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Antes de assumir o comando de Holy Cross em 2018, Hannegan foi o diretor fundador da Instalação de Integração de Sistemas de Energia no Laboratório Nacional de Energia Renovável fora de Denver. A instalação foi concebida como uma “grade em uma caixa”, onde os pesquisadores poderiam estudar como painéis solares, carros elétricos, sistemas de armazenamento de baterias e outros chamados “recursos de energia distribuídos” afetam a maneira como a eletricidade se move em torno de uma grade.
À medida que mais residências e empresas instalam seus próprios sistemas de geração e armazenamento renováveis, fica mais difícil para as concessionárias centralizadas gerenciar o suprimento e a demanda de eletricidade. Garantir que a eletricidade chegue aos clientes que precisam, quando precisam, é mais simples quando você tem um pequeno número de grandes usinas de energia que funcionam com combustíveis previsíveis como carvão, gás natural ou nuclear. Mas a energia produzida pelos sistemas de energia distribuídos tende a ser renovável e, portanto, altamente variável – às vezes o sol está brilhando, às vezes não. Além disso, existem muito de sistemas distribuídos. Em vez de gerenciar algumas grandes usinas, as concessionárias teriam que gerenciar milhões de pequenas.
“As concessionárias estão deixando de vender apenas eletricidade aos usuários finais para gerenciar as redes e os fluxos de eletricidade”, diz Haresh Kamath, gerente sênior de programas de recursos de energia distribuída do Instituto de Pesquisa em Energia Elétrica, sem fins lucrativos. “Há muitas vantagens em ter esses sistemas de energia próximos aos usuários finais, especialmente se as concessionárias tiverem alguma maneira de orquestrá-los e coordená-los”.
Gerar e armazenar energia renovável mais perto de onde é usada pode aumentar a resiliência de uma rede, garantindo que a eletricidade continue fluindo para os usuários, mesmo que o restante da rede seja danificado por incêndios ou outros desastres. Mas o preço da resiliência é a eficiência. A proliferação de recursos energéticos variáveis distribuídos cria incerteza para a demanda de eletricidade; os utilitários produzirão muito ou não serão suficientes. Para Hannegan e seus colegas do Centro de Integração de Sistemas de Energia da NREL, ficou claro que, para criar um suprimento de eletricidade limpo, resistente, e eficiente, a grade do futuro terá que se administrar amplamente.
Em 2016, o Departamento de Energia concedeu ao Laboratório Nacional de Energia Renovável uma subvenção de US $ 4,2 milhões para desenvolver um software autônomo de controle de rede como parte de seu programa de Sistemas Distribuídos de Energia Otimizada para Rede (NODES). A idéia, diz Andrey Bernstein, líder do projeto NODES, era criar algoritmos que otimizassem a distribuição de eletricidade tanto no nível de residências individuais quanto no nível de toda a rede.
“O problema é que a tecnologia atual não é capaz de integrar quantidades muito grandes de recursos de energia distribuídos”, diz Bernstein. “O que a NODES produz é uma plataforma plug-and-play que permite a integração de milhões de dispositivos, como painéis solares, baterias e veículos elétricos, que podem ser controlados nos limites do sistema”.
Os algoritmos desenvolvidos por Bern e seus colegas transformam a grade em uma via de mão dupla. Em vez da abordagem de cima para baixo, na qual uma concessionária centralizada envia eletricidade para os usuários finais, o software de controle autônomo permite que os sistemas de energia distribuídos retornem o excesso de eletricidade à rede maior da maneira mais eficiente possível. Se estiver em um dia ensolarado e os painéis solares no telhado estiverem produzindo muito mais energia do que seus proprietários precisam, não há razão para uma empresa de eletricidade estar queimando tanto carvão quanto gás natural. Mas sem uma rede de controladores autônomos controlando a geração distribuída, um utilitário tem um ponto cego e não pode tirar proveito do excesso de energia limpa.
O software de controle de rede autônomo desenvolvido na NREL foi projetado para lidar com dezenas de milhares de sistemas de energia. Mas o que funciona no laboratório não será necessariamente capaz de lidar com o caos da vida real. Então, depois de três anos testando os algoritmos no laboratório grid-in-a-box da NREL, a equipe do NODES estava pronta para testá-lo em campo. O software autônomo foi testado em uma microrrede em um pequeno vinhedo da Califórnia e depois foi instalado em pequenas caixas de controle nos porões das quatro primeiras casas construídas em Basalt Vista.
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