Um projeto-piloto desenvolvido pela Copel visa controlar o despacho da energia excedente produzida para a rede da distribuidora e, com isso, gerar créditos para microgeradores. O sistema, que está sendo testado em dois prédios da companhia onde há painéis fotovoltaicos instalados, tem o objetivo de permitir à Copel realizar o controle da potência de geração de forma remota.

O intercâmbio de energia com as distribuidoras por microgeradores já é praticado em diversos países, com regras próprias para a conexão e entrega da eletricidade. Os acessantes de geração distribuída produzem o que consomem e, o que sobra, vai para a rede, transformando-se em crédito: quando a geração própria não produz o suficiente, eles usam a energia da distribuidora, abatendo a energia já creditada. Entretanto, no Brasil, essa realidade ainda carece de soluções para se desenvolver, afirma a concessionária. Somente no Paraná, de acordo com a Copel, já são quase 25 mil acessantes de geração distribuída, os quais investiram em um sistema de geração em suas casas, comércios ou indústrias, e que em muitos casos produzem mais energia do que consomem. “No entanto, ainda não há no país uma forma de controle direto sobre os sistemas. E é aí que entramos: com uma solução que faça essa comunicação conosco, nos permitindo dar comandos externos. E o gerador será remunerado por permitir o controle desse equipamento pela distribuidora”, resume o engenheiro eletricista Zeno Nadal, do Departamento de Projetos Especiais da Copel. 

O sistema é resultado do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento “Controle de despacho de microgeração distribuída”, iniciado em 2013, em parceria com o Lactec. Por meio dele, a companhia desenvolveu um equipamento, batizado de Control Box, que faz a interface entre o sistema de geração distribuída e a concessionária de energia. Ele se comunica com o inversor solar do gerador e permite à distribuidora controlar essa “conversa” pelo mesmo sistema de comunicação usado pelos medidores inteligentes com a distribuidora, em tempo real. O controle das unidades geradoras se dá por meio de um algoritmo local, com comandos enviados a partir de um centro de despacho na concessionária.   “O consumidor sequer vai sentir esse comando, e ainda terá a compensação financeira. E a distribuidora se beneficia também da possibilidade de utilizar a energia reativa gerada pelos sistemas distribuídos, tradicionalmente demandada das usinas convencionais, a partir de fontes mais próximas”, explica o engenheiro. 

Outra vantagem do projeto, de acordo com a Copel, é ajudar as concessionárias a mitigar problemas decorrentes da aplicação massiva de geração distribuída. Integrado a um sistema de gerenciamento da rede, no caso da Copel, o ADMS - Advanced Distribution Management System, em implantação desde 2018, o controle permite evitar, por exemplo, as sobretensões causadas em locais onde há mais geração do que consumo, explica a concessionária. Ainda de acordo com a Copel, os sistemas convencionais de controle em subestações e redes de distribuição possuem limitações para adequar os níveis de tensão, sendo fundamental o controle sobre as fontes geradoras distribuídas. 

O projeto tem aplicação em sistemas de geração com potência instalada acima de 6 kilowatts, o que permite o uso em diversos sistemas fotovoltaicos conectados – o que seria o caso de um condomínio ou bairro residencial ou industrial, por exemplo. As plantas-piloto foram implantadas em ambiente de testes no polo da Copel do Mossunguê e também no prédio Smart Copel, onde funciona o Centro de Operações da Distribuição (COD), em Curitiba. O sistema fotovoltaico que alimenta o prédio do COD tem 58,5 kilowatts de potência, composto por três inversores e 234 placas fotovoltaicas. O sistema de controle desenvolvido pelo projeto está conectado a eles e em funcionamento, tendo inclusive já sido registrado junto ao Inpi - Instituto Nacional da Propriedade Industrial. 

Os próximos passos para a inserção desse dispositivo de controle no mercado dependem de algumas ações, entre elas, a produção de um lote com larga aplicação em unidades consumidoras escolhidas e a integração com sistemas de comunicação presentes nas redes inteligentes, as smart grids. É o caso do município de Ipiranga, que já agrega todos os medidores do modelo inteligente. “Mas também dependemos da publicação de uma resolução normativa pela Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica para padronizar o protocolo de comunicação (na maioria dos equipamentos já é adotado o protocolo Sunspec), além da atualização da legislação vigente quanto a novos modelos tarifários, que permitam outras formas de remuneração para micro e minigeradores”, conclui Nadal.