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Novos serviços na rede elétrica
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Especialistas do setor elétrico brincam que se Thomas Edison – responsável pelo desenvolvimento da lâmpada elétrica e de várias outras mudanças tecnológicas do século XX – voltasse à vida, ficaria decepcionado com a pouca ou nenhuma evolução no modelo de negócio com o fornecimento de energia elétrica nos últimos 100 anos. Mas também estão confiantes com a mudança que se delineia a partir da reformulação das redes de transmissão, a convergência com as telecomunicações e a inovação que se propõe a subestações, transformadores e até no processo de medição de consumo. Não que isso tudo esteja programado para amanhã, ou mesmo para um futuro próximo. Neste setor as decisões são mais alongadas, assim como os projetos e as suas respectivas execuções, mas nos próximos 20 anos, a estimativa é que todos os consumidores de energia elétrica possam contar com recursos de inteligência, ter às mãos dados que lhe permitam programar os gastos e até contribuir para uma sobrevida maior das redes de distribuição, que tanto impactam o meio ambiente e os cofres das concessionárias.
Como?
Estamos falando do conceito smart grid, ou rede inteligente, uma proposta tecnológica para a rede elétrica cuja sustentação reside em uma ampla arquitetura de referência baseada em sistemas abertos para companhias de energia do futuro. Esta arquitetura possibilita a integração de equipamentos inteligentes e redes de comunicação de dados em um sistema gerenciado de computação distribuída, abrangendo todas as corporações e a indústria. Ela também permite a implantação de capacidades abancadas do sistema de energia, tais como: rede de energia auto-recuperável, comunicação integrada com o consumidor e informação em tempo real sobre energia e fluxo de geração.
Enfim, com o smart grid, blecautes como o que ocorreu entre a noite do dia 10 e a madrugada de 11 de novembro, com impacto em 12 Estados brasileiros, além de parte do Paraguai, passariam a ter impactos menores com a intensificação do monitoramento da rede, obviamente com gastos reduzidos pela automação, segmentação do sistema e uma maior precisão na identificação de falhas e até o restabelecimento remoto do serviço ou de parte dele.
“No caso de fraude, os equipamentos digitais permitem maior proteção da receita. Ou seja, o cliente para fraudar um medidor digital tem mais dificuldade do que em um medidor tradicional. Além disso, tem a questão da segurança patrimonial, porque com os medidores digitais, a medição de consumo pode ser feita a distância”, resume Bruno Regueira, executivo de desenvolvimento de negócios da IBM da América Latina.
Plano nacional
No Brasil, os primeiros passos para smart grid estão sendo dados pelas concessionárias, em projetos-pilotos e iniciativas internas de implementação da inteligência nas redes. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) tem no forno uma resolução, baseada no resultado de consulta pública, para fazer deslanchar o conceito no Brasil a partir da instalação de medidores eletrônicos na rede de baixa tensão, à qual está ligada a maioria dos consumidores de energia do País. “É um megaplano, que vai levar, grosso modo, ao menos 15 anos para ser executado. Até porque aborda o parque nacional de medidores”, constata Ricardo Van Erven, diretor de tecnologia e serviço a AES Eletropaulo, empresa que concentra 6 milhões de medidores.
A previsão inicial era que o órgão emitisse a resolução para a tecnologia até o final deste ano. Contudo, diante da polêmica dos custos e da inexistência de padrões, além de outras divergências, o projeto deve ser postergado por mais alguns meses.
A minuta de resolução que estava sendo escrita pela Agência contemplava um plano para substituir todos os 63 milhões de medidores eletromecânicos existentes no País. Este texto já foi rasgado e hoje o órgão regulador trabalha com a hipótese de propor a troca de 40 milhões de equipamentos em 10 anos - ou seja, 36% menor que a meta anterior. O objetivo do corte é reduzir o impacto tarifário que será sentido pelos consumidores, que arcarão com o custo dos novos medidores.
Cada medidor custa em torno de US$100, que segundo especialistas aumentaria em 6% as contas de luz. Mas uma ressalva: “Hoje, mais da metade da compra de medidores novos são eletrônicos, porém não são habilitados para medição remota. Há alguns lugares em que já se está instalando medidores com capacidade de medição remota, porém os sistemas ainda não são padrão”, alerta Glauco Brito, gerente de utilities da Atos Origin Brasil.
Desafios e benefícios
Chamada a atenção para o detalhe da conexão destes dispositivos com uma rede de comunicação, para a transmissão da informação sobre o consumo em tempo real, é preciso reconhecer que os benefícios que a tecnologia poderia trazer ao consumidor ainda não foram mensurados. “Sabe-se que o benefício é geral, pois o medidor inteligente permite monitorar o consumo minuto a minuto, de forma que o cliente possa otimizar o uso interno de energia elétrica e se beneficiar das tarifas diferenciadas”, defende Mauricio Torres, gerente de marketing de utilities da consultoria Imagem.
Em documento enviado à ANEEL como contribuição à consulta pública sobre a substituição dos medidores, a Atos Origin apresenta argumentos para análise dos benefícios de smart grid. “As redes elétricas estão enfrentando desafios importantes nos últimos anos. Liberalização do mercado, novo quadro regulamentar, novas tecnologias de geração, redes enfocadas no cliente, aumento da demanda, geração distribuída, questões ambientais, segurança de fornecimento ou envelhecimento da infraestrutura, são fatores motivadores que exigem uma ação”, diz o documento.
A empresa defende que a utilização de medidores inteligentes para obter remotamente os dados de consumo do cliente é a principal aplicação de smart grid, porém, o ponto mais interessante é que a automação da rede pode contribuir para atingir várias dessas metas, bem como estas soluções também podem ser utilizadas para apoiar a participação do cliente na resposta à demanda (DR) e na Gestão pelo Lado da Demanda (GLD), além de permitir vários serviços de valor adicionado.
Experiência
A contribuição da Atos Origin advém de experiências internacionais, como a anunciada recentemente na Europa com a ERDF, um dos mais importantes distribuidores de eletricidade daquela região, que iniciou na França um programa de substituição de 35 milhões de relógios medidores de eletricidade, programa que começou com um projeto-piloto composto por 300 mil contadores. Para assegurar a implantação em todo o país, a ERDF, filial do grupo de energia francês EDF, contratou a Atos Origin como empresa responsável pela arquitetura do novo sistema de informação e líder do consórcio de empresas de tecnologia responsável pelo projeto inicial. O consórcio é composto por fabricantes de medidores de energia, desenvolvedores especializados em softwares e provedores de infraestrutura.
Os novos medidores de energia serão capazes de transmitir e receber dados de leituras remotas, além de possibilitar a gestão otimizada da rede. A instalação dos contadores inteligentes possibilitará a transmissão de dados por meio do sistema de gestão automatizado de contadores (AMM – Automated Meter Management). O projeto contempla o protocolo de comunicação Power Line Carrier (PLC), desenhado pela Atos Origin, que permite a interoperabilidade entre hardware e equipamentos de medição de distintos fabricantes.
Em paralelo às definições do órgão regulador brasileiro, exemplos como os projetos internos conduzidos pelas concessionárias como Copel e a AES Eletropaulo, ganham musculatura no País. Ricardo Van Erven, diretor de tecnologia e serviço a AES Eletropaulo, conta que o primeiro posicionamento interno da companhia diante do tema foi contextualizá-lo à realidade brasileira. “É um tema que está acontecendo no mundo todo, um processo irreversível que apenas tem direcionamentos diferentes”, explica o especialista.
Avanços
Com foco em smart grid, a companhia definiu um grupo muldisciplinar interno, coordenado por Erven, para definir o seu roadmap. “A partir daí estabelecemos um bloco de ações, todas orientadas aos benefícios que deveriam gerar para a empresa, nossos clientes e acionistas”, diz o especialista.
O primeiro foi o desenvolvimento de alguns projetos-pilotos antecididos pela consciência de que desde 2008 a empresa vem desenvolvendo alguns projetos ligados à rede inteligente, de forma que hoje já tem quase 120 mil pontos de medição eletrônica de energia reativa (pontos e necessidade específicas e pontuais); medição centralizada, normalmente em prédios inteligentes; a medição exteriorizada; e os projetos-pilotos em geral.
“Os pontos de medição eletrônica estão pulverizados na área de concessão da AES Eletropaulo. Por exemplo, toda a medição de fronteira e todos os clientes de alta tensão têm medição eletrônica e telemedição; todos os clientes de média tensão também são medidos com medição eletrônica, porém apenas o cliente de maior consumo ou aquele com requisitos especiais são atendidos por telemedição”, afirma Erven, dizendo que estes clientes podem acompanhar através da internet, com login e senha, a curva de carga e o perfil de consumo, para otimizar a utilização de energia elétrica. Também na área de baixa tensão a AES Eletropaulo já possui algumas iniciativas de inteligência, por exemplo, a medição centralizada em áreas de grande concentração de volume – prédios, condomínios, etc.
Além da parte de medição, todos os transformadores das subestações (ETDs – estações transformadoras) têm medidores na saída, e 20% destas subestações já estão digitalizadas. “Com o sistema digitalizado, estamos preparados para, no futuro, tramitar com informações chamadas inteligentes”, reforça Erven. Ele explica que a companhia utiliza serviços de satélite, alguns segmentos da rede corporativa e, preponderantemente GPRS, para o processo de telemedição. “Existe a questão custo envolvida nos diferentes recursos de telecomunicações”, ressalta.
Segmentação
A Companhia Paranaense de Energia (Copel) dividiu as suas iniciativas em cinco áreas de desenvolvimento: automação, telecomunicações, telemedição, chaveamento automático de rede e geração distribuída integrada – com geração de energia alternativa. Julio Shigeaki Omori, gerente da divisão de estudos de média tensão e um dos coordenadores de grupo de trabalho que estuda smart grid, explica que em automação, tanto das subestações quanto das redes, há dois pilares de smart grid. O primeiro é a capilaridade das 400 subestações, todas automatizadas e distribuídas nos 399 municípios de concessão da companhia. “A Copel tem uma característica grande em subtransmissão a 34.500 Volts, que serve para atender a consmidores rurais e a pequenas propriedades”, diz Omori.
Segundo ele, a atividade de telecomunicações dentro do grupo é outro diferencial, pois há conexões via rádio, celular, satélite e fibra ótica nas 400 subestações. Omori também explica que a automação das subestações tem como principais funções inteligentes o controle automático de tensão, a energia reativa e as funções de corte e de carga automáticas. Em paralelo, está em curso um investimento no chaveamento da rede e na abertura automática das chaves, o telecomando e a recomposição automática. “Isto, além de nos apoiar na localização de falhas, nos permite fazer previsão de carga”, resume Omori.
Na parte de telemedição, o especialista diz que a Copel já tem o processo adotado para 280 pontos (50% dos seus grandes consumidores), além dos 7 mil pontos com medição centralizada, e que até o final de 2010 pretende chegar a 6 mil pontos com telemedição.
A empresa também já faz leitura, corte e religação a distância – realiza, em média 2 mil cortes/mês – e trabalha em um projeto para adquirir um centro de controle. Omori pontua que a automação de rede e das subestações ganha relevância ao permitir que as informações sejam integradas em um centro de controle e dali aos sistemas corporativos e operacionais da companhia, agilizando o despacho de técnicos e a atividade do call center.
A previsão é que a infraestrutura de telecomunicações suporte toda a automação empreendida pela Copel e também sirva de base aos projetos-pilotos de serviços para o consumidor final, como a oferta de PLC (internet banda larga pela rede elétrica), que está sendo testada para medições eletrônicas. “Tudo está em teste, mas já temos 90 consumidores conectados à internet pela rede da Copel e pretendemos chegar a 10 mil. Assim, otimizamos o uso da rede, pois os serviços de telemedição não exigem alta velocidade”, finaliza o especialista.
SMART GRID NO BRASIL
PARA QUE PRECISAMOS DE UMA REDE ELÉTRICA INTELIGENTE?
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| Jackeline Alfredo Antonio de Carvalho |
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