28 Subestação Digitalizada Concessionárias de transmissão se preparam para digitalizar suas subestações. A nova onda tecnológica, baseada no protocolo internacional IEC61850, é grande oportunidade para a indústria fornecedora de sistemas de automação e controle Por Leandro Tavares e Milton Leal O sistema elétrico brasileiro foi colocado em xeque no ano passado. Quando 18 Estados ficaram no escuro, a sociedade, especialistas e a imprensa questionaram a confiabilidade da rede de transmissão e do parque de subestações do Sistema Interligado Nacional (SIN). Após o blecaute de 10 de novembro, que durou cerca de 3,5 horas e interrompeu 28,8 mil MW da carga, ganhou força a ideia de que é preciso reforçar e modernizar as instalações que servem de ligação entre a geração e a distribuição de energia elétrica. Especialistas consultados pela reportagem da Revista GTD Energia Elétrica foram unânimes em afirmar que a malha nacional não está sobrecarregada e está preparada para aguentar fortes oscilações no consumo. Prova disso foram os consecutivos recordes de demanda instantânea verificados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) em fevereiro, mês que registrou elevadas temperaturas nas principais capitais e centros de consumo do País. No dia 24 de fevereiro, o SIN atingiu um pico de quase 71 mil MW, enquanto que a média brasileira está na casa dos 53 mil MW. Apesar de suportar as elevações repentinas de carga, muitos equipamentos que constituem o parque de transmissão nacional têm mais de cinco décadas de funcionamento e trabalham com tecnologias obsoletas. Modernizar e digitalizar as subestações existentes no Brasil é uma das saídas para incrementar a confiabilidade do sistema elétrico. A Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (Cteep), maior transmissora brasileira, controlada pelo grupo colombiano ISA, opera atualmente 18 mil quilômetros de linhas, 105 subestações e prevê investir somente neste ano US$140 milhões em melhorias e expansão da malha. Deste montante, US$20 milhões serão aplicados na digitalização de subestações, conceito tecnológico que está ganhando projeção no setor de transmissão. O engenheiro e gerente do departamento de manutenção da Cteep, Antônio Manuel Corvo, conta que, com a implementação da nova tendência, pretende-se substituir toda a parte de comando, controle, supervisão e proteção das subestações, transformando o que era analógico em digital. Digitalização significa trocar o sistema convencional de comunicação interno da subestação, utilizando uma tecnologia determinada pela norma internacional IEC 61850, que estabelece padrões de troca de informações entre os diversos componentes das subestações e os centros de operação, explica. A subestação de Mongaguá, localizada no litoral paulista, foi a primeira da companhia a ser completamente digitalizada. Neste projeto, finalizado no início de 2009 e desenvolvido com a ajuda da Efacec, foi investido US$1,6 milhão. O papel desta
29 Cteep/Divulgação A subestação de Porto Ferreira, da Cteep, estará digitalizada até o final do primeiro semestre de 2010 subestação de pequeno porte é atender o forte crescimento da demanda que é verificado durante o verão. Corvo explica que com o aumento do consumo várias ocorrências de curtos circuitos são registradas na rede de distribuição da Elektro, concessionária que atende a região e que recebe energia transmitida pela Cteep. Com a subestação digitalizada, a análise do problema que aconteceu foi muito mais rápida e nós pudemos religar os equipamentos com mais agilidade. Segundo ele, a possibilidade de recompor mais rapidamente o sistema em caso de algum incidente melhora os indicadores de disponibilidade da empresa e torna o SIN mais seguro. O custo de instalação desta tecnologia surpreendeu o gerente da Cteep. A primeira avaliação dos técnicos dava conta de que este sistema teria um custo bastante elevado. O que verificamos é que não é tão caro quanto pensávamos. Parece-me que o fato de abrir novos parceiros e consultar empresas que estão trazendo novas tecnologias para o Brasil surtiu efeito no preço final, opina. Para se ter ideia, no ano passado, a Cteep contratou a digitalização completa para duas subestações. Fechamos por metade do valor que estávamos prevendo. O preço do ganhador da concorrência correspondia a 1/3 da proposta mais alta que nossa área de suprimentos recebeu, lembra. Hoje, três subestações da transmissora estão recebendo a instalação do sistema. As plantas de Mairiporã e Porto Ferreira estarão digitalizadas até o final do primeiro semestre deste ano. Já o projeto de modernização da unidade de Jaguaribe está previsto para ser concluído no segundo semestre. No momento, estamos contratando o sistema para as subestações de Paraibuna e Edgar de Souza. Esta última é uma das maiores instalações que abastece a cidade de São Paulo. Ela tem mais de 50 anos e é uma subestação 10 vezes maior que as outras que contratamos para a digitalização. Depois deste projeto, teremos a real dimensão de como vai funcionar essa tendência no Brasil, justifica o gerente da Cteep, que já investiu até agora US$10 milhões nos projetos de digitalização. A expectativa de crescimento do mercado de digitalização de subestações para os próximos cinco anos é da ordem de 10% ao ano. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabeleceu março de 2012 como data limite para que todos os parques estejam operando digitalmente. André Suzumura Cintra, gerente de projetos da unidade de negócios de automação de sistemas de energia da Efacec, empresa especializada em desenvolvimento de projetos de digitalização, estima que somente 20% do atual parque de subestações brasileiro já possua a tecnologia. A companhia, que no ano passado implantou o sistema em 15 subestações, esperar manter em 2010 a taxa de crescimento
30 do faturamento de 50% ao ano verificada nos últimos dois anos. Há um grande mercado represado, principalmente nas grandes empresas, como Eletropaulo, Cteep e Light, conta Cintra da Efacec, que já coordenou também a digitalização de subestações das distribuidoras EDP Bandeirante, que atua no interior de São Paulo, e Coelce, concessionária do Ceará. O executivo detalha que um dos grandes benefícios da tecnologia é melhorar os indicadores de qualidade de fornecimento de energia das distribuidoras. A redução do DEC (duração das interrupções) e do FEC (frequência das interrupções) é enorme. Em alguns casos, o investimento se paga em dois anos, garante. Segundo ele, o custo do sistema de automação e proteção de uma nova subestação corresponde a até 15% do investimento total do parque. Cláudio Trejger, que é diretor de soluções de automação para subestações da América Latina da Areva T&D, uma das líderes mundiais de mercado nessa área, conta que o mercado de digitalização de subestações começou a se desenvolver na segunda metade da década de noventa, mas sua consolidação ocorreu no início do novo milênio. Com o lançamento do novo protocolo de comunicação Ethernet IEC61850 no Cigrê em Paris, na França, em 2004, as indústrias tornaram-se um mercado importante também para os fabricantes, além, é claro, dos usuais clientes de GTD. Hoje, toda subestação construída é digitalizada, tanto no caso das empresas de GTD quanto das indústrias, explica. A subsidiária brasileira da companhia, que recentemente foi vendida pelo governo francês por 4,1 bilhões de euros ao consórcio formado pela Alstom e pela Schneider Electric, já digitalizou 110 subestações, sendo a maioria em protocolo IEC61850. Em digitalização, todo e qualquer projeto é feito sob medida, com detalhes específicos para cada caso. Às vezes, um projeto que não tem um valor contratual muito grande pode trazer uma exigência técnica bastante complexa, afirma Trejger. Os projetos que demandam maior investimento estão relacionados à tecnologia e padronização da norma internacional IEC61850. Estes projetos exigem um aprimoramento técnico das equipes envolvidas, principalmente porque essa nova tecnologia está criando uma ruptura com a forma tradicional de se pensar e projetar uma subestação, envolvendo também os equipamentos primários. O IEC61850 vai se tornar cada vez mais aplicado, inclusive sendo utilizado em equipamentos primários que também se tornarão inteligentes, assim como os Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IEDs) utilizados nas digitalizações, opina. Dados do ONS comprovam que há um enorme potencial de negócios para essas empresas. Hoje, existem em operação 429 subestações de linhas de transmissão no País e mais 191 subestações de usinas geradoras, totalizando 620 parques. Nos próximos três anos, serão construídas outras 95 unidades, já leiloadas, para atender ao crescimento da carga. SXC.hu/Lars Sundstrom Setor prevê crescimento de 10% ao ano para o mercado de digitalização de subestações
31 Grande parte das subestações brasileiras ainda não é automatizada e atua com o sistema convencional. Contudo, esse processo deve ganhar um empurrão com o desenvolvimento das redes inteligentes de energia Por meio de sua assessoria de imprensa, o operador do sistema informou que a quantidade de subestações é suficiente para atender às necessidades brasileiras e que anualmente o órgão prepara o Plano de Ampliações e Reforços (PAR), que visa apresentar com antecedência as ampliações e reforços necessários para preservar a segurança e garantir o desempenho da rede básica de transmissão. Sensores inteligentes Além da digitalização, existem outras tecnologias que estão sendo utilizadas para modernizar as subestações. A grande novidade no mercado são os sistemas de monitoração e diagnóstico que disponibilizam informações em um software online sobre o real estado de cada um dos componentes de uma subestação. O benefício desse sistema é que a manutenção passa a ser feita não mais baseada na vida útil do componente, e sim na condição real dos equipamentos. Quando um defeito começa a aparecer, é possível detectá-lo e corrigi-lo antes que algum problema mais grave aconteça. Ganha-se muito em termos de confiabilidade do sistema, explica Marcos Alves, gerente técnico da Treetech, empresa especializada no desenvolvimento de soluções para aplicações em controle, comando e proteção para transformadores e reatores de potência. Alves recorda de um exemplo da atuação dos sensores. No ano passado, o sistema foi instalado nos transformadores de 500KV da subestação da usina hidrelétrica de Serra da Mesa (1.275MW), localizada em Goiás. Quando o sistema detectou um defeito em uma das buchas de alta tensão da subestação, o programa emitiu um alerta e o transformador foi desligado. Verificamos que havia um problema grave que poderia levar a uma explosão da bucha, conta. Contudo, o gerente da Treetech afirma que a nova tecnologia ainda não emplacou. Algumas concessionárias começaram a aplicar o sistema, mas por ser algo novo, a maioria ainda não tem. Atualmente, a empresa trabalha no projeto de modernização da subestação de Ibiúna, localizada no interior de São Paulo. A planta possui oito bancos de transformadores que vêm da usina hidrelétrica de Itaipu (14.000MW), localizada na divisa do Paraná com o Paraguai. Quem está apostando as fichas no sensoreamento dos equipamentos são as estatais federais. Furnas, Eletrosul e Eletronorte largaram na frente. A última, inclusive, contratou a Treetech para aplicar a tecnologia nos transformadores elevadores da hidrelétrica de Tucuruí (8.370 MW), localizada no Pará. Na casa de força I (composta por 12 unidades geradoras de 350MW e duas auxiliares de 22,5MW), sete dos 12 transformadores já dispõem do sistema de monitoramento. Os demais estão sendo modernizados conforme a programação de parada de máquinas. Na segunda casa de força (composta por 11 unidades geradoras de 375MW), todos os 12 transformadores já estão sendo monitorados por sensores. O investimento para a implantação da tecnologia foi da ordem de US$4 milhões. Os benefícios desta modernização para a hidrelétrica são explicados por meio da assessoria de imprensa da Eletronorte.
32 Visão do especialista Sidnei Martini é livre docente em engenharia elétrica, professor da Universidade de São Paulo (USP), pesquisador associado ao Grupo de Estudos do Setor Elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Além disso, o especialista presidiu a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (Cteep) por 10 anos. Martini é especializado em engenharia elétrica e engenharia de computação e sistemas digitais, com ênfase em transmissão de energia elétrica, subestações, linhas de transmissão, centros de controle, integração de sistemas de automação Qual a importância da indústria fornecedora na modernização de subestações? É fundamental. Tudo o que eles desenvolvem de novos produtos acaba sendo utilizado pelas concessionárias, seja na expansão ou modernização do sistema de transmissão. Por exemplo: os sistemas para digitalização de subestações foram desenvolvidos em universidades, mas eles só foram materializados nas empresas que passaram a produzir produtos para o mercado. Então, elas têm papel fundamental à medida que elas disponibilizam a tecnologia mais atualizada para os novos empreendimentos. Qual a importância dessas empresas na evolução da tecnologia? Assim que as áreas de P&D dessas empresas disponibilizarem equipamentos e novas tecnologias, elas passarão a competir no mercado. Assim, as outras empresas vão seguir o mesmo caminho para não perder mercado e serão beneficiadas as concessionárias e, conseqüentemente, os consumidores. Na parte de medição, por exemplo, existe hoje toda uma nova linha de tecnologia de medição ótica, que em vez de usar transformadores de potencial e de corrente para fazer medição, passam a usar dispositivos óticos, que é uma tecnologia muito mais moderna. Portanto, a partir do momento que essas tecnologias estiverem disponíveis ao mercado e com preços que possam disputar com as tecnologias convencionais, elas serão absorvidas pelo mercado e colocadas em operação com beneficio para o consumidor final. Qual a relação entre a academia e essas empresas? No mundo, a Siemens, ABB, Areva, entre outras, têm acordos tecnológicos com universidades e centros de pesquisas para fazer parte da pesquisa. Mas isso normalmente quem faz são as matrizes, porque é lá que se desenvolvem os novos produtos que depois são disponibilizados para a rede de filiais do mundo inteiro. Aqui no Brasil não temos nenhuma matriz dessas empresas, mas, sim, unidades. Apesar disso, temos tido algumas mostras de que essas empresas têm buscado se aproximar da academia. Com a disponibilidade de recursos de P&D que a nossa regulação do setor elétrico permite, será possível que as concessionárias patrocinarem o desenvolvimento e aperfeiçoamento de produtos. Qual a importância da digitalização de subestações? A digitalização é importante para poder trazer informações do campo para os vários níveis de controle. Quando se tem uma subestação com vários transformadores, disjuntores, chaves seccionadoras, medições de temperatura e vibração e outras tantas informações disponíveis, é possível coletar as informações desses componentes, converter para o módulo digital e processar essas informações localmente, o que permite reações muito mais rápidas e um maior nível de automação local. Além de disponibilizar essa base de dados, que é enviada para o centro de controle, que fica na retaguarda fazendo o papel de supervisão e controle, o resultado de implantação da tecnologia melhora a qualidade da prestação de serviço de cada subestação. Como o senhor vê o desenvolvimento das smart grids no País? Hoje, o consumidor só consome energia. Dentro de um novo conceito de redes inteligentes, o consumidor também poderá gerar energia. Mas para isso acontecer, o medidor de energia, que hoje só mede da concessionária para o consumidor, deverá medir também do consumidor para a concessionária. Para isso, será preciso alterar a regulamentação que hoje existe no setor elétrico. Além disso, teremos que ter equipamentos eletrônicos e eletrotécnicos para fazer a adequação, porque se a rede é de 60Hz, será preciso gerar exatamente nesta frequência.
33 A partir do monitoramento de tendências de alguns parâmetros operacionais importantes (temperatura, umidade etc), será possível intervir no equipamento antes que este venha a falhar. Além disso, tais medidas facilitam o processo de negociação para a contratação de seguros do equipamento. Controle remoto Grande parte das subestações brasileiras ainda não é automatizada e atua com o sistema convencional. Contudo, esse processo deve ganhar um empurrão com o desenvolvimento das redes inteligentes de energia (smart grids, no termo em inglês). Apesar de ser uma novidade tecnológica que ainda engatinha lentamente no País, especialistas acreditam que até o final da década esse movimento vai ganhar força e mudar completamente o setor elétrico nacional. A Siemens, uma das maiores fabricantes de sistemas de automação para subestações, está confiante no crescimento do mercado. O gerente de vendas e marketing da área de produtos para proteção e automação de subestações, Sérgio Jacobsen, acredita que a introdução do protocolo de comunicação baseado da norma internacional IEC61850 mudará o conceito de proteção e controle desses parques. Os benefícios da automação compreendem ganhos desde a montagem e fabricação dos painéis que compõem as instalações, até a operação, que pode ser centralizada em uma única pessoa; e a manutenção das subestações, que passa a ser realizada de forma mais otimizada. Para Jacobsen, o que ainda emperra a decisão das empresas no que tange a implementar essa solução nos parques é a demora no retorno dos investimentos. A automatização da subestação é um custo que não reflete em um ganho imediato na receita. Quando o concessionário substitui um transformador por um outro de maior potência, ele distribui mais energia e vê um impacto na receita, que aumenta. Contudo, quando se automatiza uma subestação, o ganho é a longo prazo, é indireto. O próximo passo da automação das subestações é o barramento de processos. Segundo o gerente da Siemens, isso será uma continuação do IEC61850. Os equipamentos de barramento de processos vão se integrar ao protocolo. Os transformadores, disjuntores etc, que ainda se conectam na rede via cabo serão integrados via fibra ótica, explica. Perspectivas da transmissão O setor de transmissão vê na conexão das novas usinas do rio Madeira e do rio Xingu um salto para a indústria e os investimentos da área. A espinha dorsal do segmento de energia elétrica, que trabalha com ampliações permanentes e, por isso, é o que menos sofre com políticas ou conjunturas externas, vê com bons olhos essas oportunidades no curto prazo. Temos o desafio de ligar as usinas de Jirau (3450MW) e Santo Antônio (3150MW) com o Sudeste. E há ainda a expectativa de ligar Belo Monte (11.233MW), também no Norte, cujo leilão deve acontecer em 2010, com as áreas mais industrializadas, avalia o diretor-executivo da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), César de Barros Pinto. A perspectiva de leiloar tais linhas longas pela localização dos empreendimentos e importantes pelo tamanho da carga a ser transmitida completa o cronograma de certames que, na avaliação do governo e também da Abrate, aconteceram dentro do esperado no ano de 2009. No ano passado, foram leiloados 3.315 quilômetros de linhas de transmissão, além de mais 17 subestações em dois eventos, um em cada semestre. O primeiro, em maio, registrou deságio médio de 20,31% para os cerca de 2,4 mil quilômetros, e os investimentos totalizaram R$1,78 bilhão. Os deságios ficaram dentro da expectativa. Apesar de a Aneel não ter abrandado a Receita Anual Permitida (RAP) do edital por conta da crise, o deságio médio foi bom, afirmou à época o presidente da Abrate, José Cláudio Cardoso. No segundo, em novembro, o deságio foi de 28,43%. Depois de 2003, com o início da participação estatal, os deságios começaram a cair brutalmente. A tendência é que esses deságios diminuam cada vez mais. Mas mesmo assim estamos vendo deságios na faixa de 30%. A Aneel vai continuar apertando a RAP nos próximos leilões, analisou o diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner, logo ao fim do leilão, cujas linhas somam R$1,3 bilhão em investimentos. Para o primeiro semestre de 2010, segundo a Aneel, já está previsto um leilão de 880 quilômetros de linhas, além de 10 subestações, o que mostra a sequência gradual e regular das ampliações do setor.