A digitalização da infraestrutura elétrica está avançando na América Latina, mas o principal desafio não é mais a incorporação de sensores, comunicações ou plataformas de análise. A discussão está se voltando para outra área: a capacidade das empresas de tomar decisões operacionais com base em informações remotas e em tempo real.
Embora durante décadas a manutenção tenha dependido de inspeções no local e testes periódicos fora do local, as novas tecnologias permitem o monitoramento contínuo do comportamento de transformadores, geradores e linhas de transmissão. O objetivo é identificar desvios antes que se transformem em falhas e reduzir o tempo de resposta em caso de emergência.
“Com a tecnologia disponível, é muito provável que boas informações possam ser coletadas remotamente, sem a necessidade de ir a campo para ver o que está acontecendo”, afirmou Facundo Gagliardo , Gerente de Monitoramento Online de Ativos Elétricos da Megger para a América Latina, empresa de manufatura com mais de 130 anos de experiência em manutenção elétrica.
No entanto, o executivo argumenta que a principal barreira para avançar nessa direção não é tecnológica, mas sim uma mudança de filosofia.
“Essa mudança de filosofia, essa realocação de funções, esse perfil que o cliente precisa construir para conseguir lidar com as informações dessa maneira, leva tempo. É uma mudança que afeta toda a empresa”, comentou o entrevistado.
A transição envolve abandonar uma lógica baseada em diagnósticos pontuais e adotar uma gestão contínua de ativos. A Megger incorporou uma divisão dedicada ao monitoramento online há cerca de sete anos para responder a essa evolução do mercado.
Atualmente, as soluções permitem o monitoramento de redes de média tensão, transformadores de potência, geradores e linhas de transmissão. Em caso de incidentes como sobrecorrentes, interrupções de circuito ou falhas de impedância, os sistemas identificam rapidamente a localização do problema utilizando algoritmos de análise.
As informações também permitem o desenvolvimento de modelos preditivos. Em vez de intervir nos equipamentos apenas quando ocorre uma falha ou quando uma inspeção programada está prevista, as empresas podem monitorar a evolução de variáveis críticas e antecipar a deterioração.
“Quando falamos de um gerador ou de um transformador, trata-se de compreender, através da monitorização de tendências, a vida útil dessa máquina e onde poderá ocorrer uma potencial falha, de forma a intervir antes que ela aconteça”, explica.
A necessidade deste tipo de ferramentas torna-se cada vez mais relevante à medida que a participação das energias renováveis na matriz energética aumenta, uma vez que a incorporação da geração eólica e solar obriga os distribuidores e transportadores a garantir uma maior disponibilidade das suas instalações.
Segundo Gagliardo, essas tecnologias pressionam as redes elétricas porque exigem que a capacidade de transporte permaneça constantemente disponível para escoar a energia gerada.
Nesse contexto, surgem também novos desafios operacionais. Enquanto em uma usina elétrica convencional grande parte da atenção se concentra nos equipamentos de geração, em um parque eólico um dos ativos mais sensíveis pode ser a rede de cabos subterrâneos.
Infraestrutura envelhecida e monitoramento em tempo real
A necessidade de evoluir em direção a modelos preditivos também está ligada ao estado de grande parte da infraestrutura elétrica da região. Em diversos mercados latino-americanos, instalações construídas há várias décadas continuam em operação.
Diante desse cenário, a Megger está promovendo o Sentrisense , uma tecnologia originalmente desenvolvida na Argentina e atualmente exportada para diversos mercados internacionais. O sistema permite monitorar o comportamento das linhas de transmissão para detectar envelhecimento, fadiga mecânica dos condutores, risco de ruptura e até mesmo tentativas de furto na infraestrutura.
“Temos sistemas muito bons, fabricados e projetados na Argentina por meio de uma divisão de negócios que a Megger adquiriu e hoje os exportamos para o mundo todo, com resultados já obtidos na Europa”, disse Gagliardo.
“ O Sentrisense evitará muitos problemas, especialmente no que diz respeito ao envelhecimento das linhas, que na Argentina, por exemplo, têm obras com mais de 40 anos, levando em consideração a fadiga do condutor, quando o cabo pode ser cortado, quando pode ser danificado, além de furtos”, acrescentou.
A solução já está disponível na América Latina e faz parte da estratégia global da empresa para expandir o monitoramento contínuo de ativos críticos.
A questão fundamental, no entanto, vai além da tecnologia. A capacidade de obter informações em tempo real já existe. O próximo passo será determinar a rapidez com que as empresas de serviços públicos de energia elétrica da região podem adaptar suas estruturas, processos e equipes para operar sob uma lógica cada vez mais digital e preditiva.