18 dez 2020

Subestações digitais levam transmissão e distribuição de energia a um novo nível

Associada a programas de gestão de ativos, a nova tecnologia é indispensável na modernização de sistemas, apontam especialistas

Fonte.: CanalEnergia / GE OFERECE

O processo de digitalização em redes elétricas avança acelerado em âmbito global, com impacto em subestações de distribuição e transmissão de energia, em especial. No caso do Brasil essa transição já se mostra uma tendência irreversível. Vem ganhando atenção cada vez maior por parte das utilities elétricas porque é uma tecnologia que apresenta inúmeras vantagens e vai ao encontro de normas regulatórias cada vez mais exigentes. As concessionárias ganham em economia, segurança e resiliência, entre outros aspectos positivos, enquanto os consumidores, em geral, se beneficiam de melhor qualidade e continuidade no fornecimento.

Em webinar recente, que contou a participação ativa de centenas de profissionais do setor elétrico brasileiro, especialistas da GE Renewable Energy apresentaram a experiência mundial do grupo em subestações digitais. Os participantes tiveram a oportunidade de saber mais sobre o estado da arte em automação inteligente oferecidos pelas soluções da GE, e entender a importância da gestão de ativos.

Atualmente, em termos mundiais, a GE Renewable Energy conta com cerca de 120 subestações digitais instaladas em mais de 20 países – incluindo o Brasil – com classes de tensão que variam de 11.4 kV a 500 kV. Na América Latina são 13 subestações digitais já energizadas ou em implementação. Sendo todas essas de caráter comercial, ou seja, não são projetos de caráter experimental ou piloto que utiliza outros sistemas convencionais funcionando em paralelo.

“O novo padrão de automação, proteção e controle de subestações, entre outras vantagens, substitui o cabeamento de cobre por fibras óticas, por uma fração do custo”, destacou Fernando Rodriguez, Diretor Comercial da divisão de Grid Automation da GE Renewable Energy na América Latina, a quem coube coordenar o webinar e também falar sobre o trabalho da divisão que representa.

Rodriguez explicou que a GE Grid Automation na América Latina, além de desenvolver produtos, soluções e serviços para o setor elétrico, também se dedica a apoiar os clientes a fornecer energia elétrica com maior segurança, confiabilidade e disponibilidade, buscando não apenas a otimização do CAPEX mas também do OPEX. Segundo o executivo, a GE oferece desde dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) – para proteção, controle, monitoramento e diagnóstico – até rádios e multiplexadores para comunicação. “Esse portfólio é complementado por um leque bem amplo de serviços que vão de upgrades e retrofits de instalações existentes até contratos de serviços de longo prazo – em O&M – além de soluções avançadas de automação”, complementou.

A norma que orienta a concepção de projetos para subestações digitais – a IEC 61850 – remonta de 2004, conforme lembrou Dennys Lellys, Gerente de Aplicação Técnica da divisão de Grid Automation da GE Renewable Energy na América Latina, considerado um dos maiores especialistas nesse tipo de tecnologia. Ele explicou, em sua participação no webinar, que a IEC 61850 se trata de um padrão internacional que, basicamente, define protocolos de comunicação para dispositivos eletrônicos inteligentes.

As diferenças entre uma subestação convencional e uma digital, informou Lellys, começam pelo layout da instalação. A área a ser reservada para disposição dos equipamentos pode ser bem mais reduzida, o que se torna estratégico quando é preciso construir ou ampliar unidades localizadas em áreas densamente ocupadas nas grandes cidades. E essa menor ocupação de terreno não acontece somente pela substituição de quilômetros de fios de cobre por fibras óticas – eliminando, por exemplo, a necessidade de canaletas de concreto -, ressalta o especialista. Mas também porque os painéis, aos quais as fibras se conectam, também diminuíram de tamanho, graças à troca dos tradicionais componentes eletrônicos internos, pelas modernas merging units. Esses dispositivos concentram os dados captados por dezenas de sensores instalados nos equipamentos que ficam no pátio da subestação – disjuntores, transformadores de potência e de corrente etc. Consolidadas, as informações recebidas seguem dali, remotamente, para centrais de supervisão e controle das concessionárias que podem estar localizadas a centenas ou milhares de quilômetros de distância das subestações.

“Mais um fator muito importante é a segurança operacional, porque esse ambiente de trabalho apresenta menores riscos aos profissionais que atuam nessas instalações. Ao mesmo tempo, o baixo índice de falhas, reduz a necessidade de visitas e manutenções corretivas”, apontou Dennys Lellys. Segundo ele, na América Latina, a GE Renewable Energy já foi contratada para implantar projetos de subestações na Colômbia, México e Peru. No Brasil, há, pelo menos, cinco instalações encomendadas, levando em conta as que estão em fase de fornecimento e uma com previsão de operação no início de 2021.

Também participou do webinar, outro engenheiro do time de Grid Automation na América Latina, Marcos Carreras, com especialização em monitoramento e diagnóstico de subestações, aprofundou ainda mais a parte de gestão de ativos. Segundo ele, o monitoramento preciso e permanente, proporcionado pela tecnologia digital, contribui decisivamente para prolongar a vida útil dos equipamentos, evitar desligamentos não programados e aumentar o índice de disponibilidade da subestação. “Com um resultado positivo nos indicadores gerais de desempenho, sem falhas inesperadas, reduz-se, consequentemente, a probabilidade de eventuais penalidades por parte da autoridade reguladora, preservando também a imagem corporativa”, comentou.

Da mesma forma, é possível ainda obter melhores condições na negociação de seguros, a prêmios com valores mais módicos. “Um aspecto importante é a mudança na estratégia de manutenção, não mais baseada no tempo de uso dos equipamentos, porém agora focada em situação de desgaste”, adicionou Carreras. É uma nova abordagem, segundo o especialista, que permite conhecer melhor os equipamentos e classificá-los numa escala de “mais críticos” a “menos críticos”, de acordo com o risco de falha, orientando assim um plano mais assertivo de substituição.

(Nota da Redação: Conteúdo patrocinado produzido pela empresa)

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