Acidentes envolvendo fauna silvestre e redes elétricas são uma preocupação crescente para concessionárias de energia, que precisam equilibrar confiabilidade operacional e conservação ambiental. O desafio está em priorizar intervenções sem depender de tecnologias complexas de monitoramento, aproveitando melhor os dados que já existem sobre ocorrências e características da rede. A análise de dados estruturais — ou seja, informações estáveis sobre o ativo e o território — permite identificar padrões de risco e orientar ações preventivas com base em evidências. Com isso, o planejamento de mitigação se torna mais eficiente. Continue lendo para entender o poder dessa estratégia e entender como ela pode ser aplicada para auxiliar na proteção da fauna. 1. O que é “risco estrutural”? O conceito de risco estrutural refere-se à probabilidade inerente de acidentes de fauna associada às características permanentes da infraestrutura e do habitat. Ou seja, ele avalia o perigo de choques elétricos com base em fatores estáveis como a geometria de postes e condutores , a configuração da rede, o histórico local de incidentes, a cobertura vegetal ao redor, entre outros. Esse tipo de análise é focado no planejamento de intervenções preventivas , não em monitoramento em tempo real. Ou seja, trabalha-se com variáveis estáveis e de longo prazo para priorizar trechos e ativos, definir padrões construtivos mais seguros (isoladores, espaçadores, afastamentos), orientar manejo de vegetação e programar retrofits em vãos críticos. 1. Pipeline mínimo de dados Quando falamos em pipeline , estamos nos referindo a uma linha de montagem de dados que organiza e enriquece informações já existentes para que sirvam, de forma confiável, à análise de risco estrutural. Nesse cenário, utiliza-se exclusivamente dados já disponíveis, sem recorrer a sensores adicionais. O pipeline básico segue três etapas: Curadoria e padronização: Reúne e integra bases de dados existentes sobre ocorrências de acidentes com fauna na rede elétrica (eletroplessões, impactos, etc.) e sobre ações de atendimento (resgates, intervenções). É preciso deduplicar registros, unificar classificações de eventos e espécies, e georreferenciar cada ocorrência para relacioná-la a pontos ou trechos da rede. Enriquecimento geoespacial: Acrescenta variáveis adicionais ao banco de dados analítico, como características dos ativos (tipo de poste/cruzeta, tensão, idade), presença de vegetação próxima, distância a fragmentos florestais e corredores ecológicos, além de indicadores de ocorrência prévia na região. Governança de dados: Mantém versões das bases e critérios claros de inclusão/exclusão (por exemplo, quais registros contam como “eletrocussão”). Registra logs e trilhas de auditoria para rastrear atualizações. Isso garante transparência e reprodutibilidade no pipeline de dados. 2. Modelos interpretáveis para estimar risco Para estimar o risco de eletrocussão por ponto ou trecho da rede, utiliza-se modelagem estatística simples e explicável (como regressão logística e árvores de decisão). “Interpretável” significa conseguir entender quais fatores pesaram e por quê . O modelo recebe variáveis como tipo de poste/cruzeta, tensão, proximidade de vegetação e histórico de ocorrências e, a partir disso, aprende padrões: certas combinações elevam a probabilidade de evento, enquanto outras (maior afastamento, isoladores específicos) reduzem. Na regressão logística , cada variável recebe um peso que indica se aumenta ou diminui o risco. O resultado é um escore de risco por local, convertido em faixas de criticidade (baixo, médio, alto) e acompanhado de um ranking de priorização. Essa transparência permite às áreas de engenharia, operação e compliance justificar classificações e vincular ações. Como uma troca de isolador ou manejo de vegetação, por exemplo. 3. Priorização guiada por risco: onde agir primeiro? Com o escore de risco em mãos, passa-se à fase de decisão de mitigação . Essa etapa combina múltiplos critérios além do risco: espécies mais sensíveis ou ameaçadas, custo das intervenções, viabilidade técnica e fatores socioambientais. Em geral cria-se um ranking de criticidade dos trechos/instalações, que orienta ondas de obras em curto, médio e longo prazo. As soluções de mitigação comumente incluem: Instalação de capas isolantes em postes e cruzetas (proteções físicas nos terminais energizados). Uso de barreiras mecânicas/antiposagem que impedem que aves e outros animais pousem sobre partes vivas. Ajustes de geometria da fiação (ex.: aumentar espaçamento entre condutores) para dificultar contatos simultâneos. Proteções específicas em subestações e transformadores para evitar acesso de fauna. 4. Medir resultado e revisar A implementação das medidas não é o fim do processo, mas parte de um ciclo gerencial iterativo. Define-se um conjunto de indicadores-chave para monitorar resultados, como número de incidentes por km de rede, porcentagem de pontos críticos tratados e tempo médio para reincidência após intervenção. Esse acompanhamento permite avaliar se as obras estão surtindo efeito (por exemplo, redução de mortes de animais) e informar ajustes futuros. O ranking de criticidade e o próprio conjunto de dados são revisados periodicamente (por exemplo, a cada x meses) para incorporar novas evidências: intervenções executadas entram novamente no pipeline de dados, realimentando o modelo com resultados reais. Assim, o histórico de operações e incidentes alimenta continuamente o modelo sem reclassificação diária por clima. O foco é medir a efetividade das medidas aplicadas e reajustar as prioridades de intervenção com base em evidências atualizadas. Aprendeu algo novo com esse artigo? Assine a InfoConcert Energy e tenha acesso a conteúdos exclusivos sobre do setor elétrico!

No setor elétrico, a inspeção técnica muitas vezes é lembrada apenas como um checklist burocrático para atender normas. Contudo, para gestores e especialistas de concessionárias, ela é muito mais estratégica . Em vez de se limitar a “carimbar” conformidade, a inspeção de ativos em serviço atua de forma proativa na identificação de problemas e melhoria de performance, como um instrumento de confiabilidade, eficiência e segurança operacional, com impacto direto em indicadores regulatórios e econômicos das concessionárias. Ou seja, o objetivo não é apenas passar na vistoria , mas antecipar falhas, otimizar o desempenho e estender a vida útil dos equipamentos em operação. Qual a diferença entre fiscalização e inspeção? Antes de mergulharmos nos benefícios, vale lembrar rapidamente como inspeção e fiscalização se diferenciam: Fiscalização É uma atividade de acompanhamento, controle e validação técnica da execução de serviços, obras ou montagens realizadas por terceiros, que assegura que o serviço executado atenda às especificações técnicas e contratuais. O fiscal atua como representante do contratante, garantindo que tudo seja executado em conformidade com os projetos, normas técnicas, cronogramas e requisitos de segurança. Inspeção : É uma atividade de acompanhamento que tem um foco mais técnico e operacional — voltado à avaliação das condições físicas, funcionais e de desempenho de equipamentos e sistemas instalados. O inspetor atua diretamente sobre o objeto técnico (transformadores, equipamentos de pátio, etc.), realizando medições, ensaios e observações que permitam identificar desvios, degradações, riscos ou não conformidades operacionais. O que a inspeção entrega para a operação? Além de atender a normas técnicas, a inspeção bem‑feita gera resultados tangíveis para concessionárias: Redução de falhas e interrupções : inspeção possibilita identificar desgastes, vazamentos, anomalias elétricas e mecânicas antes que se transformem em falhas críticas. Isso reduz significativamente o risco de interrupções não programadas e aumenta a disponibilidade dos ativos. Extensão da vida útil dos ativos : comparar parâmetros de operação com as especificações de projeto permite corrigir desvios e fazer ajustes de parametrização prolongam a utilidade do equipamento e adiam grandes investimentos. Aumento da confiabilidade do sistema: Ao avaliar as condições operacionais de transformadores, disjuntores, painéis e demais componentes da subestação, a inspeção garante maior confiabilidade da rede e evita eventos que possam comprometer o fornecimento de energia ou gerar penalidades regulatórias. Rastreabilidade e transparência : relatórios de inspeção registram evidências técnicas que sustentam decisões de aceitar, ajustar ou rejeitar equipamentos. Para gestores, essa trilha documental é fundamental em auditorias e revisões regulatórias. Apoio à tomada de decisão técnica e regulatória: Os relatórios de inspeção subsidiam decisões estratégicas sobre planejamento de manutenção, investimentos e modernização das subestações. Além disso, são uma fonte essencial de evidências técnicas em auditorias e processos de fiscalização da ANEEL e do ONS. Economia no ciclo de vida : correções baseadas em inspeção custam uma fração de um desligamento emergencial ou de um retrabalho pós‑energização. Menos tempo parado e mais economia. Reforço da segurança operacional A inspeção contribui diretamente para a integridade das instalações e a segurança das equipes, garantindo que equipamentos críticos estejam em plena condição de operação e dentro dos limites técnicos e normativos. Sustentabilidade e eficiência energética Equipamentos em boas condições operacionais apresentam menor perda de energia e menor risco ambiental (vazamentos de óleo isolante, superaquecimentos, etc.). Assim, a inspeção também apoia metas de eficiência energética e responsabilidade ambiental das concessionárias. Caso CPFL: inspeção como ferramenta de performance Um exemplo prático dos ganhos trazidos por essa abordagem é o projeto de modernização de subestações de transmissão da CPFL Energia. A partir de 2024, a Concert Engenharia foi contratada para assegurar a qualidade dos novos equipamentos adquiridos pela concessionária — transformadores, baterias, retificadores, disjuntores, seccionadores, sistemas auxiliares, entre outros — como parte de um amplo programa de ampliação do sistema. No âmbito desse escopo, a Concert vem realizando inspeções técnicas e acompanhamento rigoroso dos testes de aceitação em fábrica (TAF) e em campo (TAC), conduzidos por diferentes fornecedores e em diversos tipos de transformadores (TR, TC, TCR, TP, dentre outros). Em outras palavras, a atuação da Concert se estende desde a verificação física e funcional de cada componente até a validação final de instalação em campo, garantindo padronização de critérios e conformidade técnica em todas as etapas. As atividades abrangem todo o território nacional, com destaque para as regiões Sul e Sudeste, reforçando o compromisso da empresa com a excelência técnica e a confiabilidade operacional das subestações de transmissão da CPFL Energia. Outsourcing especializado: como aproveitar esses benefícios Mesmo reconhecendo os benefícios, manter inspeções abrangentes de forma consistente pode ser desafiador em realidades onde os times internos são enxutos e tocam muitos projetos simultaneamente . Nesses cenários, faz sentido contar com um reforço técnico especializado que atue como extensão da equipe , seguindo as diretrizes do cliente e integrando-se aos seus processos e padrões. A Concert Engenharia atua há mais de 40 anos ao lado das principais concessionárias do país, com 40+ subestações modernizadas e 400+ subestações supervisionadas pelo seu sistema SCADA . Na prática, é um outsourcing sob medida : você mantém o controle estratégico , absorve picos de demanda sem inflar estrutura fixa e ganha velocidade, qualidade e consistência na execução. Fale com nossos especialistas e estruture seu plano de inspeção!

Lançar um foguete ao espaço é uma operação que exige precisão absoluta. Cada metro de altitude, cada grau de orientação e cada fração de velocidade precisam ser medidos corretamente durante o voo. Um pequeno erro pode sair caro : em lançamentos de satélites, qualquer desvio na navegação pode significar a falha da missão, comprometendo o posicionamento correto da carga útil em órbita. Por isso, existe um dispositivo tecnológico a bordo desses veículos: o Sistema de Navegação Inercial (SNI), responsável por garantir que o foguete “saiba” exatamente onde está , para onde vai e em que velocidade, do solo até o espaço. Durante o voo, sensores inerciais embutidos no foguete (acelerômetros e giroscópios) monitoram continuamente os movimentos e variações de trajetória, o que permite correções rápidas quando algo foge do plano. Mas o que acontece quando um país não tem acesso livre a esse tipo de tecnologia? E por que o Brasil decidiu desenvolver seu próprio SNI? Confira o artigo completo e entenda por que a autonomia em navegação inercial é considerada uma peça-chave para o futuro espacial brasileiro! Por que a autonomia em navegação inercial é vital hoje Atualmente, os sistemas inerciais de alta precisão estão sujeitos a fortes restrições internacionais , como as regras do ITAR (International Traffic in Arms Regulations) dos EUA, que impedem a livre transferência dessa tecnologia . Isso significa que países sem domínio próprio enfrentam embargos e dificuldades para obter componentes críticos. O Brasil enfrentou essa realidade durante o projeto do Veículo Lançador de Satélites (VLS): foram feitas diversas tentativas de aquisição de sistemas inerciais avançados no exterior, mas sucessivos embargos bloquearam o acesso , atrasando e encarecendo o programa. Ficou claro que, sem autonomia, a nação fica vulnerável a decisões de outras nações sobre o que podemos ou não lançar ao espaço. Além dos embargos, há outro fator crucial: pouquíssimos países dominam a tecnologia de navegação inercial de ponta. Apenas um seleto grupo – Estados Unidos, Rússia, China, países da Europa (como a França), Índia, Japão e Israel – conseguiu desenvolver e fabricar sistemas inerciais de alta precisão para foguetes e mísseis. Essa exclusividade não é por acaso. Ter autonomia em navegação inercial , portanto, é vital para o Brasil assegurar sua soberania espacial e de defesa, sem ficar refém de acordos internacionais ou fornecedores externos. Desenvolver o próprio SNI-GNSS insere o país nesse clube restrito e evita que programas estratégicos sejam paralisados por vetos ou limitações impostas de fora. Como o Brasil está desenvolvendo seu próprio sistema Consciente desses desafios, o Brasil iniciou esforços para criar sua própria plataforma inercial de última geração . O esforço tomou forma por meio do Consórcio DJED , uma parceria inovadora entre as empresas Horuseye Tech, Concert Space e Cron. Sob encomenda tecnológica da Agência Espacial Brasileira (AEB), o consórcio está desenvolvendo o SNI-GNSS , um Sistema de Navegação Inercial híbrido com auxílio de GNSS, destinado ao futuro lançador nacional (projeto Microlançador Brasileiro – ML-BR). O SNI-GNSS combina sensores inerciais de precisão (que funcionam independentemente de sinais externos) + um receptor GNSS espacial (que capta sinais de satélites como GPS, Galileo etc.). Em termos práticos, os acelerômetros e giroscópios medem os movimentos do foguete em tempo real , enquanto o receptor GNSS corrige eventuais derivações , além de fornecer coordenadas absolutas quando disponível. Assim, mesmo que o sinal de satélite se perca momentaneamente durante o voo, o foguete não “fica cego” – o SNI continua calculando onde ele está e para onde vai, com o GNSS pronto para reajustar a solução assim que o link retornar. Assim, a arquitetura híbrida garante navegação precisa mesmo em condições extremas ou na ausência temporária de sinais externos. Do ponto de vista técnico, o projeto nacional traz diferenciais importantes. Um deles é a miniaturização. O consórcio adotou sensores baseados em Tecnologia MEMS (Micro-Electro-Mechanical Systems), que permitem construir acelerômetros e giroscópios em escala muito compacta . O resultado é um sistema menor e mais leve que os modelos tradicionais, sem sacrificar desempenho. No setor espacial, reduzir peso é ouro: cada grama economizada no computador de navegação é uma grama a mais de carga útil que o foguete pode levar. A solução SNI-GNSS do Brasil se destaca por otimizar massa e volume, ajudando a maximizar a capacidade do lançador. Além disso, a tecnologia é capaz de se adaptar a diferentes veículos e cenários , seja um microlançador orbital ou um foguete de sondagem atmosférica. Esse desenvolvimento 100% brasileiro segue as tendências globais mais avançadas . Muitos países estão substituindo caros giroscópios a laser ou de fibra ótica por soluções híbridas que integram sensores de custo/precisão moderados com dados GNSS. O SNI-GNSS vai nessa direção, aliando economia e alto desempenho . Desde o início do projeto, a equipe realizou extensos testes de calibração em laboratório e simulações dinâmicas de voo, ajustando modelos e algoritmos para garantir que, quando chegasse a hora do lançamento, o sistema estivesse afinado. Testado em solo brasileiro, pronto para voar Em 2025, o sistema passou por rigorosos testes de qualificação em solo brasileiro , projetados para replicar fielmente as condições de um lançamento real. Um dos principais ensaios foi o teste de vibração , no qual o dispositivo foi submetido a trepidações intensas em laboratório, simulando todas as fases do voo: desde as violentas vibrações da ignição do motor, passando pelo pique de aceleração durante a subida, até as mudanças bruscas na separação de estágios. Engenheiros especializados conduziram simulações precisas da trajetória do foguete, integrando dados GNSS nas simulações para reproduzir o ambiente operacional o mais próximo possível da realidade. Em resumo, o SNI-GNSS enfrentou na bancada condições semelhantes às que encontraria dentro de um foguete de verdade. Os resultados foram animadores. O sistema suportou todas as condições extremas sem falhas, mantendo a precisão de navegação e a estabilidade operacional em cada fase simulada do lançamento . Vale destacar que esses testes não são importantes apenas do ponto de vista técnico, mas também estratégico: provar a eficiência do SNI-GNSS construído aqui é reduzir a dependência de soluções estrangeiras e fortalecer a soberania tecnológica do Brasil . Outra etapa crucial foi o teste de integração do SNI-GNSS com o Computador de Missão (CDM) do foguete – basicamente, conectar o “cérebro de bordo” e os “ouvidos/olhos” do lançador. O CDM é o computador central que comanda e monitora em tempo real os sistemas críticos do veículo , tomando decisões automáticas durante o voo. Em abril de 2025, especialistas reuniram-se para verificar se o SNI-GNSS “conversava” corretamente com esse computador central , trocando dados de navegação e comandos sem nenhum erro. A demonstração realizada na Plasmahub mostrou, primeiro, todas as informações que o SNI consegue enviar ao CDM e, depois, como ele opera seguindo o protocolo de comunicação definido para a missão. O resultado foi a Integração bem-sucedida e operação fluida entre o SNI-GNSS e o CDM , em diversos modos de funcionamento. Com todas essas etapas superadas em solo , o SNI-GNSS brasileiro está, literalmente, pronto para voar . Soberania e legado para o futuro Como vimos, um SNI próprio elimina a dependência de fornecedores estrangeiros e reforça a soberania nacional em programas espaciais e de defesa. Além disso, posiciona o país como parceiro tecnológico em vez de mero comprador, abrindo espaço para colaborações de alto nível. O desenvolvimento dessa tecnologia também fortalece a i ndústria local, estimula a formação de profissionais qualificados e gera aplicações em setores como aviação, defesa, transporte e agricultura. Ao investir no SNI-GNSS, o Brasil não apenas assegura autonomia no acesso ao espaço, mas também consolida uma base tecnológica capaz de impulsionar inovação em diversas frentes. Gostou desse conteúdo e quer ficar por dentro de novidades e atualizações do mercado aeroespacial? Assine nossa newsletter !

O impacto de eventos climáticos extremos na rede elétrica e como protegê-la Nos últimos anos, o aumento da temperatura global tem levado a mudanças significativas nos padrões climáticos, resultando em eventos meteorológicos extremos mais frequentes e intensos. Fenômenos como os temporais ocorridos no Rio Grande do Sul, ocorridos entre abril e maio de 2024, podem causar danos substanciais à infraestrutura da rede de energia elétrica. Infelizmente, esse cenário climático tende a repetir-se. Apenas em 2023, o Brasil registrou 12 eventos climáticos extremos , incluindo cinco ondas de calor, três chuvas intensas, uma onda de frio, uma inundação, uma seca e um ciclone extratropical. Nove desses eventos foram considerados incomuns e dois sem precedentes. Esses números evidenciam o crescimento na severidade e frequência desses fenômenos. Para mitigar esses impactos, tecnologias avançadas têm sido implementadas para monitoramento remoto e gestão da vegetação. Quer entender como essas tecnologias estão transformando a forma como enfrentamos os desafios climáticos? Continue a leitura! Principais impactos dos eventos climáticos extremos na rede elétrica Os eventos climáticos extremos afetam a rede de energia elétrica de várias maneiras, desde o comprometimento da infraestrutura até o aumentando exacerbado da demanda. Abaixo você encontra alguns dos principais desafios: 1. Danos físicos às infraestruturas Ventos fortes provocados por furacões, tufões e tempestades severas podem derrubar linhas elétricas, postes e torres de transmissão, resultando em cortes generalizados de energia. Chuvas intensas podem causar inundações, que submergem equipamentos elétricos e resultam em curtos-circuitos ou incêndios. O calor extremo pode causar superaquecimento e falha em transformadores e outros componentes essenciais da rede. 2. Aumento da procura de eletricidade Durante ondas de calor ou de frio, a demanda por eletricidade aumenta significativamente, pois as pessoas utilizam mais seus sistemas de ar-condicionado ou aquecimento. Se a rede elétrica já opera próxima de sua capacidade máxima, esse aumento na demanda pode sobrecarregar o sistema, levando a apagões ou quedas de energia. 3. Danos às redes de comunicação Os eventos climáticos extremos também podem dificultar o monitoramento e controle eficaz da rede elétrica pelos operadores. Sem informações em tempo real sobre o estado da rede, a capacidade de resposta a problemas é comprometida, aumentando o risco de falhas em cascata que podem afetar uma grande quantidade de consumidores. 4. Efeito nas fontes de energia renováveis As fontes de energia renováveis, como a solar e a eólica, também são vulneráveis a eventos climáticos extremos. Furacões podem danificar turbinas eólicas e painéis solares, por exemplo. Além disso, condições climáticas severas podem resultar na diminuição da luz solar e da velocidade do vento, reduzindo a capacidade de geração de energia. 5. Dificuldade na manutenção e reparo A realização de manutenção e reparos na rede elétrica torna-se mais difícil e perigosa durante eventos climáticos extremos. Ventos fortes ou relâmpagos, por exemplo, podem impedir que as equipes de serviços públicos trabalhem nas linhas de energia. Como resultado, o tempo de interrupção do serviço pode ser prolongado, gerando ônus financeiro e insatisfação dos consumidores. Tecnologias para Mitigar os Impactos dos Eventos Climáticos Extremos Apesar dos eventos climáticos extremos representarem um grande desafio para a resiliência da rede de energia elétrica, diversas tecnologias avançadas estão sendo implementadas para mitigar esses impactos. Alguns exemplos mais notáveis são: 1. Previsão meteorológica avançada Tecnologias de previsão meteorológica avançadas possibilitam previsões mais precisas de eventos climáticos severos. Ferramentas de modelagem melhoradas permitem que operadores de rede e empresas de serviços públicos se preparem com antecedência para fenômenos, facilitando a implementação de estratégias de mitigação. 2. Controle e monitoramento remoto A implementação de dispositivos IoT (Internet das Coisas) e sensores em toda a rede elétrica oferece monitoramento contínuo da integridade dos equipamentos e das condições climáticas. Uma vez que os dados são em tempo real, os operadores conseguem identificar problemas potenciais antes que se tornem crises, evitando interrupções generalizadas. 3. Análise preditiva O uso de análises avançadas e algoritmos de aprendizado de máquina possibilita a análise de dados históricos e condições atuais para prever falhas em equipamentos ou distúrbios na rede durante eventos climáticos extremos. Assim, as concessionárias podem priorizar a manutenção e alocar recursos de maneira eficiente para minimizar o tempo de inatividade. 4. Recursos energéticos distribuídos (DERs) DERs, como painéis solares, turbinas eólicas e sistemas de armazenamento de baterias fornecem energia de reserva em momentos críticos. A integração desses recursos distribuídos na rede, facilitada por tecnologias de redes inteligentes, resulta em uma distribuição de energia mais sólida, algo especialmente útil durante eventos climáticos extremos. 5. Microrredes Microrredes são sistemas de energia localizados que podem operar independentemente da rede elétrica principal. Alimentadas por uma combinação de fontes renováveis, sistemas de armazenamento e geradores de reserva, essas redes locais garantem um fornecimento de energia estável para instalações essenciais como hospitais e abrigos de emergência. 6. Modernização da rede Investimentos em modernização, incluindo medidores inteligentes, automação e armazenamento de energia, aumentam significativamente a resiliência da rede elétrica. Por meio de uma gestão mais eficiente dos fluxos de eletricidade, detecção rápida de falhas e restauração acelerada do serviço após interrupções, essas tecnologias fortalecem a rede contra os impactos de eventos climáticos. 7. Comunicação e coordenação Soluções de comunicação avançadas, como comunicações via satélite, aplicativos móveis e plataformas de redes sociais, aprimoram a coordenação em tempo real entre empresas de serviços públicos, equipes de emergência, agências governamentais e a comunidade. Isso garante uma resposta rápida e organizada durante emergências, além de informar as comunidades afetadas com antecedência. Uma visão sobre o cenário brasileiro No Brasil, onde os recursos para investimentos são limitados, é essencial adotar uma abordagem estratégica para enfrentar os desafios impostos pelos eventos climáticos extremos. Afinal, investir em tecnologias avançadas pode fazer uma grande diferença durante esses eventos. Gestão da Vegetação Segundo Petrônio Spyer, Diretor de Operações da Concert Technologies, "pela escassez de recursos para investimentos, deveríamos observar a regra do 20/80, ou seja, quais principais ações (20%) resolvem 80% dos problemas. Sem medo de errar, diria que investir em tecnologias de Gestão da Vegetação e em melhoria da Consciência Situacional nos Centros de Operação são os pontos fundamentais." Os dados da ANEEL indicam que aproximadamente 30% a 40% dos problemas que afetam os indicadores de Desempenho Equivalente de Continuidade (DEC) e Frequência Equivalente de Continuidade (FEC) estão relacionados à vegetação. O uso de softwares que mapeiam a vegetação e utilizam inteligência artificial para definir a poda das áreas com maior risco é essencial. Já existem soluções no mercado que oferecem essa gestão e monitoramento constantes, automatizando o serviço e reduzindo significativamente os riscos de interrupções causadas por vegetação. Consciência situacional nos centros de operação Além disso, melhorar a consciência situacional nos Centros de Operação é vital para reduzir o tempo de restabelecimento do sistema elétrico. Softwares baseados em inteligência artificial atuam como assistentes inteligentes, ajudando operadores a analisar dados e tomar decisões mais rapidamente durante emergências. A adoção dessas tecnologias permite uma preparação melhor, uma resposta mais eficiente e uma recuperação mais rápida diante de eventos climáticos extremos, aumentando a resiliência e a confiabilidade da rede elétrica em condições meteorológicas cada vez mais severas. Adicionalmente, é fundamental realizar esforços contínuos para reduzir as emissões de gases com efeito de estufa para mitigar os impactos das alterações climáticas e promover um futuro energético mais sustentável.

O setor elétrico global passa por uma transformação tecnológica profunda. Modernizar a infraestrutura de redes – incluindo subestações – tornou-se um movimento mundial, impulsionado pela digitalização e pela transição energética em direção a fontes limpas. Nas palavras da Agência Internacional de Energia: “Redes modernas, inteligentes e expandidas são essenciais para transições energéticas bem-sucedidas.” Não por acaso, grande parte das concessionárias já iniciaram projetos de modernização de suas subestações , integrando recursos de smart grid, renováveis distribuídas e sistemas mais inteligentes. Nesse cenário estão as unidades terminais remotas (RTUs) – ou simplesmente “remotas”, dispositivos microprocessados instalados nas subestações que monitoram e controlam os equipamentos de campo, funcionando como interface entre o mundo físico e os sistemas de supervisão e controle . . Esses equipamentos, que coletam dados de medição, enviam para o centro de controle, e recebem comandos para atuar disjuntores, seccionadoras e outros equipamentos em tempo real, também necessitam de modernização. Porém, como veremos a seguir, atualizar RTUs legadas (antigas) traz desafios (e oportunidades) consideráveis e que podem ser traduzidas em economia de tempo e dinheiro para concessionárias. Quer entender melhor quais são esses desafios – e as oportunidades que surgem ao superá-los? É só continuar lendo! Desafios na Atualização de RTUs Mesmo diante de tantas inovações, muitas concessionárias ainda operam RTUs instaladas há décadas . Lidar com esses sistemas legados não é trivial. Entre os principais desafios para atualizar ou substituir RTUs antigas, destacam-se: · Obsolescência e suporte técnico precário: Equipamentos legados sofrem com a falta de peças de reposição e com fornecedores que já descontinuaram esses produtos, dificultando reparos e manutenção. Em certos casos, a RTU foi descontinuada pelo fabricante, forçando a empresa a buscar uma mudança não planejada. · Limitações de integração: RTUs antigas frequentemente não conseguem interfacear com dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) modernos ou suportar protocolos atuais de comunicação. Por exemplo, muitas não oferecem compatibilidade com padrões como IEC 61850, DNP3 ou mesmo IP, o que impede aproveitar totalmente os novos recursos de automação. Protocolos legados não permitem explorar o volume e a qualidade de dados que os equipamentos atuais podem fornecer, criando ilhas de informação. · Confiabilidade reduzida e alto custo de manutenção: Sistemas instalados há 20 ou 30 anos estão mais sujeitos a falhas e interrupções. Componentes envelhecidos podem apresentar problemas de confiabilidade, elevando o risco de panes na subestação. Além disso, a manutenção torna-se mais onerosa – seja pela escassez de peças e conhecimento especializado, seja pela necessidade de intervenções frequentes para manter equipamentos antiquados operando. O resultado são custos operacionais crescentes ao longo do tempo e dificuldade em atingir os níveis de desempenho e disponibilidade exigidos atualmente. · Dependência de conhecimento específico: A operação de RTUs legadas muitas vezes depende de profissionais experientes familiarizados com aquela tecnologia antiga. Treinar novas equipes em plataformas obsoletas é demorado – um engenheiro pode levar 2 a 3 anos para dominar plenamente um sistema legado complexo. Isso gera grande dependência de poucos especialistas , o que representa um risco à continuidade do negócio caso essas pessoas se aposentem ou saiam da empresa. · Riscos à segurança cibernética: RTUs projetadas em outra época nem sempre suportam os recursos modernos de cybersecurity. Atualizações de firmware e patches de segurança podem não estar mais disponíveis ou ser difíceis de aplicar. Assim, vulnerabilidades conhecidas permanecem expostas , aumentando o risco de incidentes de segurança. Além disso, a falta de segregação de redes e de suporte a criptografia nos equipamentos legados dificulta a conformidade com padrões atuais de segurança, como as exigências regulatórias (por exemplo, CIP no setor elétrico norte-americano). Substituir vs. Modernizar Gradualmente Diante dos obstáculos mencionados, duas estratégias gerais se apresentam para modernizar as RTUs: a substituição completa do sistema legado por um novo, ou a modernização gradual (modular) aproveitando parte da infraestrutura existente. Cada abordagem possui vantagens e desvantagens em termos de investimento, retorno e praticidade de implantação. Substituição completa A substituição completa consiste em trocar a RTU legada por um equipamento novo de última geração, reinventando totalmente o sistema de automação da subestação. Essa abordagem permite atualizar toda a tecnologia de uma só vez, eliminando imediatamente as limitações antigas e garantindo compatibilidade com protocolos modernos, exigências de cibersegurança e demais padrões atuais. Por outro lado, essa estratégia envolve um investimento inicial elevado e concentrado, já que exige a aquisição de novos IEDs, controladores e serviços de instalação. Também demanda maior tempo de parada da subestação, pois é necessário remover o sistema antigo e comissionar o novo integralmente. O processo traz complexidade adicional ao exigir a atualização simultânea de todos os esquemas de fiação, desenhos e pontos de SCADA, o que representa esforço significativo de engenharia e testes. Além disso, a equipe precisa ser treinada no novo sistema, o que amplia a curva de aprendizado. Em resumo, embora resolva os problemas técnicos de forma definitiva, a modernização requer alto investimento, tempo de implementação e um planejamento rigoroso para garantir uma transição segura. Modernizar Gradualmente A modernização gradual adota uma estratégia modular, com atualizações por etapas e o aproveitamento da infraestrutura já instalada. Em vez de substituir toda a RTU e os painéis de uma só vez, trocam-se apenas os componentes obsoletos, como a CPU ou placas específicas, mantendo-se os cabos de campo, gabinetes e infraestrutura originais quando viável. Com a reutilização de parte do sistema, muitas vezes evita-se a necessidade de refazer todo o cabeamento, o que economiza tempo de comissionamento e mão de obra. Há casos em que upgrades foram realizados em menos de um dia por subestação — um ganho considerável em comparação às paradas prolongadas exigidas por uma substituição completa. Do ponto de vista da engenharia, também há benefícios: não é necessário redesenhar todos os esquemas, o que pode reduzir drasticamente o esforço de projeto — . Além disso, ao estender a vida útil dos ativos existentes, como painéis e fiação, o retorno sobre o investimento tende a ser mais atrativo; há estudos de caso apontando reduções de até 60% no custo total do projeto com essa abordagem. Apesar dessas vantagens, é importante considerar que a modernização incremental pode gerar uma convivência temporária entre tecnologias antigas e novas, exigindo atenção à interoperabilidade. Algumas limitações dos equipamentos legados podem persistir até que sejam atualizados nas fases seguintes. Ou seja, a modernização gradual exige planejamento técnico detalhado para assegurar compatibilidade, desempenho sustentáveis ao longo do tempo. A solução da Concert Technologies em parceria com a Minsait Na hora de modernizar uma subestação, um dos grandes dilemas é: como avançar tecnologicamente sem ter que desmontar toda a estrutura já existente? Foi pensando nisso que a Concert Technologies, em parceria com a Minsait, passou a oferecer ao mercado brasileiro uma solução prática, segura e econômica para atualização de RTUs. O grande destaque dessa parceria é o módulo controlador NTX , que permite modernizar remotas legadas sem a necessidade de substituir todo o painel ou refazer cabeamento. Em vez de uma troca completa, o NTX se adapta aos painéis existentes – como os modelos D20 da GE ou Telegyr 5700 da Siemens/LG – e atualiza apenas os componentes críticos. O resultado? Uma economia que pode chegar a até 60% em relação a uma substituição tradicional . A solução é oferecida em duas versões principais: · NTX‑U20 , voltado para painéis GE D20 e D400; · NTX‑U57 , compatível com as RTUs LG/Siemens Telegyr 5700. Além da compatibilidade com protocolos amplamente utilizados no setor – como DNP3, Modbus e IEC 60870 –, os módulos NTX oferecem recursos como diagnóstico remoto , suporte a redes IP e melhorias significativas em cibersegurança. Tudo isso com implantação rápida e mínima intervenção no dia a dia da subestação. Na prática, essa abordagem modular e escalável é ideal para concessionárias que querem evoluir sua infraestrutura sem grandes interrupções, preservando investimentos anteriores e ganhando tempo para planejar outras etapas da modernização. Para otimizar a integração do módulo NTX ao ambiente existente, organizamos um processo faseado que começa com um mapeamento colaborativo das rotinas operacionais, segue com workshops de alinhamento prático e culmina em um plano de implantação adaptável às particularidades de cada subestação. Durante essa jornada, disponibilizamos treinamentos direcionados aos operadores e relatórios periódicos de desempenho, de modo a ajustar continuamente os fluxos de dados e os procedimentos de manutenção. Conclusão Falar em modernizar subestações hoje vai muito além de trocar um equipamento antigo por outro mais novo. É uma decisão estratégica, que impacta diretamente a segurança, a eficiência operacional e a capacidade de acompanhar as transformações do setor elétrico. Em muitos casos, a modernização pode até fazer sentido. Mas, na prática, a modernização gradual tem se mostrado uma alternativa mais flexível, econômica e adaptável à realidade das utilities brasileiras. Principalmente quando é possível aproveitar parte da infraestrutura já existente e reduzir o tempo de parada das subestações. Nesse cenário, contar com parceiros que conhecem de perto os desafios do setor e oferecem soluções testadas no mercado internacional faz toda a diferença. É isso que buscamos com a parceria entre a Concert Technologies e a Minsait: viabilizar a modernização das remotas de forma inteligente, com menos impacto para a operação e mais preparo para o futuro da rede. Quer levar essa modernidade para sua subestação? Fale com nossos especialistas!

This is a subtitle for your new post

This is a subtitle for your new post

This is a subtitle for your new post

A relação entre a indústria aeroespacial e o desenvolvimento do setor elétrico pode não ser imediatamente óbvia para muitos, mas essa conexão está na base de inovações essenciais que moldam a forma como geramos e distribuímos energia. Tecnologias derivadas do espaço, como a sincronização de sistemas de proteção e o monitoramento detalhado de vegetação via satélite, são exemplos de como a expertise aeroespacial está impactando diretamente a eficiência e a segurança da rede elétrica. Atualmente, a importância dessa integração tecnológica é mais evidente do que nunca. O custo de lançamentos espaciais caiu drasticamente, com uma redução de mais de 95% desde o início dos anos 2000, facilitando o acesso a tecnologias de ponta que antes eram exclusivas de grandes agências espaciais, é o que mostra um relatório do banco Citi . Essa redução de custos está permitindo que empresas em todo o mundo utilizem dados de satélites para aprimorar a gestão de recursos críticos, como a energia elétrica, melhorando aspectos como a confiabilidade e a sustentabilidade de suas operações. Saiba mais sobre assunto no artigo! Monitoramento e gestão de vegetação No Brasil, onde cerca de 30% a 40% das falhas na distribuição de energia são causadas pelo contato de árvores com linhas de transmissão, a fusão de dados de imagens de satélite com outras fontes de informação tem o potencial de otimizar o gerenciamento de ativos no setor elétrico. Para mitigar esses riscos, a integração de tecnologias espaciais, como imagens de satélite, com Sistemas de Informação Geográfica (GIS) tem se mostrado uma solução eficaz. A combinação de dados de satélites com outras fontes de informação permite que as concessionárias monitorem, em tempo real, a vegetação que ameaça suas redes, identificando as áreas que necessitam de intervenção. Sistemas avançados de Inteligência Artificial (IA) são então empregados para classificar as árvores , gerenciar seu ciclo de crescimento e gerar planos operacionais de poda . Dessa maneira, as equipes de manutenção podem atuar de forma proativa, antes mesmo que haja uma intercorrência. Além disso, essas tecnologias permitem a otimização das rotas das equipes de poda, que são monitoradas por sistemas de posicionamento como GPS ou outros serviços GNSS. O resultado é a melhora a eficiência das operações e a redução nos custos operacionais, uma vez que podas desnecessárias são evitadas, liberando recursos para áreas de maior risco. Sincronização precisa como base da segurança energética No setor elétrico, a sincronização precisa dos sistemas de proteção é um fator crítico para a segurança e a eficiência da distribuição de energia. Os sistemas elétricos modernos dependem fortemente de dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) que precisam operar de maneira síncrona para garantir a estabilidade e a proteção de toda a rede. Essa sincronização é obtida por meio de receptores de satélite , como os do Sistema Global de Navegação por Satélite (GNSS), que incluem constelações como GPS, Beidou, Glonass e Galileo. Os satélites fornecem informações temporais com precisão milimétrica , o que é essencial para que os IEDs funcionem de forma coordenada em toda a infraestrutura elétrica. A falta de sincronização adequada pode levar a falhas em cascata, resultando em apagões ou danos a equipamentos críticos. Além disso, a integração dessas tecnologias espaciais no setor elétrico está alinhada com as metas globais de desenvolvimento sustentável . A redução dos custos de lançamento de satélites, juntamente com os avanços em sensores de alta resolução, está tornando essas soluções mais acessíveis e eficazes. Medição Fasorial Sincronizada Baseada em dados precisos fornecidos por satélites GNSS, a MFS (Medição Fasorial Sincronizada) permite a mensuração em tempo real das formas de onda de tensões e correntes elétricas , além de suas respectivas relações de fase. Feitas com uma precisão milimétrica, elas permitem uma resposta rápida e eficaz a quaisquer anomalias na rede. Os equipamentos responsáveis por essas medições, conhecidos como Phasor Measurement Units (PMUs), capturam dados a cada milissegundo , oferecendo uma visão detalhada do comportamento da rede elétrica. Com essas informações, é possível ajustar o sistema em tempo real, evitando falhas que poderiam causar interrupções de energia em larga escala. Dois setores da economia com uma relação íntima Como vimos, a integração das tecnologias aeroespaciais no setor elétrico já é um fato e elas estão presentes nas empresas de energia. Essa é uma demonstração de como a colaboração entre diferentes indústrias pode resultar em inovações que transformam a maneira como geramos, transmitimos e distribuímos energia. Tecnologias como a sincronização precisa dos sistemas de proteção até o monitoramento avançado da vegetação e a medição fasorial sincronizada deixaram de ser projeções para o futuro para tornarem-se realidades que estão moldando um futuro mais seguro e eficiente para a energia elétrica.