Energia

Smart Grid – Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços

Nelson Valencio
5 de agosto de 2011
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    A rede elétrica inteligente ou smart grid, termo internacional para o mesmo conceito, avança no Brasil, embora os investimentos respectivos ainda não sejam mensurados com exatidão. De acordo com o Smart Grid Forum de 2010, realizado anualmente em São Paulo, as inversões em tecnologias de rede inteligente na área elétrica somariam R$ 4 bilhões entre 2010 e 2013. Cyro Bocuzzi, presidente do encontro e vice-presidente da Enersul, avalia que esse valor já foi superado, mas prefere não estimar um montante. Para Ricardo Van Erven, diretor de Tecnologia e Serviços da AES Eletropaulo, a avaliação dos investimentos é um processo complexo. Ele acredita, por exemplo, que uma das partes mensuráveis seja o valor a ser aplicado na substituição dos cerca de 65 milhões de medidores eletromecânicos hoje existentes por aparelhos eletroeletrônicos e inteligentes. “Mesmo esse valor só poderá ser avaliado quando a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) definir o padrão desses dispositivos, o que deve ser feito até o final do ano”, explica.

    Apesar de a Aneel ainda não ter definido como deve ser o medidor inteligente, somado ao fato de os estudos do Ministério das Minas e Energia sobre o padrão de smart grid ainda não terem sido encerrados, a implantação dessas redes inteligentes já começou no Brasil. Dependendo do estado ou da concessionária de energia, o conceito pode variar muito. Em algumas distribuidoras, há soluções desenvolvidas de tal forma que seria quase possível se falarem personalização. Alémde específico para cada empresa, não existe o que se chama, em inglês, de “bala de prata” para a ativação da rede elétrica inteligente. Mesmo com todas essas considerações, existe sim um ponto em comum entre eles: a integração.

    “Estamos começando a reunir operações e processos que foram executados da mesma maneira e, de forma independente, durante anos”, diz Bocuzzi. Para o executivo, o processo de integração envolve decisões críticas como a definição dos ativos de rede que devem ser modernizados prioritariamente, e quais dispositivos precisam ser monitorados de forma remota. Ele enfrenta os desafios no seu próprio quintal. Ao assumir as operações da Enersul, distribuidora que cobre o estado do Mato Grosso do Sul, ele encontrou alguns projetos em andamento, caso da automação de ativos de rede. “Temos 800 mil consumidores distribuídos em uma vasta região, onde há casos de atendimento que precisam ser feitos a distâncias de 150 km. Então fazia sentido um plano de automatizar os religadores, que no nosso caso já atinge 95% dos 370 equipamentos desse tipo”, informa. De acordo com ele, a totalidade dos religadores será automatizada até o final de 2011.

    Para outras concessionárias, os projetos de smart grid avançam para otimizar ainda mais a infraestrutura. Na Copel, que possui cerca de 200 mil km de rede de distribuição, Curitiba se tornou um dos alvos preferenciais, visto que a capital responde por quase metade da carga de energia consumida no Paraná. Júlio Omori, coordenador do grupo interno que analisa os projetos de rede inteligente, adianta que a concessionária quer aplicar, em grande escala, manobras de sensoreamento e proteção de rede.

    “É claro que vamos chegar à etapa de substituição dos medidores atuais por modelos inteligentes, e isso vai permitir um fluxo bidirecional de informação, ou seja, do usuário para a concessionária e vice-versa”, detalha o especialista. “Mas o processo começou pela automação da rede distribuída. Automatizar subestações, por exemplo, é uma iniciativa para garantir a confiabilidade no fornecimento de energia”, completa. De acordo com Omori, a criação de um ambiente inteligente começou no final da década de 80 na Copel, quando ela desenvolveu um sistema de automação próprio, incluindo hardware e software. Hoje, o plano da concessionária é automatizar toda a rede de distribuição, uma vez que todas as subestações já foram automatizadas em 2009.

    Petróleo & Energia, Cyro Bocuzzi, Presidente do encontro e vice-presidente da Enersul, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços

    Bocuzzi: 95% dos religadores da rede já estão automatizados

    Com esse processo, a Copel consegue fazer o gerenciamento de carga nos cinco principais polos do Paraná, controle que permite identificar possíveis sobrecargas no sistema, além de combater perdas técnicas. A automatização das subestações também implica reduzir os custos operacionais, pois em caso de falha a empresa pode seccionar a área afetada, fazendo um desligamento seletivo. Uma operação de desligamento, que poderia envolver até 50 manobras realizadas por uma equipe local, pode ser feita, remotamente, em três minutos. A automatização também vai permitir que a Copel mantenha equipes de técnicos somente em regiões estratégicas.

    Na Elektro, o smart grid acontece com a convergência da automação da rede ao uso intenso de telecomunicações. Atuando nos estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul, a distribuidora possui uma rede bastante pulverizada, com 2,1 milhões de consumidores em 223 municípios. “Investimos muito em automação e integração de subestações e redes”, explica Luís Eduardo Pinheiro, diretor operacional da empresa “E isso envolve a integração dos sistemas técnico, comercial e corporativo.”

    De acordo com ele, todas as 126 subestações da empresa são supervisionadas e controladas remotamente. Esse avanço deu à concessionária maior agilidade na hora de corrigir as falhas de interrupção de energia. Os recursos aplicados na mobilidade das equipes de campo, ação focada na área de telecomunicações, mas que repercute em termos de integração de informação, são encarados como iniciativas de smart grid. Todos os eletricistas em campo possuem um computador de mão ou PDA, pelos quais recebem as ordens de serviço.



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