Smart Grid – Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços

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.

Outro exemplo de inteligência na rede, segundo Pinheiro, é a metodologia de construção física da infraestrutura. “Há dois anos, aplicamos um novo modelo de engenharia de construção e manutenção de rede, usando equipamentos importados. São veículos com dispositivos de carga operados por controle remoto e que conseguem movimentar um poste e colocá-lo no lugar específico em menos de três minutos”, detalha.

A Elektro já digitalizou 70% das suas subestações e vai finalizar a digitalização de todo o seu parque nos próximos três anos. “Quando acontece algum problema com uma delas, existe inteligência interna que nos permite, remotamente, realizar a recuperação”, afirma Pinheiro. Além da automatização e digitalização das subestações, a concessionária investe na instalação de religadores. Os mais de 500 atuais são todos telecontrolados pelo centro de operações da empresa,em Campinas-SP. Com chaves inteligentes, a concessionária consegue delimitar uma área afetada por falha.

Petróleo & Energia, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Informação rápida agiliza os serviços de manutenção

Pinheiro informa que a Elektro possui dois pilotos para testar novas tecnologias ligadas ao smart grid. Um deles é o de Brasilândia-MS, no projeto que envolve 1,2 mil clientes atendidos por medidores inteligentes. Embora distante800 kmdo centro de operações da empresa, a concessionária consegue medir em Campinas os parâmetros da rede e ligar e desligar os medidores remotos. Para a transmissão de dados, o piloto adota o Power Line Communications (PLC), que usa a própria rede elétrica interna e externa como canal de comunicação.

Outra experiência da concessionária acontece em Campos do Jordão-SP, onde cem clientes estão sendo monitorados via telemedição remota. O monitoramento inclui ainda o controle remoto dos religadores. Do seu centro de operação em Campinas, a Elektro consegue controlar tanto os medidores como os religadores. Cada equipamento envia seus dados usando uma rede sem fio com tecnologia RF Mesh. A concessionária usa a telefonia móvel celular para a transmissão de dados de religadores para o centro de controle. De acordo com o diretor de operações, a situação da Elektro se repete em outras congêneres, que testam vários tipos de canais de telecomunicações, mas ele não acredita que a concessionária construa uma infraestrutura própria para atender a iniciativas de smart grid.

Na Ampla, distribuidora do grupo Endesa com atuação no interior do Rio de Janeiro, a ordem de priorização aparentemente estabelecida foi invertida. Ela tem cerca de 400 mil medidores eletroeletrônicos em atividade, número capaz de colocá-la no topo do ranking nessa categoria. A informação é de André Moragas, diretor de Relações Institucionais. Há cinco anos, a empresa resolveu adotar a tecnologia, com autorização da Aneel, para reduzir suas perdas não técnicas, nome que engloba, entre outras iniciativas, o famoso “gato”.

Para adotar os medidores inteligentes em parte de sua rede de clientes residenciais, a empresa usou a experiência que já tinha desde 2005, quando passou a fazer a medição remota em clientes industriais. Para avançar na instalação dos equipamentos nas áreas mais críticas, onde a perda era maior, a Ampla desenvolveu o projeto em conjunto com a Landis + Gyr e com a CAM, ambas com tecnologia e casos reais de ativação na América Latina. O resultado da ação foi impressionante, pois a empresa reduziu a média de perda não técnica de 80% para 2% nessas áreas críticas. O índice de perda total da empresa na região monitorada, que era de 26% a 27%, caiu para 20%. Os dispositivos que permitem a leitura remota e o corte e a religação também remotos incentivaram a Ampla a ir mais longe: testar uma nova tecnologia.

“Vamos ter dois pilotos usando os medidores inteligentes que são adotados atualmente na Itália e na Espanha, respectivamente, um parque de 35 milhões e um de 13 milhões de dispositivos”, explica Moragas. De acordo com ele, um dos pilotos está em uma área de Fortaleza-CE, sob comando da Coelce, empresa pertencente ao mesmo grupo da Ampla. O segundo piloto será montadoem São Gonçalo-RJ. Ambosenvolvem a ativação de cem medidores, dos quais a empresa espera tirar as lições para aplicar fatores como tarifas diferenciadas ou mesmo iniciativas como geração distribuída, com fornecimento de energia não só da concessionária para o usuário final como vice-versa.

Petróleo & Energia, André Moragas, Diretor de Relações Institucionais, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Moragas: smart grid baixou de 80% para 2% as perdas com “gatos”

Além deles, a Ampla também possui um projeto de cidade digital em Búzios-RJ, onde avaliará remotamente o gerenciamento de energia, caso da iluminação pública, e também o uso de fontes renováveis – solar ou eólica. A empresa ainda deve testar formas de restabelecimento mais rápido das subestações. “Outras avaliações envolvem o efeito do abastecimento de carros elétricos na rede e a análise de formas de iluminação mais eficientes, como as que usam o LED”, adianta Moragas.

Antes mesmo de lançar mão dos projetos citados, a Ampla fez sua lição de casa, ao automatizar todas as suas subestações, que são monitoradas no seu centro de controle. A empresa consegue enxergar toda a rede de alta tensão e as subestações e pode cruzar esse tipo de informação com a localização de sua frota de campo. Com os veículos monitorados por GPS, ela ganha agilidade no atendimento em casos de emergência. Assim como a Elektro, a Ampla é ecumênica na adoção de tecnologias de telecomunicações que permitem a transmissão de dados entre subestações e outras unidades de rede: ela adota o PLC (controlador lógico-programável) e a infraestrutura sem fio de radiofrequência, além de utilizar as redes de terceira geração das operadoras móveis.

A Cemig é outra concessionária que avalia seus conceitos de rede inteligente em campo. A empresa usa o projeto piloto na região de Sete Lagoas-MG para apoiar as ações de pesquisa e desenvolvimento (P&D) e outras iniciativas que exigem provas de conceito. Hoje, de acordo com a concessionária, o foco de avaliação inclui testes da nova arquitetura de rede e da reação dos consumidores a ela, testes de tarifas diferenciadas, implantação de sistemas de automação de redes e de geração distribuída, entre outros pontos.

Petróleo & Energia, Denys Cláudio Cruz de Souza, Superintendente de Desenvolvimento e Engenharia de Distribuição da Cemig, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Souza: há uma lista de desafios técnicos a superar

Denys Cláudio Cruz de Souza, superintendente de Desenvolvimento e Engenharia de Distribuição da Cemig, destaca que a lista de desafios técnicos é longa, começando pela interoperabilidade entre equipamentos e pelo desenvolvimento de uma infraestrutura de telecomunicações que atenda aos requisitos da área de concessão da empresa. Entender como a concessionária pode interagir com seus clientes no novo cenário das redes inteligentes é outra discussão importante. “Estamos encarando esses desafios com ações que envolvem pesquisas de campo, benchmarkings e desenvolvimento de estudos e de equipamentos”, detalha o executivo.

Ele explica que a Cemig inclui no rol de avaliações as funcionalidades de medição remota, como o corte e a religação, além do balanço energético, monitoramento do parque de medidores, possibilidade de cortes seletivos de carga e ações de gerenciamento pelo lado da demanda. “E, principalmente, a interação com consumidores, permitindo que eles tenham acesso às informações individualizadas de consumo em displays diretos e indiretos”, completa Souza.

Nas redes de distribuição, a prioridade da Cemig está nas soluções de detecção e localização de faltas, isolamento de trechos e reconfiguração da rede. A adoção mais ampla de religadores fará parte da análise, assim como o teste de sensores de falta e chaves automáticas, segundo a concessionária. As avaliações incluem a análise de como a rede de comunicação deverá suportar o acesso às cidades com menor densidade de carga e com menos disponibilidade de infraestrutura para transmissão de dados. “Para as redes rurais, com características de longa distância, essas tecnologias podem propiciar a redução dos tempos médios de atendimento e, consequentemente, dos custos operacionais associados, bem como a diminuição da energia interrompida”, adianta Souza.

Assim como outras concessionárias, a CPFL também avança em seus projetos de smart grid e anunciou que deverá implantar 25 mil medidores inteligentes para clientes industriais e comerciais até 2012. Para esquadrinhar os próximos passos de integração, a concessionária contratou a consultoria da IBM, que participa do Global Intelligent Utility Network Coalition (Giunc), grupo de empresas envolvidas com projetos de smart grid. O papel da IBM é definir a infraestrutura necessária para executar a automação da medição e propor uma nova arquitetura de comunicação da rede de operação.

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Bancada para testar medidores inteligentes da AES Eletropaulo

De acordo com o diretor de Engenharia e Gestão de Ativos da CPFL, Rubens Bruncek Ferreira, cada medidor instalado estará conectado a uma rede de telecomunicações e servirá como um sensor para auxiliar o centro de operações. Isso significa que a concessionária poderá identificar eventuais falhas e ocorrências. “Além disso, os técnicos poderão fazer manutenção preventiva remotamente, evitando desperdício de tempo e deslocamento. O projeto pode vir a ser implantado no futuro em clientes seletos do grupo B, como grandes condomínios”, adianta Bruncek.

Como smart grid é integração, a CPFL segue a mesma tendência já apontada pela Ampla, Elektro e Enersul: a mobilização de suas equipes de campo. Hoje, a comunicação entre elas é feita via rádio, o que pode gerar erros na transmissão das ordens de serviço e mesmo na localização da equipe mais próxima de onde aconteceu algum tipo de falha. “Com esse projeto, passaremos a enviar as informações para um palmtop, incluindo mapas, fotos e instruções. Dessa forma, o sistema permitirá obter a localização exata das equipes. Com informações precisas, conseguiremos tomar decisões que resultarão em redução de tempo e custos”, diz Bruncek.

A telemedição em grupos de clientes específicos e a mobilização das equipes de campo são acompanhadas por uma terceira iniciativa da CPFL, que na verdade começou no ano passado: automação das chaves da rede de distribuição. Os novos dispositivos não executam apenas as funções tradicionais de proteção e religação, mas agregam também um módulo de comunicação que os conecta ao centro de operação da concessionária. Ao repassar informações on-line ao centro, as chaves permitem que a CPFL identifique e isole os trechos com problemas, reduzindo o tempo de paralisação. Em 2010, a empresa instalou mil chaves e vai instalar outras mil até o final do ano, completando cinco mil chaves ativadas nessa nova configuração nos próximos três anos. “Posteriormente haverá uma atualização do software, para permitir que os isolamentos e as reconfigurações da rede sejam feitos de forma automática, sem necessidade de interferência e análise do operador”, explica o diretor de engenharia e gestão de ativos.

Na avaliação da IBM, dois aspectos estão sendo estudados com maior cuidado: a melhor arquitetura de comunicação, uma vez que ela deve suportar, por exemplo, não só a transmissão atual dos medidores, mas estar preparada também para atender o avanço de novos dispositivos que venham a ser integrados ao monitoramento. Outra questão se refere à rede de telecomunicações. Ela precisará dar conta da transmissão de vários dados que vão permitir que o centro de operações da CPFL possa até mesmo antecipar prováveis falhas de fornecimento de energia. Ou seja, para avançar no seu projeto, a concessionária precisa de um meio de comunicação adequado e barato.

Petróleo & Energia, Van Erven, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Van Erven: Aneel não definiu ainda o padrão dos medidores

O segundo ponto destacado pela IBM é o gerenciamento de medição de energia. Isso significa não só monitorar os medidores inteligentes na ponta do cliente como também coletar os vários dados de coletores, de subestações e de outros componentes. Considerando que o Brasil ainda não definiu a regulação sobre o assunto, a consultoria da IBM deve antecipar tendências baseando-se na sua experiência em outros projetos de smart grid ao redor do mundo. Para Newton Tanaka, diretor do segmento de energia da IBM Brasil, a CPFL também se prepara para introduzir novas fontes de energia na sua rede, caso da geração eólica. “A compra da Ersa, geradora de energia eólica, é um bom exemplo dessa tendência da CPFL”, argumenta.

A AES Eletropaulo, por sua vez, acaba de lançar um piloto no bairro do Ipiranga, na capital paulista, com dois mil medidores inteligentes instalados. A concessionária usará esse teste de campo – com duração de um ano – para validar vários de seus conceitos. Além dos medidores, a empresa vai controlar remotamente 39 transformadores na região coberta, cruzando informações em tempo real e avaliando questões como balanceamento energético e identificação de fraudes. Duas tecnologias de medidores estão sendo avaliadas pela concessionária: os da GE e os da brasileira Elster. Em termos de rede de transmissão de dados captados, a AES Eletropaulo vai avaliar não somente a aplicação de redes RF como também a infraestrutura de terceira geração das operadoras móveis.

O piloto, no entanto, não é a única iniciativa da empresa na área de smart grid. Assim como outras concessionárias, ela investiu na automatização de suas subestações, que hoje é total. A telemedição também não é estranha à AES Eletropaulo, que já possui cerca de 65 mil pontos de medição remota, principalmente em grandes edifícios ou condomínios residenciais, onde a entrada de um leiturista se tornou necessária. No teste piloto, citado acima, a empresa vai avaliar ainda uma leitura remota, que pode ser feita da rua, sem que o profissional precise entrar na residência. Se não é uma telemedição, pelo menos evita o risco real de ataque de animais.

Petróleo & Energia, Sérgio Gomes, Vice-presidente da Alstom Grid, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Gomes: IDMS aumenta eficiência energética das distribuidoras

Smart grid é mais do que uma medição remota – Para os players tradicionais do setor elétrico, o smart grid tem vários eixos de desenvolvimento, mas alguns deles ganham maior destaque, caso da automação avançada da Alstom. A empresa lembra que essa tecnologia é direcionada para os centros de controle e para concessionárias de distribuição e uma de suas vertentes é a solução chamada de IDMS, sigla em inglês para sistema de gerenciamento distribuído integrado. “Trata-se de uma solução focada na eficiência energética e na disponibilidade de distribuição de energia”, explica Sérgio Gomes, vice-presidente da Alstom Grid para a América Latina.

De acordo com o executivo, o IDMS permite a redução de perdas técnicas e a melhoria em indicadores que medem a qualidade da rede e são determinados pela Aneel. No primeiro caso, ele avalia que a tecnologia pode diminuir as perdas técnicas entre 1% e 4%. Outro ganho da plataforma seria a redução do indicador DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), que indica o número médio de horas que o consumidor fica sem energia elétrica durante um determinado período. “Temos casos com queda de 30% no DEC”, explica Gomes.

Ele lembra que vários centros de controle no Brasil, como os da AES Eletropaulo e da Light, já possuem versões mais simples do IDMS e estão preparados para uma evolução. Fora do Brasil, a Alstom destaca que seus sistemas gerenciam cerca de 40% da energia gerada nos Estados Unidos. Um exemplo de aplicação total do IDMS é a Florida Power & Light, que controla suas operações de distribuição integrando desde o call center até sistemas de informação geográfica, passando pela medição eletrônica e pela gestão das equipes de campo.

Roberto Falco, vice-presidente para a América Latina da divisão Ventyx, da ABB, argumenta que o smart grid está finalmente sendo reconhecido como algo mais do que uma medição inteligente e sendo visto como uma série de soluções tecnológicas para automação de rede. Para o executivo, o avanço das telecomunicações também é um fator importante ao viabilizar vários projetos de integração e controle, caso da automação dos religadores. “Há um aumento da adoção desses dispositivos, que aumentam a capacidade de manobra das empresas do setor elétrico”, avalia.

Para ele, a adoção intensa de religadores é uma das etapas que mostram o avanço do smart grid, ao lado da modernização das subestações, envolvendo até mesmo a digitalização. No caso da ABB, um dos exemplos mais recentes foi o contrato de US$ 80 milhões com a Itaipu Binacional. O valor envolve a construção de uma subestação no Paraguai e a reforma de outra unidade no Brasil. No caso da nova subestação, a construção envolve um moderno sistema de telecomunicações com cerca de100 kmde OPGW, um cabo óptico especial, além de sistema de automação.

Outro contrato também assinado este ano é o de fornecimento de equipamentos para automação e proteção de subestações da Light. Segundo a ABB, a modernização deve aumentar a confiabilidade da malha de distribuição e preparar a rede da concessionária para os megaeventos esportivos, como a Copa de 2014 e a Olimpíada de 2016. O projeto de US$ 16 milhões envolve 25 subestações e deve aumentar a estabilidade da rede, além de permitir o monitoramento e controle remoto das unidades.

Petróleo & Energia, Marcelo Prado, Diretor de Marketing da GE, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Prado: sistemas ajudam a integrar fontes de energia

Previsto para ativação em 2013, a modernização vai empregar mais de 1.250 relés da família Relion, que são dispositivos eletrônicos inteligentes. Eles serão complementados por relés modulares e por sistema de supervisão chamado de MicroScada. Assim como em outras empresas que estão modernizando suas subestações, a Light adota tecnologia que opera com protocolo que atende à norma IEC 61850. Com isso, os equipamentos têm a garantia de interoperabilidade, independentemente de a concessionária vir a adotar outro fornecedor no futuro.

A Siemens, por sua vez, tem uma estratégia internacional na área de smart grid na qual alguns fatores são considerados determinantes para as mudanças tecnológicas: o primeiro deles é o salto na demanda de energia mundial, que passa dos atuais 20,3 terawatts-hora (TWh) para 33 TWh em 2030. O segundo direcionador é a necessidade de substituir a infraestrutura de energia envelhecida e ultrapassada. O terceiro fator é a pressão pela adoção de práticas sustentáveis.

No Brasil, a empresa tem vários projetos, entre eles a rede de gerenciamento do próprio sistema elétrico brasileiro. A empresa ganhou a licitação, feita em 2010, para atender o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Ela faz parte do consórcio que é integrado também pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica do Sistema Eletrobras (Cepel), cuja missão é implantar uma plataforma unificada de supervisão e controle em quatro centros de operação da ONS, localizados em Brasília, Florianópolis, Recife e Rio de Janeiro.

Os novos sistemas trabalham com o conceito multi-site, que envolve o acesso de todos os centros aos recursos comuns e também a segurança de um deles poder assumir a operação de outro, em caso de falha. Além do contingenciamento entre os centros, o projeto usa uma base de dados global, que garante a atualização, em tempo real, e a consistência das informações entre todos os centros de operação. O projeto adota quatro produtos, incluindo o Spectrum PowerCC Information Model Manager, da Siemens, e o Sage, da Cepel, que é um sistema aberto de gerenciamento de energia.

Para Marcelo Prado, diretor de Marketing da GE para a América Latina, os desafios de integrar outras fontes de energia estão dentro do conceito de geração distribuída e as concessionárias vão precisar incluir inúmeros dispositivos geradores que hoje não fazem parte da sua rede. “É necessário desenvolver não somente formas seguras de integrar esse fornecimento como também mecanismos de cobrança pelos serviços.” Além da questão regulatória – em definição no Brasil –, ele adianta que a mão de obra para adoção das novas tecnologias deve ser um gargalo no processo.

Petróleo & Energia, Medidor inteligente, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços
Um dos medidores inteligentes da GE

Prado destaca o forte papel que os fornecedores tradicionais da área energética desempenham na evolução do smart grid. No caso da GE, a empresa detém soluções não só de hardware como avança no desenvolvimento de softwares que permitam a integração de vários equipamentos, de banco de capacitores ao controle georreferenciado de ativos. No Brasil, a GE participa de forma direta e indireta de projetos de smart grid. Direta, ao prover sistemas de automação e digitalização de equipamentos. Indiretamente em casos como o da AES Eletropaulo, onde a empresa é uma das fornecedoras de medidores inteligentes para o teste piloto da concessionária, com módulos de comunicação fabricados pela Trillant.

A multinacional tem dois projetos mais amplos em negociação avançada no Brasil: um na área de medidores inteligentes e outro na área de softwares de gerenciamento. “Acreditamos que haverá uma grande integração, e como as concessionárias investiram em plataformas como ERP (de gestão empresarial), além dos próprios sistemas de automação, de rede, não deve haver um descompasso entre o que existe de legado e os novos softwares para gestão da rede inteligente”, diz ele. Fora do Brasil, a GE tem projetos destacados como os de Miami, onde existem 2 milhões de medidores inteligentes instalados, eem San Diego, onde avalia a aplicação de rede distribuída e de formas de eficiência energética.

O CPqD, um dos centros de referência em telecomunicações no Brasil, também participa ativamente dos projetos de smart grid. Para Luís Hernandes, coordenador interno do grupo de smart grid da instituição, a escolha da tecnologia de telecomunicação mais adequada para cada concessionária é vital na ativação do smart grid, que é um processo feito por etapas. “Temos um cenário em que a comunicação é mais ampla, envolvendo integração de sistemas, sensoriamento e telemedição, entre outros”, destaca.

[toggle_simple title=”Cada país enfatiza um aspecto” width=”Width of toggle box”]

Para Bocuzzi, da Enersul, a instalação de redes inteligentes envolve iniciativas diferentes, como a digitalização de subestações, substituição de plataformas de tecnologia da informação e telecomunicações, modernização de centros de controle, medição remota e programas de combate a perdas, entre tantos projetos. Como a palavra de ordem é integração, ele avalia que o cruzamento deve envolver a troca de dados entre sistemas tão díspares como o Scada e o CRM (para gerenciamento de relações com os clientes) das concessionárias de energia.

“A discussão sobre smart grid no Brasil é completamente diferente da feita nos Estados Unidos ou na Europa. Temos um sistema elétrico integrado e um dos focos de controle é o gerenciamento da demanda, de forma que se tenha uma curva de carga mais uniforme possível”, diz. De Cada país enfatiza um aspecto acordo com Bocuzzi, na Alemanha, onde a estabilidade da rede é quase uma regra, as preocupações estão concentradas em como integrar as energias renováveis. Na Itália, por outro lado, a telemedição, com ativação de medidores inteligentes, foi uma ação para reduzir os custos das empresas de energia, pois os consumidores italianos podem aumentar ou reduzir seus contratos de demanda.

“No Brasil, a automação da rede, que identifica rapidamente pontos de falha e ativa a religação automática, cumprindo metas de qualidade da Aneel, é um dos direcionadores”, avalia Bocuzzi. Outro fator importante é o combate de perdas não técnicas como as fraudes, problema particularmente crítico em concessionárias com alta densidade urbana.

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O CPqD é responsável por um dos sete blocos de estudos que a Abradee e a Aptel ordenam e que vão dar subsídios ao Ministério das Minas e Energia para definir o plano comum para o smart grid. Nesse projeto conjunto, o instituto coordena o bloco de estudos sobre telecomunicações e tecnologia de informação (TIC) e interoperabilidade. Além dele, a instituição participa de 11 projetos de pesquisa e desenvolvimento envolvendo smart grid, entre eles  com a Light e a Cemig. Na concessionária mineira, o CPqD deve desenvolver e realizar testes para todas as soluções de medição inteligente, tanto em laboratório como em campo no projeto de Sete Lagoas. Outra atuação acontece nas aplicações de automação da distribuição, com desenvolvimentos para a localização de falhas, isolamento de trechos com defeito e recuperação parcial da rede. A instituição ainda responde por soluções que vão recolher informações dos consumidores, usando portais e telefonia móvel.

Na Light, o CPqD participa de todos os projetos de P&D ligados ao smart grid, incluindo o que trata de soluções de monitoramento e supervisão da rede subterrânea e do desenvolvimento do software que será utilizado. Também coordena o estudo da arquitetura de telecomunicações das soluções de rede inteligente que serão desenvolvidas, pelas soluções com tecnologias multimídia de participação do consumidor (que fornecerão a ele informações sobre o seu consumo de energia). Além disso, participará do desenvolvimento de soluções de armazenamento de energia e de avaliação da satisfação do consumidor com as soluções.

 

[toggle_simple title=”Cliente prevê ganhos futuros” width=”Width of toggle box”]

A Ferkoda, empresa especializada na produção de peças técnicas de alumínio, é um exemplo concreto de que as redes inteligentes podem avançar mais no Brasil. Consumidora intensiva de energia, uma vez que utiliza processos de impactação, forjaria a frio, estamparia e repuxo, ela resolveu optar pela entrada no Mercado Livre de comercialização do insumo. Nesse mecanismo de compra e venda de energia, a empresa consumidora pode optar por escolher a sua distribuidora, como foi o caso da Ferkoda, que contratou a Bio Energias. A empresa manteve o sistema de telemedição instalado pela AES Eletropaulo, que fisicamente faz a interligação à rede de distribuição de energia, e fez um investimento na área onde está localizado o medidor. Para Bruno Perrella, supervisor de produção da Ferkoda, a contratação de energia no Mercado Livre pode representar uma economia de até 10% no custo do insumo, o que é significativo, considerando que a empresa gasta com a conta de eletricidade mais de R$ 80 mil por mês. Inicialmente com contrato fechado por um ano, a Ferkoda avalia a possibilidade de contratação mensal, o que lhe daria maior flexibilidade e economia. A metalúrgica também aposta nos novos recursos de rede inteligente para otimizar os seus custos. “Identificamos as áreas internas que demandam maior consumo e, se tivermos mais informações sobre nossa conta de parte da concessionária, poderemos alcançar ganhos ainda maiores”, explica o supervisor.

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