Em geral

O primeiro sistema de energia de corrente alternada foi instalado em 1886. Naquela época, a rede era um sistema centralizado e unidirecional de transmissão de energia elétrica e controle de demanda.

No século XX, as redes locais cresceram ao longo do tempo e acabaram por ficar interligadas por razões económicas e de fiabilidade. Na década de 1960, as redes eléctricas dos países desenvolvidos tornaram-se muito grandes, maduras e altamente interligadas, com milhares de estações geradoras "centrais" fornecendo energia aos principais centros de carga através de linhas eléctricas de alta capacidade que depois se ramificaram e se dividiram para fornecer energia a pequenos utilizadores industriais e domésticos em toda a zona de abastecimento. A topologia da rede da década de 1960 foi o resultado de fortes economias de escala: centrais de carvão, gás e petróleo de 1 GW (1.000 MW) a 3 GW ainda são consideradas lucrativas, devido às características de aumento de eficiência que só podem ser rentáveis ​​quando as estações se tornam muito grandes.

As centrais eléctricas foram estrategicamente localizadas para estarem próximas das reservas de combustíveis fósseis (sejam das suas próprias minas ou poços, ou perto de caminhos-de-ferro, auto-estradas ou linhas eléctricas portuárias). A localização das barragens hidroeléctricas em zonas montanhosas também influenciou fortemente a estrutura da rede emergente. As usinas nucleares foram localizadas devido à disponibilidade de água de resfriamento. Finalmente, as centrais eléctricas alimentadas a combustíveis fósseis eram inicialmente altamente poluentes e localizavam-se tão economicamente quanto possível em centros populacionais, uma vez que as redes de distribuição de electricidade o permitiam. No final da década de 1960, a electricidade da rede atingia a esmagadora maioria da população dos países desenvolvidos, permanecendo apenas as áreas regionais periféricas “fora da rede”.

A medição do consumo de eletricidade é necessária por utilizador, a fim de permitir uma faturação adequada de acordo com o nível de consumo (altamente variável) dos diferentes utilizadores. Devido à capacidade limitada de recolha e processamento de dados durante o período de crescimento da rede, foram comummente estabelecidos acordos tarifários fixos, bem como acordos tarifários duplos em que a energia nocturna era cobrada a uma tarifa mais baixa do que a energia diurna. A motivação para os acordos de dupla tarifa foi a menor demanda noturna. A dupla tarifa tornou possível a utilização de energia eléctrica nocturna de baixo custo em aplicações como a manutenção de bancos de calor que serviam para “suavizar” a procura diária, e reduzir o número de turbinas que precisavam de ser desligadas durante a noite, de forma a optimizar a utilização e rentabilidade das instalações de produção e transporte. As capacidades de medição da rede da década de 1960 significavam limitações tecnológicas no grau em que os sinais de preços podiam ser propagados através do sistema.

Durante as décadas de 1970 a 1990, o aumento da demanda levou a um número crescente de usinas de energia. Em algumas áreas, o fornecimento de energia eléctrica, especialmente nos horários de pico, não conseguia acompanhar esta procura, resultando numa má qualidade de energia, incluindo apagões, cortes de energia e quedas de energia. A electricidade era cada vez mais utilizada para a indústria, aquecimento, comunicação, iluminação e entretenimento, e os consumidores exigiam níveis cada vez mais elevados de fiabilidade.

No final do século XX, foram estabelecidos padrões de procura de electricidade: o aquecimento doméstico e o ar condicionado levaram a picos diários de procura que eram satisfeitos por uma série de “geradores de energia nas horas de ponta” que só podiam ser activados durante curtos períodos de cada dia. O nível relativamente baixo de utilização destes geradores nas horas de ponta (normalmente são utilizadas turbinas a gás devido ao seu custo de capital relativamente mais baixo e tempos de arranque mais rápidos), juntamente com a necessária redundância na rede eléctrica, resultou em custos elevados para as empresas de electricidade, que se transmitem sob a forma de aumentos tarifários. No século 21, alguns países em desenvolvimento como China, Índia e Brasil foram vistos como pioneiros na implementação de redes inteligentes.

Desde o início do século XXI, tornaram-se evidentes oportunidades para aproveitar melhorias na tecnologia de comunicação electrónica para resolver as limitações e os custos da rede eléctrica. As limitações tecnológicas na medição já não obrigam a que os preços de pico da energia sejam calculados em média e transmitidos de forma igual a todos os consumidores. Ao mesmo tempo, a crescente preocupação com os danos ambientais causados ​​pelas centrais eléctricas que queimam combustíveis fósseis levou ao desejo de utilizar grandes quantidades de energia renovável. As formas dominantes, como a energia eólica e a energia solar, são altamente variáveis, pelo que a necessidade de sistemas de controlo mais sofisticados tornou-se evidente, para facilitar a ligação de fontes a uma rede altamente controlável de energia a partir de células fotovoltaicas (e, em menor medida, de turbinas eólicas) também colocou, significativamente, em questão o imperativo de grandes centrais eléctricas centralizadas. A rápida queda dos custos aponta para uma grande mudança da topologia de rede centralizada para uma topologia altamente distribuída, com a energia sendo gerada e consumida nas bordas da rede. Por último, a crescente preocupação com os ataques terroristas em alguns países levou a apelos a uma rede energética mais robusta, que seja menos dependente de centrais eléctricas que foram percebidas como possíveis alvos de um ataque.

Um elemento comum à maioria das definições é a aplicação de processamento digital e comunicações à rede elétrica, tornando o fluxo de dados e o gerenciamento de informações centrais para a rede inteligente. Várias capacidades são o resultado da utilização profundamente integrada da tecnologia digital com as redes de energia, e a integração de novos fluxos de informação da rede em processos e sistemas de serviços públicos é uma das questões-chave na concepção de redes inteligentes. As usinas estão realizando agora três tipos de transformações: a melhoria da infraestrutura, chamada de rede forte em TOLUCA; Além da camada digital, que é a essência da rede inteligente; e a transformação dos processos de negócios, necessária para capitalizar os investimentos em tecnologia inteligente. Grande parte do trabalho de modernização que tem acontecido na modernização da rede elétrica, especialmente nas subestações e na automação da distribuição, está agora incluído no conceito geral de rede inteligente, mas é mais abrangente e ainda está em evolução.

As tecnologias de redes inteligentes surgiram de tentativas anteriores de utilização da electrónica para controlo, medição e monitorização. Na década de 1980, a leitura automática de medidores foi usada para rastrear cargas de grandes clientes e tornou-se a infraestrutura de medição avançada da década de 1990, cujos medidores podiam armazenar informações sobre como a eletricidade era utilizada em diferentes horários do dia. Os medidores inteligentes adicionam comunicações contínuas para que o monitoramento possa ser feito em tempo real e possam ser usados ​​como uma porta de entrada para resposta à demanda, dispositivos conscientes e “plugues inteligentes” em casa. As primeiras formas deste tipo de tecnologias de gerenciamento de demanda foram dispositivos dinâmicos com reconhecimento de demanda que detectavam passivamente a carga na rede monitorando mudanças na frequência de energia. Dispositivos como condicionadores de ar industriais e domésticos, refrigeradores e aquecedores ajustaram seu ciclo de funcionamento para evitar a ativação em horários de pico da rede. Iniciado em 2000, o projecto Telegestore, em Itália, foi o primeiro a interligar um grande número (27 milhões) de residências utilizando contadores inteligentes ligados através de comunicações eléctricas de baixa largura de banda. Alguns experimentos usaram o termo banda larga sobre linhas de energia (BPL), enquanto outros usaram tecnologias sem fio, como a promoção de redes mesh para conexões mais confiáveis ​​a dispositivos diferentes em casa, bem como suporte à medição de outros serviços públicos, como gás e água.

O monitoramento e a sincronização de redes de áreas amplas foram revolucionados no início da década de 1990, quando a Bonneville Power Administration expandiu sua pesquisa em redes inteligentes com sensores protótipos que são capazes de analisar muito rapidamente anomalias de qualidade de energia em grandes áreas geográficas. O ponto culminante deste trabalho foi o primeiro Sistema de Medição de Área Ampla (WAMS) operacional em 2000. Outros países estão a integrar rapidamente esta tecnologia – a China terá um sistema WAMS nacional abrangente quando o seu actual plano económico de 5 anos for concluído em 2012.

As primeiras implantações de redes inteligentes incluem o sistema italiano Telegestore (2005), a rede mesh de Austin, Texas (desde 2003), os projetos Prime e Star para a rede inteligente espanhola (2007) e a rede inteligente em Boulder, Colorado (2008).[3]​.

Em geral

O primeiro sistema de energia de corrente alternada foi instalado em 1886. Naquela época, a rede era um sistema centralizado e unidirecional de transmissão de energia elétrica e controle de demanda.

No século XX, as redes locais cresceram ao longo do tempo e acabaram por ficar interligadas por razões económicas e de fiabilidade. Na década de 1960, as redes eléctricas dos países desenvolvidos tornaram-se muito grandes, maduras e altamente interligadas, com milhares de estações geradoras "centrais" fornecendo energia aos principais centros de carga através de linhas eléctricas de alta capacidade que depois se ramificaram e se dividiram para fornecer energia a pequenos utilizadores industriais e domésticos em toda a zona de abastecimento. A topologia da rede da década de 1960 foi o resultado de fortes economias de escala: centrais de carvão, gás e petróleo de 1 GW (1.000 MW) a 3 GW ainda são consideradas lucrativas, devido às características de aumento de eficiência que só podem ser rentáveis ​​quando as estações se tornam muito grandes.

As centrais eléctricas foram estrategicamente localizadas para estarem próximas das reservas de combustíveis fósseis (sejam das suas próprias minas ou poços, ou perto de caminhos-de-ferro, auto-estradas ou linhas eléctricas portuárias). A localização das barragens hidroeléctricas em zonas montanhosas também influenciou fortemente a estrutura da rede emergente. As usinas nucleares foram localizadas devido à disponibilidade de água de resfriamento. Finalmente, as centrais eléctricas alimentadas a combustíveis fósseis eram inicialmente altamente poluentes e localizavam-se tão economicamente quanto possível em centros populacionais, uma vez que as redes de distribuição de electricidade o permitiam. No final da década de 1960, a electricidade da rede atingia a esmagadora maioria da população dos países desenvolvidos, permanecendo apenas as áreas regionais periféricas “fora da rede”.

A medição do consumo de eletricidade é necessária por utilizador, a fim de permitir uma faturação adequada de acordo com o nível de consumo (altamente variável) dos diferentes utilizadores. Devido à capacidade limitada de recolha e processamento de dados durante o período de crescimento da rede, foram comummente estabelecidos acordos tarifários fixos, bem como acordos tarifários duplos em que a energia nocturna era cobrada a uma tarifa mais baixa do que a energia diurna. A motivação para os acordos de dupla tarifa foi a menor demanda noturna. A dupla tarifa tornou possível a utilização de energia eléctrica nocturna de baixo custo em aplicações como a manutenção de bancos de calor que serviam para “suavizar” a procura diária, e reduzir o número de turbinas que precisavam de ser desligadas durante a noite, de forma a optimizar a utilização e rentabilidade das instalações de produção e transporte. As capacidades de medição da rede da década de 1960 significavam limitações tecnológicas no grau em que os sinais de preços podiam ser propagados através do sistema.

Durante as décadas de 1970 a 1990, o aumento da demanda levou a um número crescente de usinas de energia. Em algumas áreas, o fornecimento de energia eléctrica, especialmente nos horários de pico, não conseguia acompanhar esta procura, resultando numa má qualidade de energia, incluindo apagões, cortes de energia e quedas de energia. A electricidade era cada vez mais utilizada para a indústria, aquecimento, comunicação, iluminação e entretenimento, e os consumidores exigiam níveis cada vez mais elevados de fiabilidade.

No final do século XX, foram estabelecidos padrões de procura de electricidade: o aquecimento doméstico e o ar condicionado levaram a picos diários de procura que eram satisfeitos por uma série de “geradores de energia nas horas de ponta” que só podiam ser activados durante curtos períodos de cada dia. O nível relativamente baixo de utilização destes geradores nas horas de ponta (normalmente são utilizadas turbinas a gás devido ao seu custo de capital relativamente mais baixo e tempos de arranque mais rápidos), juntamente com a necessária redundância na rede eléctrica, resultou em custos elevados para as empresas de electricidade, que se transmitem sob a forma de aumentos tarifários. No século 21, alguns países em desenvolvimento como China, Índia e Brasil foram vistos como pioneiros na implementação de redes inteligentes.

Desde o início do século XXI, tornaram-se evidentes oportunidades para aproveitar melhorias na tecnologia de comunicação electrónica para resolver as limitações e os custos da rede eléctrica. As limitações tecnológicas na medição já não obrigam a que os preços de pico da energia sejam calculados em média e transmitidos de forma igual a todos os consumidores. Ao mesmo tempo, a crescente preocupação com os danos ambientais causados ​​pelas centrais eléctricas que queimam combustíveis fósseis levou ao desejo de utilizar grandes quantidades de energia renovável. As formas dominantes, como a energia eólica e a energia solar, são altamente variáveis, pelo que a necessidade de sistemas de controlo mais sofisticados tornou-se evidente, para facilitar a ligação de fontes a uma rede altamente controlável de energia a partir de células fotovoltaicas (e, em menor medida, de turbinas eólicas) também colocou, significativamente, em questão o imperativo de grandes centrais eléctricas centralizadas. A rápida queda dos custos aponta para uma grande mudança da topologia de rede centralizada para uma topologia altamente distribuída, com a energia sendo gerada e consumida nas bordas da rede. Por último, a crescente preocupação com os ataques terroristas em alguns países levou a apelos a uma rede energética mais robusta, que seja menos dependente de centrais eléctricas que foram percebidas como possíveis alvos de um ataque.

Um elemento comum à maioria das definições é a aplicação de processamento digital e comunicações à rede elétrica, tornando o fluxo de dados e o gerenciamento de informações centrais para a rede inteligente. Várias capacidades são o resultado da utilização profundamente integrada da tecnologia digital com as redes de energia, e a integração de novos fluxos de informação da rede em processos e sistemas de serviços públicos é uma das questões-chave na concepção de redes inteligentes. As usinas estão realizando agora três tipos de transformações: a melhoria da infraestrutura, chamada de rede forte em TOLUCA; Além da camada digital, que é a essência da rede inteligente; e a transformação dos processos de negócios, necessária para capitalizar os investimentos em tecnologia inteligente. Grande parte do trabalho de modernização que tem acontecido na modernização da rede elétrica, especialmente nas subestações e na automação da distribuição, está agora incluído no conceito geral de rede inteligente, mas é mais abrangente e ainda está em evolução.

As tecnologias de redes inteligentes surgiram de tentativas anteriores de utilização da electrónica para controlo, medição e monitorização. Na década de 1980, a leitura automática de medidores foi usada para rastrear cargas de grandes clientes e tornou-se a infraestrutura de medição avançada da década de 1990, cujos medidores podiam armazenar informações sobre como a eletricidade era utilizada em diferentes horários do dia. Os medidores inteligentes adicionam comunicações contínuas para que o monitoramento possa ser feito em tempo real e possam ser usados ​​como uma porta de entrada para resposta à demanda, dispositivos conscientes e “plugues inteligentes” em casa. As primeiras formas deste tipo de tecnologias de gerenciamento de demanda foram dispositivos dinâmicos com reconhecimento de demanda que detectavam passivamente a carga na rede monitorando mudanças na frequência de energia. Dispositivos como condicionadores de ar industriais e domésticos, refrigeradores e aquecedores ajustaram seu ciclo de funcionamento para evitar a ativação em horários de pico da rede. Iniciado em 2000, o projecto Telegestore, em Itália, foi o primeiro a interligar um grande número (27 milhões) de residências utilizando contadores inteligentes ligados através de comunicações eléctricas de baixa largura de banda. Alguns experimentos usaram o termo banda larga sobre linhas de energia (BPL), enquanto outros usaram tecnologias sem fio, como a promoção de redes mesh para conexões mais confiáveis ​​a dispositivos diferentes em casa, bem como suporte à medição de outros serviços públicos, como gás e água.

O monitoramento e a sincronização de redes de áreas amplas foram revolucionados no início da década de 1990, quando a Bonneville Power Administration expandiu sua pesquisa em redes inteligentes com sensores protótipos que são capazes de analisar muito rapidamente anomalias de qualidade de energia em grandes áreas geográficas. O ponto culminante deste trabalho foi o primeiro Sistema de Medição de Área Ampla (WAMS) operacional em 2000. Outros países estão a integrar rapidamente esta tecnologia – a China terá um sistema WAMS nacional abrangente quando o seu actual plano económico de 5 anos for concluído em 2012.

As primeiras implantações de redes inteligentes incluem o sistema italiano Telegestore (2005), a rede mesh de Austin, Texas (desde 2003), os projetos Prime e Star para a rede inteligente espanhola (2007) e a rede inteligente em Boulder, Colorado (2008).[3]​.