Sérgio Granato de Araújo e José Gonçalves Vieira, Consultores Smart Grid, publicaram a terceira e última parte do tutorial inédito: “Automação da Distribuição e a Smart Grid”. A seqüência de publicações foi finalizada com a descrição dos benefícios e os desafios que envolvem a Automação da Distribuição, além de seu atual estágio de desenvolvimento dentro do cenário nacional num amplo comparativo no  contexto global da tecnologia. Foram traçadas as perspectivas nacionais e internacionais, e tudo leva a crer que, do ponto de vista da eficiência operacional, a Automação da Distribuição aliada aos projetos Smart Grid, apresentam grande potencial de retorno de investimento para as “utilities”.

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AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO E A SMART GRID

PARTE 1:

1. CONCEITUAÇÃO: SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA E AUTOMAÇÃO

2. AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO (DA): PRINCIPAIS FUNÇÕES

PARTE 2:

3. PADRÕES E TECNOLOGIAS DE COMUNICAÇÃO

PARTE 3:

4. BENEFÍCIOS E DESAFIOS

5. CONCLUSÕES

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PARTE 3

4. BENEFÍCIOS E DESAFIOS

As funções e aplicações de Automação da Distribuição (Distribution Automation: DA) provêem benefícios e desafios. Freqüentemente, benefícios e desafios estão entrelaçados, e os benefícios completos e reais não serão evidenciados até que alguns desafios, incluindo os financeiros, tenham sido superados.

BENEFÍCIOS COM A IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE DA

Cada utility poderá se beneficiar de forma diferente para uma dada função de DA. Assim, dificilmente uma abordagem poderá ser generalizada para todas as utilities.

Entretanto, podem ser destacados alguns benefícios gerais decorrentes da implantação do conceito de DA, favorecendo utilities, consumidores e a sociedade. Os benefícios para a sociedade são os mais difíceis de quantizar, no entanto podem ser críticos na avaliação dos benefícios totais das funções de DA. Abaixo estão descritos alguns dos principais benefícios da DA para essas categorias:

• Benefícios Financeiros Diretos: redução, estabilização e maior controle sobre os custos, possibilitando segmentação e oferta de novas opções de tarifas aos consumidores;
• Benefícios de Confiabilidade e Qualidade de Energia: diminuição de períodos e de freqüências de interrupção do fornecimento de EE, com melhoria dos indicadores DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC, e gerenciamento confiável da carga e da geração distribuída;
• Benefícios de Segurança e Proteção: maior visibilidade de situações não seguras, maior segurança cibernética da rede, maior proteção de privacidade e maior independência de fontes de energia;
• Benefícios de Eficiência Energética: redução de perdas de energia na Distribuição, redução do uso de energia e redução de demanda durante períodos de pico via técnicas de gerenciamento de carga;
• Benefícios de Controle da Rede: controle e supervisão de ativos da rede e de fontes de energia renováveis distribuídas num ambiente automatizado e inteligente;
• Benefícios ao Meio Ambiente e de Conservação de Energia: redução de gases de efeito estufa e outros poluentes, redução de geração via fontes de energia não renováveis e/ou ineficientes.

DESAFIOS PARA A IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE DA

A DA contempla muitos benefícios. Antes, porém, precisa-se responder aos desafios. Os principais desafios para a implantação de sistemas de DA no contexto Smart Grid incluem:

• Equipamentos Elétricos e Eletrônicos: cobrem todos os equipamentos e dispositivos de campo baseados em microprocessador incluindo controladores, IEDs, RTUs, concentradores e transmissores de dados. Podem também ser incluídos equipamentos eletro-eletrônicos tais como chaves, bancos de capacitores e interruptores, onde o controlador eletrônico poderá estar embutido. Cabe observar que o principal desafio de equipamentos eletro-eletrônicos se refere aos aspectos de controle e de troca de informação utilizando redes de comunicação de dados;
• Sistemas de Comunicação: incluem não somente o meio de transporte (p. ex., rede celular, fibra óptica e sistemas rádio), mas também e principalmente os protocolos e padrões, tais como o DNP3 e IEC 61850, e, não menos importante, as questões de segurança da informação (obs.: no “roadmap” de interoperabilidade na Smart Grid IEEE 2030 a segurança da informação é delegada a camada de TI);
• Gerenciamento e Processamento de Dados: incluem todos os aspectos que vão desde a coleta, análise, armazenamento e provisão de dados dos usuários e aplicações, bem como sua validação. Técnicas de gerenciamento de dados que funcionam bem para pequenas quantidades de dados podem fracassar ou se tornarem ineficientes para grandes quantidades de dados;
• Integração de Sistemas: cobrem os aspectos de interligação e troca de informação entre múltiplos sistemas/entidades, identidade de dados que trafegam na rede, protocolos de comunicação (sobretudo de camadas mais altas) e padrões de dados. Destaca-se pelo alto grau de complexidade considerando a diversidade de equipamentos, dispositivos e aplicações;
• Aplicações de Software: cobrem os programas, algoritmos, cálculos e análises de dados ou qualquer outro software que provê capacidades adicionais e inteligência ao sistema de Distribuição. Há a necessidade de qualificação da mão-de-obra em áreas que abrangem engenharia de software, engenharia de sistemas, redes de comunicações, automação e sistemas elétricos de potência. Os principais fatores que influenciam o desenvolvimento de softwares são os aspectos financeiros, regulatórios e legais.

Avaliar os desafios financeiros para a implantação de DA nas utilities é uma tarefa complexa, inclusive há que se contemplar as diferenças entre as mesmas. Além disso, as tecnologias estão evoluindo rapidamente e podem se tornar obsoletas no momento em que estejam sendo colocadas em funcionamento. É importante, sempre que possível, seguir e adequar as iniciativas às padronizações técnicas nacionais e internacionais de modo a permitir o uso de protocolos e soluções tecnológicas que estejam alinhadas aos padrões técnicos de DA e Smart Grid.

Ressalta-se que os custos das aplicações de DA estarão também diretamente associados aos ambientes reguladores e tarifários.

Alguns dos principais fatores motivadores de investimentos em DA, muitos deles inter-relacionados entre si, estão resumidos a seguir, podendo servir como justificativa para iniciativas visando a evolução da rede de Distribuição rumo à Smart Grid:

• Mitigação de interrupções do fornecimento de EE;
• Redução de perdas técnicas (e comerciais) nos sistemas de Distribuição;
• Oferta de energia elétrica com melhor qualidade;
• Melhor gerenciamento de ativos da rede (equipamentos e dispositivos);
• Atendimento à crescente demanda por energia elétrica;
• Economia de mão-de-obra e otimização de custos;
• Criação de novos serviços de valor agregado;
• Atendimento a objetivos ambientais (“mandatos verdes”).

“STATUS” E PERSPECTIVAS – CENÁRIO INTERNACIONAL PARA A DA

O cenário mundial apresenta-se bastante heterogêneo em relação ao grau de Automação na Distribuição. Isso ocorre, em parte, devido às prioridades das utilities em iniciarem a implementação de programas de Smart Grid através de sistemas de Medição Inteligente.

Em geral, a infraestrutura dos sistemas de Distribuição que estão atualmente em operação na maioria dos países tem pelo menos 20 anos de existência, conseqüência do baixo nível de investimento em DA neste período.

Os EUA apresentam um grau médio de automação do sistema de Distribuição, assim como a Europa. Já o Japão apresenta um maior grau de evolução na automação [22]. Em todos esses países ou regiões, considerados desenvolvidos, destaca-se também a necessidade do gerenciamento de unidades de geração distribuída conectadas ao sistema de Distribuição de EE, que constitui uma das atividades delegadas à DA.

O Japão acumula larga experiência em aplicações de DA, principalmente nos últimos 20 anos. Atualmente, a maioria de seus circuitos alimentadores encontra-se automatizada e instalações mais antigas já começam a ser substituídas por novos equipamentos proporcionando novas funções à rede de Distribuição. O Japão tem a motivação para a implantação da DA sustentada pela escassez de recursos naturais, por questões climáticas e pela prospecção de novos serviços [22]. Um dos focos atuais em DA no Japão é promover a capacidade de transferências de carga via criação de seqüências otimizadas.

Nos EUA, a maioria da infra-estrutura de Transmissão e Distribuição tem entre 40 e 50 anos, se aproximando do fim da vida útil dos equipamentos utilizados. Os motivadores para os investimentos em DA nos EUA são, portanto, o envelhecimento de ativos e a preocupação com a confiabilidade e a segurança do sistema, mas também, assim como o Japão, a escassez de recursos naturais e a prospecção de novos serviços. Para a Europa, podem ser citados os mesmos motivadores dos EUA, contudo acrescidos de questões climáticas [22].

Na Europa, as subestações de Distribuição estão sendo integradas e automatizadas utilizando principalmente relés de proteção microprocessados, “bay controllers” e RTUs de modo a habilitar o controle remoto, reduzindo o “downtime” da rede em situações de contingência.

Há de se considerar a diferença entre o sistema de Distribuição dos EUA, Canadá e de outros países (incluindo o Brasil) e o sistema de Distribuição da Europa, ainda que alguns países desta implementem algo semelhante ao modelo norte-americano (ex.: Estônia e Letônia). As redes aéreas norte-americanas são constituídas de longos circuitos alimentadores (longas linhas), enquanto na Europa eles são significativamente mais curtos. Como conseqüência, o interesse dos primeiros em automatizar seus circuitos alimentadores é maior. Por outro lado, não há grandes incentivos para as utilities européias automatizarem seus alimentadores da distribuição, pois em caso de distúrbios em um desses alimentadores, o número de UCs afetadas será baixo, e, por sua vez, a quantidade de perdas de receita será igualmente baixa [23].

Uma pesquisa recente realizada pela Pike Research [24] revela que durante o período de 2010 a 2015 as utilities de Distribuição devem investir em todo mundo um total de US$ 46 bilhões em aplicações de DA, destacando também um crescimento robusto em investimentos nos anos subseqüentes. Os resultados desta pesquisa asseguram que a DA, depois da Medição Inteligente, será a próxima onda de indústrias voltadas à Smart Grid, sobretudo devido à redução de custos e melhorias na operação da rede e qualidade e conservação de energia, considerando ainda que esses segmentos terão impactos significativos indiretos como o aumento de índices de satisfação do consumidor.

A pesquisa da Pike revela ainda que a categoria de mercado que receberá maiores investimentos será aquela envolvida com “upgrades” em transformadores de distribuição, “circuit breakers” (disjuntores), religadores, chaves seccionadoras, chaves de desconexão e fusíveis, com 53% dos investimentos em DA. Outra categoria com investimentos relevantes inclui a otimização do controle de Volt/VAR, a detecção de falhas, a isolação e recuperação (FDIR) e o controle de circuitos alimentadores. A pesquisa relaciona grandes fornecedores de equipamentos de DA, alguns deles com representações no Brasil, dentre outros a ABB, G&W Electric, GE Energy, Schneider Electric, Siemens Energy e G&W Electric, assim como fornecedores de sistemas de gerenciamento, controle e otimização, como a Current, Telvent, Cisco Systems, Landis+Gyr e Trilliant, e empresas que trabalham com integração de sistemas, como a Accenture e IBM.

Destaca-se que nos EUA os investimentos em DA devem ultrapassar investimentos em AMI (Advanced Metering Infrastructure) devido à maturação e término da implantação dessas soluções com uso do fundo de estímulo lançado naquele país em 2009 [25], com investimentos em DA crescendo de US$ 2,2 bilhões, em 2010, para US$ 5,6 bilhões, em 2015. (figura 18).

Figura 18 [26]: Previsão de Mercado para DA nos EUA no período 2010-2015.

“STATUS” E PERSPECTIVAS – CENÁRIO NACIONAL PARA A DA

No Brasil, o cenário atual apresenta o envolvimento de um pequeno número de utilities com iniciativas em DA, e muitas diferenças entre as abordagens. Há a necessidade de um maior número de aplicações-piloto, maior número de trabalhos envolvendo análise técnico-econômica das funcionalidades de DA dentro do contexto da empresa, bem como ações coordenadas entre os diversos agentes para definição de um plano de maior abrangência com a maximização dos benefícios considerando as diversas opções existentes [22].

Além disso, o cenário nacional mostra que a DA provê diversas aplicações, porém com implementações isoladas, e que o monitoramento e, por conseqüência, o diagnóstico da rede encontra-se em estágio incipiente. A auto-reconfiguração da rede (“self-healing”) é praticamente inexistente e a comunicação bidirecional sincronizada de dados, em suporte à automação, é bastante restrita [22].

Os principais motivadores para a implementação da DA no Brasil são, portanto, (i) a redução de perdas técnicas e comerciais, (ii) o aumento da confiabilidade e qualidade do sistema, (iii) a redução de custos operacionais e (iv) o melhor aproveitamento da capilaridade do sistema de Distribuição.

Algumas utilities Brasileiras têm desenvolvido programas de implantação de automação em seus sistemas de Distribuição e projetos de P&D no tema. Abaixo é apresentado uma breve descrição de ações de DA na Copel (Companhia Paranaense de Energia), CEMIG (Companhia Energética de Minas Gerais) e AES Eletropaulo (área de concessão: 24 municípios do Estado de São Paulo), a partir de dados extraídos de apresentações em congressos relacionados à Smart Grid e de sites das utilities.

A COPEL, a maior utility do Paraná com cerca de 3,7 milhões de UCs representando 99% do Estado, tem realizado investimentos expressivos no setor e planeja para o ano de 2011 o montante de R$ 933 milhões apenas para o sistema de Distribuição. São metas da companhia Paranaense: (i) reduzir custos operacionais via operações remotas e/ou autônomas, (ii) melhorar a qualidade do fornecimento de energia (grandezas elétricas como V, A, W, Var e Hz serão monitoradas em pontos-chaves da rede), (iii) preparar o sistema para a geração distribuída e cargas especiais, promovendo a conexão em massa de pequenas gerações e o atendimento a veículos elétricos, (iv) reduzir perdas técnicas e comerciais e (v) melhorar a assertividade do planejamento da expansão da rede.

A COPEL apresentou seu planejamento de automatização para os anos 2014 e 2020 [27], descrevendo como metas prioritárias: (i) ter 100% dos alimentadores de Curitiba automatizados (2014), (ii) aplicar o conceito de digitalização em 15 subestações de Curitiba (2014), (iii) ter 100% dos alimentadores com sistema de reconfiguração automática (2020), (iv) ter 100% de tele-operação e supervisão remota de bancos de capacitores, reguladores de tensão, chaves e religadores (2020), (v) ter 100% de medição e monitoramento dos transformadores de rede (2020), (vi) ter 100% das subestações digitalizadas (2020), (vii) adicionar 6.000 pontos de sensoriamento de falha na rede (2020) e (viii) utilizar em larga escala algoritmos para apoio à tomada de decisão (2020).

A CEMIG, considerada a maior empresa integrada do setor, com aproximadamente sete milhões de UCs (a maior em número de UCs) e cerca de 500.000 km de linhas de Distribuição, planeja, dentre outras ações em DA, (i) a instalação de Religadores, (ii) a implantação de funcionalidades de despacho VAR, (iii) o controle da tensão de linha e (iv) o gerenciamento de perdas através de medição em transformadores [28]. Também estão incluídas ações como a automação de chaves FS6 (rede subterrânea), a automação das subestações em um período de 3-10 anos e uso extensivo de detectores de falhas.

A CEMIG, através do projeto “Cidades do Futuro”, programa para a melhoria da prestação de serviços ao consumidor baseado nos conceitos de DA e de Rede Inteligente (Smart Grid), está avaliando e promovendo a automação de redes de Distribuição, a integração de sistemas, a geração distribuída, a microgeração, HANs (redes domésticas inteligentes) e o suporte a cargas especiais (veículos elétricos). O projeto “Cidades do Futuro” da CEMIG tem utilizado “Projetos de P&D”, regulados pela ANEEL, para diversas iniciativas em Rede Inteligente, podendo-se citar o Projeto “Desenvolvimento de um Modelo Funcional Smart Grid Através de Integrações Sistêmicas de Soluções Inteligentes para Automação da Rede de Distribuição, Infraestrutura Avançada de Medição e Participação do Consumidor”.

A AES Eletropaulo, que em consumo e faturamento é a maior utility de Distribuição da América Latina com atendimento a 16,5 milhões de habitantes (6,1 milhões de UCs) (dados de 2010), atualmente desenvolve projeto de P&D para a implementação de um piloto de soluções de Smart Grid, incluindo ações em DA, integrando detecção de falhas, auto-recuperação da rede, controle de carga e medição remota, suportado por infra-estrutura moderna de comunicação. Suas prioridades em DA neste projeto são: (i) a implantação de lógica de reconfiguração no sistema SCADA (sistema “self-healing”), (ii) o monitoramento do nível de tensão nos secundários de transformadores e (iii) a implantação de abertura automática de ocorrências nos sistemas de atendimento.

A AES Eletropaulo apresentou um plano de investimento de R$ 134 milhões para 2011 para instalação de 2.000 Religadores Automáticos (RAs), possibilitando o rápido restabelecimento de energia, pois a maioria dos curtos-circuitos que ocorrem nas redes aéreas é de natureza transitória, e 5.000 Chaves Seccionalizadoras Automáticas. Em 2012, serão instalados, adicionalmente, mais 1.000 RAs e outras 5.000 Chaves Seccionalizadoras, tornando “inteligente” mais da metade dos equipamentos de proteção da rede. A empresa, que pretende concluir a digitalização de 150 subestações ainda em 2011, realizará investimento total para os próximos cinco anos no valor de mais de R$ 3 bilhões [29].

Outras utilities de distribuição têm se destacado igualmente com ações em DA, obtendo resultados consistentes, não sendo apresentados no artigo por razões de espaço.

5. CONCLUSÕES

A Automação da Distribuição (DA) não surgiu com a introdução da Smart Grid, porém à luz deste conceito tem se tornado uma das áreas mais promissoras e com maiores possibilidades de retorno de investimento para as utilities do ponto de vista de melhorias operacionais.

A implantação de aplicações de DA pelas utilities de distribuição ainda apresenta grandes desafios, principalmente aqueles relacionados à integração de tecnologias, processos e aplicações e, sobretudo, às justificativas e retornos financeiros.

A automação de sistemas de Distribuição de EE pode ser implementada em diversos níveis, o sistema de Telecom sendo o fator determinante na seleção do nível desejado. Ressalta-se que os sistemas de Telecom que têm sido utilizados pelas utilities na implementação de aplicações de DA são baseados em uma extensão dos tradicionais sistemas SCADA que são normalmente empregados no monitoramento e controle de subestações, contudo, usando outros meios avançados de Telecom, principalmente na última milha.

Assim, pode-se classificar a automação da rede em: (i) Automação com ausência de Telecom (enfoque apenas na “proteção da rede”), tipicamente utilizada pelas utilities Brasileiras e no resto do mundo, implementada através da instalação de religadores e seccionalizadores de rede (ligados a jusante dos religadores), obtendo-se assim resultados concretos na mitigação de interrupções de EE (considera-se aqui a não utilização de funções de telecomando), (ii) Automação suportada por sistemas de Telecom unidirecionais com a subestação ou Centro de Controle (enfoque no “monitoramento da rede”), possibilitando a leitura remota de sensores (ex.: detecção remota de curto-circuito) fornecendo informação do estado da rede e, por fim, (iii) Automação suportada por sistemas de Telecom bidirecionais com a subestação ou Centro de Controle (enfoque no “controle da rede”, incluindo a gerência pró-ativa), executando rotinas de “self-healing” automatizadas, aplicações de controle de qualidade da EE, aplicações de DA localizadas nas premissas do consumidor (p. ex., DR e DSM, sendo estes também coordenados com sistemas AMI) e otimização de sistemas de proteção (p. ex., parâmetros de religadores que podem ser monitorados e alterados dinamicamente) promovendo o caminho para a implementação de um conceito Smart Grid completo e fim-a-fim.

A classificação da automação da Distribuição em níveis de implementação, como exposta acima, pode indicar um “roadmap” gradual para a implantação de uma dada aplicação de DA visando atingir o conceito pleno de Smart Grid, caracterizando uma abordagem “botton-up”, onde, inicialmente, sistemas isolados vão sendo automatizados de forma descentralizada e, posteriormente, são integrados aos sistemas de operação da rede a partir da implantação de redes de Telecom. Tal abordagem (botton-up) tem sido a realidade possível para a evolução da rede de Distribuição na maioria das utilities do mundo devido, sobretudo, ao excessivo custo da alternativa “top-down”.

Historicamente, os primeiros sistemas de Telecom que foram introduzidos nos sistemas de Distribuição ficaram inicialmente reservados à leitura de sensores e ao controle remoto de chaves com o objetivo de melhorar a confiabilidade da rede. Em uma segunda fase, as tecnologias de DA evoluíram e passaram a compreender outras aplicações promovidas pelos conceitos de Smart Grid, como p. ex. o controle integrado de tensão e fator de potência (função IVVC), a distribuição dinâmica de carga (função OFR) e a resposta à demanda (funções DR e DSM).

É importante frisar que não há uma solução única de DA para todas as utilities. Muitas dessas funções apenas se tornarão viáveis se coexistirem com outras e devem ser implementadas de acordo com as necessidades das operadoras. Assim, funções individuais de DA, tais como monitoração de VARs ou detecção de falhas em circuitos alimentadores, não podem ter seus benefícios avaliados isoladamente. Portanto, a maioria destas funções poderá somente ser justificada financeiramente se fizer parte de um conjunto maior de aplicações.

Algumas informações do conceito de DA sob a perspectiva de Smart Grid podem ser destacadas. A seguir listamos algumas delas e apresentamos informações complementares ao conteúdo do artigo.

• Sob o ponto de vista das utilities, o principal objetivo da DA é melhorar a eficiência da operação, a confiabilidade do serviço e a qualidade da energia entregue às UCs. Embora estes objetivos não sejam novos, iniciativas em ambientes integrados e “inteligentes” trazem grandes benefícios e estão levando as utilities a investir cada vez mais em DA.
• Investimentos em automação devem primeiramente enfatizar a rede Primária (em detrimento a rede Secundária), cujos problemas podem ser propagados (com apagões em cascata) afetando grande número de UCs. Assim, as atividades de monitoramento e controle em redes de alta e média tensão podem ser consideradas economicamente viáveis em decorrência do valor dos equipamentos monitorados, dos tempos de manobra e de reparo mais longos e da abrangência geográfica de influência das interrupções.
• Dentre as aplicações de DA apresentadas no artigo, FDIR e IVVC são consideradas fundamentais em operações em tempo real em sistemas de Distribuição e devem ser incorporadas à solução de automação das subestações, que devem ser projetadas com reserva de capacidade.
• Em condição normal (ausência de falhas), a reconfiguração da rede de Distribuição deve ser utilizada para evitar sobrecargas e reduzir perdas no sistema.
• Os requisitos mais relevantes de redes de comunicação para o atendimento as aplicações de DA incluem (i) disponibilidade de rede, (ii) latência, (iii) confiabilidade e qualidade do canal e (iv) segurança da informação, isto é, proteção contra acesso não autorizado e/ou interferência devido a operações de rotina. O atributo de largura de banda não será tão importante quanto a latência, porém será interessante incorporá-lo no planejamento da rede de Telecom considerando a tendência de proliferação de IEDs na rede de distribuição, assim como a tendência de uso de comunicação em tempo real entre/com os mesmos.
• Algumas aplicações da DA exigirão tempos de latência relativamente curtos. Por exemplo, as aplicações que envolvem “handshakes” entre IEDs/sistemas exigirão, na maior parte, tempos de latência inferiores a 50 mseg (podendo chegar a valores inferiores a 4 mseg para relés de proteção). Porém, nem sempre serão necessárias respostas instantâneas. Algumas delas exigirão tempos entre 4 a 8 seg, enquanto outras poderão tolerar tempos iguais ou superiores a 30 seg. Ainda, uma taxa de comunicação de 9.600 bit/s pode se mostrar adequada para grande parte das aplicações de DA em suas fases iniciais.
• Algumas aplicações DA, como seccionalização da rede, requerem comunicação bidirecional, enquanto outras, como o controle de banco de capacitores, comunicação unidirecional.
• Atualmente, diferentes protocolos de comunicação vêm sendo utilizados em aplicações de DA, como p. ex. DNP3 e Modbus. A automação de subestações e da rede tem sido realizada, em muitos casos, sem regras e fazendo uso de tipos de dados sem padrão definido. Há, portanto, problemas na troca de informação, o que leva a inclusão de diversos conversores, e o uso de diferentes softwares e linguagens, gerando sérios problemas de interoperabilidade, algo que impacta no desenvolvimento do conceito de Smart Grid sob o ponto de vista sistêmico.
• Embora algumas utilities já tenham iniciado a implantação do IEC 61850, que é um padrão mais novo e sofisticado, o mesmo ainda passa por um processo de experimentação e levará algum tempo para ser implementado considerando todas as suas funcionalidades. No entanto, entendemos que será apenas uma questão de tempo para a maioria das utilities migrar para uma abordagem orientada a objeto (proporcionada por este padrão) na automação de subestações, possivelmente estendendo tal abordagem a outras áreas de aplicação, como no controle de IEDs em redes de distribuição e no controle de recursos de energia distribuídos remotos.
• Pesquisas recentes têm revelado que a maioria de conexões de redes de IEDs em subestações utiliza a comunicação serial (RS-232, RS-485). No entanto, a tendência aponta para um aumento de conexões utilizando o protocolo Ethernet, com a adoção do IEC 61850 onde as mensagens trocadas entre IEDs utilizam o padrão GOOSE, permitindo atender a tempos de latência excessivamente críticos, impedindo o uso do protocolo de Internet (IP) nesses sistemas.
• Entendemos que os seguintes padrões são considerados de grande importância em implantações de DA que projetam ambientes integráveis para a implantação do conceito de Smart Grid completo e fim-a-fim: IEC 61850, IEC 61970, IEC61968, IEC 62351, IEC/TR 62357 e IEEE 1588-2008.
• É provável que a DA se integre, em certo grau, ao AMI uma vez que as aplicações de ambas irão compartilhar a mesma área geográfica, com muitos dos mesmos problemas. Neste caso, ocorreriam ganhos significativos, tais como detecções instantâneas de falhas e implementações de controle de mais baixo custo.
• De fato, em alguns casos, as redes de Telecom utilizadas para as duas aplicações (AMI e DA) podem compartilhar a mesma tecnologia. Contudo, nesse caso, espera-se um isolamento físico e/ou lógico de topologias de redes e canais de Telecom utilizados pelos dois sistemas, p. ex., via uso de Virtual Private Networks (VPNs).
• Assim, como regra geral, as redes de Telecom utilizadas em sistemas AMI não devem sobrepor ou interferir (apenas complementar) às redes dos sistemas de DA, sob o risco de introduzir problemas de segurança de rede. Em muitos casos, as tecnologias de Telecom são distintas para as duas aplicações, cada qual apresentando uma topologia e uma tecnologia distinta. Por exemplo, em sistemas AMI usa-se, geralmente, a topologia de rede Neighborhood Area Network (NAN), enquanto em sistemas de DA, Field Area Network (FAN).
• Equipamentos e dispositivos de DA estão se tornando numerosos. As demandas sobre sistemas SCADA nos sistemas elétricos de potência irão crescer exponencialmente acompanhando a expansão da rede de sensores e atuadores gerando, por conseqüência, aumento significativo na quantidade de dados disponíveis sobre o sistema, o que exige um maior controle a partir do Centro de Operação da rede para um melhor nível de decisão sob os múltiplos parâmetros e dados coletados. Assim, espera-se também que o custo de comunicação por ponto monitorado e controlado seja um fator relevante na implantação de aplicações de DA.
• Espera-se, cada vez mais, que a inteligência se mova para os postes e os IEDs terão que se comunicar em tempo real, principalmente em interações no modo “peer-to-peer”, para implementar algoritmos de restauração de rede avançados.
• Na aquisição de IEDs pelas utilities há duas questões a considerar: (i) suas capacidades básicas ou “stand-alone” e (ii) suas capacidades secundárias ou de integração de sistemas. São questões relacionadas à integração de sistemas a interface física, como p. ex. a RS-232, RS-485 ou Ethernet e a topologia de rede (ponto-a-ponto ou ponto-multiponto), e seu protocolo de comunicação, dentre os mais utilizados o DNP3 e o IEC 60870-5-101. Tais questões devem ser consideradas mesmo se os IEDs não forem integrados num futuro próximo.
• Não há solução única e ideal para a arquitetura de sistemas de informação na DA que preencha todas as circunstâncias e aplicações desejadas. Muitos dos sistemas atuais são centralizados, mas há uma tendência em direção ao processamento distribuído (uso de IEDs na rede). Provavelmente, uma abordagem híbrida combinando as três arquiteturas (centralizada no Centro de Controle, centrada na subestação ou distribuída na rede de distribuição) deverá evoluir num futuro próximo.
• Em regiões onde interrupções do fornecimento de EE são freqüentes, a aplicação OMS é um importante componente do DMS. Outro importante elemento será localização de falhas e interfaces na rede com auxílio de GPS. Neste contexto, é necessário avaliar o desafio da integração de plataformas de automação previamente isoladas, incluindo, OMS, GPS/GIS, SCADA e AMI.
• Funções de DA complementares às apresentadas no artigo podem ser destacadas, tais como procedimentos de intertravamento (bloqueio de manobras visando a segurança do sistema), registro seqüencial de eventos, armazenamento de dados (históricos de eventos) e geração de gráficos de tendências (relatórios gerenciais).

O maior problema para a promoção da DA permanece em seu “business case”. Entretanto, as utilities estão começando a se convencer que as aplicações de DA, quando baseadas em redes de comunicação corretamente planejadas, podem ser o fundamento de uma rede elétrica (de fato) inteligente.

Considerando utilities de grande porte, a automação completa de um sistema de Distribuição pode levar de cinco a sete anos para ser concluída. Assim, é importante conceber uma rede de comunicação flexível de modo a se adaptar, evoluir e absorver os avanços dos diferentes protocolos e tecnologias existentes e em fase de padronização, bem como os novos requisitos dos sistemas.

Do ponto de vista do negócio as utilities têm compreendido que a DA pode reduzir custos de forma significativa com melhorias em eficiência, confiabilidade, qualidade de serviço, conservação de energia e melhor atendimento aos clientes, obtendo elevados níveis de satisfação do consumidor e atendendo as exigências dos reguladores. Recentes pesquisas confirmam esta perspectiva, indicando que as vendas globais de DA deverão superar as de medidores inteligentes já ao final de 2011 [30].

Por fim, ressaltamos que a descrição de sistemas autônomos, padrões e tecnologias, como a apresentada de forma introdutória nesse artigo, pode ser considerada tarefa elementar se comparada ao extraordinário trabalho de integração de sistemas, a ser alcançado com grande investimento na área de Tecnologia de Informação (TI), camada de inteligência de Smart Grid [31] (“roadmap” IEEE 2030).

Estudiosos e profissionais do setor têm alertado governos, empresas concessionárias, prestadores de serviços e a indústria em seus trabalhos de pesquisa e consultoria para a necessidade do grande esforço de desenvolvimento em “interoperabilidade de sistemas” (software), quando interfaces e padrões são concebidos de forma a tornar o sistema facilmente customizado para uma aplicação particular ou oportunidade de negócio, cujo custo poderá exceder em algumas vezes o custo com hardware quando se projeta a evolução da rede elétrica segundo uma visão plena do conceito Smart Grid.

REFERÊNCIAS

[22] Kagan, N., “Automação da Distribuição Avançada”, Palestra integrante do III Seminário Internacional de Smart Grid (III SISG), CPqD, Campinas-SP, junho de 2011.

[23] “IEC Smart Grid Standardization Roadmap”, Smart Grid Strategic Group (SG3), Edition 1.0, June 2010.

[24] http://www.pikeresearch.com/newsroom/smart-grid-distribution-automation-spending-to-total-46-billion-worldwide-by-2015

[25] http://smartgridnews.com.br/entrevista-desafios-da-migracao-tecnologica-smart-grid-claudio-lima/

[26] http://www.greentechmedia.com/articles/read/smart-grid-trends-distribution-automation-on-the-rise/

[27] Omori, J., “O Projeto Smart Grid na COPEL”, Smart Grid Brazil Forum, 2010.

[28] http://cemig.infoinvest.com.br/ptb/4534/Cemig_Apimec_09_Case_DDC_por.pdf

[29] http://www.aeseletropaulo.com.br/imprensa/releases/Paginas/AESEletropaulodestinaR$120milh%C3%B5esamaisparaatendimentoaocliente,novasequipesetecnologia.aspx

[30] http://www.smartgridnews.com/artman/publish/Delivery_Distribution_Automation/Research-confirms-strong-distribution-automation-growth-3552.html

[31] http://grouper.ieee.org/groups/scc21/2030/2030_index.html

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Sérgio Granato de Araújo, Eng. Eletrônico pela UFRJ, Professor da EEEC (Escola de Eng. Elétrica e de Computação) da UFG (Universidade Federal de Goiás). Trabalhou por 8 anos na indústria de equipamentos para Telecomunicações e Tele-Automação, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG-D S.A. e Dr. em Eng. Elétrica pela COPPE UFRJ. granato@eee.ufg.br – sgranato1@gmail.com

José Gonçalves Vieira, Eng. Eletricista / Eletrônico, Diretor Técnico-Comercial da CELGTELECOM e Diretor de Inovações Tecnológicas da APTEL – vieira@aptel.com.br -  vieirajg@gmail.com

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Os autores agradecem ao trabalho de revisão de Cláudio Lima (*), Domingos Sávio Leal (**), Celso Antônio Ferreira Maia, Victor Hugo de C. Melo (Celso e Victor são funcionários da CELG-D), Prof. Antônio Melo e Profs. do Grupo Smart Grid da EEEC/UFG e a Funcionários da CELG-D relacionados com o Projeto de P&D Local em Smart Grid ANEEL/CELG-D/UFG.

(*) Claudio Lima has Pos-Phd in Electronic Engineering, serves as the Vice-Chair, Author and Member of the Writing Group of the IEEE P2030 Smart Grid Standards, as Member of the IEEE Smart Grid Steering Committee (SGC), as a Member of the NIST-SGIP Smart Grid Architecture Council (SGAC). He’s currently actively involved in Smart Grid Communications and IT Strategy, Next Generation Smart Grid Architectures and Advanced Smart Grid Technologies. He is also a contributor Member of Digital Europe Smart Grid WG and Member of the CEN/CENELEC. crlima10@hotmail.com

(**) Sávio é Eng. Aeronáutico pelo ITA, Consultor pela Integradores Soluções em Tecnologia, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG-D S.A e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG-D/UFG – savio.leal@integradores.com.br