Concessionária portuguesa aposta em novas (e inusitadas) tecnologias para tornar rede mais segura. Plano é ter 1 milhão de sensores inteligentes até 2022
Redes de transmissão de energia elétrica cada vez mais inteligentes graças ao uso de tecnologias como IoT (sensores de smartgrids), dados (analytics), robôs e drones: sem dúvida um dos setores que mais tem a ganhar com a transformação digital é o de utilities. Foi o que demonstrou Denis Mollica, gestor executivo de engenharia e sistemas da EDP Brasil, no Palco Nação Digital do IT Forum Expo desta quarta-feira (17/10).
A companhia portuguesa, com operações em 12 estados do Brasil desde 1995 e atuando com geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, teve receita bruta de R$ 17,5 bilhões em 2017. E já se prepara para deixar o modelo tradicional do setor, que há quase um século trabalha com grandes usinas mandando energia para casas e indústrias.
“Nossos clientes estão mudando, novos agentes estão entrando. A geração distribuída com placas fotovoltaicas em residências, por exemplo, transforma o cliente também em gerador”, disse Mollica. “Estamos falando de geração em fontes que vão do sol ao oceano e ao vento, gás natural etc. Tudo conectado criando um sistema novo desde a geração até a distribuição.”
O setor enfrenta dilemas comuns a todos os setores, trazidos pela transformação digital. Um cliente mais informado e exigente vai exigir uma rede mais complexa, segura e monitorada em tempo real para atender suas necessidades.
Para tanto a empresa investiu mais de R$ 78 milhões em pesquisa e desenvolvendo de tecnologias e sistemas de redes inteligentes, as smartgrids. Um laboratório em parceria com a Universidade de São Paulo e projetos pilotos em cidades como Évora, em Portugal, e Aparecida do Norte (SP), Marechal Floriano e Domingos Martins (ES), integram os esforços.
No laboratório se concentram as iniciativas mais disruptivas da EDP Brasil. Um sistema de emulação de redes permite testes tanto reais como virtuais de novas tecnologias. É possível simular cargas de clientes e conectar medidores inteligentes. Virtualmente, 40 mil medidores podem ser testados em rede.
Um centro de operações (COD) virtual permite que distribuidoras simulem situações reais. Um dos testes possíveis é do recurso de Self Healing, sistema que dá ao sistema a capacidade de se autorreparar de falhas e problemas. Outras situações simuladas incluem o impacto de veículos elétricos na rede.
Em breve, uma segunda fase de desenvolvimento do laboratório embarcará block chain nas redes inteligentes, aumentando a segurança das medições e dos clientes nas pontas.
“Resumindo, a ideia é que tudo esteja conectado. Maior segurança, gerenciamento remoto, medição inteligente e faturamento online, redução de custos de manutenção, corte e religamento à distância, detecção de falhas e roubos etc.”, explicou Mollica.
A previsão da empresa é ter 50 mil medidores inteligentes no Espírito Santo em 2019, e chegar a 1 milhão na área de atuação da EDP até 2022.
Além disso, a empresa já utiliza 80 robôs no back office para atendimento de ligações dos clientes, e está partindo para o desenvolvimento de uma tecnologia de próxima geração com recursos de Machine Learning. O primeiro será usado em caso de faltas de energia. Ao detectar uma falha na rede, os usuários são ativamente avisados do problema por telefone – invertendo a relação em que a concessionária é avisada pelo cliente.
“Muitas vezes é difícil estimar o prazo para a resolução do problema, por isso vamos usar um algoritmo para fazer uma previsão. Um sistema de call back vai ativamente ligar para o cliente avisando que a energia foi restabelecida.”
Outra tecnologia inovadora usada para monitoramento de ativos – redes e torres de energia, entre outros – é a de drones. A plataforma de voo desenvolvida permite captar imagens em alta definição, usando ultravioleta e infravermelho para detectar superaquecimento.
