próprios preços, pois são reguladas pelo poder concedente, representado pela ANEEL. Isso se deve, principalmente, ao fato das distribuidoras serem concessionárias do serviço público de distribuição de energia, signatárias de contratos de concessão que preveem métodos regulatórios para o estabelecimento de preços aos consumidores. O sistema regulatório aplicado à distribuição de energia no Brasil é do tipo preço-teto (price-cap), no qual o órgão regulador estabelece os preços máximos que podem ser aplicados por essas empresas. Os mecanismos de regulação das distribuidoras são basicamente a revisão tarifária, que incide periodicamente a cada três, quatro ou cinco anos, dependendo do contrato de concessão, e o reajuste tarifário anual, que se trata de correção monetária e compartilhamento de ganhos de produtividade (ABRADEE, 2014). 3.2.1 Estrutura Tarifária É o conjunto de tarifas, aplicadas ao faturamento do mercado de distribuição de energia elétrica, que refletem a diferenciação relativa dos custos regulatórios da distribuidora entre os subgrupos, classes e subclasses tarifárias, de acordo com as modalidades e postos tarifários (ANEEL, 2014). Temos três principais tipos de unidade consumidora (UC): as que são atendidas pela distribuidora em alta tensão, formando o grupo A; as que são atendidas em baixa tensão, as quais formam o grupo B; e o consumidor livre, o qual adquire energia elétrica no ambiente de contratação livre, pagando à concessionária apenas o acesso da energia.

31 3.2.1.1 Grupo A Grupo 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, subdividido nos seguintes subgrupos: a) subgrupo A1 tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kv; b) subgrupo A2 tensão de fornecimento de 88 kv a 138 kv; c) subgrupo A3 tensão de fornecimento de 69 kv; d) subgrupo A3a tensão de fornecimento de 30 kv a 44 kv; e) subgrupo A4 tensão de fornecimento de 2,3 kv a 25 kv; f) subgrupo AS tensão de fornecimento inferior a 2,3 kv, a partir de sistema subterrâneo de distribuição. 3.2.1.2 Grupo B Grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kv, subdividido nos seguintes subgrupos: a) subgrupo B1 residencial; b) subgrupo B2 rural; c) subgrupo B3 demais classes; d) subgrupo B4 Iluminação Pública.

32 3.2.1.3 Consumidor Livre Conforme descrito na Resolução 414, consumidor livre é o agente da CCEE, da categoria de comercialização, que adquire energia elétrica no ambiente de contratação livre, para unidades consumidoras que satisfaçam, individualmente, os requisitos dispostos nos artigos 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 1995. Podemos citar como exemplos as fábricas, shoppings, indústrias que estão enquadrados nesta categoria e, portanto, podem escolher de quem comprar energia, desde que observados os critérios para tal atividade. 3.2.2 Considerações sobre Medição para Faturamento A medição para faturamento trata-se de um tema em constante mudança, com vários aspectos ainda abertos ou indefinidos, ou seja, não implantados. Os documentos normativos passam por constantes revisões e implementações, regidas pela ANEEL. Portanto, para um melhor entendimento sobre como se estabelecem os preços das Distribuidoras de Energia e como se chega ao preço final da tarifa, devem ser consultadas as seções de tarifas de energia e contas de energias, descritas na Resolução 414. 3.3 SISTEMAS DE COLETA DE DADOS DE MEDIÇÃO A infraestrutura integrada de medição trabalha com diversos cenários de aquisição de dados. Em muitos casos são sistemas que realizam a coleta diretamente dos medidores, utilizando os protocolos proprietários ou ABNT. Em outros casos, a aquisição, ou parte dela, é realizada por AMIs (Advanced Metering Infra-structure) integrados. A plataforma, utilizada para coleta dos dados, deve suportar os principais AMIs do mercado, além de assegurar a blindagem das regras de negócio no sistema MDM (Metering

33 Data Management), garantindo a preservação dos investimentos durante a eventual evolução das tecnologias de telemedição. 3.4 GERENCIAMENTO DE DADOS DE MEDIÇÃO Os dados de energia, com o surgimento da medição inteligente e da rede inteligente, necessitam de uma solução robusta de gerenciamento de dados de medição. Embora a coleta desses dados possa ser eficiente e automática, colocar esses dados em mãos de pessoas que podem aproveitar seu valor, em toda a empresa, é geralmente difícil e suscetível a erros. O objetivo é que, através de uma gestão da medição mais fácil e automática, as diversas áreas da empresa concessionária, como também seus clientes e órgãos reguladores, tenham acesso a informações confiáveis de medição no decorrer de todo o mês, e não somente um valor total apresentado ao final do mês, como no modelo de coleta usado até então. A Figura 6 apresenta uma tela do sistema de gerenciamento de dados de medição: Figura 6 Sistema de Gerenciamento de Dados de Medição de Energia Fonte: Way2 (2014)

34 Para maior nível de gerência dos dados de medição, é recomendável que os processos que tratam das bases de dados, que representam a rede de energia e seus atributos, sejam capazes de identificar níveis de qualidade desta base (estabilidade, capacidade de armazenamento e etc...), de modo a não comprometer funcionalidades de automação com os demais sistemas das concessionárias (utilities). O tratamento adequado dos dados e um bom sistema de análise podem trazer vários benefícios operacionais como: Antecipação a distúrbios; Facilidades para participação e de conforto do consumidor; Otimizações dos processos de expansão e manutenção da rede; Recuperação de perdas.

35 4 ESTUDO DO CASO AMI CELESC DISTRIBUIÇÃO 4.1 NECESSIDADE DA IMPLANTAÇÃO DA AMI O atual modelo de negociação de energia, tanto para os grandes consumidores, quanto para os residenciais, demandam informações precisas e atualizadas, pois interferem na tomada de decisão para qual plano de tarifa adotar, e isso só tornou-se dinâmico o suficiente pela implantação das AMIs. Na fase atual, os principais projetos de pesquisa e desenvolvimento na área de redes inteligentes no Brasil apresentam natureza sistêmica. Isso quer dizer que além de tecnologias e funcionalidades pontuais, são testadas, principalmente, aplicações integradas de infraestrutura avançada de medição, automação avançada de rede de distribuição e infraestruturas de multi aplicação de telecomunicações (HERNANDES JUNIOR et al., 2011). Com base no exposto acima, a necessidade de se implantar a AMI Celesc torna-se natural, frente ao desenvolvimento das outras áreas da empresa e da necessidade de melhorias, técnicas e comerciais, impostas pela ANEEL na última década. Cabe ainda ressaltar que o processo de implantação de um sistema complexo, e em larga escala, não se dá de forma linear e com soluções homogêneas. As implementações partem de projetos piloto, que objetivam identificar, com poucos pontos, possíveis dificuldades técnicas. Geralmente esses pontos são implantados sem custo para a concessionária, sendo do interesse do fabricante, ou representante comercial, a aprovação dessas soluções para a fase de implantação em escala. As necessidades de melhorias ou implementações nem sempre são identificadas por completo neste primeiro instante, sendo parte do processo a melhoria contínua dos sistemas que compõe a AMI. A necessidade de novas customizações está constantemente presente, tanto em adequações de hardware como em adequações, ou novas implementações, de software.

36 4.2 COLETA DE DADOS DE MEDIÇÃO Do ponto de vista de coleta de dados de medição, podemos relacionar os tipos de UC com seus respectivos canais de acesso às medições e os softwares utilizados para coleta. A Figura 7 demonstra como pode ser esquematizada tal relação. Figura 7 Visão esquematizada dos sistemas de medição Fonte: O autor (2014) A relação apresentada acima é integrada em uma única plataforma, a qual recebe o nome de PIM (Plataforma Integrada de Medição). Trata-se, portanto, de um sistema MDM, o qual está implantado na Celesc e tem o objetivo de fornecer uma ferramenta de software para toda a infraestrutura de medição implantada. Apresentamos, então, os principais canais de comunicação: PLC, utilizado para unidades consumidoras do grupo B; Telemetria GPRS, utilizado para unidades consumidoras do Grupo A e para unidades consumidoras do mercado livre.

37 4.2.1 Power Line Communication - PLC Na comunicação Power Line a informação a ser transmitida é modulada sobre a energia elétrica, utilizando, assim, a rede elétrica existente como meio de transmissão. As taxas típicas dos sistemas em teste são da ordem de 2 Mbps, mas já existem fabricantes testando equipamentos com taxas de transmissão de dados até 200 Mbps (POWER LINE COMMUNICATIONS, 2014). A ideia de transmitir dados pela rede elétrica não é nova, tendo seus primeiros registros por volta 1920, com as primeiras patentes da American Telephone and Telegraph Company, utilizando redes trifásicas. Entretanto, transmitir uma grande quantidade de dados é uma necessidade atual, que veio com a proliferação da internet e da necessidade da automação das redes de distribuição (ECHELON, 2011). As AMIs que dispõem de arquiteturas PLCs têm um custo relativamente alto para implantação com velocidades, ainda, apenas razoáveis. Um dos fatores importantes para compor este custo é a implantação da última milha (distância que separa o consumidor do equipamento principal na concessionária de energia), pois exige equipamentos com filtros altamente seletivos para recuperar informações e modular dados praticamente em tempo real. Mas o custo da comunicação torna-se relativamente baixo, uma vez que utiliza uma infraestrutura já existente. 4.2.1.1 Modulação A fim de minimizar os efeitos das várias interferências que a rede elétrica recebe, várias técnicas de modulação foram testadas. A técnica em que se conseguiu a maior eficiência de transmissão foi a OFDM (Orthogonal Frequency Division Multiplexing).

38 4.2.1.2 Interferências no Canal Na última década, vários grupos de pesquisa conseguiram desenvolver equipamentos com tecnologia para transmitir dados com perdas e interferências menores. A chave para resolver esta questão é a capacidade de processamento necessária, o que foi melhorado com o avanço dos processadores DSP (Digital Signal Processor), que permitem construir filtros, recuperar informações e modular dados praticamente em tempo real. No entanto, interferências externas podem prejudicar a informação que, por utilizar a rede elétrica, está sujeita a sofrer atenuações provenientes dos condutores elétricos e a receber diversos ruídos externos, como: Linhas de transmissão desbalanceadas; Atenuação do sinal de alta frequência; Degradação a relação sinal ruído; Elementos da rede elétrica (transformadores, emendas de cabos, relógios medidores, disjuntores etc); Eletrodomésticos. 4.2.1.3 Demodulação Na recepção, filtros e processadores de sinais são utilizados para separar o que é energia elétrica do que é informação. Temos aqui a tensão no seu nível de uso pelos equipamentos domésticos e a informação já modulada na rede elétrica. Os filtros instalados nos modens PLC, têm a capacidade de separar o sinal de baixa frequência (energia elétrica) do sinal de alta frequência (dados), decodificando o sinal recebido e fornecendo uma saída no padrão da aplicação de leitura de dados de medição (POWER LINE COMMUNICATIONS, 2014).

39 4.2.1.4 Considerações sobre o PLC no Brasil A tecnologia PLC tem um futuro promissor, já é usada em algumas partes do mundo, mas ainda tem algumas barreiras a vencer. Não deve ser encarada como uma tecnologia que vem para substituir as outras já existentes no acesso à banda larga, mas sim como mais uma que pode agregar valor a essa tecnologia e, principalmente, como uma alternativa de baixo custo para a aquisição de dados de medição para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão (grupo B) (GOMES; CARRAPATOSO, 2009). 4.2.2 Telemetria A telemedição provê um modo de leitura dos medidores e monitoramento de alarmes, reduzindo também as perdas da empresa. Trata-se da obtenção de grandezas do medidor em tempo real e à distância. Isso é possível através de medidores digitais, conforme a Figura 8, completamente eletrônicos, que são ligados aos Módulos de Comunicação Inteligentes (MCI), mostrados na Figura 9. O MCI, por sua vez, transmite os dados lidos através de protocolo GPRS (conforme Apêndice A) para um servidor da Celesc, onde é possível a visualização em tempo real das informações. Figura 8 - Medidor Eletrônico de Energia Fonte: ZATI (2013)

40 Figura 9 - Módulo de Comunicação Inteligente - GPRS Fonte: V2COM (2013) Na literatura são verificadas diversas pesquisas e projetos na área de telemedição para as distribuidoras de energia. Conforme estudo de Paulino (2006), o fator limitador para a expansão da telemedição é o custo das tecnologias envolvidas no processo de automação da leitura de unidades consumidoras, principalmente aquelas atendidas em baixa tensão. Fato este que não ocorre mais com a alta e média tensão, uma vez que o alto custo da leitura manual para estes clientes permite a substituição da leitura manual pela telemedição. Navarro (2006) apresenta um estudo de viabilidade da utilização da rede das operadoras de televisão a cabo, para medição remota e tarifação diferenciada de energia elétrica, para consumidores alimentados em baixa tensão. Uma vez que a receita gerada por esta classe de consumidores não permite a telemedição ponto-a-ponto como a verificada nos projetos com alta e média tensão, foi proposta uma arquitetura que compartilha a infraestrutura existente de TV a cabo para trafegar as informações elétricas pertinentes aos consumidores. Vieiralves (2005) apresenta um grande estudo sobre a distribuidora Manaus Energia, no que diz respeito ao combate às perdas comerciais na empresa. Em seu estudo, o balanço energético é tido como um dos principais meios para redução dessas perdas, as quais podem ser reduzidas com a implantação da telemedição e de um Centro de Medição responsável por gerenciar todas as unidades consumidoras a ele conectadas. Martinelli, Santos e Aguillera (2006) descrevem a experiência da AES Eletropaulo com telemedição de energia elétrica em sua planta de clientes. Sobre o ponto de vista tecnológico, são apresentados os últimos investimentos realizados em telemedição em pontos

41 de medição de fronteira, pontos de carregamento de subestações, clientes de alta, média e baixa tensão, além da integração com sistema legados. A implantação de telemedição e publicação destes dados tiveram início na AES Eletropaulo, em 2003, com a instalação de medidores eletrônicos e dispositivos de comunicação disponíveis na época, equipamentos esses que vêm sofrendo constantes alterações tecnológicas permitindo a expansão do sistema. Vários outros estudos, pesquisas e projetos foram realizados no país nos últimos dez anos em relação à implantação de telemedição, geralmente com foco em dispositivos de comunicação de dados instalados junto aos medidores de energia: telemedição de baixa tensão exteriorizada na Ampla (SPINA & BRANCO, 2006), sistema de telemedição do grupo A (CARDOSO, 2006), sistema de telemedição para clientes livres (PEREIRA, 2006), sistema de telemetria para baixa tensão utilizando Bluetooth em zonas urbanas (FERLINE, 2003). 4.3 SOFTWARES E SISTEMAS DE MEDIÇÃO 4.3.1 Plataforma Integrada de Medição - PIM A plataforma integrada de medição (PIM), é um sistema de gerenciamento de dados de medição, onde os valores lidos das UCs são analisadas através de ferramentas para realizar análises críticas dos dados, permitindo identificar ausências, valores anômalos, ultrapassagens de potência ou qualquer registro que mereça atenção especial. Permite, ainda, que problemas de campo sejam conhecidos e tratados de maneira transparente, realizando verificações automáticas nos equipamentos, validando configurações de parâmetros elétricos (TPs, TCs), analisando configurações de memória e a própria integridade física do medidor, auxiliando na gestão de ativos de medição em campo. Essa plataforma obtém seus dados de duas maneiras: Web services: no qual diversos sistemas, coletando seus dados através de softwares específicos disponibilizam consultas às suas bases de dados; Drivers de coleta: através do protocolo padronizado pela norma ABNT 14522, é possível a coleta de dados dos medidores eletrônicos que disponibilizam tal padrão de comunicação.