FENASAN 2022 – National Congress on Sanitation and Environment

FENASAN 2022 will take place from September 13th to 15th at Expo Center Norte – São Paulo – SP

Promoted for 33 consecutive years by the

AESABESP – Sabesp Engineers Association, the AESabesp Technical Meeting

– National Sanitation and Environment Congress is considered the sector’s largest event in Latin America.

Between visitors to the Fair and delegates at the Meeting/Congress, the event receives around 22,000 people in each annual edition. Its public is made up of executives, technicians, entrepreneurs, students, managers and researchers from public and private bodies, academics, and others interested in the advancement of the application of knowledge in environmental sanitation, resulting in one of the most qualified visits of the sector’s achievements.

Fenasan’s main objectives are the promotion and diffusion of the technology used in the environmental sanitation sector, as well as the exchange of information, the demonstration of products and the technological development of systems used in water treatment and supply, sanitary sewage, rainwater drainage, laboratory analysis, adduction and supply and collection systems, and the final disposal and management of solid residues, gathering the main manufacturers and suppliers of materials and services for the sanitation sector and related segments.

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FENASAN 2022 – Congresso Nacional de Saneamento e Meio Ambiente

Notícia, Saneamento

FENASAN 2022 acontece de 13 a 15 de setembro no Expo Center Norte – São Paulo – SP

Promovida há 33 anos consecutivos pela AESabesp – Associação dos Engenheiros da Sabesp, o Encontro Técnico da AESabesp – Congresso Nacional de Saneamento e Meio Ambiente é considerada como o maior evento do setor na América Latina.

Entre visitantes da Feira e congressistas do Encontro/Congresso, o evento recebe em torno de 22.000 pessoas em cada edição anual. Seu público é formado por executivos, técnicos, empresários, estudantes, gestores e pesquisadores de órgãos públicos e privados, acadêmicos e demais interessados no avanço da aplicação dos conhecimentos em saneamento ambiental, resultando numa das visitações mais qualificadas das realizações do setor.

A Fenasan tem como objetivos principais o fomento e a difusão da tecnologia empregada no setor de saneamento ambiental, bem como a troca de informações, a demonstração de produtos e o desenvolvimento tecnológico de sistemas empregados no tratamento e abastecimento de água, esgotamento sanitário, drenagem das águas pluviais, análises laboratoriais, adução e abastecimento e sistemas de coleta, e disposição final e manejo de resíduos sólidos, reunindo os principais fabricantes e fornecedores de materiais e serviços para o setor de saneamento e de segmentos correlatos.

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Power factor control – What it is and how it works

Article, Automation and Control, Electric Power, The Company, Uncategorized

Did you know that the problem of low power factor in the electrical installation – which can lead to fines from the energy concessionary, can be solved with the installation of power factor controllers?

Look at your electric bill. If it shows excess reactive consumption, this is a sign that there is a problem with the power factor. The further this consumption deviates from the legal value, the higher the fine imposed by the energy provider.

This is where power factor controllers come in, to help you correct this flaw in the electrical installation. Before presenting the types of power factor controllers, it is necessary to understand what power factor is.

What is power factor?

Power factor (PF) is a measure of how much of the electrical power consumed is being converted into useful work. The minimum allowed power factor on the energy bill, according to National Electrical Energy Agency (ANEEL)is 0.92. If the value is below this, the utility can charge a fine, as mentioned above.

The main causes of low power factor are discharge lamps (fluorescent, mercury vapor, sodium vapor, and metal vapor) with low power factor reactors (without capacitor), transformers at no load or low load, and induction motors (motors most commonly used in industry).

What a power factor controller is and how it works

Power factor controllers measure the voltage and current of the load continuously, calculating their values through mathematical algorithms in order to obtain TRUE RMS values. Calculated in this way, the power factor considers the harmonic content of the current and voltage, resulting in more accurate measurements.

Optionally, the power factor can be obtained via the serial interface of the power electronic recorder (REP) user output. In this case, there is no harmonic calculation.

As needed, that is, whenever the inductive power factor falls below the setpoint, the controllers activate one or more capacitor banks, thus providing an efficient correction.

The controllers have several features whose purpose is to protect your investment in capacitor banks. Among them is the rest time, that is, the time programmed to prevent a capacitor bank from being turned on again right after it is turned off, which could damage the capacitor and would certainly decrease the life of the contactors (which connect the capacitors to the power grid).

In the same way, every time the power factor exceeds the programmed switch-off point, by switching off inductive loads that were being compensated, the controller deactivates one or more capacitor banks, until the power factor exceeds the programmed switch-off point.

Another important feature is the disconnection of the capacitor banks when the grid voltage reaches high values, avoiding overvoltages of long duration, or when the harmonic content of the current and voltage is too high, which can cause resonances in the installation and damage the capacitors.

Example of a power factor controller

The controllers ST8200C controllers have several features whose purpose is to protect your investment in capacitor banks. Among them is the rest time, that is, the time programmed to prevent a capacitor bank from being turned on again right after it is turned off, which could damage the capacitor and would certainly decrease the life of the contactors (which connect the capacitors to the power grid).

Electrical Wiring Diagrams

The following figures show the connection schemes of the ST8200C controllers.

ST8200C phase-neutral connections

ST8200C phase-to-phase connections

NOTE: The current transformer (CT) must be positioned immediately after the power source (substation, transformer or switchboard) to measure the current coming from the loads and capacitor cells. Avoid having the CT signal wiring pass through the same conduits as the contactor control. Power is supplied via the auxiliary input.

ST8200C connections with user interface connection

Important notes on power factor controller installation

The current transformer (CT) must be positioned just after the power source (substation, transformer or switchboard) to measure the current coming from the loads and capacitor cells, and its wiring diameter must not be less than 2.5 mm2.
When the voltage measurement connection is between two phases, these must be different from the phase where you are monitoring the current through the CT. In turn, the TC should be connected to the controller’s TC1 and TC2 inputs.
When the voltage measurement connection is between phase and neutral, the CT should be on the phase used and connected to the controller’s TC1 and TC2 inputs.
Each contactor drive must be protected with an individual fuse.
The voltage and current measurement wiring (CT) must be in conduits separated from the contactor control by a distance of at least 10 cm. The wiring should also not pass through the power cable ducts, where the current from the capacitors will flow.
A specific CT must be placed for current measurement (always in the xxx/5A transformation ratio). If a measuring instrument already exists, the current measurement can take advantage of the instrument’s CT, provided that the CT signal is always connected in series with the controller. The CT terminals can be grounded.
Be careful about the supply voltage and the way the contactors are connected. The common wire of the contactors must be different from the one used for powering the controller. Remember that the maximum voltage/current for each drive output is 250VAC/5A.
When the optional REP interface is used, without connection to CTs and grid voltage, the electrical measurements of these two parameters will be reset to zero.
Voltage must be applied to the measurement input for both the voltage and the current parameters to be displayed in the electrical measurements menu. Otherwise, these two parameters will be reset to zero.

Power factor controller front panel

LEDs 1 to 16 indicate when the respective capacitor bank is being driven.

LED indicators

OK Equipment on
ST Lit, indicates an active alarm
RX Indicates serial channel receiving data
TX Indicates serial channel transmitting data

Learn more about the power factor controller

Theoretical foundations

Active Power

Active power, also known as real or useful power, is the power that performs useful work on a given load. This load, in turn, can be lighting or any other device that converts electrical energy into some other form of useful energy. This means that the active power is responsible for generating light, motion, heat, etc. The unit of measurement of active power is Watt (W). Depending on the situation, this could be the Kilowatt (kW).

Reactive power

Apparent power refers to the total power that a given source is capable of providing to a system. This consists of the vectorial sum of the active power and the reactive power. Its unit of measurement is the Volt Ampere (VA) or kilo Volt Ampere (kVA). In the context of electricity trading, the apparent power is all the power made available by the energy supplier to a given property.

Apparent power

Apparent power is defined as the total power that a given source is capable of providing. Its unit of measurement is the Volt Ampere (VA). In this sense, the relationship between apparent power and active power is called power factor. That is, it establishes the relationship between the amount of energy supplied by the source and the amount of energy that is actually transformed into work. When a power factor is high it means that a large part of the energy coming into the installation is transformed into work. When it is low it means that only a small portion of the energy received is converted into work. This means that the greater the amount of active power, the higher the power factor.

The power factor

The power factor represents the ratio of apparent power to active power. This means that the power factor represents the relationship between the amount of energy that was delivered by the source and the amount of energy that was actually transformed into work, that is, that was used in the property in question. On a scale of zero to one, the higher the power factor of a load, the greater its active power, that is, the power converted into work. Conversely, the lower a power factor is, the lower its active power and therefore the higher its reactive power (that which does no effective work).

Power factor correction

The objective of power factor correction is to gain efficiency, besides avoiding mismatches between voltage and current, not allowing equipment to operate with maladjusted loads and without effective production.

It is known that low power factor occurs when too much reactive power is consumed in relation to active power. The reactive power can be neutralized by a capacitive load, so the safest way to effectively correct the power factor and compensate for existing inductive loads is to install a capacitor bank.

In some cases, such as in very capacitive systems like transmission lines, an inductor bank is used to compensate for the capacitive effect.

Inductive loads produce a forward current in relation to the voltage. Capacitive loads produce a delay of the current with respect to the voltage. The capacitor bank and the inductor bank act by compensating the lag between the voltage and the current, basically “opposing” the inductive loads.

Causes of low power factor

Often the condition and maintenance of equipment can lead to a low power factor. Taking industry as an example, a series of precautions must be taken, in addition to considering situations that can be identified and corrected.

Take a look at some of the factors that are the major causes of low power factor in enterprises!

Low power motors acting together
Equipment working without load
Energy oversizing
Defective or very old equipment
Lighting using ballasts for lamps
Use of welding machines
Heat treatment apparatus

That is why it is important that the power factor stays within limits, considering the existing inductive load values. Thus, the proper sizing of the capacitor bank is necessary to have the best use of electrical energy.

Correcting the power factor in companies brings several advantages, see some of them in the list below.

Reduction of electric energy consumption
Increased useful life of facilities and equipment
Reduction of heat generated in equipment
Reduction of reactive current
Avoid unnecessary maintenance on equipment
No need to change conductor sections for larger gauge ones
No need to change the transformer for a higher capacity one

REFERENCE

What is a Power Factor Controller and why use it in industry – https://sultech.com.br/2018/06/20/saiba-o-que-sao-controladores-de-fator-de-potencia/
https://goldenergy.pt/
https://www.mundodaeletrica.com.br/correcao-do-fator-de-potencia-o-que-e-como-fazer

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Controle de fator de potência – O que é e como funciona

A Empresa, Artigo, Automação e controle, Energia Elétrica, Não categorizado

Você sabia que o problema de baixo fator de potência na instalação elétrica – que pode gerar multa da concessionária de energia, pode ser resolvido com a instalação dos controladores de fator de potência?

Observe a sua conta de energia elétrica. Se nela constar o consumo reativo excedente, isso é um sinal de que há um problema com o fator de potência. Quanto mais esse consumo estiver afastado do valor legal, maior será a multa aplicada pela concessionária de energia.

É aí que entram os controladores de fator de potência, que vão ajudar você a corrigir essa falha na instalação elétrica. Antes de apresentar os tipos de controladores de fator de potência, é necessário entender o que é o fator de potência.

O que é fator de potência?

O fator de potência (FP) é a medida de quanto da potência elétrica consumida está sendo convertida em trabalho útil. O mínimo permitido de fator de potência na conta de energia, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), é de 0,92. Se o valor estiver abaixo disso, a concessionária pode cobrar multa, como citado anteriormente.

As principais causas do baixo fator de potência são lâmpadas de descarga (fluorescentes, vapor de mercúrio, vapor de sódio e vapor metálico) com reatores de baixo fator de potência (sem capacitor), transformadores em vazio (sem carga) ou com baixa carga e motores de indução (motores mais usados na indústria).

O que é e como funciona o controlador de fator de potência

Os controladores de fator de potência medem a tensão e a corrente da carga de forma contínua, calculando os seus valores através de algoritmos matemáticos, de forma a obter os valores TRUE RMS. Calculado dessa forma, o fator de potência considera o conteúdo harmônico da corrente e da tensão, resultando em medidas mais precisas.

Opcionalmente, o fator de potência pode ser obtido via interface serial da saída de usuário do registrador eletrônico de potência (REP). Neste caso, não há cálculo de harmônicos.

Conforme a necessidade, ou seja, sempre que o fator de potência indutivo fica abaixo do setpoint, os controladores ativam um ou mais bancos de capacitores, proporcionando, assim, uma correção eficiente.

Os controladores possuem diversas características cujo objetivo é proteger seu investimento nos bancos de capacitores. Entre elas está o tempo de repouso, ou seja, o tempo programado para evitar que um banco de capacitores seja religado logo após seu desligamento, o que poderia danificar o capacitor e certamente diminuiria a vida útil das contactoras (que conectam os capacitores à rede elétrica).

Da mesma forma, toda vez que o fator de potência ultrapassa o ponto de desligamento programado, através do desligamento de cargas indutivas que estavam sendo compensadas, o controlador desativa um ou mais bancos de capacitores, até que o fator de potência ultrapasse o ponto de desligamento programado.

Outra característica importante é o desligamento dos bancos de capacitores quando a tensão da rede atinge valores elevados, evitando sobretensões de longa duração, ou então quando o conteúdo harmônico da corrente e da tensão fica muito elevado, podendo causar ressonâncias na instalação e danificar os capacitores.

Exemplo de controlador de fator de potência

Os controladores ST8200C possuem diversas características cujo objetivo é proteger seu investimento nos bancos de capacitores. Entre elas está o tempo de repouso, ou seja, o tempo programado para evitar que um banco de capacitores seja religado logo após seu desligamento, o que poderia danificar o capacitor e certamente diminuiria a vida útil das contactoras (que conectam os capacitores à rede elétrica).

Esquemas elétricos de ligações

As figuras a seguir mostram os esquemas de ligação dos controladores ST8200C.

Conexões ST8200C fase-neutro

Conexões ST8200C fase-fase

OBS: O transformador de corrente (TC) deve estar posicionado imediatamente após a fonte de energia (subestação, transformador ou quadro geral) para medir a corrente proveniente das cargas e células de capacitores. Evite que a fiação de sinal do TC passe pelos mesmos dutos do comando das contactoras. A alimentação é feita através da entrada auxiliar.

Conexões ST8200C com ligação a interface de usuário

Observações importantes na instalação do controlador de fator de potência

O transformador de corrente (TC) deve estar posicionado logo após a fonte de energia (subestação, transformador ou quadro geral) para medir a corrente proveniente das cargas e células de capacitores, e o diâmetro de sua fiação não deve ser inferior a 2,5 mm2.
Quando a conexão da medição de tensão for entre duas fases, estas devem ser diferentes da fase em que se está monitorando a corrente, através do TC. Por sua vez, o TC deve ser ligado às entradas TC1 e TC2 do controlador.
Quando a conexão de medição de tensão for entre fase e neutro, o TC deverá estar na fase utilizada e conectado às entradas TC1 e TC2 do controlador.
Cada acionamento de contactora deve ser protegido com um fusível individual.
A fiação de medição da tensão e da corrente (TC) obrigatoriamente deve ser feita em dutos separados do comando das contactoras por uma distância de, no mínimo, 10 cm. A fiação também não deve passar nos dutos dos cabos de potência, onde circulará a corrente dos capacitores.
Deve-se colocar um TC específico para a medição de corrente (sempre na relação de transformação xxx/5A). Caso já exista um instrumento de medição, a medição de corrente pode aproveitar o TC do instrumento, desde que o sinal do TC seja sempre ligado em série com o controlador. Os terminais do TC podem ser aterrados.
Tome cuidado com a tensão de alimentação e a forma de ligação das contactoras. O fio comum das contactoras deve ser diferente do utilizado na alimentação do controlador. Lembre que a tensão/corrente máxima de cada saída de acionamento é de 250VAC/5A.
Quando for utilizada a interface opcional para REP, sem conexão aos TCs e à tensão da rede, as medidas elétricas desses dois parâmetros serão zeradas.
É necessário aplicar tensão à entrada de medição para que sejam mostrados, no menu de medidas elétricas, tanto o parâmetro de tensão como o de corrente. Do contrário, esses dois parâmetros serão zerados.

Painel frontal do controlador de fator de potência

Os LEDs 1 a 16 indicam quando o respectivo banco de capacitores está sendo acionado.

LEDs indicadores

OK Equipamento ligado
ST Aceso, indica algum alarme ativo
RX Indica canal serial recebendo dados
TX Indica canal serial transmitindo dados

Saiba mais sobre o controlador de fator de potência

Fundamentos teóricos

Potência ativa

A potência ativa, conhecida também como potência real ou útil, é aquela que realiza um trabalho útil numa determinada carga. Essa carga, por sua vez, pode ser de iluminação ou qualquer outro dispositivo que converta a energia elétrica em alguma outra forma de energia útil. Isso quer dizer que a potência ativa é responsável por gerar luz, movimento, calor, etc. A unidade de medida da potência ativa é Watt (W). Dependendo da situação, pode ser o Quilowatt (kW).

Potência reativa

A potência aparente refere-se à potência total que uma determina fonte é capaz de fornecer a um sistema. Esta consiste na soma vetorial da potência ativa e da potência reativa. A sua unidade de medida é o Volt Ampère (VA) ou quilo Volt Ampère (kVA). No âmbito da comercialização de eletricidade, a potência aparente é toda a potência disponibilizada pelo comercializador de energia a um determinado imóvel.

Potência aparente

A potência aparente é definida como a potência total que uma determinada fonte é capaz de fornecer. A sua unidade de medida é o Volt Ampère (VA). Nesse sentido, a relação entre potência aparente e potência ativa é chamada fator de potência. Ou seja, este estabelece a relação da quantidade de energia fornecida pela fonte e a quantidade de energia que é efetivamente transformada em trabalho. Quando um fator de potência é alto significa que grande parte da energia que chega à instalação é transformada em trabalho. Quando é baixo significa que apenas uma pequena parcela da energia recebida é convertida em trabalho. Isso quer dizer que, quanto maior a quantidade de potência ativa, maior é o fator de potência.

O fator de potência

O fator de potência representa a relação entre a potência aparente e a potência ativa. Isto quer dizer que o fator de potência representa a relação entre a quantidade de energia que foi entregue pela fonte e a quantidade de energia que realmente foi transformada em trabalho, ou seja, que foi utilizada no imóvel em questão. Numa escala de zero a um, quanto maior for o fator de potência de uma carga, maior será a sua potência ativa, ou seja, aquela convertida em trabalho. Ao contrário, quanto menor for um fator de potência, menor será a sua potência ativa e, portanto, maior será a sua potência reativa (aquela que não realiza nenhum trabalho efetivo).

Correção do fator de potência

O objetivo da correção do fator de potência é o ganho de eficiência, além de evitar defasagens entre tensão e corrente, não permitindo que os equipamentos operem com cargas desajustadas e sem produção efetiva.

Sabe-se que o baixo fator de potência ocorre quando se consome muita energia reativa em relação à energia ativa. A energia reativa pode ser neutralizada por uma carga capacitiva, assim, o caminho mais seguro para efetivamente corrigir o fator de potência e compensar as cargas indutivas existentes, é fazer a instalação de um banco de capacitores.

Em alguns casos, como em sistemas muito capacitivos como por exemplo, linhas de transmissão, é usado banco de indutores para compensar o efeito capacitivo.

As cargas indutivas produzem um adianto da corrente elétrica em relação à tensão. As cargas capacitivas produzem um atraso da corrente em relação à tensão. O banco de capacitores e o banco de indutores atuam compensando a defasagem entre a tensão e a corrente, basicamente se “opondo” as cargas indutivas.

Causas de baixo fator de potência

Muitas vezes a condição e a manutenção dos equipamentos podem levar a um baixo fator de potência. Considerando a indústria como exemplo, deve ser tomado uma serie de cuidados, além de considerar as situações que podem ser identificadas e corrigidas.

Veja alguns desses fatores que são os maiores causadores de fator de potência baixo em empresas!

Motores de baixa potência atuando em conjunto
Equipamentos trabalhando sem carga
Superdimensionamento de energia
Equipamentos com defeito ou muito antigos
Iluminação com uso de reatores para lâmpadas
Uso de máquinas de solda
Aparelhos de tratamento térmico

Por isso é importante que o fator de potência fique dentro dos limites, considerando os valores de cargas indutivas existentes. Assim, o dimensionamento adequado do banco de capacitores é necessário para ter o melhor aproveitamento de energia elétrica.

Corrigir o fator de potência nas empresas trás varias vantagens, veja algumas na lista abaixo.

Redução do consumo de energia elétrica
Aumento da vida útil das instalações e equipamentos
Redução de calor gerado em equipamentos
Redução da corrente reativa
Evitar manutenção desnecessária em equipamentos
Não é necessário trocar as seções de condutor para os de maior bitola
Não é necessário trocar de transformador para um de maior capacidade

REFERÊNCIA

O que é um Controlador de Fator de Potência e porque utilizar na indústria – https://sultech.com.br/2018/06/20/saiba-o-que-sao-controladores-de-fator-de-potencia/
https://goldenergy.pt/
https://www.mundodaeletrica.com.br/correcao-do-fator-de-potencia-o-que-e-como-fazer

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Demand Control – What it is and how it works

Article, Automation and Control, Electric Power, The Company, Uncategorized

The use of Demand Controllers in the installations served by electric energy supply contracts by the concessionary is a way to guarantee that the system does not exceed the contractual limits, resulting in the application of fines. Small consumers are charged only for the energy used (consumption). Medium and large consumers pay for both the energy and the power made available.

The power appears in the bills of these consumers under the name of demand, which, in fact, corresponds to the average power verified in 15-minute intervals. The National Electrical Energy Agency (ANEEL) is the one that regulates and establishes these parameters in electric energy bills.

But do you know what a Demand Side Controller is and why using this equipment can help your company or industry to be more energy efficient?

What is the Demand Tracker?

The purpose of a Demand Controller is to automatically manage the entrance and exit of loads on the electrical network, in order to prevent consumption exceeding the contracted demand, thus avoiding the payment of fines for excess demand.

The operation of a Power Demand Controller is very easy. The user registers the power value that he has contracted with the concessionaire, and the value of each load that must be managed, that is, turned on and off as needed. From that moment on, the equipment checks from time to time the power consumed in the busbar. Thus, it will turn on and off the loads that are registered so that the power consumed in the busbar is always below the measurement contracted by the concessionary.

The load connection is managed by load line or by schedule, and the demand schedule can be defined on a month-to-month basis. With the

ST8500C

from Alfacomp, for example, you can issue demand control reports via software. In addition, the log memory of this equipment is 60 days and the programming can be done via panel, supervisory, or APP.

Why do demand control in an industry

Doing demand control is indicated because, besides the management of the loads by demand, it allows the management of the loads by schedule. This allows, for example, a genset to be started during peak hours by connecting to a scheduled output per schedule.

A demand controller can also be useful in photovoltaic installations to prevent the injection of excess power into the utility grid. Alfacomp’s supervisory software ensures a history of the installation, giving the manager a tool to analyze its use and consumption of electricity.

The electricity bill for medium and large consumers is made up of the sum of consumption, demand, and overages. The consumption portion is calculated by multiplying the measured consumption by the consumption rate. The demand share, on the other hand, is calculated by multiplying the demand tariff by the contracted demand or by the measured demand (whichever is greater).

The

ST8500C Controllers

controllers have specific features to protect machinery and equipment. Among these is the rest time, which is the time programmed to prevent a load from being turned on again right after it is turned off – which can damage the machine and shorten the life of the contactors (which connect the loads to the electrical grid). The Controllers also allow programming the activation and shutdown of the loads with reverse logic, i.e., shutting down the Controller’s output for active loads, avoiding shutdowns due to control failure.

The demand controller and energy efficiency

The use of demand controls is not restricted to avoiding the fine for breach of contract. It is also interesting as a way of limiting consumption and consequently contingent electricity costs. That is why it is a device to implement energy-efficient industrial operation.

The use of this demand control equipment can bring the benefits of energy management to the consumer, reducing losses and in many cases allowing a reduction in the amount of the energy bill. From the supply point of view, the existence of Demand Side Control in consumer units allows better planning and better use of the distribution system, minimizing investments and increasing the energy efficiency of the sector.

energy efficiency

of the sector.

Pricing

The following are concepts and definitions involved in the pricing system:

Power: is the consumption capacity of electrical equipment, expressed in Watts (W) or kilowatts (kW).
Energy: is the amount of electricity used by an electrical appliance when it is left on for a given time. Its most usual units are kilowatt-hours (kWh) or megawatt-hours (Mwh).

The electricity tariff is the composition of calculated values that represent each portion of the investments and technical operations carried out by the agents of the production chain and the necessary structure so that the energy can be used by the consumer. The tariff represents, therefore, the sum of all the components of the industrial process of generation, transport (transmission and distribution), and commercialization of electric energy. In addition, there are charges to fund the application of public policies. The taxes and charges are listed on the electricity bill.

The concession companies supply electric energy to their consumers, based on obligations and rights established in a concession contract, entered into with the Federal Government, for the exploration of the public service of electric energy distribution in its concession area. At the time of signing the contract, the concessionaire recognizes that the current tariff level, i.e. the tariffs defined in the company’s tariff structure, together with the tariff adjustment and revision mechanisms established in that contract, are sufficient for the maintenance of its economic-financial balance (ANEEL, 2019).

Pricing methods refer to the way that consumers are classified in order to be charged for their electricity consumption. For the same, one should observe the tariff structure and consumer groups (PROCEL, 2011).

Tariff Structure

The tariff structure is a set of tariffs (price list) applicable to the electric power consumption and/or power demand components, according to the supply modality. It seeks to reflect the differences in costs related to the supply of energy to each type of consumer. From then on, the relativity of prices is defined. The structure comprises the differentiation of tariffs, according to consumption and demand components, supply voltage level, consumption class, season, period of the day, consumer location, etc. (BITU; BORN, 1993).

Electricity tariffs do not have the same value for all consumers. They are differentiated among tariff groups, according to the supply voltage, the moment of consumption, the type of tariff, and the consumer class. They can be structured and differentiated in many ways (VIEIRA, 2016).

Theoretically, a tariff could be defined for each consumer, but difficulties of various natures, such as, for example, the restrictions of commercialization, measurement system and collection, limit the degree of improvement of the tariff structure.

The consumer pays a final price that includes, in addition to the rates, fees or charges, contributions and taxes that are taxes, i.e., mandatory payments that do not represent a punishment for wrongdoing and must be provided by law (FUGIMOTO, 2010).

The fees or charges are independent of the amount of energy consumed and are related to the costs of servicing the consumption units. They are related to the costs associated with serving consumers, directly at the consumption units.

There are special rates such as those related to the additional fuel consumption in thermal power plants. The fees allow unforeseen increases in costs to be passed on to the consumer quickly. The final supply price paid by the customer is the composition of the tariff, contributions, fees, with taxes such as ICMS (FUGIMOTO, 2010).

Consumer Classification

For billing purposes, the consumer units are grouped into two tariff groups, defined mainly in function of the supply voltage and also, as a consequence, in function of the demand. If the utility supplies power at a voltage below 2300 Volts, the consumer is classified as being from “Group B” (low voltage); if the supply voltage is greater than or equal to 2300 Volts, the consumer is from “Group A” (high voltage). These groups were defined thus:

Group A Consumers

Group consisting of consumer units supplied at a voltage equal to or above 2.3 kV, or, also, supplied at a voltage below 2.3 kV from an underground distribution system and billed in this Group, on an optional basis, as defined in ANEEL Resolution 456, characterized by the binomial tariff structure and subdivided into subgroups A1, A2, A3, A3a, A4 and AS. The table below presents these subgroups.

Subgroups	Tension
A1	Supply voltage equal or higher than 230 kV
A2	Supply voltage from 88 kV to 138 kV
A3	Supply voltage 69 kV
A3a	Supply voltage from 30 kV to 44 kV
A4	Supply voltage from 2.3 kV to 25 kV
AS	Supply voltage below 2.3 kV served from an underground distribution system and included in this Group on an optional basis.

Consumers in this group are charged for both the demand and the energy they consume. These consumers can fall into one of two tariff alternatives:
– Conventional pricing;
– Hourly-seasonal pricing.

Conventional Pricing

The framing of the conventional tariff requires a specific contract with the concessionaire in which a single value of demand intended by the consumer (contracted demand) is agreed upon, regardless of the time of day (peak or off-peak) or the period of the year (dry or wet).

Consumers in Group A, subgroups A3a, A4 or AS, may be included in the conventional tariff when the contracted demand is less than 300 kW, as long as there have not been, in the previous 11 months, 3 (three) consecutive records or 6 (six) alternate records of demand over 300 kW.

The electric energy bill for these consumers is composed of the sum of consumption, demand, and overages. The consumption portion is calculated by multiplying the measured consumption by the consumption rate.

The demand share is calculated by multiplying the demand tariff by the contracted demand or by the measured demand (the higher of the two), if it does not exceed the contracted demand by 10%.

The overage portion is charged only when the measured demand exceeds the contracted demand by more than 10%. It is calculated by multiplying the overage tariff by the value of the measured demand that exceeds the contracted demand (BRASIL, 2000).

Horo-Seasonal Pricing

This modality is characterized by the application of differentiated tariffs for electric power consumption and power demand according to the hours of use of the day and the periods of the year.

The hour-seasonal charging structure can be applied according to the following charging models:

a) Green Rate

The Green tariff for Group A consumers. This tariff mode requires a specific contract with the concessionaire in which the demand desired by the consumer (contracted demand) is agreed, regardless of the time of day (peak or off-peak). Although not explicit, Aneel’s Resolution 414 of 2010 allows two different demand values to be contracted, one for the dry period and another for the wet period (BRASIL, 2010). The electric energy bill for these consumers is composed of the sum of consumption (on- and off-peak), demand, and overages.

The demand share is calculated by multiplying the demand tariff by the contracted demand or by the measured demand (the higher of the two) if it does not exceed the contracted demand by more than 10%. The demand charge is unique, regardless of the time of day or period of the year.
The overage portion is charged only when the measured demand exceeds the contracted demand by more than 10%. It is calculated by multiplying the overage tariff by the value of the measured demand that exceeds the contracted demand.

b) Horo-seasonal Blue Fare

The inclusion of Group A consumers in the hourly blue tariff is mandatory for consumers of subgroups A1, A2 or A3. This tariff modality requires a specific contract with the concessionaire in which both the value of the demand intended by the consumer during peak hours (peak contracted demand) and the value intended during off-peak hours (off-peak contracted demand) are agreed upon.

Although not explicit, as with the green tariff, Resolution 414 allows different values to be contracted for the dry period and the wet period (BRASIL, 2010).

The electric energy bill for these consumers is composed of the sum of the parts referring to consumption and demand and, if any, overages. In all plots the differentiation between peak and off-peak hours is observed (CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS, 2011).

The demand portion is calculated by adding the product of the on-peak demand charge and the on-peak contracted demand (or the on-peak metered demand, subject to overshoot tolerances) to the product of the off-peak demand charge and the off-peak contracted demand (or the off-peak metered demand, subject to overshoot tolerances).

The demand charges are not differentiated by period of the year. The overage portion is charged only when the measured demand exceeds the contracted demand above the tolerance limits of 5% for the A1, A2 and A3 sub-groups and 10% for the other sub-groups. The value of this portion is obtained by multiplying the overage charge by the value of the metered demand that exceeds the contracted demand (PROCEL, 2011).

Group B Consumers

Consumer units served at voltage below 2.3 kV, or even units served at voltage above 2.3 kV and billed in this group, are characterized by the monomial tariff structure (ANEEL, 2000).

A group B consumer is one who receives electricity at a voltage between 220 and 380 V and has an adhesion contract with the energy concessionaire. Adhesion contract is a contractual instrument, with clauses bound to the norms and regulations approved by ANEEL, the content of which cannot be modified by the concessionaire or consumer, to be accepted or rejected in full (ANEEL, 2000).

Group B consumers (low voltage< 2,300 Volts) are classified as:

B1 – residential;
B2 – rural;
B3 – other classes;
B4 – public lighting.

Low voltage consumers (Group B) are further classified according to the number of phases. There are three types of supply, depending on the number of phases:

Type A – single-phase – two conductors (one phase and neutral);
Type B – two-phase – three conductors (two phases and neutral);
Type C – three-phase – four conductors (three phases and neutral).

To determine these, the installed load of each consumer unit must be calculated. This load will be the sum of the rated plate powers of the electrical appliances and the declared lighting powers. When there are motor loads, their respective quantities and individual powers should be computed (PROCEL,2011).

In Group B consumers, only energy consumption is billed, and there is no charge for power demand (PROCEL, 2011).

Off-peak and Peak Times

Peak time (P) is the period defined by the distributor and composed of three consecutive daily hours, except for Saturdays, Sundays, Carnival Tuesday, Passion Friday, Corpus Christi, and eight holiday days as described in ANEEL Resolution 414, considering the load curve of its electrical system, approved by ANEEL for the entire concession area. The off-peak hour (F) is the period composed of the set of consecutive and complementary daily hours to those defined in the peak hour (VIANA; BORTONI; NOGUEIRA, 2012).

Peak and Off-Peak times for a consumer unit

Source: Viana, Bortoni, and Nogueira (2012).

Also according to Viana, Bortoni, and Nogueira (2012), these schedules are defined by the concessionaire due mainly to its supply capacity. The typical power supply curve of a utility can be seen through the figure below, where the highest demand value usually occurs during peak hours.

Typical power supply curve of a utility

Source: Viana, Bortoni, and Nogueira (2012).

Dry and Wet Periods

These periods are normally directly related to the periods where the flood variations of the water reservoirs used for power generation occur. The Dry Period corresponds to the period of 07 (seven) consecutive billing cycles, starting in May and ending in November of each year; it is, generally, the period with little rain. The Wet period corresponds to the period of 05 (five) consecutive billing cycles, comprising the supplies covered by the readings from December of one year to April of the following year; it is generally the period with more rainfall (CARVALHO, 2011).

Electricity demand

According to ANEEL’s Resolution 456 in Art. 2º, § VIII, demand is the average of the active or reactive electric powers requested to the electric system by the installed load portion in operation at the consumer unit, during a specified time interval. Thus, this average power, expressed in kilowatts (kW) and kilovolt-ampere-reactive (kvar), respectively. It can be calculated, for example, by dividing the electrical energy absorbed by the load in a certain time interval Δt, by this time interval Δt, and can be expressed by the equation below.

In Brazil the time interval (integration period) is 15 minutes, so in one month we will have: 30 days x 24 hours / 15 minutes = 2880 intervals (ANEEL, 2019).

According to Suppa and Terada (2010), we have synchronous and asynchronous measurement methods. The synchronous measurement method is the one used by all Brazilian utilities and by most countries, measuring active power in a certain time interval that can vary from 15 to 60 minutes in most cases.

In practice, what is done is to integrate the energy pulses within this interval, therefore called integration interval, obtaining what we call active energy demand, that is, the demand is the average energy consumed in each 15-minute interval not fully existing before the interval closes.

Generally, the utility bills for the highest values registered in the off-peak and peak periods or for the contracted values, whichever are higher. At each start of the integration interval the consumption is reset to zero, starting a new countdown. If at the end of the interval the average closing value exceeds the allowed limit, the user will face heavy fines for exceeding the limit.

Also according to the resolution, some definitions are adopted between the distributor and the consumer through a service provision contract, and they are (ANEEL, 2019):

Demand: average of the active or reactive electric power demanded from the electric system by the installed load portion in operation at the consumer unit, during a specified time interval.
Contracted demand: active power demand to be compulsorily and continuously made available by the concessionaire, at the point of delivery, according to the value and period of validity established in the supply contract and which must be fully paid for, whether it is used or not during the billing period, expressed in kilowatts (kW);
Exceeding demand: portion of the measured demand that exceeds the value of the contracted demand, expressed in kilowatts (kW);
Measured demand: highest active power demand verified by measurement, integralized in an interval of 15 (fifteen) minutes expressed in kilowatts (kW);
Billable demand: active power demand value identified according to the criteria established and considered for billing purposes, with the application of the respective tariff, expressed in kilowatts (kW).

For consumption billing, the total kWh consumed during the period is accumulated: off dry peak or off wet peak, and dry peak or wet peak. For each of these periods, a differentiated consumption tariff applies, and the total is the consumption billing portion. Evidently, consumption tariffs in dry periods are higher than in wet periods, and during peak hours is more expensive than during off-peak hours (PROCEL, 2011).

The charge is always a function of contracted demand and consumption. When you contract a demand, you are actually requesting that the supplying company makes a certain amount of energy available to be consumed. In this way, three cases of charging may occur (PROCEL, 2011):

Registered demand lower than the contracted demand: the consumption and demand tariff corresponding to the contracted value applies;
Registered demand higher than the contracted demand, but within the overrun tolerance: the consumption and demand tariff corresponding to the demand applies
Registered demand higher than the contracted demand and above the tolerance: the consumption and demand tariff corresponding to the contracted demand is applied, and to this is added the application of the overage tariff, corresponding to the difference between the registered demand and the contracted demand. In other words, you pay the normal charge for the contracted service, and an overage charge on all the excess.

Demand Exceedance

According to Aneel (2018), energy demand is contracted with the utility (you pay for it regardless of usage). The demand monitoring is done by the average of the 15 minutes of integration. Its measurement is based on the “average” of the 15 minutes of demand integration. The exceeding of the electric demand is controlled based on the average values of the 15 minutes integration, that is, the average demand of 15 minutes cannot exceed the contracted demand. If the overrun occurs, the concessionary will charge the fine based on the highest recorded value. According to the type of consumer, there is a tolerance on the contracted demand value so that no fines are charged, as defined in Resolution 456 of November 29, 2000, Art. 2, § VIII:

5%, for units with a supply voltage greater than or equal to 69 kV (blue tariff);
10%, for units whose supply voltage is lower than 69 kV and in the billing month, the off-peak demand (blue tariff) and the demand (green tariff), are higher than 100 kW;
20%, for units served at a voltage of less than 69 kV, and in the billing month, off-peak demand (blue tariff) and demand (green tariff) from 50 to 100 kW.

Demand Control

According to F.S Ozur (2011), The demand controller is an electronic equipment whose main function is to maintain the active power demand of a consumer unit, within predetermined limit values, acting, if necessary, on some part of the Demand Controllers also controls the power factor and energy consumption. Controlling the demand is fundamental, not only for the consumer to reduce his costs with electric energy, but also for the concessionaire that needs to operate in a well-dimensioned way, avoiding interruptions or poor supply quality.

Example of a demand controller

The ST8500C demand controllers were developed by Alfacomp to, through continuous monitoring and proper load management, keep the electrical power within pre-set limits.

Programming and operating the equipment is very simple, because it is compatible with other important tools, such as standard energy meter interfaces, according to the ABNT NBR14522 standard.

In addition, the ST8500C measures and records various electrical quantities (memory for 30 days of records), providing the user with a complete examination of your facility’s power system. It is also possible to use the equipment in conjunction with the ST-Conecta software (software that comes with the product), which allows maximizing the data analysis and management.

More than just power demand controllers, the ST8500C devices are powerful electric power management systems.

Principle of operation

The ST8500C controllers receive continuous load power information through the serial user interface, opto-coupled, standardized through the NBR14.522 (ABNT) standard, available in power electronic meters. The information, in the model with CT’s, can be passed on via the electrical bus connection, with the use of current transformers (CT X/5) and voltage signals. The electrical energy demand of the load is calculated using mathematical algorithms.

As needed, that is, whenever the projected demand is above the set-point, the ST8500C controllers deactivate one or more loads, promoting their correction. In the same way, every time the projected demand falls below the stipulated level, the controller activates one or more loads.

The ST8500C controllers have several features aimed at protecting your machines and equipment. Among these is the rest time, which is the time programmed to prevent a load from being turned on again right after it is turned off – which can damage the machine and shorten the life of the contactors (which connect the loads to the electrical grid). The controllers also allow you to program the activation and shutdown of the loads with reverse logic, i.e., shutting down the controller output for active loads, avoiding downtime due to control failure.

Visual inspection

Before installation, make a careful visual inspection to make sure that the product has not been damaged in transit.

Electrical Wiring Diagrams

The following figures show the connection schemes of the ST8500C controllers.

1. model with CT input

2. Model with opto-coupled input

Drive Connections

Important notes on equipment installation

In the model with current transformers (CTs), the transformation ratio should be X/5A.
Each contactor drive must be protected with an individual fuse.
The wiring that measures voltage should be placed in separate conduits from the contactor control with a distance of at least 10 cm.
The wiring should also not pass through the power cable ducts, where the load current will circulate.
Be careful about the supply voltage and the way the contactors are connected. The common wire of the contactors must be different from the one used
on the controller’s power supply. Remember that the maximum voltage/current for each drive output is 250VAC/5A.
The maximum supply voltage of the controller, which is used for the equipment to work, is 270VAC, while the measurement voltage,
used for calculations for display information, can go up to 600VAC.
In the opto-coupled model it is necessary to apply voltage to the measurement input in order to display them in the electrical measurements menu,
both the voltage parameter and the current parameter. Otherwise, these two parameters will be reset to zero.

Attention!

The ST8500C’s voltage supply can be from any source, as long as it stays within the range of 80 to 270 VAC.

Demand controller front panel

NOTE: The ST8500C display backlighting is only activated when a key is pressed. If no key is pressed within 3 minutes, the lighting will turn off automatically.

LED indicators

OK Equipment on
ST Lit, indicates an active alarm
RX Indicates serial channel receiving data
TX Indicates serial channel transmitting data

Learn more about the ST8500C demand controller

REFERENCE

What is a Demand Side Controller and why use it in industry – https://sultech.com.br/2021/04/29/o-que-e-um-controlador-de-demanda-e-porque-utilizar-na-industria/
ENERGY DEMAND CONTROL OF AN INDUSTRIAL ELECTRIC SYSTEM – EZEQUIEL COSER – Lajeado, November 2019
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “ANEEL NORMATIVE RESOLUTION No. 1,000, OF DECEMBER 7, 2021”. [Online]. Available: https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/resolucao-normativa-aneel-n-1.000-de-7-de-dezembro-de-2021-368359651. [Acesso em 11 abr 2022].

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Controle de demanda – O que é e como funciona

A Empresa, Artigo, Automação e controle, Energia Elétrica, Não categorizado

O uso de Controladores de Demanda nas instalações atendidas por contratos de fornecimento de energia elétrica pela concessionária é uma forma de garantir que o sistema não ultrapasse os limites contratuais, resultando na aplicação de multas. Os pequenos consumidores são cobrados apenas pela energia utilizada (consumo). Já os médios e grandes consumidores pagam tanto pela energia quanto pela potência disponibilizada.

A potência aparece nas contas desses consumidores com o nome de demanda que, na verdade, corresponde à potência média verificada em intervalos de 15 minutos. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é quem regulamenta e estabelece estes parâmetros nas contas de energia elétrica.

Mas você sabe o que é um Controlador de Demanda e por que utilizar esse equipamento pode ajudar sua empresa ou indústria a ter mais eficiência energética?

O que é o Controlador de Demanda?

Um Controlador de Demanda tem como intuito gerir de forma automática a entrada e saída de cargas na rede elétrica, a fim de impedir a ultrapassagem de consumo da demanda contratada, evitando o pagamento de multas pelo excesso de demanda.

O funcionamento de um Controlador de Demanda de Energia Elétrica é muito fácil. O usuário cadastra o valor da potência que contratou com a concessionária e o valor de cada carga que deve ser gerenciada, isto é, que seja ligada e desligada conforme a necessidade. A partir desse momento, o equipamento verifica de tempos em tempos a potência consumida no barramento. Assim, ele vai ligar e desligar as cargas que estão cadastradas para que essa potência consumida no barramento fique sempre abaixo da medida contratada pela concessionária.

A conexão de cargas é gerenciada por reta de carga ou por horário, e a programação de demanda pode ser definida mês a mês. Com o ST8500C da Alfacomp, por exemplo, você pode emitir via software relatórios do controle de demanda. Além disso, a memória de registro deste equipamento é de 60 dias e a programação pode ser realizada via painel, supervisório ou APP.

Porque fazer o controle de demanda em uma indústria

Fazer o controle de demanda é indicado pois, permite além do gerenciamento das cargas por demanda, o gerenciamento das cargas por horário. Isso proporciona, por exemplo, que um grupo gerador seja acionado no horário de ponta, conectando a uma saída programada por horário.

Um controlador de demanda pode ser útil também em instalações fotovoltaicas para evitar a injeção de potência excedente na rede da concessionária. O software supervisório da Alfacomp garante um histórico da instalação, dando ao gestor uma ferramenta de análise de seu uso e consumo de energia elétrica.

A conta de energia elétrica de consumidores de médio e grande porte é composta da soma de parcelas referentes ao consumo, demanda e ultrapassagem. A parcela de consumo é calculada multiplicando o consumo medido pela tarifa de consumo. Já a parcela de demanda é calculada multiplicando-se a tarifa de demanda pela demanda contratada ou pela demanda medida (a maior delas).

Os Controladores ST8500C possuem características específicas para proteger as máquinas e equipamentos. Entre essas está o tempo de repouso, que é o tempo programado para evitar que uma carga seja religada logo após seu desligamento – o que pode danificar a máquina e diminuir a vida útil das contactoras (que conectam as cargas à rede elétrica). Os Controladores também permitem programar o acionamento e desligamento das cargas com lógica inversa, isto é, desligando a saída do Controlador para cargas ativas, evitando paradas por pane do controle.

O controlador de demanda e a eficiência energética

A utilização de controles de demanda não fica restrita a evitar a multa por descumprimento do contrato. Também é interessante como uma forma de limitar o consumo e consequentemente contingenciar custo de energia elétrica. Por isso é um equipamento para implementar a operação industrial com eficiência energética.

O uso destes equipamentos de controle de demanda podem levar aos consumidores os benefícios do gerenciamento de energia, reduzindo perdas e, em muitos casos, permitindo a diminuição no valor da fatura de energia. Pelo ponto de vista do fornecimento, a existência de um Controle de Demanda nas unidades consumidoras permite um melhor planejamento e maior aproveitamento do sistema de distribuição, minimizando investimentos e aumentando a eficiência energética do setor.

Tarifação

Seguem conceitos e definições envolvidos na sistemática de tarifação:

Potência: é a capacidade de consumo de um equipamento elétrico, expressa em Watts (W) ou quilowatts (kW).
Energia: é a quantidade de eletricidade utilizada por um aparelho elétrico ao ficar ligado por um determinado tempo. Tem como unidades mais usuais o quilowatt-hora (kWh) ou megawatt-hora (Mwh).

A tarifa de energia elétrica é a composição de valores calculados que representam cada parcela dos investimentos e operações técnicas realizadas pelos agentes da cadeia de produção e da estrutura necessária para que a energia possa ser utilizada pelo consumidor. A tarifa representa, portanto, a soma de todos os componentes do processo industrial de geração, transporte (transmissão e distribuição) e comercialização de energia elétrica. São acrescidos ainda os encargos direcionados ao custeio da aplicação de políticas públicas. Os impostos e encargos estão relacionados na conta de luz.

As empresas concessionárias fornecem energia elétrica a seus consumidores, com base em obrigações e direitos estabelecidos em um contrato de concessão, celebrado com a União, para a exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica em sua área de concessão. No momento da assinatura do contrato, a empresa concessionária reconhece que o nível tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão das tarifas estabelecidas nesse contrato, são suficientes para a manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro (ANEEL, 2019).

Métodos de tarifação se referem à forma que os consumidores são classificados para a cobrança do seu consumo de energia elétrica. Para o mesmo, deve-se observar a estrutura tarifária e grupos de consumidores (PROCEL, 2011).

Estrutura Tarifária

A estrutura tarifária é um conjunto de tarifas (lista de preços) aplicáveis às componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência, de acordo com a modalidade de fornecimento. Busca refletir as diferenças de custos relacionados ao fornecimento de energia a cada tipo de consumidor. A partir de então, define-se a relatividade dos preços. A estrutura compreende a diferenciação das tarifas, segundo os componentes de consumo e demanda, nível de tensão de fornecimento, classe de consumo, estação do ano, período do dia, localização do consumidor, etc. (BITU; BORN, 1993).

As tarifas de energia elétrica não têm um mesmo valor para todos os consumidores. Elas se diferenciam entre grupos tarifários, de acordo com a tensão de fornecimento, o momento do consumo, o tipo de tarifa e a classe do consumidor. As mesmas podem ser estruturadas e diferenciadas de muitas formas (VIEIRA, 2016).

Teoricamente, poderia ser definida uma tarifa para cada consumidor, porém, dificuldades de diversas naturezas como, por exemplo, as restrições de comercialização, sistema de medição e cobrança, limitam o grau de aprimoramento da estrutura tarifária.

O consumidor paga um preço final que inclui, além das tarifas, as taxas ou encargos, as contribuições e os impostos que são tributos, ou seja, pagamentos obrigatórios que não representam uma punição por ato ilícito e que devem ser previstos em lei (FUGIMOTO, 2010).

As taxas ou encargos independem da quantidade consumida de energia e estão relacionadas com as despesas de atendimento as unidades de consumo. Estão relacionadas aos custos associados ao atendimento dos consumidores, diretamente às unidades de consumo.

Existem taxas especiais como aquelas relacionadas com o consumo adicional de combustíveis nas usinas térmicas. As taxas permitem repassar rapidamente ao consumidor aumento imprevistos nos custos. O preço final de fornecimento pago pelo cliente é a composição da tarifa, contribuições, taxas, com impostos como o ICMS (FUGIMOTO, 2010).

Classificação dos Consumidores

Para fins de faturamento, as unidades consumidoras são agrupadas em dois grupos tarifários, definidos, principalmente, em função da tensão de fornecimento e também, como consequência, em função da demanda. Se a concessionária fornece energia em tensão inferior a 2300 Volts, o consumidor é classificado como sendo do “Grupo B” (baixa tensão); se a tensão de fornecimento for maior ou igual a 2300 Volts, será o consumidor do “Grupo A” (alta tensão). Estes grupos foram assim definidos:

Consumidores do Grupo A

Grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste Grupo, em caráter opcional, nos termos definidos na Resolução ANEEL n 456, caracterizado pela estruturação tarifária binômia e subdividido nos subgrupos A1, A2, A3, A3a, A4 e AS. A tabela abaixo apresenta estes subgrupos.

Subgrupos	Tensão
A1	Tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV
A2	Tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV
A3	Tensão de fornecimento de 69 kV
A3a	Tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV
A4	Tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV
AS	Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição e enquadradas neste Grupo em caráter opcional.

Os consumidores deste grupo são cobrados tanto pela demanda quanto pela energia que consomem. Esses consumidores podem enquadrar-se em uma das duas alternativas tarifárias:
• Tarifação convencional;
• Tarifação horo-sazonal.

Tarifação Convencional

O enquadramento na tarifa convencional exige um contrato específico com a concessionária no qual se pactua um único valor da demanda pretendida pelo consumidor (demanda contratada), independentemente da hora do dia (ponta ou fora de ponta) ou período do ano (seco ou úmido).

Os consumidores do Grupo A, subgrupos A3a, A4 ou AS, podem ser enquadrados na tarifa convencional quando a demanda contratada for inferior a 300 kW, desde que não tenham ocorrido, nos 11 meses anteriores, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis) registros alternados de demanda superior a 300 kW.

A conta de energia elétrica desses consumidores é composta da soma de parcelas referentes ao consumo, demanda e ultrapassagem. A parcela de consumo é calculada multiplicando-se o consumo medido pela tarifa de consumo.

A parcela de demanda é calculada multiplicando-se a tarifa de demanda pela demanda contratada ou pela demanda medida (a maior delas), caso esta não ultrapasse em 10% a demanda contratada.

A parcela de ultrapassagem é cobrada apenas quando a demanda medida ultrapassa em mais de 10% a demanda contratada. É calculada multiplicando-se a tarifa de ultrapassagem pelo valor da demanda medida que supera a demanda contratada (BRASIL, 2000).

Tarifação Horo-Sazonal

Essa modalidade é caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

A estrutura de tarifação horo-sazonal pode ser aplicada, segundo os seguintes modelos de tarifação:

a) Tarifa Verde

O enquadramento na tarifa Verde dos consumidores do Grupo A. Essa modalidade tarifária exige um contrato específico com a concessionária no qual se pactua a demanda pretendida pelo consumidor (demanda contratada), independentemente da hora do dia (ponta ou fora de ponta). Embora não seja explícita, a Resolução 414 de 2010 da Aneel permite que sejam contratados dois valores diferentes de demanda, um para o período seco e outro para o período úmido (BRASIL, 2010). A conta de energia elétrica desses consumidores é composta da soma de parcelas referentes ao consumo (na ponta e fora dela), demanda e ultrapassagem.

A parcela de demanda é calculada multiplicando-se a tarifa de demanda pela demanda contratada ou pela demanda medida (a maior delas), caso esta não ultrapasse em mais de 10% a demanda contratada. A tarifa de demanda é única, independente da hora do dia ou período do ano.
A parcela de ultrapassagem é cobrada apenas quando a demanda medida ultrapassa em mais de 10% a demanda contratada. É calculada multiplicando-se a tarifa de ultrapassagem pelo valor da demanda medida que supera a demanda contratada.

b) Tarifa Horo-sazonal Azul

O enquadramento dos consumidores do Grupo A na tarifação horosazonal azul é obrigatório para os consumidores dos subgrupos A1, A2 ou A3. Essa modalidade tarifária exige um contrato específico com a concessionária no qual se pactua tanto o valor da demanda pretendida pela consumidora no horário de ponta (demanda contratada na ponta) quanto o valor pretendido nas horas fora de ponta (demanda contratada fora de ponta).

Embora não seja explícita, assim como na tarifa verde, a resolução 414 permite que sejam contratados valores diferentes para o período seco e para o período úmido (BRASIL, 2010).

A fatura de energia elétrica desses consumidores é composta pela soma de parcelas referentes ao consumo e demanda e, caso exista, ultrapassagem. Em todas as parcelas observa-se a diferenciação entre horas de ponta e horas fora de ponta (CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS, 2011).

A parcela de demanda é calculada somando-se o produto da tarifa de demanda na ponta pela demanda contratada na ponta (ou pela demanda medida na ponta, de acordo com as tolerâncias de ultrapassagem) ao produto da tarifa de demanda fora da ponta pela demanda contratada fora de ponta (ou pela demanda medida fora de ponta, de acordo com as tolerâncias de ultrapassagem).

As tarifas de demanda não são diferenciadas por período do ano. A parcela de ultrapassagem é cobrada apenas quando a demanda medida ultrapassa a demanda contratada acima dos limites de tolerância de 5% para os sub-grupos A1, A2 e A3 e 10% para os demais sub-grupos. O valor desta parcela é obtido multiplicando-se a tarifa de ultrapassagem pelo valor da demanda medida que supera a demanda contratada (PROCEL, 2011).

Consumidores do Grupo B

As unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3 kV, ou ainda unidades atendidas em tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste grupo, são caracterizadas pela estruturação tarifária monômia (ANEEL, 2000).

Consumidor do grupo B é aquele que recebe energia elétrica na tensão entre 220 e 380 V e tem com a concessionária de energia um contrato de adesão. Contrato de adesão é um instrumento contratual, com cláusulas vinculadas às normas e regulamentos aprovados pela ANEEL, não podendo o conteúdo das mesmas ser modificado pela concessionária ou consumidor, a ser aceito ou rejeitado de forma integral (ANEEL, 2000).

Os consumidores do Grupo B (baixa tensão< 2.300 Volts) são classificados em:

B1 – residencial;
B2 – rural;
B3 – demais classes;
B4 – iluminação pública.

Os consumidores de baixa tensão (Grupo B) são classificados ainda de acordo com o número de fases. São três os tipos de fornecimento, conforme o número de fases:

Tipo A – monofásico – dois condutores (uma fase e o neutro);
Tipo B – bifásico – três condutores (duas fases e o neutro);
Tipo C – trifásico – quatro condutores (três fases e o neutro).

Para determinação destes, deverá ser calculada a carga instalada de cada unidade consumidora. Essa carga será o somatório das potências nominais de placa dos aparelhos elétricos e das potências de iluminação declaradas. Quando houver cargas de motores, deverão ser computadas as suas respectivas quantidades e potências individuais (PROCEL,2011).

Nos consumidores enquadrados no Grupo B, apenas o consumo de energia é faturado, não existindo cobrança relativa à demanda de potência (PROCEL, 2011).

Horários Fora de Ponta e de Ponta

O horário de ponta (P) é o período definido pela distribuidora e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, “Corpus Christi”, e oito dias de feriados conforme descrito na resolução ANEEL 414, considerando a curva de carga do seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão. O horário fora de ponta (F) é o período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta (VIANA; BORTONI; NOGUEIRA, 2012).

Horários de ponta e fora de ponta para uma unidade consumidora

Fonte: Viana, Bortoni e Nogueira (2012).

Ainda segundo Viana, Bortoni e Nogueira (2012), estes horários são definidos pela concessionária em virtude, principalmente, da capacidade de fornecimento que a mesma apresenta. A curva de fornecimento de energia típica de uma concessionária pode ser vista através da figura abaixo, onde o maior valor de demanda ocorre geralmente no horário de ponta.

Curva típica de fornecimento de potência de uma concessionária

Fonte: Viana, Bortoni e Nogueira (2012).

Períodos seco e úmido

Estes períodos guardam, normalmente, uma relação direta com os períodos onde ocorrem as variações de cheias dos reservatórios de água utilizados para a geração de energia elétrica. O período Seco corresponde ao período de 07 (sete) ciclos de faturamento consecutivos iniciando-se em maio e finalizando-se em novembro de cada ano; é, geralmente, o período com pouca chuva. O período Úmido corresponde ao período de 05 (cinco) ciclos de faturamento consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte; é, geralmente, o período com mais chuva (CARVALHO, 2011).

Demanda de energia elétrica

Conforme a Resolução 456 da ANEEL no Art. 2º, § VIII, demanda é a média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado. Assim, esta potência média, expressa em quilowatts (kW) e quilovolt-ampère-reativo (kvar), respectivamente. Pode ser calculada, por exemplo, dividindo-se a energia elétrica absorvida pela carga em um certo intervalo de tempo Δt, por este intervalo de tempo Δt, podendo ser expressada pela equação abaixo.

No Brasil o intervalo de tempo (período de integração) é de 15 minutos, portanto, em um mês teremos: 30 dias x 24 horas / 15 minutos = 2880 intervalos (ANEEL, 2019).

Segundo Suppa e Terada (2010), temos os métodos de medição síncrona e assíncrona. O método de medição síncrona é aquele utilizado por todas as concessionárias brasileiras e pela maioria dos países, medindo a energia ativa num determinado intervalo de tempo que pode variar de 15 à 60 minutos na maioria dos casos.

Na prática, o que se faz é integrar os pulsos de energia dentro deste intervalo, por isso chamado de intervalo de integração, obtendo o que chamamos de demanda de energia ativa, ou seja, a demanda é a energia média consumida em cada intervalo de 15 minutos não existindo plenamente antes do fechamento do intervalo.

Geralmente a concessionária fatura pelos maiores valores registrados nos períodos de fora-ponta e ponta ou pelos valores contratados, os que forem maiores. A cada início do intervalo de integração o consumo é zerado dando início a uma nova contagem. Se ao final do intervalo o valor médio de fechamento for superior ao limite permitido o usuário arcará com pesadas multas por ultrapassagem.

Ainda conforme resolução são adotadas algumas definições entre a distribuidora e o consumidor por meio de contratado de prestação de serviço, sendo eles (ANEEL, 2019):

Demanda: média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado.
Demanda contratada: demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW);
Demanda de ultrapassagem: parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW);
Demanda medida: maior demanda de potência ativa verificada por medição, integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos expressa em quilowatts (kW);
Demanda faturável: valor da demanda de potência ativa identificada de acordo com os critérios estabelecidos e considerados para fins de faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts (kW).

Para o faturamento do consumo, acumula-se o total de kWh consumidos durante o período: fora de ponta seca ou fora de ponta úmida, e ponta seca ou ponta úmida. Para cada um desses períodos, aplica-se uma tarifa de consumo diferenciada, e o total é a parcela de faturamento de consumo. Evidentemente, as tarifas de consumo nos períodos secos são mais elevadas que nos períodos úmidos, e no horário de ponta é mais cara que no horário fora de ponta (PROCEL, 2011).

A cobrança é sempre em função da demanda contratada e do consumo. Quando se contrata uma demanda, na verdade, se está solicitando que a empresa fornecedora disponibilize uma determinada quantidade de energia para ser consumida. Dessa maneira, poderão ocorrer três casos de cobrança (PROCEL, 2011):

Demanda registrada inferior à demanda contratada: aplica-se a tarifa de consumo e demanda correspondente ao valor contratado;
Demanda registrada superior à demanda contratada, mas dentro da tolerância de ultrapassagem: aplica-se a tarifa de consumo e de demanda correspondente à demanda
Demanda registrada superior à demanda contratada e acima da tolerância: aplica-se a tarifa consumo e de demanda correspondente à demanda contratada, e soma-se a isso a aplicação da tarifa de ultrapassagem, correspondente à diferença entre a demanda registrada e a demanda contratada. Ou seja, paga-se tarifa normal pelo contratado, e tarifa de ultrapassagem sobre todo o excedente.

Ultrapassagem da Demanda

De acordo a Aneel (2018), a demanda de energia é contratada junto à concessionária (paga-se por ela independente do uso). A monitoração da demanda é realizada pela média dos 15 minutos de integração. Sua medição é realizada com base na “média” dos 15 minutos de integração de demanda. A ultrapassagem de demanda elétrica é controlada com base nos valores médios da integração de 15 minutos, ou seja, a demanda média de 15 minutos não pode ultrapassar a demanda contratada. Caso ocorra a ultrapassagem, a concessionária cobrará a multa com base no maior valor registrado. De acordo com o tipo de consumidor, existe uma tolerância sobre o valor de demanda contratada para que não haja cobrança de multas, conforme definido na Resolução 456 de 29 de novembro de 2000, Art. 2°, § VIII:

5%, para as unidades cuja tensão de fornecimento seja maior ou igual a 69 kV (tarifa azul);
10%, para as unidades cuja tensão de fornecimento seja menor que 69 kV e no mês de faturamento, a demanda para fora de ponta (tarifa azul) e a demanda (tarifa verde), sejam superiores a 100 kW;
20%, para as unidades atendidas com tensão inferior a 69 kV, e no mês de faturamento, a demanda fora de ponta (tarifa azul) e demanda (tarifa verde) de 50 a 100 kW.

Controle de demanda

Segundo F.S Ozur (2011), O controlador de demanda é um equipamento eletrônico que tem como função principal manter a demanda de energia ativa de uma unidade consumidora, dentro de valores limites pré-determinados, atuando, se necessário, sobre alguns parte dos Controladores de Demanda controla também o fator de potência e o consumo de energia. Controlar a demanda é fundamental, não só para o consumidor diminuir seus custos com energia elétrica, mas também para a concessionária que necessita operar de forma bem dimensionada evitando interrupções ou má qualidade de fornecimento.

Exemplo de controlador de demanda

Os controladores de demanda ST8500C foram desenvolvidos pela Alfacomp para, através do monitoramento contínuo e do gerenciamento adequado de cargas, manterem a potência elétrica dentro de limites pré-estabelecidos.

A programação e operação dos equipamentos é bem simples, pois os mesmos são compatíveis com outras ferramentas importantes, como interfaces de medidores de energia padrão, segundo a norma ABNT NBR14522.

Além disso, o ST8500C mede e registra diversas grandezas elétricas (memória para 30 dias de registros), oferecendo ao usuário um exame completo do sistema de energia da sua instalação. Também é possível utilizar o equipamento em conjunto com o software ST-Conecta (software que acompanha o produto), que permite maximizar a análise e o gerenciamento dos dados.

Mais do que simples controladores de demanda de potência, os equipamentos ST8500C constituem poderosos sistemas de gerenciamento de energia elétrica.

Princípio de funcionamento

Os controladores ST8500C recebem informações contínuas da potência da carga por meio da interface serial de usuário, opto-acoplada, padronizada através da norma NBR14.522 (ABNT), disponível em medidores eletrônicos de potência. As informações, no modelo com TC´s, podem ser repassadas via conexão do barramento elétrico, com o uso de transformadores de corrente (TC X/5) e sinais de tensão. A demanda de energia elétrica da carga é calculada através de algoritmos matemáticos.

Conforme a necessidade, ou seja, sempre que a demanda projetada ficar acima do set-point, os controladores ST8500C desativam uma ou mais cargas, promovendo a sua correção. Da mesma forma, toda vez que a demanda projetada ficar abaixo do estipulado, o controlador ativa uma ou mais cargas.

Os controladores ST8500C possuem diversas características que objetivam proteger suas máquinas e equipamentos. Entre essas está o tempo de repouso, que é o tempo programado para evitar que uma carga seja religada logo após seu desligamento – o que pode danificar a máquina e diminuir a vida útil das contactoras (que conectam as cargas à rede elétrica). Os controladores também permitem programar o acionamento e desligamento das cargas com lógica inversa, isto é, desligando a saída do controlador para cargas ativas, evitando paradas por pane do controle.

Inspeção visual

Antes da instalação, proceda a uma cuidadosa inspeção visual para certificar-se de que o produto não apresenta danos causados pelo transporte.

Esquemas elétricos de ligações

Na sequência, as figuras mostram os esquemas de ligação dos controladores ST8500C.

1. Modelo com entrada por TC

2. Modelo com entrada opto-acoplada

Conexões de acionamento

Observações importantes na instalação do equipamento

No modelo com transformadores de corrente (TCs), a relação de transformação deve ser X/5A.
Cada acionamento da contactora deve ser protegido com um fusível individual.
A fiação que mede a tensão deve ser colocada em dutos separados do comando das contactoras com uma distância de, no mínimo, 10 cm.
A fiação também não deve passar nos dutos dos cabos de potência, onde circulará a corrente da carga.
Tome cuidado com a tensão de alimentação e a forma de ligação das contactoras. O fio comum das contactoras deve ser diferente do utilizado
na alimentação do controlador. Lembre que a tensão/corrente máxima de cada saída de acionamento é de 250VAC/5A.
A tensão máxima de alimentação do controlador, que serve para o equipamento trabalhar, é de 270VAC, enquanto a tensão de medição,
usada para cálculos para informação no mostrador, pode ir até 600VAC.
No modelo opto-acoplado é necessário aplicar tensão à entrada de medição para que sejam mostrados, no menu de medidas elétricas,
tanto o parâmetro de tensão como o de corrente. Do contrário, esses dois parâmetros serão zerados.

Atenção!

A alimentação de tensão do ST8500C pode ser de qualquer fonte, desde que se mantenha na faixa de 80 a 270 VCA.

Painel frontal do controlador de demanda

OBS: A iluminação do display do ST8500C (backlight) só é acionada quando uma tecla é pressionada. Caso nenhuma tecla seja pressionada no período de 3 minutos, a iluminação desligará automaticamente.

LEDs indicadores

OK Equipamento ligado
ST Aceso, indica algum alarme ativo
RX Indica canal serial recebendo dados
TX Indica canal serial transmitindo dados

Saiba mais sobre o controlador de demanda ST8500C

REFERÊNCIA

O que é um Controlador de Demanda e porque utilizar na indústria – https://sultech.com.br/2021/04/29/o-que-e-um-controlador-de-demanda-e-porque-utilizar-na-industria/
CONTROLE DE DEMANDA DE ENERGIA DE UM SISTEMA ELÉTRICO INDUSTRIAL – EZEQUIEL COSER – Lajeado, novembro de 2019
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.000, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021”. [Online]. Available: https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/resolucao-normativa-aneel-n-1.000-de-7-de-dezembro-de-2021-368359651. [Acesso em 11 abr 2022].

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Veja como reduzir o espaço ocupado pelos relés no seu painel de automação

Artigo, Produtos, Tutoriais

Se você busca uma forma de reduzir o espaço ocupado pelos relés no painel de automação, apresentamos aqui uma solução simples, funcional e de excelente custo-benefício. Veja o esquemático abaixo. Este dispositivo foi projetado para criar 8 saídas a relé isoladas para utilização com CLPs de saída a transistor em 24 VCC. A montagem vertical […]

Measurement of liquid flow by the electromagnetic method

Article, Sanitation

Electromagnetic flow meters use Faraday’s Law to detect and measure flow. Inside an electromagnetic flow transmitter there is a coil that generates a magnetic field and electrodes that capture the electric field resulting from the movement of the liquid that is under the magnetic field.
According to Faraday’s Law, moving conductive liquids within a magnetic field generates an electromotive force (voltage). In other words, the flow velocity of the liquid moving within the magnetic field generates a proportional electric field. The electric field E is proportional to V x B x D (velocity x magnetic field x diameter).

Electromagnetic flow transmitters have the following characteristics:

They are not affected by temperature, pressure, density, or viscosity of the liquid;
They also detect the flow in liquids contaminated with solids and bubbles;
They do not cause pressure loss;
They use no moving parts and are therefore more reliable;

They cannot be used in liquids that are not conductive.
Conductivity expresses the ease with which the liquid allows electric current to conduct. Conductivity is measured in S/cm (siemens per centimeter). Ordinary tap water has an average conductivity of 100 to 200 μS/cm, mineral water 500 μS/cm or more, and pure water 0.1 μS/cm or less.

The electromagnetic flow transmitter TVE20 allows the flow measurement of liquids in pipes from 10 to 350 millimeters in diameter using the electromagnetic principle based on Faraday’s law.

Main Features

Multi-electrode structure;
High accuracy;
No moving parts;
Wide measurement range;
Power supply: 85 to 265 VAC or 18 to 36 VDC;
It does not obstruct the flow of the measured liquid;
Several flange options;
Several options of operating frequencies;
It allows you to detect the direction of the liquid;
Surge resistant electronics;

Applications

Water and sewage;
Chemical industry;
Food industry;
Agriculture;
Effluent treatment.

Technical specifications of the TVE20 flow transmitter

Size: DN10 to DN350
Medium: Conductive liquids
Media temperature: Class E∠60°C Grade CH∠180°C
Accuracy: 0.25% to 0.5%.
Repeatability: 0.1% to 0.17
Pipe Pressure: 0.6, 1.0, 1.6, 2.5, 4.0, 6.4 MPa (or customer specified)
Display indications: Instantaneous flow rate, totalization, speed, flow rate
Output signals: 4 to 20mA, pulses, RS485, Hart
Power supply: 85 to 265 VAC or 18 to 36 VDC
Converter Type: Integrative
Protection: IP65/IP68
Explosion proof: Ex deibmb IIC T3 ~ 6
Speed: 0.05 to 12 m/s
Coating: PU (DN25 to DN500) / F4 (PTFE) (DN25 to DN1600) / F46 (FEP) (DN10 to DN200) / PFA (DN10 to 30)
Direction of flow: Direct and reverse
Electrode material: 316L, Pt, Ta, Ti, HB, HC, WC
Number of electrodes: 3 to 6 units
Flange material: SS/CS
Alarm (normally open): Empty, excitation, upper and lower limit
Ambient temperature: -30°C to 60°C
Communication protocol: Modbus, Hart

Measuring ranges (m3/h)

DN (mm)	Measuring Range	Accuracy	DN (mm)	Measuring Range	Accuracy
DN10	0,014 a 3,39	0,08 a 2,82	DN300	12,7 a 3052	76 a 2543
DN15	0,03 a 7,63	0,19 a 6,35	DN350	17,3 a 4154	103 a 3461
DN20	0,06 a 13,56	0,33 a 11,34	DN400	22,6 a 5425	1355 a 4521
DN25	0,09 a 21,19	0,52 a 17,66	DN450	28,6 a 6867	171 a 5722
DN32	0,14 a 34,72	0,86 a 29,93	DN500	35,3 a 8478	211 a 7065
DN40	0,23 a 54,25	1,35 a 45,21	DN600	51 a 12208	305 a 10173
DN50	0,35 a 84,78	2,12 a 70,65	DN700	69 a 16616	415 a 13847
DN65	0,6 a 143	3,58 a 119	DN800	90 a 21703	542 a 18086
DN80	0,90 a 217	5,43 a 180	DN900	114 a 27468	686 a 22890
DN100	1,41 a 339	8,48 a 282	DN1000	141 s 33912	847 a 28260
DN125	2,21 a 529	13,25 a 441	DN1200	203 a 48833	1221 a 40694
DN150	3,18 a 763	19,08 a 635	DN1400	277 a 66467	1662 a 55389
DN200	5,65 a 1356	33,91 a 1130	DN1600	361 a 86814	2171 a 72345
DN250	8,83 a 2119	52,99 a 1766	DN1800	457 a 109874	2747 a 91562

Electromagnetic flow transmitter TVE20 dimensions (mm)

DN	H	L	D1	D	n-fd1	C	Pressure
10	160	260	60	90	4-f14	14	PN4.0
15		265	65	95	4-f14	14
20		272	75	105	4-f14	16
25		280	85	115	4-f14	16
32		290	100	140	4-f18	18
40	200	305	110	150	4-f18	18
50		320	125	165	4-f18	20
65		335	145	185	4-f18	20	PN1.6
80		350	160	200	8-f18	20
100	250	370	180	220	8-f18	22
125	250	405	210	250	8-f18	22
150	300	435	240	285	8-f22	24
200	350	495	295	340	12-f22	24
250	400	545	350	395	12-f22	26	PN1.0
300	500	595	400	445	12-f22	26
350	500	630	460	505	16-f22	26
400	600	685	515	565	16-f26	26
450		735	565	615	20-f26	28
500		790	620	670	20-f26	28
600		900	725	780	20-f30	34
700	700	1035	840	895	24-f30	30
800	800	1140	950	1015	24-f33	32
900	900	1245	1050	1115	28-f33	34
1000	1000	135	1160	1230	28-f36	34
25	160	280	100	140	4-f18	24	PN6.4
32	160	290	110	155	4-f22	24
40	200	305	125	170	4-f22	26
50		320	135	180	4-f22	26
65		340	160	205	8-f22	26
80		350	170	215	8-f22	28
100	250	375	200	250	8-f26	30
125	250	415	240	295	8-f30	34
150	300	485	280	345	8-f30	36
200	350	520	345	415	12-f36	42
250	400	570	400	470	12-f36	46
300	500	625	460	530	16-f36	52
350	500	680	525	600	16-f39	56

How to select the electrode material

Electrode	Application	Not suitable for
316L	Domestic water, industrial water, raw water, domestic sewage, light acids, light alkalis, salt water.	Strong acids, strong alkalis.
Hastelloy alloy B	Non-oxidizing acids with concentration less than 10%, Sodium hydroxide with concentration less than 50%, ammonium hydroxide, phosphoric acid, organic acids.	Nitric acid.
Hastelloy C	Compound acids (such as chromic acid solutions and sulfuric acid), oxidizing salts (such as sea water, including CU+++, Fe+++).	Hydrochloric acid.
Titanium	Salts (such as sodium and potassium chlorides, ammonium salts, sodium hypochlorite), potassium hydroxide < 50%, ammonium hydroxide, barium hydroxide, alkaline solutions.	Hydrochloric acid, sulfuric acid, phosphoric acid, hydrofluoric acid, and other reducing acids.
Tantalum	Hydrochloric acid < 40%, sulfuric acid, chlorine dioxide, iron chloride, hypochloric acids, sodium chloride, lead acetate, nitric acid.	Alkaline solutions, hydrofluoric acid.
Platinum gold	Virtually all alkaline solutions.	Aqua regia, ammonium salt.

How to select the lining material

Select according to liquid and temperature.

Coating	Symbol	Performance	Temperature	Application
Rubber	CR	Resistance to high concentrations of acid and basic salts.	≤70oC	Domestic and industrial water, seawater.
PTFE	PTFE	Stable and resistant to boiling liquids, acids, aqua regia, and concentrated alkalis.	≤150oC	Corrosive acids, saline solutions.
Fluorinated ethylene propylene	F46 or FEP	Chemical properties equivalent to F4, tensile strength superior to F4.	≤180oC	Corrosive and saline solutions, negative pressures.
Polyurethane	PU	High wear resistance, not suitable for acids.	≤70oC	Sludge, slurries and other abrasives.

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11 de julho de 2022/0 Comentários/por alfacompbrasil

Medição de vazão de líquidos pelo método eletromagnético

Artigo, Saneamento

Os medidores de vazão eletromagnéticos utilizam a Lei de Faraday para detectar e medir a vazão. Dentro de um transmissor de vazão eletromagnético existe uma bobina que gera um campo magnético e eletrodos que capturam o campo elétrico resultante do movimento do líquido que está sob o campo magnético.
Segundo a Lei de Faraday, movendo líquidos condutivos dentro de um campo magnético, gera-se uma força eletromotriz (voltagem). Ou seja, a velocidade do fluxo do líquido movendo dentro do campo magnético gera um campo elétrico proporcional. O campo elétrico E é proporcional a V x B x D (velocidade x campo magnético x diâmetro).

Os transmissores de vazão eletromagnéticos apresentam as seguintes características:

Não são afetados por temperatura, pressão, densidade ou viscosidade do líquido;
Detectam a vazão também em líquidos contaminados por sólidos e bolhas;
Não causam perda de pressão;
Não utilizam partes móveis e por isso são mais confiáveis;

Não podem ser utilizados em líquidos que não sejam condutivos.
A condutividade expressa a facilidade com que o líquido permite a condução da corrente elétrica. A condutividade é medida em S/cm (siemens por centímetro). A água comum da torneira tem condutividade média de 100 a 200 μS/cm, água mineral de 500 μS/cm ou mais, e água pura de 0.1 μS/cm ou menos.

O transmissor de vazão eletromagnético TVE20 permite a medição da vazão de líquidos em tubulações de 10 a 350 milímetros de diâmetro utilizando o princípio eletromagnético baseado na Lei de Faraday.

Características principais

Estrutura de múltiplos eletrodos;
Alta precisão;
Sem partes móveis;
Ampla faixa de medição;
Alimentação: 85 a 265 VCA ou 18 a 36 VCC;
Não obstrui o fluxo do líquido medido;
Diversas opções de flanges;
Diversas opções de frequências de operação;
Permite detectar a direção do líquido;
Eletrônica resistente a surtos elétricos;

Aplicações

Água e esgoto;
Indústria química;
Indústria de alimentos;
Agricultura;
Tratamento de efluentes.

Especificações técnicas do transmissor de vazão TVE20

Tamanho: DN10 a DN350
Meio: Líquidos condutivos
Temperatura do meio: Classe E∠60°C Grau CH∠180°C
Precisão: 0,25% a 0,5%
Repetibilidade: 0,1% a 0,17%
Pressão da tubulação: 0,6, 1,0, 1,6, 2,5, 4,0, 6,4 MPa (ou especificado pelo cliente)
Indicações do display: Vazão instantânea, totalização, velocidade, taxa de vazão
Sinais de saída: 4 a 20mA, pulsos, RS485, Hart
Alimentação: 85 a 265 VCA ou 18 a 36 VCC
Tipo de conversor: Integrativo
Proteção: IP65/IP68
A prova de explosão: Ex deibmb IIC T3 ~ 6
Velocidade: 0,05 a 12 m/s
Revestimento: PU (DN25 a DN500) / F4 (PTFE) (DN25 a DN1600) / F46 (FEP) (DN10 a DN200) / PFA (DN10 a 30)
Direção do fluxo: Direto e reverso
Material do eletrodo: 316L, Pt, Ta, Ti, HB, HC, WC
Número de eletrodos: 3 a 6 unidades
Material do flange: SS/CS
Alarme (normalmente aberto): Vazio, excitação, limite superior e limite inferior
Temperatura ambiente: -30°C a 60°C
Protocolo de comunicação: Modbus, Hart

Faixas de medição (m3/h)

DN (mm)	Faixa de medição	Precisão	DN (mm)	Faixa de medição	Precisão
DN10	0,014 a 3,39	0,08 a 2,82	DN300	12,7 a 3052	76 a 2543
DN15	0,03 a 7,63	0,19 a 6,35	DN350	17,3 a 4154	103 a 3461
DN20	0,06 a 13,56	0,33 a 11,34	DN400	22,6 a 5425	1355 a 4521
DN25	0,09 a 21,19	0,52 a 17,66	DN450	28,6 a 6867	171 a 5722
DN32	0,14 a 34,72	0,86 a 29,93	DN500	35,3 a 8478	211 a 7065
DN40	0,23 a 54,25	1,35 a 45,21	DN600	51 a 12208	305 a 10173
DN50	0,35 a 84,78	2,12 a 70,65	DN700	69 a 16616	415 a 13847
DN65	0,6 a 143	3,58 a 119	DN800	90 a 21703	542 a 18086
DN80	0,90 a 217	5,43 a 180	DN900	114 a 27468	686 a 22890
DN100	1,41 a 339	8,48 a 282	DN1000	141 s 33912	847 a 28260
DN125	2,21 a 529	13,25 a 441	DN1200	203 a 48833	1221 a 40694
DN150	3,18 a 763	19,08 a 635	DN1400	277 a 66467	1662 a 55389
DN200	5,65 a 1356	33,91 a 1130	DN1600	361 a 86814	2171 a 72345
DN250	8,83 a 2119	52,99 a 1766	DN1800	457 a 109874	2747 a 91562

Dimensões do transmissor de vazão eletromagnético TVE20 (mm)

DN	H	L	D1	D	n-fd1	C	Pressão
10	160	260	60	90	4-f14	14	PN4.0
15		265	65	95	4-f14	14
20		272	75	105	4-f14	16
25		280	85	115	4-f14	16
32		290	100	140	4-f18	18
40	200	305	110	150	4-f18	18
50		320	125	165	4-f18	20
65		335	145	185	4-f18	20	PN1.6
80		350	160	200	8-f18	20
100	250	370	180	220	8-f18	22
125	250	405	210	250	8-f18	22
150	300	435	240	285	8-f22	24
200	350	495	295	340	12-f22	24
250	400	545	350	395	12-f22	26	PN1.0
300	500	595	400	445	12-f22	26
350	500	630	460	505	16-f22	26
400	600	685	515	565	16-f26	26
450		735	565	615	20-f26	28
500		790	620	670	20-f26	28
600		900	725	780	20-f30	34
700	700	1035	840	895	24-f30	30
800	800	1140	950	1015	24-f33	32
900	900	1245	1050	1115	28-f33	34
1000	1000	135	1160	1230	28-f36	34
25	160	280	100	140	4-f18	24	PN6.4
32	160	290	110	155	4-f22	24
40	200	305	125	170	4-f22	26
50		320	135	180	4-f22	26
65		340	160	205	8-f22	26
80		350	170	215	8-f22	28
100	250	375	200	250	8-f26	30
125	250	415	240	295	8-f30	34
150	300	485	280	345	8-f30	36
200	350	520	345	415	12-f36	42
250	400	570	400	470	12-f36	46
300	500	625	460	530	16-f36	52
350	500	680	525	600	16-f39	56

Como selecionar o material do eletrodo

Eletrodo	Aplicação	Não adequado para
316L	Água doméstica, água industrial, água bruta, esgoto doméstico, ácidos leves, alcalinos leves, água salgada.	Ácidos fortes, alcalinos fortes.
Hastelloy alloy B	Ácidos não oxidantes com concentração menor que 10%, hidróxido de Sódio com concentração menor que 50%, hidróxido de amônia, ácido fosfórico, ácidos orgânicos.	Ácido nítrico.
Hastelloy C	Ácidos compostos (como soluções de ácido de cromo e ácido sulfúrico), sais oxidantes (como água do mar, incluindo CU+++, Fe+++).	Ácido hidro clorídrico.
Titânio	Sais (como cloretos de sódio e de potássio, sais de amônia, hipoclorito sódico), hidróxido de potássio < 50%, hidróxido de amônia, hidróxido de bário, soluções alcalinas.	Ácido clorídrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico, ácido hidro fluorídrico e outros ácidos redutores.
Tântalo	Ácido hidro clorídrico < 40%, ácido sulfúrico, dióxido de cloro, cloreto de ferro, ácidos hipoclóricos, cloreto de sódio, acetato de chumbo, ácido nítrico.	Soluções alcalinas, ácido hidro fluorídrico.
Ouro platina	Praticamente todas as soluções alcalinas.	Água régia, sal de amônia.

Como selecionar o material do revestimento

Selecionar de acordo com o líquido e a temperatura.

Revestimento	Símbolo	Desempenho	Temperatura	Aplicação
Borracha	CR	Resistência à altas concentrações sais ácidos e básicos.	≤70^oC	Água doméstica e industrial, água do mar.
PTFE	PTFE	Estável e resistente à líquidos em ebulição, ácidos, água régia e alcalinos concentrados.	≤150^oC	Ácidos corrosivos, soluções salinas.
Propileno etileno fluorado	F46 ou FEP	Propriedades químicas equivalentes as do F4, resistência a tração superior à do F4.	≤180^oC	Soluções corrosivas e salina, pressões negativas.
Poliuretano	PU	Alta resistência ao desgaste, não adequado para ácidos.	≤70^oC	Lama, polpas e outros abrasivos.

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11 de julho de 2022/0 Comentários/por alfacompbrasil

Protect the PLC’s 4 to 20 mA analog inputs from surges-edit

Article, Products, Tutorials

Do you know how the PLC’s 4 to 20 mA analog inputs work and why they are so sensitive?

This article addresses this and proposes a simple solution to protect the 4 to 20 mA analog inputs of the PLC.

How the PLC’s 4 to 20 mA analog inputs work

Most 4 to 20 mA inputs in CLPs have a resistor of about 150 to 200 ohms at their input. See below for a typical circuit.

In the example in the picture above, we show a hydrostatic level transmitter.

This type of sensor is widely used to measure the water level in reservoirs belonging to the municipal water supply system.

The hydrostatic level transmitter works submerged, and because it is in direct contact with water, it is a path for electrical surges that normally enter the network and seek ground.

When a hydrostatic level sensor burns out due to a surge, it often ceases to function as a 4 to 20 mA regulator and delivers the unrestricted 24 V at the output.

Whether it is a hydrostatic level transmitter, a pressure sensor, or any other field instrument that, instead of delivering a 4 to 20 mA current, delivers the 24 V of the supply directly to the analog input, this will damage the analog input by the excess voltage and current.

What happens when the sensor shorts out and supplies the 24 V, with no current limit, to the 4 to 20 mA analog input?

Let’s say that the analog input is provided with a 200 ohms resistor. The current over the resistor will be:

I = 24V / 200 ohms = 120 mA and the Power over the resistor P = 24 V x 120 mA = 2.88 W

The resistors used in the analog inputs of the CLP are not sized to withstand this power and fatally burn out.

Solution to protect the analog input against excess current

The solution is simple; we need a voltage limiter and a current limiter working together.

As a voltage limiter we use the TVS diode and as a current limiter we use the PTC thermistor.

Using the solution presented, when the field sensor is shorted, and the 24 V from the source goes straight through, the TVS diode will conduct, limiting the voltage at the analog input to 6 V.

The current on the PTC thermistor trying to exceed 50 mA will cause the PTC to heat up and change its original resistance from about 2 ohms to a resistance that limits the current to 50 mA.

In the case of the circuit shown, the resistance of the PTC will change to about: R = (24 V – 6 V) / 50 mA = 360 ohms.

Over the 200 ohms resistor of the analog input the resulting voltage will be 6 V, and the current 30 mA, resulting in a maximum power of 180 mW, which is not enough to damage the component.

The thermistor works like a resettable fuse, because after the replacement of the damaged (shorted) sensor, and having ceased the excessive current, the PTC will cool down and return to having only 2 ohms of resistance.

The PTC selected is of a type specially designed for overcurrent protection. The Resettable Fuses – Multifuse® PPTC line from Bourns is an example of such components.

The TVS diode is a fast diode specially designed to absorb surge voltages and is widely used in SPD (Surge Protection Device) circuits.

Complete protective circuit for analog 4 to 20 mA PLC inputs

We now present a complete circuit of an SPD for the protection of 4 to 20 mA inputs.

The circuit presented protects not only the analog channel, but also the 24 V supply that is provided to the field sensor.

The protection is in three stages, by means of the three types of surge suppressors:

Gas spark gap;
Metal oxide varistor;
TVS diode.

The inductors that separate each stage of the protection help to delay and dampen the surge.

SPD PCB for analog inputs 4 to 20 mA

QTY DESCRIPTION

4 CN1, CN2 – AKZ-700 – 2
1 D1 – P6KE30A (TVS)
1 D2 – P6KE6A (TVS)
1 F1 – Resetable fuse (PTC) 50 mA
1 F2 – 50 mA resettable fuse (PTC)
4 L1, L2, L3, L4 – Inductor 100uH
2 RV1, RV2 – S10K30 (Varistor)
2 SA1, SA2 – 75V (spark gap)
1 Spacer 15 mm
1 RS75 Female Foot
1 RS75 Male Foot
1 SS2701 PCB

Request additional information or a quote for the Analog Input Protector

The module SS2702 module is an analog channel protector against electrical surges caused by over-voltages in the field wiring. Assembled in printed circuit board and housed in a plastic DIN-rail mount, the module incorporates five surge protection circuits, one to prevent surges from damaging the 24V power supply circuit and the other four for protecting analog channels. Each circuit is fitted with a fuse, gas spark gap, metal oxide varistor, suppressor diode, and inductors. The module replaces, with advantages in cost, space, and assembly time, an arrangement of four protectors, five fuses, and sixteen terminal blocks. One of the product’s differentials is the fact that it is the only one in the market equipped with resettable fuses (PTC).

Learn More

27 de junho de 2022/0 Comentários/por alfacompbrasil

Proteja as entradas analógicas 4 a 20 mA do CLP contra surtos-edit

Artigo, Produtos, Tutoriais

Você sabe como funcionam as entradas analógicas 4 a 20 mA do CLP e o motivo pelo qual as mesmas são tão sensíveis?

Este artigo trata disso e propõe uma solução simples para proteger as entradas analógicas de 4 a 20 mA do CLP.

Como funcionam a entradas analógicas 4 a 20 mA do CLP

A maioria das entrada 4 a 20 mA dos CLPs de mercado possuem um resistor de cerca de 150 a 200 ohms em sua entrada. Veja abaixo um circuito típico.

No exemplo da figura acima, mostramos um transmissor hidrostático de nível.

Esse tipo de sensor é muito utilizado para medir nível de água em reservatórios pertencentes ao sistema de abastecimento de água municipal.

O transmissor hidrostático de nível trabalha submerso e, por estar em contato direto com a água, é um caminho para surtos elétricos que normalmente entram pela rede e buscam a terra.

Quando um sensor hidrostático de nível queima por surto, com frequência deixa de funcionar como regulador de 4 a 20 mA e entrega na saída os 24 V sem limitação.

Seja um transmissor hidrostático de nível, um sensor de pressão, ou qualquer outro instrumento de campo que, ao invés de entregar uma corrente de 4 a 20 mA, entrega os 24 V da alimentação diretamente à entrada analógica, isso irá danifica a entrada analógico pelo excesso de tensão e corrente.

O que acontece quando o sensor entra em curto e fornece os 24 V, sem limite de corrente, à entrada analógica 4 a 20 mA?

Digamos que a entrada analógica é dotada de um resistor de 200 ohms. A corrente sobre o resistor será:

I = 24V / 200 ohms = 120 mA e a Potência sobre o resistor P = 24 V x 120 mA = 2,88 W

Os resistores utilizados nas entrada analógica dos CLP não são dimensionados para suportar essa potência e fatalmente queimam.

Solução para proteger a entrada analógica contra o excesso de corrente

A solução é simples; precisamos de um limitador de tensão e de um limitador de corrente trabalhando em conjunto.

Como limitador de tensão utilizamos o diodo TVS e como limitador de corrente utilizamos o termistor PTC.

Utilizando a solução apresentada, quando o sensor de campo entra em curto, e os 24 V da fonte passam direto, o diodo TVS irá conduzir, limitando em 6 V a tensão na entrada analógica.

A corrente sobre o termistor PTC ao tentar ultrapassar os 50 mA fará o PTC aquecer e alterar sua resistência original de cerca de 2 ohms para uma resistência que limita a corrente em 50 mA.

No caso do circuito apresentado, a resistência do PTC irá alterar para cerca de: R = (24 V – 6 V) / 50 mA = 360 ohms.

Sobre o resistor de 200 ohms da entrada analógica a tensão resultante será de 6 V, e a corrente de 30 mA, resultando em uma potência máxima de 180 mW, que não é suficiente para danificar o componente.

O Termistor funciona como um fusível rearmável, pois após a substituição do sensor danificado (em curto), e tendo cessada a corrente excessiva, o PTC irá esfriar e voltar a ter apenas 2 ohms de resistência.

O PTC selecionado é do tipo especialmente desenvolvido para proteção contra sobre corrente. A linha Resettable Fuses – Multifuse® PPTC da Bourns é um exemplo desses componentes.

O diodo TVS é um diodo rápido especialmente desenvolvido para absorver surtos de sobretensão e muito utilizado em circuitos DPS (Dispositivo de Proteção Contra Surtos).

Circuito protetor completo para entradas analógicas 4 a 20 mA de CLP

Apresentamos agora um circuito completo de um DPS para a proteção de entradas 4 a 20 mA.

O circuito apresentado protege não só canal analógico, mas também a alimentação 24 V que é fornecida ao sensor de campo.

A proteção se dá em três estágios, por meio dos três tipos de supressores de sobretensão:

Centelhador a gás;
Varistor de óxido metálico;
Diodo TVS.

Os indutores que separam cada etapa da proteção ajudam a retardar e amortecer o surto.

Circuito impresso do DPS para entradas analógicas 4 a 20 mA

QTD DESCRIÇÃO

4 CN1, CN2 – AKZ-700 – 2
1 D1 – P6KE30A (TVS)
1 D2 – P6KE6A (TVS)
1 F1 – Fusível rearmável (PTC) 50 mA
1 F2 – Fusível rearmável (PTC) 50 mA
4 L1, L2, L3, L4 – Indutor 100uH
2 RV1, RV2 – S10K30 (Varistor)
2 SA1, SA2 – 75V (centelhador a gás)
1 Espaçador 15 mm
1 Pé Fêmea RS75
1 Pé Macho RS75
1 PCI SS2701

Solicite informações adicionais ou uma cotação do protetor de entradas analógicas

O módulo SS2702 constitui um protetor de canais analógicos contra surtos elétricos causados por sobre tensões na fiação de campo. Montado em circuito impresso e alojado em suporte plástico para fixação em trilho DIN, o módulo incorpora cinco circuitos de proteção contra surtos, sendo um para evitar que surtos danifiquem o circuito de alimentação em 24V e os outros quatro para proteção de canais analógicos. Cada circuito é dotado de fusível, centelhador a gás, varistor de óxido metálico, diodo supressor e indutores. O módulo substitui com vantagens de custo, espaço e tempo de montagem, um arranjo de quatro protetores, cinco fusíveis e dezesseis bornes. Um dos diferenciais do produto é o fato de ser o único do mercado dotado de fusíveis rearmáveis (PTC).

Saiba mais

27 de junho de 2022/0 Comentários/por alfacompbrasil

ASSEMAE’s Congress and National Sanitation Fair 2022

News, Sanitation, Uncategorized

ASSEMAE – National Association of Municipal Sanitation Services

ASSEMAE is a non-governmental, non-profit organization, created in 1984. The Entity seeks to strengthen and develop the administrative, technical, and financial capacity of municipal sanitation services responsible for water supply, sewage, solid waste management, and urban drainage systems. Learn More

50TH NATIONAL SANITATION CONGRESS OF ASSEMAE

ASSEMAE’s 50th CNSA took place in Porto Alegre from May 9 to 13, 2022 and discussed perspectives for the regionalization of sanitation. Law 14.026/2020 was analyzed by experts from different institutions. On Wednesday (11/5), about three hundred participants in ASSEMAE’s 50th National Sanitation Congress (CNSA) followed a debate that brought together guests to discuss the regionalization model of basic sanitation foreseen in Law 14.026/2020. Learn More

ASSEMAE’s congress schedule

See here the papers presented at ASSEMAE’s congress.

ASSEMAE’s Sanitation Fair

The fair was structured with 54 exhibition stands. See here the exhibiting companies.

Alfacomp at ASSEMAE’s Sanitation Fair

Alfacomp was present at ASSEMAE’s Sanitation Fair, presenting the new technologies for automation and telemetry of sanitation.

Alfacomp presented WATER AND WATERSEWAGE TELEMETRY with LoraWan

It is an electronic automation, monitoring, and control system for water and sewage reservoirs and pumping stations, WTPs (Water Treatment Plants), WTPs (Sewage Treatment Plants), and other points of interest such as Boosters (Pressurization Stations), VRPs (Pressure Regulator Valves), and pressure and flow measurement points in the treated water distribution network. All the control takes place in the CCO (Control and Operation Center).

LoraWan technology in sanitation telemetry

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-0.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-0.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″>

Why deploy telemetry with LoraWan?

In a municipality without a telemetry system, it is the population that notifies the water and sewage company when a supply failure occurs.

The automation and telemetry system with LoraWan is required for:

Guarantee the supply of the population;
Monitor in real time the operation of pumping stations, reservoirs, flow meters, and other electrical and hydraulic devices in the system;
Store and present historical data on the quality of supply;
Alarming leaks, operating failures, equipment failures, intrusions, abnormal values of levels, pressures and flows;
Prevent and minimize losses;
In short, to guarantee the quality of the services provided.

What is LoraWan technology?

LoRa is a wireless technology, just like Wi-Fi, LTE, NB-IoT, and others. Its potential is infinite and it was created for its application in IoT. LoRa derives from(Long Rangewireless communication). Among many of its advantages is the wide coverage range and low power consumption it provides. It is the perfect choice for solutions that require low data bandwidth and long-lasting standalone operation, as is the case with sanitation telemetry.

What is LoraWAN?

LoraWAN
is the network protocol that uses Lora technology. This protocol is the top layer of LoRa communication, and uses Media Access Control (MAC). LoraWAN is the software layer that defines how connected devices use LoRa technology.
LoraWAN
defines message formats and how messages are exchanged between network components.

How does telemetry work in sanitation with LoraWan technology?

The telemetry system is composed of remote units and a CCO (Control and Operation Center.

Equipped with computers and monitors, the CCO allows the operation team to supervise and control the operation of the entire municipal water supply system. From the operation center, it is possible to automatically and manually control the operation of elevators, reservoirs, boosters, valves, gates, macro flow meters, and any other electromechanical device. All communication is via radio.

The communication between the remote units and the CCO is done by applying Lora gateways that transmit and receive data from the cloud
LoraWAN cloud
cloud, through public or private communication hubs.

Remote reservoir telemetry unit with LoraWan

The most usual way to guarantee the water supply in a neighborhood or region of a municipality is to build reservoirs on elevated points in the area, or to build elevated reservoirs when the region is flat. The water is conveyed to the consumption points by gravity and the municipal supply system’s mission is to keep the reservoirs supplied.

LoraWan technology in sanitation telemetry

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-2.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-2.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″ data-recalc-dims=”1″>

Lift Telemetry Remote Unit with LoraWan

It is the water lifting station ‘s job to keep the reservoir supplied. To do so, the reservoir level information must be transmitted to the elevator so that it, in turn, commands the operation of the motor-pump groups in order to keep the reservoir level within the predefined operation levels.

The level information of each reservoir is passed to its respective pumping station by the radio communication system, centralized in the
CCO
.

In this type of configuration the reservoir will have two levels(set points) predefined by the operation:

Start level: The on level is lower than the off level and is that level, which when reached, indicates to the lift control logic that the pump motor group should be turned on.
Off Level: The off level is higher than the on level and is that level, which when reached, indicates to the lift control logic that the pump motor group should be turned off.

LoraWan technology in sanitation telemetry

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-1.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-1.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″ data-recalc-dims=”1″>

The figure above shows a typical topology of a treated water lift in a municipal treated water distribution system. The diagram shows the basic components of a lift consisting of two pump sets, main and standby, and also shows the reservoir supplied by this lift, which may be kilometers away from the lift.

Telemetry panel with LoraWan

The following figure shows an example of a remote telemetry unit used in lift station and reservoir automation.

Charging Fountain
FC2063
;
LoraWan RAK7431 radio modem
;
Haiwell PLC
model AT12M0T with 4 DI, 4 SD, 2EA, and 2 SA;

LoraWan technology in sanitation telemetry

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-3.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-3.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″ data-recalc-dims=”1″>

Other important sanitation fairs

FENASAN – National Fair of Sanitation and Environment

ABES – Associação Brasileira de Engenharia Sanitária e Ambiental – Courses and Events Calendar

ASSEMAE – Associação Nacional dos Serviços Municipais de Saneamento

ASSEMAE é uma organização não governamental sem fins lucrativos, criada em 1984. A Entidade busca o fortalecimento e o desenvolvimento da capacidade administrativa, técnica e financeira dos serviços municipais de saneamento responsáveis pelos sistemas de abastecimento de água, esgotamento sanitário, manejo dos resíduos sólidos e drenagem urbana. Saiba mais

50º CONGRESSO NACIONAL DE SANEAMENTO DA ASSEMAE

O 50º CNSA da ASSEMAE aconteceu em Porto Alegre de 9 a 13 de maio de 2022 e discutiu perspectivas da regionalização do saneamento básico. A lei 14.026/2020 foi analisada por especialistas de diferentes instituições. Cerca de três centenas de inscritos no 50º Congresso Nacional de Saneamento da ASSEMAE (CNSA) acompanharam na quarta-feira (11/5) um debate que reuniu convidados para debater o modelo de regionalização do saneamento básico previsto na Lei 14.026/2020. Saiba mais

Programação do congresso da ASSEMAE

Veja aqui os trabalhos apresentados no congresso da ASSEMAE.

Feira de saneamento da ASSEMAE

A feira foi estruturada com 54 estandes de exposição. Veja aqui as empresas expositoras.

Alfacomp na Feira de Saneamento da ASSEMAE

A Alfacomp esteve presente na Feira de Saneamento da ASSEMAE, apresentando as novas tecnologias para a automação e telemetria do saneamento.

A Alfacomp apresentou a TELEMETRIA DE ÁGUA E ESGOTO com LoraWan

Trata-se de um sistema eletrônico de automação, monitoração e controle dos reservatórios e estações elevatórias de água e esgoto, ETAs (Estações de Tratamento de Água), ETEs (Estações de Tratamento de Esgoto) e demais pontos de interesse como Boosters (Estações de Pressurização), VRPs (Válvulas Reguladoras de Pressão) e pontos de medição de pressão e vazão da rede de distribuição de água tratada. Todo o controle se dá no CCO (Centro de Controle e Operação).

A tecnologia LoraWan na telemetria do saneamento

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-0.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-0.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″>

Por que implantar a telemetria com LoraWan?

Em um município sem sistema de telemetria, é a população que avisa a companhia de água e esgoto quando ocorre uma falha no abastecimento.

O sistema de automação e telemetria com LoraWan é necessário para:

Garantir o abastecimento da população;
Monitorar em tempo real o funcionamento de estações elevatórias, reservatórios, medidores de vazão e demais dispositivos elétricos e hidráulicos do sistema;
Armazenar e apresentar dados históricos sobre a qualidade do abastecimento;
Alarmar vazamentos, falhas de operação, falhas de equipamentos, intrusões, valores anormais de níveis, pressões e vazões;
Prevenir e minimizar perdas;
Enfim, garantir a qualidade dos serviços prestados.

O que é a tecnologia LoraWan?

LoRa é uma tecnologia sem fio, assim como o Wi-Fi, LTE, NB-IoT, entre outras. Seu potencial é infinito e foi criado para sua aplicação em IoT. LoRa deriva de (Long Range wireless communication) – Comunicação sem fio de longo alcance. Entre muitas de suas vantagens está a ampla faixa de cobertura e o baixo consumo de energia que proporciona. É a opção perfeita para soluções que requerem baixa largura de banda de dados e operação autônoma de longa duração, como é o caso da telemetria do saneamento.

O que é LoraWAN?

LoraWAN é o protocolo de rede que utiliza a tecnologia Lora. Esse protocolo é a camada superior da comunicação LoRa, e utiliza Media Access Control (MAC). LoraWAN é a camada de software que define como os dispositivos conectados usam a tecnologia LoRa. LoraWAN define os formatos de mensagem e a forma como as mensagens são trocadas entre os componentes da rede.

Como funciona a telemetria do saneamento com a tecnologia LoraWan?

O sistema de telemetria é composto por unidades remotas e por um CCO (Centro de Controle e Operação.

Dotado de computadores e monitores, o CCO permite que a equipe de operação supervisione e controle o funcionamento de todo o sistema de abastecimento de água do município. Do centro de operações é possível comandar de forma automática e manual o funcionamento de elevatórias, reservatórios, boosters, válvulas, comportas, macro medidores de vazão e qualquer outro dispositivo eletromecânico. Toda a comunicação se dá via rádio.

A comunicação entre as unidades remotas e CCO se pela aplicação de gateways Lora que transmitem e recebem dados da nuvem LoraWAN, através de concentradores de comunicação públicos ou privados.

Unidade remota de telemetria de reservatório com LoraWan

A forma mais usual para garantir o abastecimento de água em um bairro ou região de um município consiste em construir reservatórios em pontos elevados da área atendida, ou construir reservatório elevados quando a região é plana. A água é conduzida aos pontos de consumo por gravidade e o sistema de abastecimento municipal tem como missão, manter os reservatórios abastecidos.

A tecnologia LoraWan na telemetria do saneamento

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Unidade remota de telemetria de elevatória com LoraWan

Cabe à estação elevatória de água a função de manter o reservatório abastecido. Para tanto, a informação do nível do reservatório deve ser transmitida à elevatória para que essa, por sua vez, comande o funcionamento dos grupos moto bombas de maneira a manter o reservatório sempre com o nível dentro dos níveis predefinidos de operação.

A informação de nível de cada reservatório é repassada à sua respectiva estação elevatória pelo sistema da comunicação via rádio, centralizado no CCO.

Nesse tipo de configuração o reservatório terá dois níveis (set points) pré-definidos pela operação:

Nível de liga: O nível de liga é mais baixo que o nível de desliga e é aquele nível, que quando atingido, indica para a lógica de comando da elevatória que o grupo moto-bomba deve ser ligado.
Nível de desliga: O nível de desliga é mais alto que o nível de liga e é aquele nível, que quando atingido, indica para a lógica de comando da elevatória que o grupo moto-bomba deve ser desligado.

A tecnologia LoraWan na telemetria do saneamento

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-1.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-1.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″ data-recalc-dims=”1″>

A figura acima apresenta uma topologia típica de uma elevatória de água tratada de um sistema de distribuição de água tratada municipal. O diagrama mostra os componentes básicos de uma elevatória composta por dois conjuntos moto bomba, principal e reserva, e apresenta também o reservatório abastecido por essa elevatória, que pode estar distante quilômetros da elevatória.

Painel de telemetria com LoraWan

A figura a seguir mostra um exemplo de unidade remota de telemetria utilizada na automação da estação elevatória e reservatórios.

Fonte carregadora FC2063;
Rádio modem LoraWan RAK7431;
CLP Haiwell modelo AT12M0T com 4 ED, 4 SD, 2EA e 2 SA;

A tecnologia LoraWan na telemetria do saneamento

” data-image-caption=”” data-medium-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-3.png?fit=300%2C300&ssl=1″ data-large-file=”https://i0.wp.com/alfacomp.net/wp-content/uploads/2022/04/Telemetria-com-LoraWan-3.png?fit=1030%2C1030&ssl=1″ data-recalc-dims=”1″>

Outras feiras importante do saneamento

FENASAN – Feira Nacional de Saneamento e Meio Ambiente

ABES – Associação Brasileira de Engenharia Sanitária e Ambiental – Agenda de Cursos e Eventos

O que é a pitometria?

A Pitometria é uma técnica de medição de vazão em tubulações através da medição da pressão diferencial. A técnica leva o nome do físico Henri Pitot que desenvolveu um instrumento chamado Tubo de Pitot.

Como funciona o Tubo de Pitot na medição de vazão?

O Tubo de Pitot, também conhecido como sonda pitot, é um dispositivo de medição de fluxo usado para medir a velocidade do fluxo de um fluido. O tubo de pitot foi inventado pelo engenheiro francês Henri Pitot no início do século 18 e foi modificado para sua forma moderna em meados do século 19 pelo cientista francês Henry Darcy. É amplamente utilizado para determinar a velocidade do ar de uma aeronave, a velocidade da água de um barco e para medir as velocidades de fluxo de líquido, ar e gás em aplicações industriais.

O tubo Pitot básico consiste em um tubo que aponta diretamente para o fluxo de fluido. Como este tubo contém fluido (vermelho), uma pressão pode ser medida; o fluido em movimento é colocado em repouso (estagna), pois não há saída para permitir que o fluxo continue. Essa pressão é a pressão de estagnação do fluido, também conhecida como pressão total ou (particularmente na aviação) a pressão de Pitot.

A diferença (3) entre as duas alturas do fluido vermelho é proporcional à velocidade do líquido transportado na tubulação, e, consequentemente, é proporcional a vazão. A velocidade do líquido transportado é calculada segundo as equações de Bernoulli.

A importância da Pitometria para o saneamento

Por razões técnicas e econômicas, a medição precisa das vazões de água em tubulações de grande diâmetro é um desafio para as empresas de abastecimento de água que diariamente precisam produzir, transportar e distribuir quantidades crescentes deste produto. É também um estímulo para os fabricantes de medidores de vazão que são solicitados a oferecer soluções para essa demanda metrológica progressivamente desafiadora.

Nas últimas décadas, com base no desenvolvimento de sensores, processadores eletrônicos de sinais e softwares, foi possível testemunhar o surgimento de novas tecnologias de medição de vazão de água para essas aplicações, como os medidores eletromagnéticos full bore amplamente utilizados, os medidores de vazão ultrassônicos de tempo de trânsito e os medidores de inserção eletromagnéticos e térmicos que se propõem a substituir os antigos medidores de pressão diferencial, como o conhecido tubo de Venturi e suas diversas variações construtivas. Esses desenvolvimentos foram induzidos pela necessidade de automação e controle dos processos de medição de vazão de água associada à necessidade de melhorar a confiabilidade dos resultados da medição de vazão.

Apesar do processo natural de modernização dos sistemas de medição de vazão utilizados pelas empresas de água, o que ocorre na prática é uma série de questões decorrentes da aplicação dessas novas tecnologias em tais situações. Vale destacar os seguintes tópicos:

A questão da recalibração dos medidores de vazão dentro da periodicidade estabelecida na regulamentação metrológica ainda permanece sem solução. A remoção de um medidor de vazão de grande diâmetro total de seu local de operação no campo e seu envio para um laboratório de calibração é, na maioria dos casos, técnica e economicamente impraticável;
Os sistemas de aquisição e tratamento de sinal nesses medidores utilizam eletrônica e software proprietários que são difíceis de serem auditadas e validadas sob a ótica da metrologia legal, transparência e confiabilidade dos resultados da medição de vazão;
Devido às grandes dimensões das tubulações, alguns tipos de medidores de vazão utilizam a técnica de amostragem de vazão velocidades apenas em um ponto específico na seção transversal do tubo ou apenas em um ou dois caminhos através do fluxo, inferir a vazão de água com base nessa amostra de velocidade de vazão, simplesmente desprezando a possibilidade de ocorrência de escoamentos com perfis de velocidade assimétricos ou com presença de vórtices de turbulência;
Os critérios considerados pelos usuários na implantação de um sistema de medição de água em grandes adutoras muitas vezes consideram apenas os custos do investimento inicial, sem avaliar os custos de operação do medidor, sem garantir a disponibilidade de peças de reposição e serviços de assistência técnica e sem garantir a rastreabilidade metrológica dos resultados de medição durante os muitos anos de operação do medidor.

Técnica de pitometria

Considerando as questões preocupantes apresentadas anteriormente, o Laboratório de Fluxo de Fluidos do IPT-Instituto de Pesquisas Tecnológicas no Brasil, desenvolveu uma metodologia para medição de fluxo de água em grandes tubulações baseada na técnica fundamental de pitometria e utilizando o tubo de Pitot tipo Cole para mapear os perfis de velocidade de fluxo nas tubulações.

Tubo de Pitot tipo Cole

Basicamente, o Tubo de Pitot tipo Cole é uma sonda de pressão diferencial projetada por Edward Cole por volta de 1896 e é composto por dois tubos paralelos de aproximadamente 6 mm de diâmetro externo, dobrados a 90º ângulo e orientado opostamente nas extremidades. O tubo de Pitot tipo Cole é mostrado na figura abaixo.

Tubo Pitot tipo Cole

Um bico de pressão está na posição frontal ao caminho de fluxo do líquido e o outro na posição oposta. A ponta frontal para a vazão (ponta A) mede a pressão total e a outra (ponta B) mede a pressão da esteira de vazão, definindo um sinal de pressão diferencial medido por transdutores de pressão e que é proporcional ao quadrado da vazão do liquido.

Conforme mostrado abaixo, na medição das vazões de água em grandes tubulações é comum o uso de um Tubo de Pitot tipo Cole modificado, que possui um pino de segurança localizado entre as pontas para protegê-las de possíveis danos causados por seu impacto contra a parede interna do tubo durante a inserção da sonda.

Tubo de Pitot tipo Cole modificado com um pino de segurança entre as pontas.

Calibração do tubo Pitot tipo Cole

No IPT, os tubos de Pitot do tipo Cole são calibrados usando um túnel de vento aerodinâmico conforme mostrado na figura abaixo.

Tubo Pitot tipo Cole – Calibração no túnel de vento aerodinâmico do Laboratório de Fluxo de Fluidos do IPT

Testes realizados no IPT utilizando um túnel de vento e um grande tanque mostraram que tubos de Pitot tipo Cole podem ser calibrados em fluxos de ar e usados em fluxos de água, desde que respeitada a semelhança do número de Reynolds.

Durante a calibração, o Tubo de Pitot tipo Cole é posicionado na área central da seção de descarga do túnel de vento, evitando as regiões próximas às suas paredes internas. Um tubo de Pitot estático convencional tipo L é usado como sonda de velocidade do ar de referência. Ambos os tubos de Pitot são conectados a transdutores de pressão e dois tubos ascendentes são comparadas sequências de pontos que consistem em dez velocidades de fluxo de ar entre 5 m/s e 36 m/s. Baseado na similaridade dos números de Reynolds, onde

Rewater = Reair

estes limites de velocidade de fluxo de ar correspondem a velocidades de fluxo de água de 0,3 m/s e 2,4 m/s, respectivamente.

O coeficiente de calibração médio recomendado pela literatura para tubos de Pitot convencionais tipo Cole, incluindo correções, é 0,8696. A figura abaixo apresenta um conjunto de medições que são comumente utilizadas por empresas de abastecimento de água no Brasil. Esta figura mostra a dependência do coeficiente de calibração (Cc) do tubo de Pitot tipo Cole com o número de Reynolds de vazão. O número de Reynolds é definido como:

Re = ( V L ) / v

onde V é a velocidade do fluxo do fluido em m/s, L é um comprimento característico, aqui fixado como 1 m, n = 1,004 x 10(6) m/s2 é a viscosidade cinemática da água a 20 °C.

Os resultados mostrados na figura para 5 x 10(5) < Re < 3 x 10(6), correspondem a uma faixa de velocidade de fluxo de água de 0,5 m/s < V < 3,0 m/s. Nesta faixa de velocidade, o coeficiente de calibração do tubo de Pitot tipo Cole varia entre 0,883 para 0,5 m/s e 0,861 para 3,0 m/s com valor médio de 0,867.

Dependência do número de Reynolds do coeficiente de calibração (Cc) dos tubos de Pitot tipo Cole conforme referência

O coeficiente de calibração do tubo de Pitot tipo Cole é obtido usando a seguinte equação:

onde Cs = 0,997 é o coeficiente de calibração do tubo Pitot-estático tipo L usado como padrão, dPs e dPc são, respectivamente, as pressões diferenciais obtidas pelo tubo Pitot-estático tipo L e tubo Pitot tipo Cole .

Perfil de velocidade de fluxo

Para a determinação da vazão de água, a orientação da norma técnica ISO 3966 é seguida para o cálculo da velocidade média de escoamento na seção transversal da tubulação utilizando tubo de Pitot tipo Cole e o método log-linear para o mapeamento das velocidades de escoamento em onze pontos distribuídos ao longo do diâmetro de medição do conduto.

Nas figuras a seguir, respectivamente, os taps de pitometria são mostradas no perímetro externo da tubulação e as onze posições de medição ao longo do diâmetro de medição em relação à dimensão de referência h, cuja numeração inicia no ponto da travessa mais próximo do tap e termina no ponto diametralmente oposto.

Posição dos taps para mapeamento do perfil de velocidade do fluxo ao longo de dois diâmetros dispostos perpendicularmente entre si.

Posições dos pontos de medição de velocidade ao longo da poligonal.

A próxima figura mostra um exemplo de perfil de velocidade de fluxo de água incluindo os onze pontos de medição de velocidade.

Perfil de velocidade de fluxo de água determinado pelo mapeamento das velocidades de fluxo em onze pontos ao longo do diâmetro de medição do conduto.

Cálculo da vazão volumétrica

O caudal volumétrico de água (Q) na tubulação é calculado em função da velocidade média do caudal (V) na secção de medição e da área da secção transversal interna (S) do local de medição. Isso é:

Cc = Coeficiente de calibração do tubo de Pitot tipo Cole;

dPi = Pressão diferencial medida em cada ponto do mapeamento de velocidade, desconsiderando o ponto central no eixo do tubo;

Po = Densidade da água nas condições de medição, considerada igual a 997.043 kg/m³.

A vazão volumétrica de água também pode ser calculada a partir da velocidade de vazão no ponto central da seção de medição (Vc), o fator de velocidade média (VF) e a área da seção transversal interna do local de medição (S). Isso é:

Q = VF × VC × S

Onde:

VF é o fator de cálculo da velocidade média, particular da vazão, e válido exclusivamente para a tubulação específica, com suas singularidades próximas a montante e jusante da estação pitométrica e faixa de números de Reynolds característica. Esta é uma correlação empírica para o cálculo da integral de pressão diferencial medida com o tubo Pitot Cole no ponto central do eixo do tubo.

Esquema de instrumentação da pitometria

A metodologia desenvolvida e aplicada pelo IPT permite o monitoramento do sinal de um medidor de vazão presente em série na mesma tubulação durante o processo de mapeamento do perfil de velocidade, conforme mostrado na figura abaixo. Isso permite realizar simultaneamente a calibração do medidor de vazão e fazer correções de possíveis flutuações de vazão que podem ocorrer durante as medições.

A próxima figura mostra o esquema de instrumentação utilizado para o mapeamento dos perfis de velocidade de escoamento estabelecidos na seção de medição da tubulação.

Esquema da instrumentação utilizada para o mapeamento dos perfis de velocidade de fluxo utilizando a técnica de pitometria.

Estudo de caso de pitometria

Para ilustrar a aplicação do método de medição de vazão de água pela técnica de pitometria em tubulações de grande diâmetro, apresenta-se a seguir um estudo de caso envolvendo a calibração de um sistema de medição de vazão de água.

Descrição da instalação

A figura a seguir mostra o esquema de uma estação de bombeamento de água que opera com duas bombas hidráulicas axiais de mesmo tamanho em paralelo. Na tubulação de descarga de 2232 mm de diâmetro interno, feita em aço, está instalado um medidor de vazão ultrassônico de tempo de transito com dois pares de transdutores que precisavam ter seu desempenho metrológico avaliado.

Esboço da tubulação de descarga da estação de bombeamento, indicando os locais de instalação dos transdutores do medidor de vazão ultrassônico e a estação pitométrica.

As medidas de vazão de água foram realizadas aplicando a técnica de pitometria utilizando dois tubos de Pitot tipo Cole montados perpendicularmente um ao outro e transversalmente ao eixo longitudinal do conduto através de duas conexões especiais de inserção, comumente conhecidas como taps.

Para realizar a calibração da indicação do medidor de vazão ultrassônico da estação de bombeamento, paralelamente à medição da vazão de água com tubos de Pitot, foi realizada a aquisição dos dados da indicação de vazão do medidor ultrassônico. Para isso, foi instalado um registrador de dados em série na saída do sinal elétrico (4 mA a 20 mA) do medidor ultrassônico enviado para o sistema supervisório instalado na sala de controle da estação de bombeamento.

Nos itens a seguir, são apresentados os resultados obtidos no levantamento dos perfis de velocidade de vazão, no monitoramento da vazão da bomba e na calibração do medidor ultrassônico.

Resultados do mapeamento de perfis de velocidade de fluxo

As próximas figuras mostram os gráficos das vazões instantâneas medidas com a técnica de pitometria, em dois diâmetros de 90°, e as vazões indicadas pelo medidor ultrassônico durante as medições realizadas na tubulação de descarga da estação de bombeamento, respectivamente, apenas com a bomba #1 em funcionamento e com as bombas #1 e #2 em paralelo.

Vazões de água medidas pelo medidor ultrassônico versus pitometria, apenas com a bomba nº 1 em operação.

Vazões de água medidas pelo medidor ultrassônico versus pitometria, com as bombas #1 e #2 operando em paralelo.

As próximas figuras mostram as folhas de resultados do mapeamento de pitometria realizado na tubulação de descarga da estação de bombeamento, respectivamente, para o caso de operação somente com bomba #1 e para bombas #1 e #2 operando em paralelo.

Dados pitométricos e perfis de velocidade de vazão na tubulação de descarga da estação de bombeamento operando apenas com a bomba nº 1.

Dados pitométricos e perfis de velocidade de vazão na tubulação de descarga da estação de bombeamento operando com as bombas #1 e #2 em paralelo.

A próxima figura mostra os erros de medição determinados na calibração do medidor de vazão ultrassônico nas duas vazões usuais da estação de bombeamento.

Erros de medição de vazão apresentados pelo medidor ultrassônico.

As informações e dados dos parâmetros medidos registrados durante as medições indicaram que as incertezas associadas aos valores medidos eram da ordem de 2,0 % da vazão de água medida por meio da técnica de pitometria, o que é totalmente compatível com as condições e dificuldades resultante da medição do fluxo de água no campo em uma grande tubulação.

Conclusão

Com base nos bons resultados obtidos em um grande número de aplicações em tubulações de água bruta e tratada junto a empresas de saneamento, a técnica fundamental e auditável da pitometria tem se mostrado uma ferramenta bastante adequada para validação de vazão de água. Ou seja, a técnica de pitometria permite a recalibração dos medidores de vazão dentro da periodicidade estabelecida nas normas metrológicas sem a necessidade de retirar o medidor de vazão de seu local de operação em campo. Além disso, não é necessário conhecer e dominar a tecnologia de aquisição e processamento de sinal utilizada por esses medidores, pois o resultado final do sistema de medição como um todo é validado para garantir a confiabilidade dos resultados da medição de vazão. Da mesma forma, os efeitos da instalação do medidor, as condições do fluxo de água na tubulação e a amostragem da velocidade do fluxo apenas em um ponto específico da seção transversal do tubo (no caso de medidores de velocidade pontual) ou apenas em um ou dois trajetórias através do fluxo (no caso de medidor ultrassônico por tempo de trânsito) são resolvidas. Finalmente, a rastreabilidade metrológica dos resultados de medição pode ser garantida durante os muitos anos de operação do medidor. No entanto, embora as incertezas associadas aos resultados das medições realizadas pela aplicação da técnica de pitometria sejam maiores quando comparadas às obtidas em calibrações de medidores de vazão de água em bancada de laboratório, elas podem ser melhoradas com a padronização técnica da forma e dimensões dos tubos de Pitot, pelo aprimoramento dos métodos de calibração das sondas e pelo uso de técnicas de modelagem matemática de vazão.

Créditos

TAIRA. N.M.; KAWAKITA, K.; RUIZ, V. Pitometry as a validation tool for water flow measurement in large diameter pipelines. Anais do 18th International Flow Measurement Conference – FLOMEKO 2019, Lisboa, Portugal, 26-28 de junho de 2019, p.1-6.

Ultrasonic flowmeter – what it is and how it works

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Medidor de vazão ultrassônico – o que é?

O medidor de vazão ultrassônico mede a velocidade de um fluido com ultrassom para calcular a vazão do líquido. Ele calcula a diferença no tempo de trânsito medido entre os pulsos de ultrassom que se propagam na direção e contra a direção do fluxo ou medindo a mudança de frequência devida ao efeito Doppler.

Medidor de vazão ultrassônico – como funciona?

O medidor ultrassônico de vazão é um tipo de medidor de vazão que mede a velocidade de um fluido com ultrassom para calcular a vazão do líquido. Usando transdutores ultrassônicos, o medidor de vazão pode medir a velocidade média ao longo do caminho de um feixe de ultrassom emitido, calculando a média da diferença no tempo de trânsito medido entre os pulsos de ultrassom que se propagam na direção e contra a direção do fluxo ou medindo a mudança de frequência devida ao efeito Doppler. Os medidores de vazão ultrassônicos são afetados pelas propriedades acústicas do fluido e podem ser afetados pela temperatura, densidade, viscosidade e partículas suspensas. Os medidores de vazão ultrassônicos apresentam ótima relação custo benefício pois não utilizam peças móveis, são fáceis de instalar, não demandam seccionar ou furar a tubulação, e são de fácil manutenção.

Tipos de medidores de vazão ultrassônicos

Existem três tipos diferentes de medidores de vazão ultrassônicos. Os medidores de vazão de transmissão por tempo de transito – intrusivo e clamp-on (não intrusivo). Os medidores de vazão ultrassônicos por efeito Doppler são chamados de medidores de vazão de reflexão ou Doppler. O terceiro tipo é o medidor de vazão de canal aberto.

Medidor de vazão ultrassônico por tempo de trânsito

Os medidores ultrassônicos de vazão medem o tempo de trânsito dos pulsos ultrassônicos que se propagam com e contra a direção do fluxo. Essa diferença de tempo é uma medida para a velocidade média do fluido ao longo do caminho do feixe ultrassônico. Usando os tempos de trânsito absolutos Tup e Tdown, tanto a velocidade média do fluido v quanto a velocidade do som c podem ser calculados. Usando esses dois tempos de trânsito, a distância entre os transdutores de recepção e transmissão L e o ângulo de inclinação α , se assumirmos que o som tem que ir contra o fluxo ao subir e ao longo do fluxo ao retornar para baixo, pode-se escrever as seguintes equações a partir da definição de velocidade:

Somando e subtraindo as equações acima obtemos,

onde v é a velocidade média do fluido ao longo do caminho do som e c é a velocidade do som.

Medidores de vazão ultrassônico por efeito Doppler

Outro método na medição de vazão ultrassônica é o uso do deslocamento Doppler que resulta da reflexão de um feixe ultrassônico em materiais refletivos, como partículas sólidas ou bolhas de ar aprisionadas em um fluido em fluxo, ou a turbulência do próprio fluido, se o líquido está limpo. Os medidores de vazão Doppler são usados para lamas, líquidos com bolhas, gases com partículas refletoras de som.

Este tipo de medidor de vazão também pode ser usado para medir a taxa de fluxo sanguíneo, passando um feixe ultrassônico através dos tecidos, refletindo em uma placa, invertendo a direção do feixe e repetindo a medição, o volume do fluxo sanguíneo pode ser estimado. A frequência do feixe transmitido é afetada pelo movimento do sangue no vaso e, comparando a frequência do feixe a montante versus a jusante, permitindo a medição do fluxo de sangue através do vaso. A diferença entre as duas frequências é uma medida do fluxo de volume real. Um sensor de feixe largo também pode ser usado para medir o fluxo independente da área da seção transversal do vaso sanguíneo.

Medidores de vazão ultrassônico de canal aberto

Neste caso, o elemento ultrassônico está na verdade medindo a altura da água no canal aberto; com base na geometria do canal, o fluxo pode ser determinado a partir da altura. O sensor ultrassônico geralmente também possui um sensor de temperatura porque a velocidade do som no ar é afetada pela temperatura.

TDS-100H Medidor ultrassônico de vazão portátil

O medidor ultrassônico de vazão TDS-100H foi projetado para medir a velocidade do fluido dentro de uma tubulação. Os transdutores são do tipo clamp-on sem contato, o que proporcionará facilidade de instalação, operação e manutenção.

O TDS-100H funciona por tempo de trânsito e utiliza dois transdutores que funcionam como transmissores e receptores ultrassônicos. Os transdutores são fixados na parte externa de um tubo fechado a uma distância específica um do outro. Os transdutores podem ser montados em método V, onde o som atravessa o tubo duas vezes, ou pelo método W, onde o som atravessa o tubo quatro vezes, ou em método Z, onde os transdutores são montados em lados opostos do tubo e o som atravessa o tubo uma vez. Esta seleção do método de montagem depende das características do tubo e do líquido. O medidor de vazão opera transmitindo e recebendo alternadamente uma sequência de emissões de energia sonora modulada em frequência entre os dois transdutores e medindo o tempo de trânsito que leva para o som viajar entre os dois transdutores. A diferença no tempo de trânsito medido está direta e exatamente relacionada à velocidade do líquido na tubulação, conforme mostrado a figura.

Onde:

θ é o ângulo na direção do fluxo
M é o tempo de trânsito do feixe de ultrassom
D é diâmetro da tubulação
Tup é o tempo de trânsito do transdutor upstream até o transdutor downstream
Tdown é o tempo de trânsito do transdutor downstream até o transdutor upstream
ΔT=Tup -Tdown

Módulo principal do medidor de vazão

TDS-100H Medidor ultrassônico de vazão portátil

Transdutores ultrassônicos

Aplicações do medidor de vazão ultrassônico

O medidor de vazão TDS-100H pode ser aplicado em uma ampla gama de medições em tubulações de 20 a 6.000 mm [0,5 a 200 polegadas]. É possível medir a vazão de diversos tipos de líquidos , como: líquidos puros, água potável, produtos químicos, esgoto bruto, água tratada, água de resfriamento, água bruta, efluente, etc. O medidor de vazão não é afetado pela pressão do sistema, sujeira ou desgastes. Os transdutores padrão são classificados para aplicações em até 110 graus centígrados. Temperaturas mais altas podem ser avaliadas sob consulta.

Retentividade dos dados e relógio de tempo real

Todos os valores de configuração inseridos pelo usuário são retidos na memória flash não volátil integrada, que pode armazená-los por mais de 100 anos, mesmo se a energia for perdida ou desligada. Para evitar alterações de configuração inadvertidas ou reinicializações do totalizador, a programação do instrumento é protegida por senha.

O instrumento é dotado de relógio de tempo real que permite acumular valores de vazão instantânea e de volumes totalizados formando um registro de valores no tempo. Ele continua operando enquanto a tensão da bateria for superior a 1,5V. Em caso de falha da bateria, o registro de dados não é garantido. O usuário deve reinserir os valores de tempo adequados caso a bateria fique totalmente esgotada. Um valor de tempo impróprio não afeta outras funções além dos registros no tempo.

Especificações técnicas do produto

Linearidade	0.5%
Repeatibilidade	0.2%
Precisão	+1%
Tempo de resposta	0-999 segundos ( configurável)
Velocidade	+32 m/s
Diâmetro da tubulação	20mm-6000mm
Unidade de medida	Metros, pés, metros cúbicos, litros, pés cúbicos, galões USA, galões Ingleses, Barril de óle, Barril líquido, imperial liquid barrel, milhões de galões, configurável.
Totalizador	7 dígitos, positivo e negativo.
Tipos de líquido	Virtualmente qualquer tipo de líquido
Segurança	Senha de acesso para ajustes.
Display	4×16 para caracteres Inglês, 4×8 para caracteres chineses
Interface serial	RS-232C, baud rate: de 75 a 57600 bps. Protocolo próprio compatível com medidores de vazão FUJI. Outros protocolos sob consulta.
Transdutores	Modelo M1 padrão, outros modelos sob consulta.
Comprimento dos cabos dos trandutores	Padrão 2 x 10 metros.
Fonte de alimentação	3 baterias recarregáveis AAA Ni-H internas. 10 horas de operação. Carregador 100V-240VAC.
Data Logger	Data logger interno para até 2000 registros de dados.
Totalizador manual	Totalizador de 7 dígitos com zeramento pelo teclado.
Material do gabinete	ABS
Dimensões do módulo portátil	100 x 66 x 20 mm
Peso do módulo portátil	514g (1.2 libras) baterias.

Composição do conjunto

O medidor de vazão é fornecido com acessórios e maleta.

O que é a TELEMETRIA DE ÁGUA E ESGOTO com LoraWan?

Trata-se de um sistema eletrônico de automação, monitoração e controle dos reservatórios e estações elevatórias de água e esgoto, ETAs (Estações de Tratamento de Água), ETEs (Estações de Tratamento de Esgoto) e demais pontos de interesse como Boosters (Estações de Pressurização), VRPs (Válvulas Reguladoras de Pressão) e pontos de medição de pressão e vazão da rede de distribuição de água tratada. Todo o controle se dá no CCO (Centro de Controle e Operação).

Por que implantar a telemetria com LoraWan?

Em um município sem sistema de telemetria, é a população que avisa a companhia de água e esgoto quando ocorre uma falha no abastecimento.

O sistema de automação e telemetria com LoraWan é necessário para:

Garantir o abastecimento da população;
Monitorar em tempo real o funcionamento de estações elevatórias, reservatórios, medidores de vazão e demais dispositivos elétricos e hidráulicos do sistema;
Armazenar e apresentar dados históricos sobre a qualidade do abastecimento;
Alarmar vazamentos, falhas de operação, falhas de equipamentos, intrusões, valores anormais de níveis, pressões e vazões;
Prevenir e minimizar perdas;
Enfim, garantir a qualidade dos serviços prestados.

O que é a tecnologia LoraWan?

LoRa é uma tecnologia sem fio, assim como o Wi-Fi, LTE, NB-IoT, entre outras. Seu potencial é infinito e foi criado para sua aplicação em IoT. LoRa deriva de (Long Range wireless communication) – Comunicação sem fio de longo alcance. Entre muitas de suas vantagens está a ampla faixa de cobertura e o baixo consumo de energia que proporciona. É a opção perfeita para soluções que requerem baixa largura de banda de dados e operação autônoma de longa duração, como é o caso da telemetria do saneamento.

O que é LoraWAN?

LoraWAN é o protocolo de rede que utiliza a tecnologia Lora. Esse protocolo é a camada superior da comunicação LoRa, e utiliza Media Access Control (MAC). LoraWAN é a camada de software que define como os dispositivos conectados usam a tecnologia LoRa. LoraWAN define os formatos de mensagem e a forma como as mensagens são trocadas entre os componentes da rede.

Como funciona a telemetria do saneamento com a tecnologia LoraWan?

O sistema de telemetria é composto por unidades remotas e por um CCO (Centro de Controle e Operação.

Dotado de computadores e monitores, o CCO permite que a equipe de operação supervisione e controle o funcionamento de todo o sistema de abastecimento de água do município. Do centro de operações é possível comandar de forma automática e manual o funcionamento de elevatórias, reservatórios, boosters, válvulas, comportas, macro medidores de vazão e qualquer outro dispositivo eletromecânico. Toda a comunicação se dá via rádio.

A comunicação entre as unidades remotas e CCO se pela aplicação de gateways Lora que transmitem e recebem dados da nuvem LoraWAN, através de concentradores de comunicação públicos ou privados.

Unidade remota de telemetria de reservatório com LoraWan

A forma mais usual para garantir o abastecimento de água em um bairro ou região de um município consiste em construir reservatórios em pontos elevados da área atendida, ou construir reservatório elevados quando a região é plana. A água é conduzida aos pontos de consumo por gravidade e o sistema de abastecimento municipal tem como missão, manter os reservatórios abastecidos.

Unidade remota de telemetria de elevatória com LoraWan

Cabe à estação elevatória de água a função de manter o reservatório abastecido. Para tanto, a informação do nível do reservatório deve ser transmitida à elevatória para que essa, por sua vez, comande o funcionamento dos grupos moto bombas de maneira a manter o reservatório sempre com o nível dentro dos níveis predefinidos de operação.

A informação de nível de cada reservatório é repassada à sua respectiva estação elevatória pelo sistema da comunicação via rádio, centralizado no CCO.

Nesse tipo de configuração o reservatório terá dois níveis (set points) pré-definidos pela operação:

Nível de liga: O nível de liga é mais baixo que o nível de desliga e é aquele nível, que quando atingido, indica para a lógica de comando da elevatória que o grupo moto-bomba deve ser ligado.
Nível de desliga: O nível de desliga é mais alto que o nível de liga e é aquele nível, que quando atingido, indica para a lógica de comando da elevatória que o grupo moto-bomba deve ser desligado.

A figura acima apresenta uma topologia típica de uma elevatória de água tratada de um sistema de distribuição de água tratada municipal. O diagrama mostra os componentes básicos de uma elevatória composta por dois conjuntos moto bomba, principal e reserva, e apresenta também o reservatório abastecido por essa elevatória, que pode estar distante quilômetros da elevatória.

Painel de telemetria com LoraWan

A figura a seguir mostra um exemplo de unidade remota de telemetria utilizada na automação da estação elevatória e reservatórios.

Fonte carregadora FC2063;
Rádio modem LoraWan RAK7431;
CLP Haiwell modelo AT12M0T com 4 ED, 4 SD, 2EA e 2 SA;

RAK7431 – Rádio modem LoraWan RS485

RAK7431 WisNode Bridge Serial é um conversor RS485 para LoRaWAN projetado para aplicações industriais. O dispositivo retransmite dados ModBUS usando a rede LoRaWAN como meio de transmissão sem fio de e para os dispositivos finais.

O RAK7431 pode operar em todas as bandas LoRaWAN dentro dos parâmetros padrão definidos pela LoRa Alliance. Seu alcance em ambiente aberto é de mais de 15 km e em casos industriais, onde existem obstruções pesadas no caminho do sinal de RF, o desempenho é melhorado em comparação aos sistemas sem fio convencionais devido às características do LoRa como técnica de modulação. Isso permite uma qualidade de sinal consistentemente boa dentro dos limites de grandes fábricas, escritórios densamente povoados, armazéns, etc.

Estes dispositivos compatíveis com RS485 podem endereçar até 16 nós terminais de clientes. A conversão de e para estruturas LoRa é perfeita e permite controle e monitoramento em tempo real de vários dispositivos RS485, para acessar e controlar os nós terminais RS485.

Plataforma Eagle IoT industrial

É um conjunto de soluções de hardware e software com a tecnologia Internet das Coisas (IoT) e foco na Gestão de Utilidades e Gestão de Ativos. A Plataforma Eagle IoT industrial foi desenvolvida para:

Redução de Custos Operacional;
Manutenção preventiva e preditiva;
Disponibilização de informações para a tomada de decisão.

A solução permite coletar informação em tempo real, a baixo custo e com agilidade e flexibilidade, para ganho de eficiência.

Áreas de aplicação da Plataforma Eagle IoT industrial

Grupos geradores;
Usinas solares;
Energia;
Iluminação;
Saneamento;
Climatização;
No-breaks;
Sistemas de aquecimento;
Gestão de utilidades.

Topologia da Plataforma Eagle IoT Industrial

Gateways IG-8K e IG-9K

Os gateways Eagle são gateways WIFI/Ethernet/Celular para comunicação com equipamentos dotados de comunicação MODBUS e publicação dos dados coletados junto a eles a um broker MQTT.

Os mesmos podem operar, também, em modo Transparente (Bridge) em conjunto com sistemas on-premise, tornando bidirecional a comunicação no parque instalado, bem como coletar informações medidores de energia para posterior publicação.

Os gateways possuem FOTA (Firmware Over-The-Air ), possibilitando atualização remota sem necessidade de cabos e softwares de programação, auxiliando na manutenção à distância, de todos os gateways instalados em campo.

Conectividade

WiFi (802.11 b/g/n) – Utilizando antena externa 1, é possível estabelecer conexão sem fios à redes locais utilizando IP Fixo ou Dinâmico (DHCP).
Fast Ethernet (100Mbps) – Através do conector RJ45, o gateway pode se conectar a uma rede Ethernet cabeada, obtendo IP Fixo ou Dinâmico (DHCP).
Rede Celular (LTE, CAT-M1, NBIoT, 2G, 4G e pronto para o 5G) – IG-9k/M possui conexão com redes celulares, sendo capaz de utilizar os mesmos protocolos das redes WiFi e ETH.

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Arquivo para o ano: 2022

FENASAN 2022 will take place from September 13th to 15th at Expo Center Norte – São Paulo – SP

TELEMETRIA DO SANEAMENTO – Complete solution for controlling your municipality’s water and sewage.

FENASAN – Photo Gallery

FENASAN 2022 – Make your registration by clicking on the image

E-book: Free Complete Project for Municipal Water Distribution Telemetry System

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FENASAN 2022 acontece de 13 a 15 de setembro no Expo Center Norte – São Paulo – SP

TELEMETRIA DO SANEAMENTO – Solução completa para o controle da água e esgoto do seu município.

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E-book Projeto Completo e Gratuito de Sistema de Telemetria da Distribuição Municipal de Água

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