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Redes mais inteligentes já tornam possível degustar o futuro

Os avanços tecnológicos vêm causando transformações drásticas em todos os segmentos sociais, desde as nossas relações familiares, o mundo corporativo até a produção das grandes indústrias, passando pela maneira como consumimos. Obviamente, o setor elétrico não ficou alheio a estas mudanças. O tempo em que as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica necessitavam de dispositivos eletromecânicos para controle e de um grande contingente de pessoas para a realização desta tarefa está definitivamente ficando para trás.

De acordo com o engenheiro eletricista, membro do Cigré, e diretor-executivo da Baur Brasil, Daniel Bento, essa transformação do setor elétrico caracterizada pela intensa digitalização paga tributo na atualidade a outras duas tendências que envolvem a área energética em todo o mundo: a descarbonização e a descentralização, que junto com a digitalização formam os 3 Ds do setor elétrico. Para Bento, a descarbonização, que nada mais é do que a resposta à pressão social e das autoridades por mais sustentabilidade ambiental, é a grande responsável hoje em dia tanto pela descentralização quanto pela digitalização do setor. 

Grosso modo, segundo Bento, para agredir menos o meio ambiente é que o setor de geração de energia pensa cada vez mais em empreendimentos de energia solar e eólica e veículos elétricos, toda uma cadeia que se beneficiaria bastante em termos de confiabilidade e eficiência  de um modelo de geração distribuída de energia. Já a distribuição, de acordo com o executivo, tem como papel preponderante ser o garantidor de que esse sistema funcione de maneira harmoniosa. 

A transformação digital no setor elétrico teve início na década de 1990, em um primeiro momento restrita à transmissão e à distribuição. Nessa época, os relés eletromecânicos começaram a ser substituídos por relés digitais, permitindo o monitoramento e operação remota das instalações. Posteriormente, a evolução digital alcançou as usinas de geração, mais especificamente, os sistemas de controle e monitoramento, tornando mais veloz e completo o fornecimento de dados para a operação. 

O superintendente da Companhia  Paranaense de Energia (Copel) Distribuição, Julio Omori, explica, em um webinar promovido pela Revista O Setor Elétrico, em outubro de 2021, que era natural que a transformação digital no setor elétrico se iniciasse nas plantas de geração e nas grandes subestações, pois se tratam de ambientes confinados, que facilita a substituição de equipamentos novos por antigos. Contudo, segundo Omori, cada vez mais ocorrem movimentos mais interessantes de digitalização, migrando das subestações para o público consumidor, o que torna o desafio bem maior para as distribuidoras de energia elétrica. “As concessionárias precisam lidar com uma área de concessão muito grande (algumas centenas de milhares de quilômetros), sendo inúmeras as oportunidades de sensoriamento de rede”, avaliou.

Foi assim que, ao longo da última década, as empresas de distribuição começaram a realizar projetos-piloto no sentido de digitalizar suas redes, para que as decisões visando à retomada das redes, quando houvesse falha e desligamento, pudessem ser tomadas sem a intervenção humana, de maneira muito mais rápida e eficiente. Nesse sentido, ganharam corpo também projetos que substituíram medidores eletromecânicos por medidores eletrônicos a fim de permitir a leitura remota da energia consumida e construir uma grande rede interconectada.

O passo seguinte dessa escalada de digitalização foi o desenvolvimento de projetos com o objetivo de implantar redes inteligentes. A Copel, por exemplo, estudou a implantação de várias iniciativas nesse sentido até que, em 2018, conseguiu implementar um projeto-piloto em uma cidade de 15 mil habitantes chamada Ipiranga (PR). “A rede de Ipiranga (PR) está hoje totalmente automatizada e integrada, com medição bidirecional fornecendo também informações ao consumidor. Além disso, há integração com automação do sistema de trânsito, da iluminação pública e do sistema de abastecimento de água”, contou o superintendente da Copel.

Conforme Omori, os bons resultados colhidos em Ipiranga (PR) fizeram com que a Copel tivesse certeza de que a tecnologia estava madura e incentivaram a distribuidora a ampliar seu programa Rede Elétrica Inteligente (REI) para outras cidades. “Atualmente, estamos desenvolvendo um projeto que engloba 1,5 milhão de unidades consumidoras, cerca de 30% da nossa planta”, comentou. Não apenas a Copel está avançando em redes inteligentes, mas também outras distribuidoras, em todo o país, como: Cemig, Celesc, Neoenergia, CPFL e Enel. “Com tantos projetos, acredito que já seja possível degustar o futuro”, diz Omori.

Para que o setor elétrico alcance o futuro, também são muito importantes as inovações tecnológicas em transmissão de energia. Segundo o diretor-executivo de projetos da ISA Cteep – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, Dayron Urrego, estas inovações, além de tornarem mais confiáveis a prestação de serviço no segmento, geram maior flexibilidade operativa ao sistemas elétricos, viabilizando a inserção de novas fontes de geração de energia renováveis e intermitentes, sobretudo, as descentralizadas. 

Nesse sentido, a ISA Cteep tem feito investimentos consideráveis em novas tecnologias. Conforme Urrego, em 2020, a companhia aportou R$ 14 milhões em projetos de inovação, como subestações digitais, utilização de drones, armazenamento de energia, entre outros. Para 2021 e 2022 foram aprovados outros R$ 24 milhões em investimentos. 

Desses investimentos, já é realidade a subestação digital Lorena (SP) – primeiro empreendimento do Sistema Interligado Nacional (SIN) a contemplar a aplicação de solução digital – que foi entregue em 2021. Segundo Urrego, utilizando tecnologias como big data e conexões de fibra ótica, a subestação amplia o escopo de coleta das informações e o processamento dos dados, trazendo mais robustez ao sistema ao contribuir para que a operação seja mais confiável ao longo de todo o ciclo de vida da instalação.

O diretor-executivo de projeto da ISA Cteep destaca também o fato de a subestação contribuir para a sustentabilidade do sistema elétrico brasileiro. Ao utilizar  mais cabos de fibra ótica, reduziu-se o emprego de cabos de cobre, o que gerou menos resíduos. Além disso, a digitalização permitiu diminuir a sala de comando, diminuindo a necessidade de construção civil e o impacto ao meio ambiente. 

Dayron Urrego conta que a subestação Lorena (SP) é um marco para o Subestação 4.0 , projeto da ISA Cteep, iniciado em 2021, que prevê o desenvolvimento de estudos de requisitos e desempenho de um sistema de proteção, controle, automação e monitoramento. Com um piloto a ser instalado na subestação Jaguariúna (SP), a Subestação 4.0 difere da subestação digital Lorena (SP) por ter módulos de inteligência artificial e maior utilização da Internet das Coisas, o que tornará possível o monitoramento em tempo real de equipamentos instalados na subestação. Além disso, utilizará menos equipamentos para sistemas de proteção e controle. 

Segurança cibernética

A crescente digitalização do setor elétrico e integração entre redes de TI e redes elétricas traz para o segmento uma discussão que há algum tempo passava longe de suas fronteiras: a possibilidade de ataques cibernéticos. Para as distribuidoras, esse é um perigo que cada vez mais está à espreita. Conforme o superintendente da Copel Distribuição, quanto maiores as condições de conectividade e a integração das redes com o consumidor, quanto mais distante as concessionárias chegarem e mais acessos remotos existirem, mais vulneráveis estarão suas redes de operação, “aumentando as possibilidade de desligamento de disjuntores, transformadores e até de linhas inteiras”.

Omori explica que é muito mais difícil, no entanto, que haja esse tipo de ataque nas redes de operação, porque os sistemas de controle são muito mais segregados, e com muito mais barreiras. “Nós do setor sempre entendemos dessa forma: que o máximo possível de segregação das redes permite que os ataques, caso ocorram, fiquem localizados e não passem de um circuito para uma subestação, de uma subestação para um conjunto de subestações e destas para o centro de controle”, afirma.  

Grandes grupos de distribuição do Brasil já foram vítimas de ataques cibernéticos, mas que se restringiram somente ao sistema corporativo das companhias, que são basicamente as tecnologias de informação que apoiam as atividades base da empresa, não alcançando, em sua maioria, a operação dos equipamentos. As concessionárias costumam separar as duas áreas, o que garante ao sistema de operação mais proteção aos ataques.

Apesar disso, Omori está ciente de que as empresas e seus sistemas de operação não estão completamente imunes. “Por isso o grande desafio das distribuidoras é que na etapa da especificação do sistema, tendo em vista as conexões e a interligação das redes, seja cada vez mais necessário desenvolver um processo robusto de avaliação de tecnologia de bloqueio, desde a criptografia, passando por firewalls, sistemas antivírus etc., além, claro, segregar as redes”, explica. 

No segmento de transmissão de energia elétrica, também é grande a preocupação com a segurança cibernética. Segundo o diretor-executivo de projetos da ISA Cteep, a empresa já definiu processos de identificação, proteção, detecção, resposta e recuperação  que garantem a defesa cibernética, com o objetivo de evitar e bloquear atividades maliciosas em sua origem. “Para trazer maior robustez a estes processos, a empresa tomou como base frameworks de mercado, como NIST e NERC-CIP, além de contar com o apoio de uma empresa contratada para SOC (Security Operation Center)” diz.

Além disso, de acordo com Urrego, no processo de entrada em operação de novos projetos, a avaliação de cybersecutiry é parte fundamental e mandatória nos procedimentos e normas estabelecidos pela empresa, que incluem, mas não se limitam àqueles determinados pela Aneel.  

Coleta e análise de dados

Trata-se de ponto pacífico que os centros de operação são as áreas da distribuidora que até o momento mais avançaram no que diz respeito à digitalização. As subestações automatizadas, os pontos de controles, os sensores eletrônicos, os equipamentos de medição, todo esse aparato permite às concessionárias um amplo controle de seus ativos, trazendo mais confiabilidade ao sistema de distribuição. 

Para o diretor-executivo da Baur Brasil, Daniel Bento, no entanto, a confiabilidade e a eficiência que a digitalização traz para a operação das concessionárias será um tanto maior quanto for possível, através do auxílio da Internet das Coisas e do conceito de Big Data, que permitirá o uso mais racional das incontáveis informações coletadas pelos sensores espalhados pelas redes de distribuição. “A partir do momento em que a digitalização traz uma quantidade imensa de dados, algoritmos poderosos podem aprender com eles e tomar decisões mais acertadas para melhorar a segurança e a confiabilidade do sistema e dos processos,” diz.

Ciente disso, a Copel vem estudando formas de melhorar a aplicação dos dados coletados por suas redes inteligentes. Omori explica que o projeto de smart grid da empresa traz a cada 15 minutos um grande volume de dados das unidades consumidoras coletado nos medidores eletrônicos. “São diversos parâmetros elétricos, tais como tensão, corrente, diversas fases, potência etc.”, informa. Segundo o superintendente da Copel Distribuição, no início, a concessionária não sabia muito como utilizar esses dados, sendo o foco da empresa mais na resiliência e robustez da rede. “Agora estamos pensando em formas de transformar esses dados em informações, adentrando de uma vez no mundo de analytics, sistema big data, e para todas as vertentes da Inteligência Artificial”, ressalta. 

Tomando como base exemplos de distribuidoras que atuam no exterior, Omori acredita que são inúmeras as formas de utilizar os dados coletados que são descobertos diariamente pelas redes inteligentes, como criar um centro analítico avançado de manutenção para antecipação dos problemas e assim conseguir alimentar todos os processos de compra de energia e planejamento. 

A importância de novas modalidades tarifárias

Se em algumas regiões do país, as aplicações das mais inovadoras tecnologias já são uma realidade, o mesmo não se pode dizer nas localidades mais afastadas dos grandes centros urbanos. O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira,  explica que o volume de redes de distribuição do país é muito denso, atendendo a locais com características sociodemográficas muito distintas entre si. “Dessa maneira é natural que existam disparidades no que diz respeito à digitalização das redes”, diz.

Segundo Madureira, existem áreas da capital paulista, por exemplo, com densidades iguais a países do primeiro mundo, em que faz sentido investir em tecnologias avançadas, como sistemas de automatização, processos de manutenção preditiva e até ambientes de programação para treinamento de pessoal, visando à análise de possíveis falhas e previsões de manutenção. “Por outro lado, na região amazônica, é difícil muitas vezes para a distribuidora chegar até com a rede tradicional”, analisa. Nessas localidades, segundo Madureira, um outro cenário se apresenta, tornando muitas vezes desnecessário o emprego de tecnologias muito avançadas. 

Levando-se em conta o ambiente tarifário no qual as concessionárias estão inseridas também se compreende melhor o ritmo em que as inovações tecnológicas relacionadas aos sistemas de distribuição avançam no pais. “O custo de energia no país hoje é muito elevado, mas a parcela cabida à distribuição é cada vez menor. Nos últimos 10 anos, diminuiu quase pela metade, sendo responsáveis pelo aumento, o custo da energia, tributos e encargos”, destaca o presidente da Abradee. Conforme Madureira, é o valor da tarifa também que fornece os limites aos avanços na digitalização e na automação do sistema elétrico de distribuição. “As distribuidoras precisam fazer investimentos adequados ao mercado que atendem e à tarifa que têm à disposição para efetuar esse atendimento”, afirma.

Um dos pilares da digitalização do sistema de distribuição de energia elétrica é a medição  inteligente. Ela permite, por exemplo, a microgeração distribuída, o que certamente é um grande ganho ao um parque elétrico que almeje acompanhar as tendências do setor elétrico mundial, cujas características de descentralização e descarbonização são importantes pilares. O maior controle sobre o consumo de energia elétrica habilita as unidades consumidoras a armazenarem e produzirem energia elétrica. 

Mas, de novo, para o presidente da Abradee, o investimento das concessionárias nessa tecnologia precisa levar em conta as peculiaridades da sua área de atendimento. Uma concessionária no Brasil costuma atender clientes com perfis de carga muito distintos e para alguns deles não faz sentido a troca de medidores, pois isso demandaria um grande aporte financeiro por parte da distribuidora que precisaria ser repassado à tarifa de energia elétrica.  

Mais uma vez, o presidente da Abradee aborda a importância do ambiente tarifário para que os investimentos nesta área avancem com mais rapidez. “À medida que se possa ter novas modalidades tarifárias que permitam a oferta de produtos distintos, começa a fazer mais sentido o investimento mais forte em medição inteligente”, diz. 

Madureira cita o sandbox tarifário como uma dessas iniciativas. Aprovado pela Aneel, em dezembro de 2021, o sandbox tarifário é uma autorização temporária que possibilita às empresas distribuidoras de energia testarem modelos de tarifas baseadas em diferentes tecnologias, seguindo critérios e limites estabelecidos pela própria agência reguladora.

Até então, segundo Madureira, as alternativas tarifárias permitidas pela Aneel (tarifa branca, tarifa amarela etc.) eram opcionais e acabavam migrando para elas apenas os consumidores que já possuíam características de consumo próprias ao que estava sendo ofertado. “Dessa maneira não havia muito ganho ao sistema elétrico de distribuição”, afirma. Com a possibilidade da oferta de preços customizados da energia elétrica para os consumidores de baixa tensão das mais diversas regiões do país, o sandbox tarifário possibilitará às distribuidoras e ao setor elétrico como um todo aumentar o conhecimento sobre a tarifação dos consumidores de baixa tensão e diminuir o risco na escolha de soluções técnicas e regulatórias.

“Com essa iniciativa do sandbox tarifário e de outras que possam surgir, o setor elétrico estará apto a caminhar de maneira muito mais segura para ter um uso maior de equipamentos de medição mais sofisticados que possam permitir interações em uma via de mão dupla entre distribuidora e consumidor”, afirma o presidente da Abradee. E todos os benefícios que advêm dessa medição inteligente, tais como microrredes, armazenamento, respostas pela demanda e veículos elétricos, necessitam, segundo Madureira, de tarifas que tornem possível oferecer o maior ganho para o sistema elétrico com o custo que efetivamente lhe é devido. “Nesse sentido, é fundamental ter, em primeiro lugar, tarifas adequadas, para aí investir em equipamentos que permitam realizar a medição inteligente”, conclui.

Autor:

Por Bruno Moreira.

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