Medição remota: Cemig vai instalar 1,5 milhão de medidores inteligentes em Minas
A Cemig anunciou nesta semana que vai instalar 1,5 milhão de medidores inteligentes e 3,6 mil religadores automatizados em Minas Gerais. A tecnologia vai permitir o monitoramento, a análise e o controle das redes de distribuição em tempo real e de forma remota.
Segundo a companhia, a previsão é que o Sistema Avançado de Gestão da Distribuição (ADMS, na sigla em inglês) — estrutura na qual os religadores e os medidores inteligentes serão integrados — seja concluído até o ano que vem.
Com o novo sistema, a Cemig espera conseguir detectar e responder automaticamente às falhas, o que pode reduzir o tempo de restabelecimento de energia, além de permitir a realização de simulações para decisões mais precisas e proativas na operação. Dessa forma, a empresa espera diminuir a média de horas que os consumidores ficam sem energia ao longo do ano.
“Na alta tensão já há medições reais e reduzimos o tempo de manobras, que levavam em média 25 minutos, para dez minutos. É uma redução de mais de 30% na operação de linhas de altíssima tensão”, observa o vice-presidente de Tecnologia da Informação da Cemig, Luís Cláudio Villani.
A nova estrutura da rede de distribuição também pode auxiliar na integração inteligente de fontes renováveis distribuídas, como as usinas solares de pequeno e médio porte.
“A Cemig está se preparando para um futuro no qual a rede elétrica será cada vez mais complexa, descentralizada e digital. O ADMS nos permite operar de forma preditiva, tomar decisões em tempo real e garantir mais confiabilidade para os clientes. Aliado aos medidores inteligentes e aos religadores automatizados, estamos criando uma rede mais robusta, moderna e preparada para o avanço das energias renováveis em Minas”, detalha Villani.
Investimento para o ADMS
Para implantar o ADMS, a Cemig vai investir R$ 100 milhões. A estatal alcançará neste ano 53% do investimento de R$ 1,7 bilhão previsto para sua transformação digital em um ciclo de dez anos, iniciado em 2019, e prevê aplicar o restante – R$ 800 milhões – até 2029.
Villani explica que o ADMS é um conjunto de soluções complementares. Ele possui um Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados (Scada, na sigla em inglês), que coleta todos os dados dos ativos elétricos da rede, como transformadores e linhas de transmissão, e integra módulos de gerenciamento de falhas e planejamento energético.
“Numa rede antiga havia uma usina centralizada distribuindo radialmente energia. Agora, há milhares de telhados injetando energia para todos os lados. Gerenciar a qualidade dessa energia, os fluxos de potência e a potência reativa não é fácil sem um sistema inteligente”, disse.
Villani explica que, hoje, a estatal está na metade da implantação do sistema, já com uma rede de alta e média tensão em implementação e cerca de um milhão de pontos supervisionados pelo Scada, como equipamentos e dispositivos elétricos na rede.
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