Inverter Grid-Following vs. Grid-Forming,BSS , Compensadores Síncronos (SynCons), FACTS,soluções para a instabilidade do sistema elétrico brasileiro

 

Inverter Grid-Following vs. Grid-Forming,BSS , Compensadores Síncronos (SynCons), FACTS, as possíveis soluções a os problemas de instabilidade do Sistema Elétrico do Brasil

ENG. ARMANDO CAVERO MIRANDA  

Um dos maiores desafios técnicos que o setor elétrico brasileiro está a enfrentar atualmente e o problema de instabilidade do Sistema Elétrico Brasileiro pelo crescimento da energia fotovoltaica no Brasil exponencial, impulsionado por fatores como alta irradiação solar, redução nos custos dos equipamentos, linhas de crédito com juros baixos e incentivos governamentais. O país se tornou o quarto maior mercado solar do mundo em 2024, superando a energia eólica como a segunda maior fonte da matriz elétrica.

1. Inversores Grid-Following (Seguidores de Rede - a maioria atual):

Funcionam como "seguidores": Eles precisam "sentir" uma rede elétrica estável e forte (com tensão e frequência bem definidas) para poderem injetar energia.

 

O Problema: Em um sistema com muita geração solar, se houver um a perturbação (ex: queda de um gerador grande), a rede pode ficar fraca. Vários inversores grid-following tentando se reconectar ao mesmo tempo podem dessincronizar e piorar a instabilidade, podendo levar a um colapso (apagão).

 

2. Inversores Grid-Forming (Formadores de Rede - a solução):

 

Funcionam como "fontes": Eles não seguem a rede; eles criam uma rede elétrica estável. Eles geram os sinais de tensão e frequência de referência, comportando-se como geradores síncronos tradicionais.

 

A Solução: Eles fornecem inércia sintética e suporte de frequência, ajudando aamortecer as oscilações e a manter a estabilidade da rede, mesmo com altapenetração de fontes intermitentes como a solar.

 

Por que os Grid-Forming não são amplamente vendidos/adotados?

 As razões são uma combinação de fatores técnicos, econômicos e de mercado:

 1. Custo Significativamente Maior:

A tecnologia grid-forming é mais complexa, requer componentes de maior qualidade e algoritmos de controle sofisticados. Atualmente, o custo de um inversor grid-forming pode ser 20% a 50% mais alto que um grid-following equivalente. Para o consumidor residencial ou comercial, que prioriza o retorno financeiro rápido, o inversor mais barato é quase sempre a escolha.

  2. Falta de Regulamentação e Normas Técnicas Obrigatórias:

 O Brasil ainda está no processo de atualizar suas normas (como o Módulo de Procedimentos de Distribuição - MPD da ANEEL) para exigir que novos inversores conectados à rede tenham capacidades grid-forming.

 Enquanto não for uma obrigação legal, as concessionárias de energia e os fabricantes têm poucos incentivos para migrar para uma tecnologia mais cara. A resolução normativa 1.059/2023 da ANEEL foi um primeiro passo, mas as exigências ainda estão em evolução.

 

 3.Imaturidade do Mercado e da Cadeia de Suprimentos:

A grande maioria dos fabricantes, especialmente os chineses que dominam o mercado de baixo custo, focou-se em produzir em massa inversores grid-following para atender a demanda global.

 

A cadeia de fornecimento, instalação e manutenção está muito mais adaptada aos modelos grid-following. A transição para uma nova tecnologia leva tempo.

 

 4.Falta de Conscientização e Demanda do Consumidor:

O consumidor final, e até muitos instaladores, não entendem a diferença técnica. O foco é no preço, na potência e na garantia. Poucos compram um inversor pensando na "estabilidade do sistema elétrico nacional". Sem demanda, a ofusca.

  5.Desafios Técnicos de Integração em Larga Escala:

Embora sejam a solução, integrar milhares de fontes grid-forming em uma rede complexa como a brasileira apresenta seus próprios desafios de controle coordenação. As concessionárias e o Operador Nacional do Sistema (ONS) ainda estão estudando os melhores protocolos para isso.

 

O Futuro é Grid-Forming

 Os inversores grid-forming são sim a solução técnica para o problema da instabilidade causada pela energia solar exponencial no Brasil.

A transição já começou, mas é um processo que levará alguns anos. Ela será impulsionada por:

·        Regulamentação: A ANEEL e o ONS forçando a adoção através de normas.

·        Redução de Custos: Conforme a tecnologia amadurece e é produzida em massa, o custo extra diminuirá.

·        Necessidade do Sistema: Conforme os problemas de instabilidade se tornarem mais frequentes e caros, a pressão por uma solução definitiva aumentará.

 Enquanto isso, o Brasil está em uma "zona de risco", onde o crescimento desregulado de uma tecnologia (grid-following) está a ultrapassar a capacidade do sistema de absorvê-la com segurança. A adoção em massa dos inversores grid-forming não é uma opção unica, mas uma necessidade urgente para a segurança energética do país.

 BSS (Battery Storage Systems) ou Sistemas de Armazenamento em Bateria 

A adoção de BSS, especialmente quando combinada com inversores grid-forming, não é apenas uma solução, mas potencialmente *a* solução mais completa para o problema. Vamos analisar os impactos técnicos, econômicos e normais.

Impactos Técnicos: A Revolução da Estabilidade

Os BSS elevam a solução para um outro patamar, agindo como um "amortecedor" de alta potência e velocidade para o sistema elétrico.

1. Estabilidade de Frequência Instantânea: As baterias respondem a variações de frequência em milissegundos, muito mais rápido que uma usina térmica (minutos). Elas podem injetar (descarregar) ou absorver (carregar) potência ativa instantaneamente para travar a frequência, evitando os "cavalos de pau" que levam a desligamentos em cascata.
2. Controle de Tensão e Potência Reativa: Inversores modernos acoplados a BSS podem fornecer suporte de tensão local, injetando ou consumindo potência reativa. Isso resolve problemas de sobretensão nas redes de distribuição em horários de alta geração solar, um dos grandes desafios atuais.
3. "Firmeza" da Geração Solar: Os BSS permitem que a energia solar intermitente se comporte como uma fonte "firme". Eles armazenam o excesso de geração do meio-dia e o disponibilizam no horário de pico (entre 18h-21h), que no Brasil é justamente quando o sol já se pôs. Isso reduz drasticamente a necessidade de ligar termelétricas caras e poluentes.
4. Suporte a Ilhamento Inteligente: Com um sistema grid-forming + BSS, uma subestação ou um bairro inteiro com alta penetração solar pode se isolar com segurança da rede principal durante um apagão, mantendo o fornecimento de energia local até a rede nacional ser restabelecida.

 Impactos Econômicos: O Grande Desafio e Oportunidade

Este é o ponto mais crítico e onde as barreiras são maiores.

1. Custo de Investimento (CAPEX): Esta é a principal barreira. Um sistema de baterias em larga escala ainda tem um custo inicial muito elevado. O preço por kWh armazenado caiu drasticamente (caiu mais de 80% na última década), mas ainda representa um investimento significativo para residências e, em escala utility, para o sistema.
2. Modelos de Negócio e Receita: Para ser viável, o BSS precisa de múltiplas fontes de receita ("value stacking"). No Brasil, os principais seriam:
• Serviços Anciliares: Pagamento pelo ONS para fornecer regulação de frequência (como já fazem as termelétricas, mas de forma muito mais eficiente).
• Posto de Carga: Armazenar energia barata (solar ou da base) e vender no horário de ponta, quando a energia é mais cara.
• Adiamento de Investimentos em Rede: As concessionárias podem instalar BSS em pontos críticos da rede para evitar ou adiar investimentos bilionários em novos cabos, subestações e linhas de transmissão.
• Backup de Energia para consumidores: Um valor agregado para indústrias e comércios que não podem ter sua interrompida.
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3.     Viabilidade Financeira: A economia do BSS já é viável em nichos específicos (ex: indústrias com demanda contratada muito alta, onde uma bateria pode reduzir o puxamento da rede no horário de ponta, gerando enorme economia na fatura). Para o mercado massivo, a viabilidade depende de:

o   Leilões Específicos: O governo criar leilões para comprar capacidade de armazenamento, como já faz com energia.

o   Regulamentação Clara: Definir como os BSS serão remunerados pelos serviços que prestam ao sistema.

Impactos nas Normas e Regulamentação: O Campo a Ser   Desbravado

O Brasil está atrasado na criação de um marco regulatório específico para armazenamento.

1.     Enquadramento Legal: O armazenamento não é claramente definido na legislação como geração, transmissão ou distribuição. É um "novo ator". A ANEEL precisa criar uma definição clara para o Armazenamento Independente de Energia, permitindo que ele participe do mercado e preste serviços.

2.     Acesso aos Mercados: É preciso modificar as regras do mercado de energia (MCCE) e dos leilões para permitir que o BSS participe e seja remunerado de forma justa. Hoje, é muito difícil para uma bateria vender energia em um leitor de longo prazo, pois ela não é uma "fonte geradora", e sim uma "flexibilizadora" do sistema.

3.     Normas Técnicas de Conexão: A ANEEL teria que expandir o Módulo de Procedimentos de Distribuição (MPD) para incluir requisitos específicos de segurança, desempenho e interoperabilidade para sistemas de armazenamento conectados à rede, especialmente os que operam em modo grid-forming.

4.     Tributação: A carga tributária sobre as baterias no Brasil é um obstáculo. Criar um regime tributário diferenciado (como já houve para painéis solares) seria um grande impulso.

 

 A Combinação Ideal

Grid-Forming + BSS = Sistema Elétrico Resiliente e com Alta Penetração de Renováveis.

• Os inversores grid-forming fornecem a "inteligência" e o comportamento de fonte estável.
• Os BSS fornecem o "musculo" – a energia instantânea para sustentar essa estabilidade.

A adoção de BSS no Brasil resolveria não apenas o problema de instabilidade causado pela solar, mas também:

• Aumentaria a segurança energética.
• Reduziria o custo marginal do sistema (deslocando termelétricas).
• Permitiria uma transição energética mais rápida e segura.

 

 Aqui está um panorama das principais soluções técnicas e tecnologias emergentes:

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1. Soluções em Larga Escala (Transmissão e Geração)

a) Compensadores Síncronos (SynCons)

• O que é: São máquinas síncronas (como os geradores de uma usina) que giram em vazio, sem gerar energia ativa. Sua função é fornecer inércia rotational e potência reativa para a rede.
• Como resolve: A inércia é a resistência natural das grandes massas girantes às mudanças de frequência. Com o desligamento de termelétricas (que são inerentemente síncronas), perde-se inércia. Os SynCons repõem essa inércia, amortecendo as variações de frequência e aumentando a resiliência a distúrbios.
• Status no Mundo: Amplamente utilizados em países com alta penetração de renováveis, como a Dinamarca e partes da Austrália. No Brasil, já está em discussão a instalação de SynCons em subestações chave.

b) FACTS (Sistemas de Transmissão em Corrente Alternada Flexíveis)

• O que é: Dispositivos eletrônicos de potência usados em redes de transmissão para controlar parâmetros como tensão, impedância e ângulo de fase em tempo real. Exemplos: STATCOM, SVC, UPFC.
• Como resolve: Eles estabilizam a tensão, aumentam a capacidade de transferência de energia das linhas existentes e suprimem oscilações de potência, permitindo um controle mais fino e rápido do fluxo de energia.
• Status no Brasil: O ONS já opera com alguns dispositivos FACTS no sistema de transmissão nacional para otimizar o fluxo de energia, especialmente do Nordeste para o Sudeste.

c) HVDC (Corrente Contínua em Alta Tensão) e VSC-HVDC

• O que é: Tecnologia de transmissão em corrente contínua para longas distâncias. A versão mais moderna, VSC-HVDC (Voltage Source Converter), é especialmente valiosa.
• Como resolve: O VSC-HVDC não só transmite energia eficientemente, mas também pode estabilizar a rede CA à qual está conectado, fornecendo suporte de tensão e frequência, e até "cortando" e "reiniciando" ilhas da rede em caso de colapso. Pode ser uma "firewall" contra a propagação de falhas.
• Status no Brasil: O Brasil já possui linhas HVDC clássicas (como a de Itaipu). A adoção de VSC-HVDC é o próximo passo natural para novos projetos, como a integração de parques eólicos offshore.

 

2. Soluções em Média e Baixa Tensão (Distribuição e Geração Distribuída)

a) Gerenciamento Ativo de Rede (ARD - Active Network Management)

• O que é: Um sistema de software e hardware que monitora e controla a rede de distribuição em tempo real, coordenando todos os recursos conectados a ela (geração distribuída, baterias, carregadores de VE, cargas controláveis).
• Como resolve: Em vez de investir pesado em reforços de rede (cabos mais grossos, novos transformadores), o ARD pode, por exemplo, ordenar a redução momentânea da potência de inversores solares em um trecho com sobretensão ou acionar baterias locais para injetar potência reativa. É a "digitalização" da operação da distribuição.
• Status no Mundo: Reino Unido e Alemanha são líderes. No Brasil, algumas concessionárias começam projetos piloto.

b) Bancos de Capacitores e Reatores Chaveados a Estado Sólido (SSC - Solid-State Switching)

• O que é: A versão moderna e ultrarrápida dos bancos de capacitores tradicionais. Usam semicondutores (como IGBTs) para ligar/desligar em milissegundos.
• Como resolve: Fornecem compensação reativa de forma extremamente precisa e rápida, estabilizando a tensão contra flutuações causadas por nuvens passando sobre usinas solares ou pela partida de grandes motores.

c) Proteções Adaptativas e Digitalizadas

• O que é: Sistemas de proteção (relés) que podem modificar seus ajustes automaticamente de acordo com o estado da rede.
• Como resolve: Em uma rede com fluxos bidirecionais (devido à GD), os ajustes de proteção fixos podem causar desligamentos indevidos. As proteções adaptativas reconfiguram-se dinamicamente, melhorando a seletividade e confiabilidade.

 

3. Tecnologias Emergentes e Conceitos Avançados

a) Inversores Híbridos (Grid-Forming + Grid-Following)

• O que é: Inversores que podem alternar dinamicamente entre os modos de operação. Normalmente operam como grid-following, mas, ao detectar uma fraqueza na rede, assumem o controle como grid-forming para estabilizá-la.
• Status: Tecnologia de ponta já disponível em alguns fabricantes líderes. É um meio-termo para uma transição suave.

b) Microredes e Ilhamento Controlado

• O que é: A criação de "ilhas" energéticas autônomas (um bairro, um campus industrial) que podem se desconectar intencionalmente da rede principal durante um apagão e se sustentar com sua geração local e baterias.
• Como resolve: Impede que os problemas da rede nacional se propaguem para áreas críticas, e pode até ajudar na restauração do sistema maior depois do colapso.

c) Plataformas de Agregacao e VPPs (Virtual Power Plants)

• O que é: Uma plataforma digital que agrega milhares de recursos de energia distribuídos (painéis solares, baterias residenciais, ar-condicionados, carros elétricos) e os opera como se fosse uma única usina de energia flexível.
• Como resolve: Um VPP pode ser despachado pelo ONS para fornecer os mesmos serviços ancillares que uma grande usina, mas de forma distribuída e mais resiliente. É a "democratização" dos serviços do sistema.

d) Inteligência Artificial e Análise Preditiva

• O que é: Uso de AI/ML para prever geração solar e eólica, prever falhas na rede, e otimizar o despacho de todos os recursos.
• Como resolve: A incerteza da geração renovável é um dos grandes causadores de instabilidade. A AI reduz essa incerteza, permitindo que o operador tome ações preventivas.

 

 Conclusão para o Brasil: A Visão Sistêmica

Não existe uma "bala de prata". A solução para o Brasil será um pacote integrado de tecnologias, regulamentação e gestão:

1. Curto Prazo: Focar na regulamentação que exija inversores grid-forming para novos sistemas e criar um marco legal para o armazenamento.

 

2. Médio Prazo: Implementar programas de Gerenciamento Ativo de Rede (ARD) pelas concessionárias e incentivar a formação de VPPs para agregar a GD.

 

3. Longo Prazo: Investir em ativos de inércia síncrona (SynCons) e em linhas VSC-HVDC para consolidar a rede do futuro.

O problema da instabilidade é complexo, mas o conjunto de soluções técnicas já existe. O desafio brasileiro agora é menos de engenharia pura e mais de governança, regulação e velocidade de implementação para acompanhar o ritmo explosivo da transição energética em curso.