Integração de eólica, solar e armazenamento exige mais do que boa vontade: requer eletrônica de potência capaz de dar estabilidade, qualidade e previsibilidade à rede. É exatamente aqui que o SMARES traz uma mudança prática.
| Pouco tempo? Aqui está o essencial: |
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| ✅ Conversor multinível modular até 6 MVA estabiliza a rede, controla potência ativa/reativa e melhora a qualidade de energia ⚡ |
| ✅ Armazenamento integrado comanda picos, firma a geração e viabiliza serviços de rede como suporte de frequência e black-start 🔋 |
| ✅ Projeto liderado pela GPTech, financiado pela ERA-Net Smart Grid Plus, com demonstração em parque da EDP Renováveis em Portugal 🇵🇹 |
| ✅ NEW R&D e E-REDES coordenam casos de uso, regulamentos e testes operacionais para validação realista 🧪 |
Integração inteligente com eletrônica de potência de última geração: por que o SMARES importa
Quando o vento sopra mais forte durante a madrugada e a procura por energia está em baixa, a rede precisa de “músculo” eletrônico para absorver, ajustar e entregar potência com qualidade. Sem essa camada, aparecem oscilações, perdas e até cortes de produção. O SMARES nasce para resolver esse descompasso entre a variabilidade das fontes renováveis e a previsibilidade que a rede exige.
No centro da proposta está um conversor multinível modular (MMC) até 6 MVA, concebido para controle fino de potência ativa e reativa, resposta rápida a perturbações, e para comportar-se tanto como seguidor da rede (grid-following) quanto como formador de rede (grid-forming) em arranjos com armazenamento. Essa flexibilidade é crucial em contextos com elevada penetração de renováveis, onde a inércia eletromecânica tradicional da rede diminui e a estabilidade dinâmica precisa ser sintetizada via controle.
Em linguagem simples, o conversor atua como um maestro: lê a partitura da rede (tensão, frequência, harmônicos), decide em milissegundos como cada “naipe” de submódulos deve tocar, e entrega uma forma de onda limpa, com baixa distorção harmônica e suporte de tensão local. Em dias de rajadas, “segura” a excitação; em rampas de nuvens, “preenche” o vale. E se houver baterias, coordena a carga/descarga de modo a transformar uma produção caprichosa em potência firme.
Para quem olha um projeto real — como um conjunto eólico na faixa litoral portuguesa — os ganhos são palpáveis: menor flicker em vilas próximas, menos acionamentos desnecessários de proteção, e uma operação mais previsível para o operador de rede. Em termos regulatórios, a capacidade de cumprir requisitos de fault-ride-through, de limitação de subida/descida de potência e de contribuição com potência reativa sob anomalias de tensão já não é opcional; é a licença para operar.
Um cenário prático ilustra: num final de tarde, o consumo sobe com cozinhas e chuveiros, enquanto o vento cai. Sem coordenação, a queda de geração eólica pode exigir acionamento de térmicas. Com o SMARES acoplado a um sistema de armazenamento, parte da energia produzida nas horas de vento forte é liberada para suavizar a transição, reduzindo custos e emissões. A gestão inteligente de reativa ainda melhora a tensão em cabos longos, evitando perdas.
Outro ponto que pesa: a qualidade da energia. Harmônicos de ordem elevada, desbalanceamentos e variações de tensão desgastam transformadores, encurtam a vida útil de eletrodomésticos e criam desconforto em iluminação. O conversor multinível modular foi escolhido justamente pela sua excelente performance harmônica, o que diminui filtros passivos volumosos e aumenta a eficiência global do sistema.
Ao alinhar tecnologia de ponta com requisitos de rede e objetivos ambientais, o SMARES mostra que é possível acolher mais renováveis sem sacrificar confiabilidade. Resultado final? Mais energia limpa aproveitada, menos desperdício e uma rede que respira com estabilidade.
Conversor multinível modular até 6 MVA: arquitetura, controle e benefícios práticos
O coração tecnológico do SMARES é um MMC “chave‑na‑mão” até 6 MVA, desenhado, construído, testado, validado e certificado para operar em contextos de alta exigência. Essa arquitetura usa submódulos em série que “empilham” níveis de tensão, permitindo formas de onda mais suaves e perdas menores quando comparadas a inversores de dois ou três níveis. A modularidade agrega benefícios concretos: manutenção por módulos, redundância e facilidade de expansão.
Na prática, cada submódulo dispõe de seu próprio controle, e o conjunto é coordenado por uma camada de supervisão que decide quanto de potência ativa e reativa será entregue a cada instante. Em operação normal, o algoritmo trabalha para manter fator de potência e distorção harmônica total (THD) dentro de limites rigorosos; em perturbações, assume rapidamente funções de suporte, como injeção de reativa para sustentar tensão e limitação de correntes de falta. Quando necessário, atua em modo grid-forming, definindo tensão e frequência local em microredes com armazenamento.
Controle de potência ativa/reativa e qualidade de energia
O controle de potência ativa segue referências do despacho energético e da disponibilidade do vento, respeitando rampas configuráveis para evitar choques na rede. Já a potência reativa é ajustada conforme o perfil de tensão e as restrições de linhas, contribuindo para reduzir perdas e manter a qualidade do fornecimento. Em condições específicas, o conversor pode emular inércia sintética, reagindo a variações de frequência como faria uma turbina pesada, só que com a agilidade da eletrônica.
Outro destaque prático é a integração com sistemas de Energy Management (EMS) e de supervisão SCADA. Isso permite implementar estratégias como curtailment inteligente, peak shaving e serviços auxiliares de forma coordenada, com telemetria de alta resolução e cibersegurança aplicada. O resultado é menos incerteza para o operador e maior previsibilidade de receita para o projeto, especialmente em mercados que remuneram serviços de rede.
Em termos institucionais, o projeto é liderado pela Green Power Technologies (GPTech), com financiamento da ERA‑Net Smart Grid Plus. Esse enquadramento favorece a maturidade da solução, garantindo alinhamento com práticas europeias e mecanismos de certificação. A abordagem “do papel ao protótipo e à validação” acelera a curva de aprendizagem e reduz o fosso entre laboratório e campo.
Para quem planeja empreendimentos, a mensagem é direta: um MMC de 6 MVA bem integrado consegue reduzir a necessidade de equipamentos passivos volumosos, otimiza o uso de cabos e transformadores, e entrega qualidade de energia compatível com ambientes sensíveis. É a engenharia a serviço da confiabilidade, com impacto palpável na operação diária.
Ao colocar a estabilidade no centro do desenho, a solução prepara o caminho para o passo seguinte: acoplar armazenamento e capturar valor onde a rede mais precisa.
Armazenamento integrado e eólica: quando baterias multiplicam o valor da energia
Se o conversor é o maestro, o armazenamento é a casa de máquinas silenciosa que garante o espetáculo. Emparelhar baterias a um parque eólico permite transformar energia variável em potência previsível, com valor adicional em serviços de rede. Pense em um sistema de 6 MVA com 20–30 MWh: há potência suficiente para suavizar rampas, “firmar” contratos e prestar suporte de frequência por dezenas de minutos — tempo crítico para o operador tomar decisões e equilibrar o sistema.
O primeiro ganho é o firming: reduzir a variância da produção e cumprir janelas contratuais mais estreitas. Em segundo lugar, o peak shaving ajuda a aliviar congestionamentos de rede local, evitando penalidades. Terceiro, a bateria viabiliza serviços auxiliares como regulação secundária, controle de tensão e black-start em microredes. E, quando o preço horário está baixo, carrega; quando sobe, descarrega — sempre dentro das regras de desgaste e da janela de operação segura.
Um exemplo realista: em noite de vento forte, a bateria carrega até 80% do estado de carga. Na manhã seguinte, com consumo residencial em alta, o sistema descarrega de modo controlado para manter a potência entregue em um patamar contratual. Caso a frequência caia por um evento na rede, parte da descarga é desviada para suporte de frequência, estabilizando o sistema e evitando desligamentos. Tudo isso coordenado pelo MMC e pelo EMS, com prioridades definidas conforme os eventos.
- 🔋 Firming da geração: suaviza a curva e reduz multas por desvios.
- ⚡ Serviços de rede: reativa, regulação de frequência e suporte de tensão.
- 📉 Redução de perdas: menos circulação de reativa e melhor fator de potência.
- 🛡️ Resiliência local: capacidade de black-start e operação ilhada controlada.
Para orientar decisões, o quadro abaixo sintetiza estratégias e impactos-chave que costumam orientar o desenho de um sistema eólico + bateria + MMC.
| 🎯 Estratégia | 💡 Objetivo prático | 📊 Indicador observado | ✅ Resultado esperado |
|---|---|---|---|
| Firming | Entregar potência com menor variância | Desvio padrão da potência (kW) | 🚀 Menos curtailment e mais previsibilidade |
| Peak shaving | Evitar congestionamentos locais | Carga de linha (%), tensão (V) | 🧊 Alívio de rede e menos perdas |
| Regulação de frequência | Estabilizar variações rápidas | RoCoF, nadir (Hz) | 🛟 Maior estabilidade sistêmica |
| Suporte de tensão | Manter perfil de tensão adequado | Vpu, DHTi | 🌱 Qualidade de energia melhor |
| Arbitragem | Comprar barato, vender caro | Spread €/MWh | 💶 Receita complementar |
Como regra de bolso, o dimensionamento depende do objetivo principal. Para firming de curto prazo, 2–4 horas de autonomia podem ser suficientes; para arbitragem e serviços prolongados, 4–6 horas dão mais folga. Em todos os casos, a integração com o MMC de 6 MVA garante rampas suaves e qualidade de energia em conformidade com o código de rede.
No fim do dia, o armazenamento atua como multiplicador de valor: não aumenta o vento, mas aumenta o aproveitamento e a utilidade da energia captada.
Demonstração em parque eólico em Portugal: o que será medido e como interpretar
Validar tecnologia em campo é o que separa intenção de realidade. O SMARES será demonstrado num parque eólico português da EDP Renováveis, com a operação integrada no ecossistema da E‑REDES. A prova vai além de ligar e observar: envolve um plano de testes com métricas claras, períodos de medição distintos, eventos programados e avaliação de impacto na rede adjacente.
Na prática, o ensaio observará indicadores como distorção harmônica total (THD), flicker, desequilíbrio de tensão, resposta a afundamentos (sags) e elevações de tensão, além de curvas de potência ativa/reativa sob diferentes cenários de vento. Também se avaliam rampas máximas, comportamento em contingências e qualidade de forma de onda sob trocas rápidas de setpoints do EMS. O conjunto é monitorizado com instrumentação sincronizada por tempo, permitindo análises detalhadas de causa e efeito.
Indicadores de estabilidade e métricas a acompanhar
Para o operador, interessa verificar como o MMC contribui para manter tensões nos barramentos dentro de limites, reduzir perdas e melhorar o perfil de corrente. Em situações de fault‑ride‑through, mede-se a capacidade de permanecer conectado, injetar reativa e recuperar-se sem exceder limites térmicos dos componentes. Para a comunidade local, o foco recai em conforto (menos cintilação de luzes), ruído eletromagnético e ausência de interrupções desnecessárias.
A metodologia de validação também inclui um “gêmeo digital” do parque, calibrado com dados reais, para testar estratégias de controle antes de aplicá-las no ativo físico. Isso reduz riscos e acelera a otimização. Ao final, espera-se demonstrar redução mensurável de THD, maior estabilidade de tensão e menor incidência de eventos de proteção. Esses resultados dão confiança a investidores, operadores e reguladores.
Para quem vive nas proximidades, o impacto positivo aparece em pequenos sinais: lâmpadas sem cintilação em noites de rajada, menos microinterrupções, e uma sensação de normalidade elétrica — sinal silencioso de que a tecnologia está a fazer o seu trabalho.
Regulação, casos de uso e passos para aplicar numa instalação real
Projetos robustos começam no cumprimento regulatório. Em Portugal e na União Europeia, códigos como o RfG exigem capacidades específicas de controlo de potência, ride‑through e suporte de tensão. O SMARES foi desenhado à luz desses requisitos, com ensaios e certificações que encurtam a distância até à operação comercial. O papel do NEW R&D é decisivo: lidera a definição de casos de uso, identifica regulamentos aplicáveis, prepara o parque e orquestra os testes com parceiros como EDP Renováveis e E‑REDES.
Para transformar princípios em obra feita, uma sequência clara ajuda a evitar atrasos. Abaixo, um roteiro prático para quem cogita integrar eólica, eletrônica de potência e armazenamento de forma inteligente.
- 🧭 Diagnóstico de rede e ativos: medições de tensão, THD, carga de linhas, estudos de interligação.
- 📐 Definição de objetivos: firming, serviços de rede, arbitragem, ou combinação equilibrada.
- 🧩 Seleção do MMC e do BESS: potência (MVA), energia (MWh), topologia, redundâncias e segurança.
- 🔗 Integração EMS/SCADA: prioridades, cibersegurança, telemetria e alarmística.
- 📜 Conformidade regulatória: requisitos de ride‑through, rampas, reativa e ensaios de aceitação.
- 🧪 Comissionamento com dados: FAT/SAT, testes programados, indicadores e aceitação por desempenho.
- ♻️ Operação e melhoria contínua: análise de eventos, ajuste de controladores, manutenção preditiva.
Em termos de modelo de negócio, projetos que combinam MMC de 6 MVA com armazenamento tendem a abrir múltiplas fontes de receita: melhor preço médio pela energia firme, serviços auxiliares, redução de indisponibilidades e sinergias em autoconsumo coletivo. Em regiões com redes frágeis, o efeito de estabilização pode inclusive destravar novas ligações de renováveis, sem necessidade imediata de grandes reforços de infraestrutura.
Uma realidade incontornável em 2026 é a convergência entre edifícios eficientes e geração renovável distribuída. Condomínios com coberturas solares, pequenas turbinas eólicas e baterias partilhadas beneficiam-se das mesmas lógicas de controlo: qualidade de energia, rampas controladas e suporte local de tensão. A mesma inteligência que estabiliza um parque de grande porte pode ser aplicada em escala menor, valorizando bairros e comunidades energéticas.
Se o objetivo é dar o primeiro passo com segurança, o melhor gesto imediato é simples: mapear consumos e perfis de geração, listar as restrições técnicas da ligação e solicitar um pré-estudo de integração que considere eletrônica de potência, armazenamento e requisitos de rede. Um bom projeto começa por um bom diagnóstico — e termina com energia limpa, estável e útil para todos.
Source: edp.com
