Energia

Smart Grid – Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços

Nelson Valencio
5 de agosto de 2011
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    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.

    Petróleo & Energia, Smart Grid - Distribuidoras estudam redes inteligentes para melhorar serviços

    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.



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