O papel das centrais hídricas reversíveis face ao aumento dos volumes de integração de produção de origem renovável em sistemas elétricos isolados

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto O papel das centrais hídricas reversíveis face ao aumento dos volumes de integração de produção de origem renovável em sistemas elétricos isolados Pedro Andresen Portella Sarmento de Beires VERSÃO FINAL Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Julho de 2016 © Pedro Andresen Portella Sarmento de Beires, 2016 iii Resumo Ao longo das últimas duas décadas, obteve-se a demonstração prática de que os sistemas elétricos de grande escala conseguem suportar uma forte integração de energia produzida através de fontes renováveis, mantendo a segurança de operação e a fiabilidade do serviço, contribuindo simultaneamente para a redução da emissão de gases de efeito de estufa. O foco passa agora por integrar esta energia em sistemas isolados, tipicamente suportados por uma base térmica convencional que lhes oferece a segurança necessária a um funcionamento robusto e contínuo. Alguma da produção renovável, como a eólica e a solar fotovoltaica, exige ao sistema elétrico uma flexibilidade elevada, com alterações estratégicas e operacionais. Outras, como a energia geotérmica, com forte presença no caso de estudo desta dissertação, asseguram uma porção constante do diagrama de carga, mas não tem a capacidade de alterar os seus índices de produção. Nesse sentido, a solução a estudar passa pela implementação de sistemas de armazenamento de energia como forma de complementar as necessidades que a produção renovável exige. Existe já um vasto conjunto de tecnologias que permitem aos operadores de rede escolher uma solução conveniente às suas necessidades. A Ilha de São Miguel, principal ilha do arquipélago dos Açores, tem um sistema elétrico e eletroprodutor que se enquadra precisamente nesse paradigma: é uma rede isolada suportada por uma central térmica convencional capaz de fornecer energia para toda a ilha, mas que já tem vindo a ver a sua produção reduzida significativamente pela incorporação de centrais geotérmicas e mini-hídricas, bem como um parque eólico. Porém, há ainda pontos a melhorar, como é a situação que se verifica quando o consumo está baixo. A produção geotérmica, com grande preponderância, mantem-se constante, e a térmica convencional é colocada perto do seu mínimo, de forma a permitir que a eólica forneça a energia que está a produzir. O problema é que ainda assim é necessário cortar a produção eólica, pois a carga é muito baixa e os grupos térmicos são os únicos capazes de assegurar reserva girante e regulação de frequência. O presente trabalho visa demonstrar que é possível a incorporação de uma central hidroelétrica com funcionamento reversível que irá permitir uma gestão alternativa de quantidades muito relevantes de energia. A energia eólica excedente poderá ser canalizada para a bombagem, armazenando grandes quantidades de energia que em períodos posteriores, de maior consumo, pode ser devolvida à rede e assim tornar-se possível reduzir a produção térmica convencional. Para se aferir quais os requisitos técnicos e as condições que iriam estar subjacentes à integração desta central, recorreu-se à plataforma MATLAB®/Simulink® para a modelização do sistema elétrico desta ilha e assim poder-se testar um determinado conjunto de eventualidades operacionais. Foram definidos cenários que passaram pela perda intempestiva de grupos geradores e curto-circuitos com subsequentes saídas de serviço de centrais. O comportamento deste grupo hídrico, claramente mais lento que o grupo térmico, exigiu uma compensação adicional através de um dispositivo com capacidade de regulação rápida de frequência, baseado em tecnologias de armazenamento de energia como as baterias ou os volantes de inércia, de forma a ser possível assegurar a regulação primária de frequência, especialmente na ausência do grupo térmico. v Abstract Across the last two decades, the strong penetration of renewable energy sources in largescale interconnected power systems was proven possible while assuring operational security and reliability, simultaneously contributing for the reduction of greenhouse gas production. The current focus is set on the integration of this energy in isolated systems, where typically the base production is secured by conventional power plants that have the capacity of guaranteeing continuous and robust system operation. Some of the renewable energy sources, such as wind and solar power, demand high flexibility from the electric systems, imposing strategic and operational changes. Others, like geothermal power, strongly present in this dissertation’s case study, secure a significant part of the demand across the day. However, these sources don’t offer the ability of changing their production within a reasonable time period. Therefore, a possible solution consists in the implementation of energy storage systems as a way of complementing the needs set by renewable energy sources. A vast set of technologies is available, allowing the system operators to select a solution more convenient to their needs. The São Miguel Island, the main Island of the Azores archipelago, has a power system that fits precisely within that paradigm: it’s an isolated system supported by a conventional thermal power plant that is able to provide energy supply for the entire island, although this plant’s production has been gradually reduced by the contribution of geothermal and small hydro plants, as well as a wind farm. Still, there are issues that can be improved, namely the situation regarding time periods where the demand is low. The geothermal production, whose influence is very significant, remains constant, and the thermal plant is set at minimal production levels, thus allowing the wind farm to feed the energy being produced to satisfy the remaining demand. However, there is a need to limit wind power while the demand is low, causing a waste of renewable energy, because the thermal power units are the only ones that guarantee spinning reserve and frequency regulation. One of this work’s goals is to show that it is possible to introduce a reversible hydro power plant in this system, allowing an alternative management of great, significant amounts of energy. The exceeding wind energy can be directed towards pumping units, which allow remarkable energy amounts to be stored in a reservoir and used in other periods, where demand is high, thus decreasing thermal energy production. In order to determine the technical requirements and the conditions inherent to the integration of this new power plant, the simulation platform MATLAB®/Simulink® was used to model this island’s power system enabling the tests of a set of events regarding operational security and stability. A few scenarios were specified, namely the sudden loss of power units and short-circuits with subsequent power plant loss. The dynamic performance of the hydro unit, slower than the thermal unit, implied the need for a fast frequency regulation device to guarantee primary frequency regulation, especially in the absence of the thermal unit. This device is based on energy storage system technologies such as batteries and flywheels. Its performance played a determinant role to enable the implementation of the reversible hydro power plant in this isolated network. vii Agradecimentos A realização desta dissertação fecha um ciclo de 5 anos numa área de formação da qual fui tendo um apreço cada vez maior, à medida que as unidades curriculares foram afunilando para a especialização no ramo da Energia. Depois de quase duas décadas a aprender, chega agora o momento de iniciar um novo percurso onde espero crescer ainda mais, sustentado pelos conhecimentos que a Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto e o seu corpo docente me forneceram, assentando na base que o Colégio Alemão do Porto me permitiu ter à entrada da vida universitária. No âmbito deste trabalho, não posso deixar de começar por prestar os meus sinceros agradecimentos ao meu orientador, o Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira, cujo apoio foi absolutamente determinante, fornecendo os seus vastos conhecimentos para assegurar que eu tivesse sempre um rumo sustentado, tendo sido incansável na disponibilização que teve para as muitas reuniões que tivemos, bem como para a comunicação eletrónica que durante longos períodos foi quase diária. O seu empenho ao longo de todo o percurso foi garantidamente um suplemento de motivação que por vezes não é fácil encontrar num trabalho tão extenso, que tem um percurso sinuoso. Não tenho dúvidas que a sua dedicação global, como também na extensa análise deste documento, permitiu que este trabalho se valorizasse de forma determinante. Consigo apenas encontrar palavras positivas e elogiosas perante a enorme contribuição que teve nesta dissertação. Ainda referente ao progresso deste trabalho, devo um sentido obrigado aos investigadores do INESC Porto José Miguel Gouveia e Nuno Fulgêncio, pela disponibilização e simpatia que tiveram em ajudar-me numa fase tão prematura do meu trabalho. A nível pessoal, não posso deixar de agradecer à minha Mãe, que me proporcionou ao longo de toda a minha vida, com um imenso esforço, empenho e até sacrifício pessoal o estabelecimento de uma base curricular de grande valor, além do investimento concreto na formação primária, secundária e universitária, transmitindo-me também os valores de uma educação que procurarei passar para uma futura geração da família. Espero ter correspondido de uma forma que faça jus à dedicação que teve na minha educação. A excelente Mãe que foi para mim servirá de base para eu progredir ao longo da vida a todos os níveis. Queria também deixar um enorme agradecimento à minha Avó Margarida, que partiu para a eternidade durante este semestre de trabalho, pelos excelentes valores que me passou, pelas horas de dedicação que dispensou a ensinar-me a comunicar, pela forma incansável como cuidou de mim enquanto a minha Mãe trabalhava para permitir que eu fosse formado numa instituição mais conceituada e também simplesmente por ter sido uma avó fantástica. Ao meu Pai, quero agradecer pelo apoio que me tem dado ao longo dos últimos anos, pelos bons valores que me transmitiu e pela forma como me passou o testemunho do meu Avô e do meu Bisavô que prestaram o seu contributo para a Engenharia. À minha namorada, Mariana, tenho de agradecer por ser uma luz que ilumina a minha vida com amor, carinho e amizade, e sem a qual estes últimos cinco anos teriam sido muito mais pobres em todos os sentidos. Queria ainda agradecer aos meus irmãos, à minha magnífica família, aos meus amigos e em particular ao Alex. Pelo significado que todos têm no meu dia-a-dia, pela amizade que temos, pelos momentos que partilhamos, esperando que o futuro nos reserve ainda muita alegria individual e em conjunto. ix Índice Resumo ....................................................................................... iii Abstract ....................................................................................... v Agradecimentos ............................................................................ vii Índice ......................................................................................... ix Lista de figuras ............................................................................. xii Lista de tabelas ...........................................................................xvii Abreviaturas e Símbolos ................................................................. xix Capítulo 1 Introdução ...................................................................... 1 1.1 - Introdução ........................................................................................ 1 1.2 - Motivação e Objetivos ......................................................................... 4 1.3 - Estrutura da Dissertação....................................................................... 5 Capítulo 2 Estado da Arte ................................................................. 7 2.1 - Introdução ...................................................................................... 7 2.2 – Integração de Energias Renováveis em Redes Isoladas ................................. 8 2.2.1 – Introdução .............................................................................. 8 2.2.2 – Problemas E Desafios na Operação de Rede ...................................... 9 2.2.3 – Contribuição das Energias Renováveis Para a Regulação Primária de Frequência ..................................................................................... 12 2.2.4 – Avaliação de Segurança Operacional em Redes Isoladas ..................... 15 2.3 – Contribuição do Controlo de Cargas para a Regulação de Frequência ............ 18 2.3.1 – Introdução ............................................................................ 18 2.3.2 – Soluções para Cargas Domésticas ................................................. 20 2.3.3 – Veículos Elétricos .................................................................... 22 2.4 – Sistemas de Armazenamento de Energia ............................................... 24 2.4.1 – Introdução ............................................................................ 24 2.4.2 – Tecnologias disponíveis para o Armazenamento de Energia ................. 26 2.4.2.1 – Centrais Hidroelétricas .............................................. 26 2.4.2.2 – Volantes de Inércia ................................................... 31 2.4.2.3 – Baterias Secundárias ................................................. 33 2.4.2.4 – Baterias de Fluxo ..................................................... 38 2.4.2.5 – Pilhas de Combustível ................................................ 40 2.4.2.6 – Supercondutores Magnéticos ........................................ 42 2.4.2.7 – Supercondensadores .................................................. 44 2.4.2.8 – Resumo e Aplicações das Tecnologias de Armazenamento de Energia ............................................................................. 45 2.4.3 – Ligação à Rede ....................................................................... 47 2.4.3.1 – Introdução .............................................................. 47 2.4.3.2 – Interface com a Rede dos Dispositivos de Armazenamento de Energia ............................................................................. 47 2.4.3.3 – Controlo Operacional na Interface ................................. 49 2.5 – Conclusões ................................................................................... 53 Figura A.4 - Modelo do regulador de velocidade, conduta e turbina hidráulica da CHID (ver também 3.4.3) ........................................................................................ 164 Figura A.5 - Modelo da bombagem na CHID (ver também 3.4.4) ................................... 165 Figura A.6 – Modelo da CTCL (ver também 3.3) ....................................................... 166 Figura A.7 – Modelo do regulador de velocidade e do grupo diesel da CTCL (ver também 3.3.3) ................................................................................................... 166 Figura A.8 – Modelo da CGPV (idêntica a CGRG a menos da potência do gerador) (ver também 3.4) ..................................................................................................... 166 Figura A.9 – Modelo do Dispositivo com C.R.R.F. (ver também 3.6) ............................... 167 Figura A.10 - Modelo do PEGR (ver também 3.5.2) ................................................... 168 xvii Lista de tabelas Tabela 2.1 - Fontes de produção de energia elétrica nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira (Adaptado de [5] e [8]) .................................................................. 8 Tabela 2.2 - Comparação entre turbinas hidráulica ................................................... 28 Tabela 3.1 - Resumo dos elementos geradores da Ilha de São Miguel e a sua capacidade de regulação ............................................................................................... 56 Tabela 3.2 – Produção do sistema eletroprodutor no cenário de simulação ...................... 79 Tabela 4.1 - Características das subestações instaladas na Ilha de São Miguel (extraído de [4]) ....................................................................................................... 92 Tabela 4.2 - Linhas e condutores da Rede de Transporte da Ilha de S. Miguel [4] ............... 93 Tabela 4.3 - Condutores utilizados e as suas características elétricas (adaptado de [4]) ...... 93 Tabela 4.4 - Características do sistema eletroprodutor da Ilha de São Miguel ................... 94 Tabela 4.5 - Origem da energia elétrica produzida na Ilha de São Miguel (Dados: [5] [4]).... 101 Tabela 5.1 - Potência ativa e reativa consumida nos pontos de carga da rede elétrica da Ilha de São Miguel .................................................................................... 105 Tabela 5.2 - Elementos produtores presentes no cenário base de simulação e potência fornecida pelos mesmos............................................................................. 107 Tabela 5.3 - Estimativa global do excedente de produção .......................................... 108 Tabela 5.4 – Resumo dos cenários de simulação ...................................................... 110 Tabela 5.5 - Variantes de simulação para o cenário A ............................................... 111 Tabela 5.6 - Cenário A: Cronologia de eventos relevantes no sistema ............................ 113 Tabela 5.7 - Cenário B: Cronologia de eventos relevantes no sistema ............................ 122 Tabela 5.8 - Variantes de simulação para o cenário B ............................................... 122 Tabela 5.9 - Variantes de simulação para o cenário C ............................................... 133 Tabela 5.10 - Cenário C: Cronologia de eventos revelantes no sistema .......................... 134 Tabela 5.11 - Variantes de simulação para o cenário D.............................................. 142 Tabela 5.12 - Cenário D: Cronologia de eventos relevantes no sistema .......................... 142 Tabela 6.1 - Dados relativos ao estudo de cenário de aproveitamento de produção ........... 152 Tabela B.1 – Parâmetros de configuração das máquinas síncronas implementadas ............ 170 Tabela B.2 – Parâmetros dos sistemas de excitação das máquinas síncronas .................... 171 Tabela B.3 – Parâmetros de configuração dos controladores implementados na Central Hídrica e na Central Termoelétrica do Caldeirão .............................................. 172 Tabela B.4 – Parâmetros de configuração dos transformadores das instalações produtoras .. 173 Tabela B.5 – Parâmetros de configuração dos transformadores da Rede de Transporte ....... 174 xix Abreviaturas e Símbolos Lista de abreviaturas (ordenadas por ordem alfabética) AC Corrente alternada (Alternating Current) AT Alta Tensão AVR Regulador automático de tensão (Automatic Voltage Regulator) BESS Sistema de armazenamento de energia de baterias (Battery Energy Storage System) c. cerca c/ com c.c. Curto-circuito CGPV Central Geotérmica do Pico Vermelho CGRG Central Geotérmica da Ribeira Grande C.R.R.F. Capacidade de Regulação Rápida de Frequência CTCL Central Termoelétrica do Caldeirão Cu Cobre DC Corrente contínua (Direct Current) D.C.R.R.F. Dispositivo com Capacidade de Regulação Rápida de Frequência DLC Condensador de dupla camada (Double Layer Capacitor) E.D.A. Electricidade dos Açores, S.A. E.E.M. Empresa de Electricidade da Madeira, S.A. FACTS Sistemas de transmissão em corrente alternada flexíveis (Flexbile Alternating Current Transmission Systems) FBES Armazenamento de energia em baterias de fluxo (Flow Battery Energy Storage) FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto FRT Fault-Ride Through FV fotovoltaico HT Temperatura alta (High Temperature) INESC Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores LT Temperatura baixa (Low Temperature) LXHIOV Cabo de alma de alumínio, isolado a Polietileno Reticulado (PEX), com blindagem individual, com condutor concêntrico de fios de cobre, com bainha exterior de Policloreto de Vinilo (PVC) Máq. Máquina M.I.T. Massachussets Institute of Technology MT Média Tensão PEGR Parque Eólico de Graminhais PV Classificação de barramento com potência ativa e tensão definidas RAA Região Autónoma dos Açores rms Valor eficaz (root mean square) s/ sem SEAE Subestação do Aeroporto SECL Subestação do Caldeirão SEFO Subestação de Foros SEGR Subestação de Graminhais SELG Subestação da Lagoa SEMF Subestação de Milhafres SEPD Subestação de Ponta Delgada SERG Subestação da Ribeira Grande SESC Subestação das Sete Cidades SESR Subestação de São Roque SEVF Subestação de Vila Franca SI Sistema Internacional de unidades SMES Armazenamento de energia através de supercondutores magnéticos (Superconducting Magnetic Energy Storage) Subt. Subterrâneo ZEBRA Pesquisa de baterias com zero emissões (Zero Emission Battery Research) ZPM Zero Power Mode Capítulo 1 Introdução 1.1 - Introdução Num momento onde a defesa da manutenção e preservação do meio ambiente são uma das maiores preocupações globais, a produção de energia elétrica tem sido uma das alavancas para a mudança para um mundo com uma economia de baixo carbono. A forte integração das energias produzidas com fonte renovável nas últimas décadas faz com que a porção que as centrais que tipicamente ocupam na base dos diagramas de carga, as térmicas, seja cada vez menor. O carvão, o gás natural, o fuel, são substituídos pela água, pelo vento, pelo sol. As tecnologias evoluíram e continuam a evoluir a um ritmo muito interessante e tornaram competitivas soluções que antes não se equacionariam para além da base experimental. Em Portugal, a produção renovável começou com os aproveitamentos hidroelétricos, desde que em 1894 se colocou em exploração uma pequena central com 120 kW de potência instalada nas águas do rio Corgo [1]. Esta foi a primeira das tecnologias utilizando fonte renovável a ser consolidada a nível técnico e operacional. Na década de 40, eis que o Eng.º José Ferreira Dias, na altura Subsecretário de Estado do Comércio e da Indústria, usou os seus provados conhecimentos na área da Engenharia para escrever a lei da “Electrificação do País”, que viria a revolucionar todo o sistema elétrico nacional. Essa lei impunha diretrizes para o futuro muito claras: o desenvolvimento, modernização e industrialização do país dependia da criação de uma rede elétrica nacional, levando a eletricidade a mais regiões, e que a produção de energia tinha de ser uma base hidráulica, colocando a térmica num plano secundário, direcionado para a compensação nos períodos com menor hidraulicidade [2]. A aprovação desta lei em 1945 viria a dar início a um processo revolucionário para a eletricidade em Portugal. A construção de vários aproveitamentos nos rios Rabagão, Cávado, Ave e posteriormente no rio Douro, trouxeram muita potência “limpa” ao sistema, à medida que os avanços na tecnologia de eletrodomésticos e equipamentos elétricos em geral cada vez mais fazia subir o consumo de eletricidade. Chegamos aos dias de hoje e vemos que há 18 600 MW de potência instalada em 2 Portugal, dos quais mais de 10 000 MW são centros produtores de fonte renovável, cerca de 6 000 MW pertencem à hídrica [3]. Após a integração das energias renováveis ter sido totalmente consolidada em Portugal Continental, bem como em tantos outros sistemas elétricos espalhados por todo o mundo, foi possível aos territórios que têm redes elétricas isoladas pensar também nesta hipótese. Uma rede isolada, é por definição, uma rede de pequena dimensão que se encontra eletricamente desligada de redes elétricas vizinhas (caso estas se quer existam). Exemplos típicos de redes isoladas são as ilhas. Estas redes contêm, tipicamente, uma baixa quantidade de centros produtores e, de modo a ter uma boa capacidade de regulação face a variações de carga e assim poder fornecer aos seus clientes energia com qualidade e continuidade, tem de ter um elemento base de produção detenha flexibilidade adequada para acompanhar a variabilidade do consumo. Tipicamente, esta base é coberta pela geração térmica, utilizando combustíveis fósseis para produzir energia elétrica, gerando níveis significativos de poluição. O papel destas centrais é, todavia, absolutamente essencial para o operador da rede poder fornecer energia de forma fiável e contínua, 24 horas por dia, 365 dias por ano. Este fator complica a integração de energias renováveis, pois a maioria destas fontes não oferecem as garantias de segurança operacional da geração convencional. Algumas das tecnologias de produção renovável que mais têm vindo a ser integradas ao nível dos sistemas isolados são a eólica, solar fotovoltaica e a hídrica. A produção eólica, embora faça uso de máquinas rotativas, é predominantemente ligada à rede por via de conversores eletrónicos de potência, aos quais estão associadas determinadas características operacionais completamente distintas da produção clássica através de máquinas síncronas. Alguns problemas associados são a ausência de inércia, o comportamento em curto-circuito, entre outros. Adicionalmente, e tal como no caso da produção solar fotovoltaica, o recurso natural não pode ser gerido, pois a energia tem de ser produzida no imediato. Deste modo, não é possível oferecer reserva primária ao sistema sem se desperdiçar energia. Por outro lado, as centrais hidroelétricas agrupam características de ambos os lados. A fonte é claramente renovável, mas a produção de energia utiliza máquinas síncronas, tal como a geração convencional, reforçando a rede. Porém, os tempos de resposta dependem largamente das características da central. Por isso, a função da regulação frequencimétrica é um dos maiores problemas associados à forte integração de renovável num sistema elétrico isolado. Nesse sentido, faz-se a pergunta: como retirar produção térmica a um sistema que precisa da segurança que esta oferece? A resposta está no armazenamento de energia. Estes sistemas, ao terem energia conservada e estarem dotados da capacidade de subirem os seus índices de produção rapidamente, podem estar prontos a intervir na regulação da rede assim que sejam solicitados, podendo-se assim compensar a ausência de uma base produtora convencional maior. A sua solicitação neste âmbito está particularmente orientada para curtas intervenções, mas que permitam assegurar a estabilidade da rede perante determinadas 3 perturbações. Além disso, há um outro conceito que está associado ao armazenamento de energia: aproveitar as horas de menor consumo, onde as condições de produção frequentemente oferecem excedentes resultantes principalmente da produção eólica, para armazenar energia em quantidades assinaláveis. Em outros períodos do dia, onde as centrais térmicas têm de subir largamente a sua produção, esta energia deverá ser devolvida à rede. É sabido que a energia eólica tem a característica de aparecer com intensidade predominantemente nos períodos noturnos, precisamente quando o sistema menos precisa da mesma. Os operadores muitas vezes vêem-se obrigados a ordenar um corte na potência dos parques eólicos, por não haver sítio para onde canalizar essa energia. É aí que o armazenamento tem de entrar para permitir o aproveitamento do que este recurso oferece. Os sistemas de armazenamento de energia têm nas centrais hidroelétricas com funcionamento reversível o seu grande porta-estandarte, mas nas últimas décadas o desenvolvimento de outras tecnologias já oferece um conjunto de soluções para os operadores de redes elétricas adaptarem às suas necessidades concretas, mediante as restrições técnicas, logísticas, geográficas e até financeiras. As funcionalidades que estes sistemas oferecem, como a gestão de energia, a regulação de frequência, controlo de tensão, entre outras, contribuem significativamente para a consolidação de energias renováveis caracterizadas por variabilidade como a eólica e a solar fotovoltaica. A implementação de sistemas deste género, aliada à integração significativa de energias renováveis, assenta numa forte base de comunicações rápidas e fiáveis, centralizando a informação em sistemas capazes de exercer esforços computacionais no sentido de, iterativamente, assegurar a segurança operacional das redes elétricas em causa. Concretamente, será estudado o caso da Ilha de São Miguel, na Região Autónoma dos Açores, que é o maior sistema elétrico do arquipélago e onde a integração de energia renovável tem vindo a ser levada a cabo nas últimas duas décadas, atingindo já uma representatividade assinalável, correspondendo a cerca de metade da produção elétrica na ilha. Através da implementação de uma central hidroelétrica com funcionamento reversível, pretende-se expandir a integração da energia renovável nesta ilha, particularmente ao nível da energia eólica e hídrica, como será explicado posteriormente. A realização de um conjunto de simulações na plataforma MATLAB®/Simulink® irá permitir a aferição de problemas nas condições de estabilidade entre outros requisitos técnicos desta rede isolada perante a integração de um novo elemento no sistema eletroprodutor. 4 1.2 - Motivação e Objetivos Os objetivos deste estudo são claros:  A identificação dos principais desafios, associados à estabilidade de pequenas redes isoladas, face à integração massiva de fontes de energia renovável  A caracterização do benefício técnico resultante de utilização de sistemas de armazenamento de energia para aumentar a integração de fontes renováveis  A identificação de requisitos técnicos a integrar nos sistemas de armazenamento de energia para efeitos de proporcionar capacidade de regulação à rede  A avaliação das condições de estabilidade dos sistemas isolados face à integração de soluções de armazenamento baseadas em sistemas hídricos A Região Autónoma dos Açores tem nove ilhas e todas elas constituem sistemas elétricos isolados. O caso de estudo do presente trabalho é a Ilha de São Miguel, maior ilha do arquipélago, onde a produção de eletricidade muito se desenvolveu ao longo dos últimos 30 anos. A base da produção de todas as ilhas assentava em grupos a diesel e fuelóleo. Gradualmente foram aparecendo novas centrais que foram, passo a passo, reduzindo a contribuição que as centrais térmicas davam. A partir de um pequeno projeto-piloto de produção geotérmica acabaram por nascer duas grandes centrais, que atualmente produzem tanta energia como a térmica [4] e formam a base do diagrama de carga. Mas nesta ilha, não é só a energia geotérmica a integrar o sistema eletroprodutor. Existem já várias pequenas centrais hídricas, bem como um parque eólico, que juntos contribuem com 10% da energia produzida anualmente (2014 e 2015). Estas informações serão detalhadas na secção 4.3. A ideia da construção de um aproveitamento hidroelétrico na Ilha de São Miguel tem base conceptual que a fundamenta. O conceito base passa pela utilização das grandes lagoas que a ilha dispõe como albufeiras para esta central. Em termos operacionais, esta central está pensada para ajudar a reduzir a enorme contribuição dos grupos térmicos nos períodos de carga mais elevados, bem como aproveitar o excedente de produção criado pela energia eólica no período noturno para bombar a água de volta para albufeira nesse período. Contudo, a Ilha de São Miguel não é a única do arquipélago a ter energia renovável no seu sistema. O Governo Regional dos Açores, juntamente com a Electricidade dos Açores, S.A., levaram a cabo na última década um forte investimento no sentido de aproveitar as excelentes condições para a produção de energia eólica em todas as ilhas, de tal forma que se retirarmos a Ilha de São Miguel, cujo consumo de energia é, sozinho, maior do que todas as outras ilhas em conjunto, vemos que em 2014 os parques eólicos do arquipélago contribuíram com 14% da energia produzida [5]. De modo a estes números poderem ser aumentados, e assim verem-se reduzidas as percentagens de produção térmica convencional e assim evitar os seus efeitos ambientais nocivos, os sistemas de armazenamento de energia têm um papel decisivo, pois oferecem funcionalidades na área da gestão energética que poderão permitir este desenvolvimento. Exemplos como a ilha espanhola de El Hierro [6] ou a ilha grega de Ikaria [7] servem de base 5 para suportar estas ideias que revolucionam o funcionamento clássico dos sistemas elétricos de energia, em particular os sistemas isolados, que são o foco da realização deste trabalho. 1.3 - Estrutura da Dissertação Este documento está dividido por um conjunto de capítulos que procuram estruturar da melhor forma todo o trabalho que foi desenvolvido. Ao longo dos 6 capítulos, há uma subdivisão em temas que derivem de tópicos mais globais, procurando também que seja possível a partir do índice aceder-se à informação mais diretamente. No presente capítulo faz-se uma introdução completa às temáticas principais que, de alguma forma, enquadram esta dissertação no plano científico atual da Engenharia Eletrotécnica, trazendo também uma visão global sobre o trabalho realizado. No Capítulo 2 discute-se o Estado da Arte, designadamente através dos resultados da revisão bibliográfica efetuada no âmbito da realização desta dissertação, abordando-se os conceitos, problemas e soluções associados aos subtemas mais relevantes deste trabalho como a presença de energias renováveis em redes isoladas e o armazenamento de energia. No Capítulo 3 é descrita a forma como a rede elétrica em que consiste o caso de estudo deste trabalho, a Ilha de São Miguel, foi modelizada em ambiente de simulação no software MATLAB®/Simulink®. Pretende-se fundamentar as opções tomadas na construção da referida rede, passando pelos elementos principais que a constituem. No Capítulo 4 é apresentado o caso de estudo concretamente, nomeadamente o sistema elétrico da Ilha de São Miguel, nos Açores, administrado e gerido pela Electricidade dos Açores, S.A., tal como acontece em todas as ilhas do arquipélago. São apresentados os centros produtores instalados na ilha, bem como a infraestrutura de rede subjacente. Adicionalmente, são demonstrados dados estatísticos sobre a produção e consumo de energia elétrica na ilha, com base nos relatórios anuais que a E.D.A. publica. No Capítulo 5 chega-se ao núcleo maior deste trabalho, designadamente o estudo que foi conduzido no sentido de aferir a resposta desta rede perante o cenário elaborado, integrando a Central Hidroelétrica que está na base deste trabalho. A simulação de perturbações, algumas delas bastante severas, permitirá tirar conclusões sobre medidas a tomar face às dificuldades que nascem nestes cenários. Por último, no Capítulo 6, faz-se um resumo das conclusões a retirar na sequência do estudo que foi realizado, bem como ideias a reter para este caso específico ou casos que se possam extrapolar a partir deste. Está ainda incluída uma secção sobre trabalhos futuros, elaborada em prol de pontos a melhorar, limitações a ultrapassar, ideias a desenvolver em iniciativas que ainda venham a surgir sobre esta temática. 12 a energia eólica, a política deste tipo de produção é a de máximo aproveitamento da energia primária disponível. É importante analisar o modo como cada centro produtor se liga à rede. Devido às características de cada recurso e às tecnologias existentes, os sistemas de conversão de energia acabam por estar diretamente associados ao recurso. Os centros produtores de energia hídrica, geotérmica e de compostos orgânicos usam o sistema tradicional, com máquina primária acoplada a uma máquina síncrona. No caso da energia eólica, existem várias configurações que são utilizadas, com máquinas síncronas e assíncronas. Se estivermos perante uma máquina síncrona, a ligação é feita através de sistemas integrais de conversão eletrónica. Perante máquinas de indução, é habitual considerar-se a máquina diretamente ligada à rede e a máquina duplamente alimentada. No caso dos painéis fotovoltaicos, a conversão da energia primária, produzida em corrente contínua, é feita através de inversores eletrónicos, cujo comportamento dinâmico será descrito mais pormenorizadamente na secção 2.4.3.2. 2.2.3 – Contribuição das Energias Renováveis Para a Regulação Primária de Frequência Como se procurou demonstrar na secção anterior, cada recurso apresenta as suas características, tendo por consequência determinadas circunstâncias operacionais. Porém, têm de ser definidas estratégias de regulação para assegurar que os parâmetros de segurança da rede são mantidos em permanência. Propõe-se a seguinte categorização dos vários tipos de produção renovável:  Categoria A: Produção praticamente constante, sem capacidade útil de regulação, elevada fiabilidade (geotérmica, biomassa, biogás, resíduos)  Categoria B: Produção ajustável, boa capacidade de resposta, possibilidade de armazenamento de energia (hídrica)  Categoria C: Produção com elevada variabilidade, previsibilidade inferior às restantes, sem capacidade de regulação (eólica, solar fotovoltaica) No que toca à operação da rede, cada uma destas categorias representa situações distintas. Os elementos produtores da categoria A entram em serviço, num sistema isolado, com a função de preencher a base do diagrama de carga, uma vez que a sua principal mais-valia é a constância da produção. Estes grupos fazem uso de máquinas síncronas, que também são capazes de fornecer potência reativa de forma ajustável, pelo que esta funcionalidade permitirá uma contribuição significativa para o controlo de tensão. Adicionalmente, contribuem com inércia para o sistema eletroprodutor, algo determinante para a estabilidade e segurança de operação do sistema. Porém, a função de regulação primária de frequência não pode ser cumprida pelos grupos geradores desta categoria. Na categoria B enquadra-se a geração hidroelétrica, que se liga através de máquinas síncronas e oferece capacidade de regulação, mediante o ajuste na admissão de água na 13 entrada da conduta, tendo um papel preponderante na eventualidade de existirem reservatórios para o armazenamento de água. Estes grupos geradores são de facto muito aliciantes, pois além de utilizarem uma fonte renovável e até poderem oferecer capacidade de regulação rápida (dependendo do circuito hidráulico e da queda), ainda permitem funcionar no sentido inverso, mediante as devidas implicações construtivas, podendo armazenar energia e assim oferecer à rede um serviço de gestão energética muito interessante. Na secção 2.4.2.1 a bombagem hidroelétrica será detalhada. A categoria C enquadra a produção eólica e solar fotovoltaica, embora a sua forma de ligação à rede seja distinta. Uma turbina eólica é acoplada a um gerador que pode ser síncrono ou assíncrono, podendo ter ou não dispositivos de eletrónica de potência a jusante. Entre as várias metodologias de implementação destes aerogeradores, as que mais se destacam são:  FSIG (fixed-speed induction generator) – gerador de indução de velocidade fixa diretamente ligado à rede  DFIWG (doubly-fed induction wind generator) – gerador de indução duplamente alimentado com conversores do lado do estator  VSSG (variable-speed synchronous generator) – máquina síncrona de velocidade variável com conversor integral de eletrónica de potência A tecnologia FSIG, com uma máquina assíncrona de velocidade fixa, é ligada diretamente à rede, acoplando a frequência da rede com o binário eletromagnético do gerador. Isto leva a que a máquina tenha uma resposta inercial perante desvios frequencimétrico. Os DFIWG são ligados com o estator ligado à rede diretamente, mas com conversores back-to-back AC/DC/AC incorporados na ligação do rotor, de modo a ser possível extrair alguma potência adicional. No VSSG, a ligação à rede é efetuada através de conversores eletrónicos, desacoplando a frequência da máquina da frequência da rede [11]. Os geradores de velocidade variável são geralmente controlados por duas técnicas distintas: controlo inercial ou controlo por estatismo. O controlo inercial passa injeção suplementar de potência proporcionalmente à derivada temporal da frequência do sistema. Já o controlo por estatismo envolve uma característica tradicional de potência ativa/frequência, sendo feita uma injeção de potência proporcionalmente ao diferencial entre a frequência do sistema e a frequência nominal [12]. A título de exemplo, como mostra a figura 2.1, uma malha de controlo adicional que se pode implementar num DFWIG é apresentada em [12] pelos autores. Figura 2.1 - Esquema de controlo adicional para um DFWIG (extraído de [12]) 14 Uma central fotovoltaica utiliza somente inversores eletrónicos DC/AC para fornecer energia à rede nos parâmetros necessários. Qualquer um dos dois casos pode contribuir em termos de potência reativa, embora tecnicamente isso seja efetuado de formas diferentes, a explicar posteriormente. No que toca à capacidade de regulação, em ambos os casos ela não existe, tendo em conta a política de máximo aproveitamento da energia primária disponível. Porém, é possível colocar estes elementos geradores num ponto de funcionamento inferior, oferecendo alguma margem para subidas de produção que sejam necessárias. Este cenário não é o ideal, pois há um evidente desaproveitamento de energia, pelo que a função de regulação de frequência deve ser deixada para outros centros produtores ou deve ser compensada por sistemas de armazenamento de energia. No entanto, caso se pretenda implementar esta possibilidade, uma ideia possível é proposta por S. Mishbra, P. Zarina e C. Sekhar em [13], demonstrada pela figura 2.2. Figura 2.2 - Método para funcionamento com reserva de sistemas solares fotovoltaicos (extraído de [13]) A figura 2.2 mostra a curva característica Potência ativa/Tensão à saída de um painel solar fotovoltaico, identificando-se claramente o ponto de máxima extração de potência e a tensão DC do lado de painel correspondente (VMPP). Por alteração de VMPP (VMPP + ∆V) obtém-se uma margem de reserva de potência (Preserve) já que se coloca o painel num ponto de funcionamento inferior à potência máxima efetivamente disponível. A disponibilidade que esta potência oferece permite que os painéis ofereçam alguma reserva primária no sistema, que pode ser utilizada perante a necessidade de subir os valores de frequência, bem como os valores de tensão, caso a rede de distribuição onde os painéis estejam integrados tenham elevadas características resistivas. Para se implementar este conceito, propõe-se um diagrama de blocos com controlo proporcional (estatismo) do desvio de frequência, limitado por uma banda-morta frequencimétrica e restrições de reserva, apresentado na figura 2.3. Pset é o ponto de operação de potência definido para o painel fotovoltaico. 15 Figura 2.3 - Diagrama de controlo do ponto de operação para um painel fotovoltaico Se olharmos às redes elétricas dos arquipélagos portugueses, a evolução dos diagramas de carga é acompanhada pelos grupos térmicos convencionais, que fornecem a maioria da energia ao longo de todo o dia. Os períodos de menor consumo acabam por ser determinantes, pois nesses períodos os grupos térmicos têm de estar a operar, e caso a penetração de energia renovável seja elevada, esta não pode exceder um dado limiar, que é o consumo instantâneo subtraído de um valor próximo do mínimo técnico do grupo térmico. Isto leva a que a produção de elementos como os parques eólicos, que tipicamente produzem bastante nos períodos de menor consumo, tenham de sofrer cortes de produção que até podem levar ao corte total, como sucede na Ilha de São Miguel (ver 4.3.2). 2.2.4 – Avaliação de Segurança Operacional em Redes Isoladas A segurança de operação de uma rede elétrica passa em primeira análise pela noção clara do funcionamento atual do sistema, em tempo real, tipicamente fundamentada por um sistema de supervisão e aquisição de dados (SCADA). É habitual definirem-se estados de operação do sistema, como forma global de definir qual o nível de segurança que as condições de funcionamento instantâneas oferecem. O principal objetivo passa por assegurar a prevenção, através de medidas que se tomam consoante as alterações nos parâmetros do sistema, procurando garantir, em todos os momentos, que o sistema tem a capacidade de resposta necessária para o maior conjunto possível de perturbações que possam suceder. Uma estratégia de controlo dinâmico de segurança de operação, no âmbito dos Sistemas Elétricos de Energia, que passa pela definição de estados do sistema, define determinados conjuntos de parâmetros que categorizem os pontos de funcionamento do sistema. Esta categorização levará a que um certo cenário seja considerado um estado seguro, emergente e de alerta, por exemplo. As transições entre estados serão dadas por perda de estabilidade na frequência, variações elevadas dos níveis de tensão, estados de sobrecarga de determinados componentes, entre outras possibilidades [14]. O conceito passa por tentar assegurar que o sistema esteja sempre no estado determinado como seguro e se ele sair desse estado, deverão ser tomadas medidas no sentido de retornar esse ponto de funcionamento. 16 Um método particular é apresentado por M. H. Vasconcelos em [14], onde a autora define um diagrama de transição de estados num sistema elétrico, através da definição de cinco estados: Seguro, Alerta, Emergência, In-Extremis, Restabelecimento. Através de ações como controlo preventivo, aparelhos de proteção, deslastre de carga, ressincronizarão e restabelecimento de serviço, o sistema poderá transitar entre estados e assim retomar o funcionamento considerado normal, assegurando que as condições de segurança operacional estão garantidas. A figura 2.4 ilustra esta metodologia. Figura 2.4 - Diagrama de estados de um possível sistema de controlo de segurança operacional de um SEE (extraído de [14]) Há uma implicação da existência de uma base de comunicações no sistema elétrico em causa, interligando os centros produtores, subestações e outros pontos da rede com o centro de controlo de operação. Neste centro deverão estar disponíveis sistemas capazes de computar estas estratégias, que implicam um conjunto significativo de equações algébricas e diferenciais, resolvidas através de métodos numéricos iterativos. O tempo de execução dos programas subjacentes deverá assegurar que a segurança de operação é possível em tempo real, exigindo capacidades computacionais que irão variar com a dimensão do sistema. Num sistema isolado com elevada penetração de energias renováveis, o risco associado é significativamente superior devido à produção com elevada variabilidade, implicando que os sistemas de controlo de segurança operacional deverão também receber informação de previsão ao nível dos recursos primários que alimentam as fontes renováveis. Embora tudo isto 17 implique custos adicionais, esta informação é essencial para a segurança do sistema, pois a variabilidade de alguns recursos primários naturais pode no espaço de minutos alterar completamente o paradigma de produção. Nesse sentido, os métodos de avaliação de segurança dinâmica em tempo real que se têm implementado nos sistemas reais são dois:  Métodos convencionais analíticos em sistemas computacionais distribuídos  Métodos de aprendizagem automática Olhando em particular para os métodos de aprendizagem automática, estes têm vindo a assumir mais preponderância nos sistemas isolados. Baseados em métodos estatísticos, esta estratégia traz uma vantagem significativa: o tempo de cálculo é bastante mais reduzido. O sistema acede a um determinado conjunto de perturbações pré-definidas e toma as decisões com base no sucesso obtido em casos anteriores. Por outro lado, os métodos baseados em sistemas de computação distribuída passam por ações locais nos elementos reguladores do sistema elétrico. Porém, a utilização conjunta de ambos estes sistemas poderia oferecer um excelente contributo para a segurança operacional, pois iria haver significativas melhorias ao nível da precisão dos resultados das simulações dinâmicas [14]. A implementação destes sistemas de controlo em casos reais tem vindo a ser levada a cargo nas últimas duas décadas, com a crescente integração de energias renováveis nos SEE. Um exemplo de sucesso é o projeto MORECARE, desenvolvido por uma comunidade credenciada de especialistas na área. Concretamente, a sua implementação nas ilhas da Madeira e de Creta (Grécia) tinha por objetivo otimizar o desempenho da operação das redes isoladas, permitindo uma maior contribuição de energias renováveis como a eólica e a solar para o sistema eletroprodutor. Assentando numa base de produção convencional e de centrais hidroelétricas com bombagem, que permitem uma gestão avançada de energia, a arquitetura desenvolvida procurava implementar um conjunto de funcionalidades avançadas de segurança dinâmica, através da prevenção e correção do estado do sistema [14]. A arquitetura do sistema é apresentada na figura 2.5, através de uma organização esquemática simplificada. Figura 2.5 – Arquitetura do sistema MORECARE (extraído de [14]) 18 2.3 – Contribuição do Controlo de Cargas para a Regulação de Frequência 2.3.1 – Introdução Numa rede elétrica com estrutura clássica, todos os serviços como a regulação de frequência, controlo de tensão, reserva primária, entre outros, são assegurados pelos sistemas de produção convencionais. As centrais convencionais oferecem todos estes serviços, pois construtiva e operacionalmente estão concebidas para essa possibilidade. Porém, a integração de fontes de energia renováveis como a eólica, solar, geotérmica, etc. faz com que o paradigma de regulação da rede se altere, pois estes elementos oferecem pouca ou nenhuma possibilidade de controlo e é seguro dizer que não permitem, nas ideologias operacionais atuais, subidas de produção. Nesse sentido, há uma outra forma de colmatar rapidamente desequilíbrios entre produção e consumo do tipo subfrequência (menos produção que consumo): o corte de carga. Ora, não se considera imaginável que o operador desligue consumidores domésticos ou industriais face a perturbações na rede, no entanto o conceito aqui inerente passa pelo desligamento de equipamentos específicos colocados à disposição pelos consumidores. Esta estratégia é vantajosa a vários níveis, pois além do facto de se gerir as dificuldades diretamente nos pontos onde é relevante que a energia seja fornecida com qualidade, podemos reduzir as emissões de gases com efeito de estufa, evitando que sejam centrais térmicas convencionais a compensar dos desequilíbrios. Este conceito já é investigado há algumas décadas e a primeira aplicação concreta a ser concebida e introduzida foi o HUC – Homeostatic Utility Control. Desenvolvido em 1979 por F. Schweppe e outros autores, no M.I.T., este conceito implicaria a instalação de um dispositivo designado por FAPER (Frequency Adaptive Power-Energy Re-Scheduler) em cargas específicas. Este dispositivo teria poucos custos para o consumidor e cumpriria a função de ligar e desligar cargas concretas na instalação em causa, mediante o estado atual do sistema elétrico. Além disso, o dispositivo estaria dotado de sensores, utilizando as medições recolhidas para minimizar o impacto das operações em cargas mais sensíveis, como cargas térmicas [15]. A implementação de sistemas deste tipo tem uma implicação clara: a necessidade de haver estruturas de comunicação rápidas e seguras que possam interligar dispositivos deste tipo aos pontos de controlo da rede, que podem estar distribuídos de forma zonal nas redes de distribuição. Nos últimos anos o desenvolvimento desta área tem passado pela área do smart metering, através da conceção de contadores inteligentes, que ofereçam ao utilizador e ao operador informação muito mais detalhada sobre os consumos energéticos na instalação. Além destes dados, os contadores inteligentes permitem trocas de informações como preços instantâneos da eletricidade e sinais de controlo de carga. Em Portugal, a E.D.P. Distribuição tem vindo a desenvolver um projeto designado por InovGrid, que passa pela implementação de uma micro- 19 rede inteligente em parte da cidade de Évora, com todos os elementos associados ao conceito: geração distribuída de energia, veículos elétricos com gestão inteligente do carregamento, sistemas locais automatizados de gestão de redes e medição inteligente de energia nos consumidores, através de smart meters (EDP Box) [16]. Este projeto pioneiro, que incluiu a instalação 35 000 contadores inteligentes, 3 550 instalações com soluções de eficiência energética e gestão de energia, 340 controladores de transformadores de distribuição (DTC), 70 pontos inteligentes de carga de veículos elétricos e 250 pontos de geração distribuída monitorizada. O caráter distintivo, ambicioso e inovador do projeto levou a fosse escolhido pelo Centro Comum de Investigação da Comissão Europeia para ser a grande alavanca do desenvolvimento de um trabalho realizado no sentido de definir linhas orientadores para um futuro onde as redes de distribuição passem pelas smart-grids [17]. A figura 2.6 resume o conceito inerente à InovGrid. Figura 2.6 - Grafismo sumário do conceito de rede inteligente InovGrid da EDP Distribuição (extraído de [16]) 20 2.3.2 – Soluções para Cargas Domésticas De forma a contribuir para a integração deste tipo de ideologias nas redes elétricas, têm vindo a ser desenvolvidas estratégias de controlo associadas a este conceito, que passam pela adequação de características de operação para os equipamentos elétricos que, regra geral, se encontram na instalação do típico consumidor final. Frigoríficos, congeladores, sistemas de aquecimento, entre outros. Os frigoríficos e os congeladores são dois casos aliciantes para a implementação deste conceito, pois tradicionalmente encontram ligados 24 horas por dia, 365 dias por ano, e uma interrupção que pode ir desde segundos até dezenas de minutos não deverá causar qualquer incómodo ao consumidor, pois não irá comprometer a integridade dos alimentos que se encontram conservados nestes equipamentos. Frequentemente, o consumidor nem irá reparar em qualquer interrupção que tenha sido levada a cargo nestes eletrodomésticos. No entanto, estes equipamentos têm potências intermédias, pelo que está implícito que o efeito global no sistema obter-se-ia pela adesão de um vasto número de consumidores. Uma possível estratégia face aos frigoríficos, mas que pode ser alargada aos congeladores com o respetivo offset, foi apresentada por J. Short, D. Infield e L. Ferris em [18], na medida em que este eletrodoméstico acrescenta a frequência à sua regulação, quando originalmente apenas tem em consideração a temperatura. A figura 2.7 mostra uma característica de funcionamento tradicional face à que os autores propõem para concretização da estratégia de regulação. Figura 2.7 - Características de funcionamento de frigorífico. Clássica (à esquerda); Em função da frequência (à direita) (extraído e adaptado de [18]) Enquanto a frequência se mantiver dentro de uma gama aceitável, o equipamento mantem o seu funcionamento original. Todavia, na existência de desvios de frequência, as gamas de temperatura são desviadas adequadamente, fazendo com que o frigorífico responda às perturbações de frequência, mas não se descorando de cumprir a sua função principal, que é a de conservar os alimentos que nele se encontram guardados. Os autores desta estratégia referem ainda que os consumidores devem ser remunerados por este tipo de serviço, algo que certamente se revela como desencadeador importante para adesão dos mesmos a estas 21 estratégias, pois sem este fator o típico consumidor final, cuja preocupação e perceção relativamente às dinâmicas e necessidades do sistema elétrico são praticamente inexistentes, não irá concordar com esta medida. Há, porém, outras técnicas mais complexas para implementar o controlo por frequência de um conjunto de cargas, como por exemplo as que S. Pourmousavi e M. Nehrir desenvolveram em [19], representado na figura 2.8. O conceito abrange cargas puramente resistivas cuja participação na regulação primária de frequência é feita de modo a minimizar o número de cargas alteradas. A ideia consiste em definir um conjunto de três modos de operação:  MODE 0: não se tomam ações de controlo pois a frequência encontra-se em valores dentro do intervalo normal.  MODE 1: na presença de um desvio de frequência, é efetuada uma ação sobre as cargas de modo a regularizar a situação da frequência. Caso seja ultrapassado o limite inferior, uma dada fração das cargas é desligada, vice-versa para o limite superior.  MODE 2: a frequência retornou ao intervalo aceitável de operação, e o processo de ligação/desligação de cargas é feito gradualmente até se atingir o panorama verificado anteriormente. Figura 2.8 - Estratégia de controlo de carga por modo de operação (extraído de [19]) Em conclusão, o panorama do controlo de cargas ainda irá evoluir muito com a aproximação cada vez maior da implementação das redes inteligentes, onde se soma também a integração de geração distribuída e veículos elétricos, assentando numa base de equipamentos de medição inteligentes. Desta forma permitir-se-á ao operador de rede tomar medidas locais (através de um controlador automático), revolucionando o paradigma atual onde toda a regulação passa pela geração convencional, bem longe elétrica e geograficamente dos núcleos de consumo. Com base em regras de controlo colocadas nas cargas que estão nas instalações dos consumidores, que seriam remunerados por este serviço, é possível extrair grandes benefícios para a gestão das redes elétricas. 28 [22]. Dentro das diversas variantes que existem, as que se destacam mais são as turbinas Francis, Kaplan e Pelton. A escolha entre estas três variantes permite adequar a turbina às características do aproveitamento, nomeadamente ao nível do caudal e da queda. A tabela 2.2 mostra os princípios gerais relativos à adequação do tipo da turbina ao aproveitamento. Tabela 2.2 - Comparação entre turbinas hidráulica Designação da turbina Tipo de turbina Características do aproveitamento Queda Caudais médios Pelton Por impulso Alta Baixos Francis De reação Média a alta Quaisquer Kaplan De reação Baixa Elevados As turbinas de impulso têm “bocais” fixos, onde a água é encaminhada vindo da conduta. A pressão criada força a injeção da água na forma de jatos, que são direcionados para as pás da turbina. A característica mais relevante destas máquinas é que a pressão praticamente não se altera no rotor. As únicas turbinas de impulso que se consolidaram na prática foram as turbinas Pelton. Este tipo de máquina é particularmente interessante para aproveitamentos de elevada queda, com baixos caudais médios. Algumas características adicionais são a elevada fiabilidade, baixos custos de manutenção e eficiências superiores a 90% [22]. As turbinas de reação consistem no direcionamento do caudal para a turbina, onde as paredes interiores da “caixa” da turbina estão concebidas de tal forma que a água entre e forme um movimento similar a um remoinho. Para estas turbinas poderem funcionar, o rotor deverá estar sempre submerso, algo que implica que este tipo de turbinas é mais adequado para caudais elevados. Estas turbinas classificam-se adicionalmente pela direção dominante da água dentro da turbina. Numa turbina de fluxo radial, onde o caudal circula totalou parcialmente no plano da rotação, a água entra a um determinado raio e abandona o espaço com outro raio. O modelo mais conhecido destas turbinas são as Francis, sendo a sua operação adequada a quaisquer caudais, para quedas médias a altas. Caso a direção dominante da água for paralela ao eixo de rotação, então a turbina é considerada de fluxo axial. As turbinas Kaplan são modelos deste tipo e são mais apropriadas para aproveitamentos com baixa queda e elevado caudal [22]. Relativamente à bombagem, esta é conseguida através do acionamento de uma bomba hidráulica por parte de uma máquina elétrica em funcionamento como motor. A bomba irá rodar de tal forma que as suas pás empurram a água de volta ao reservatório superior. Esta bomba pode ser um elemento isolado, como também pode ser uma turbina-bomba que combina numa única unidade a capacidade de turbinamento e bombagem. Em esquemas com uma só máquina hidráulica reversível, coloca-se a turbina a rodar em sentido inverso, sendo a turbina acionada pela máquina elétrica que funcionará como motor em vez de como gerador. Um outro 29 modo pressupõe um sistema ternário, constituído por uma máquina elétrica e duas máquinas hidráulicas separadas, uma turbina e uma bomba. Através de um mecanismo de embraiagem, é possível alternar entre o funcionamento de turbina e bomba com alguma rapidez, uma vez que havendo máquinas hidráulicas separadas a máquina elétrica só necessita de rodar em um sentido, podendo acionar a bomba ou ser acionada pela turbina [23]. Este modo atribui um valor comercial superior à central, embora suba a sua complexidade de operação, bem como os custos de investimento. Por último, é possível utilizar unidades separadas (turbinas e bombas), numa configuração que separa o modo bomba do modo turbina, permitindo que a central produza e armazene em simultâneo, uma solução que é particularmente útil por motivos de continuidade de serviço, face a perturbações, mas também para aproveitamento de excedentes de produção provenientes de outras fontes. É uma solução comum em sistemas isolados, devido aos benefícios que oferece, que num sistema deste tipo são especialmente decisivos. Um caso particular reside na ilha de El Hierro, no arquipélago espanhol das Canárias, onde numa rede elétrica com cargas até 8 MW se estudou a instalação de um sistema combinado de uma central hidroelétrica (11 MW do grupo gerador, 6 MW em bombas) e um parque eólico (11.5 MW). O conceito passa pelo aproveitamento da complementaridade entre estes dois elementos, aproveitando-se a energia eólica excessiva produzida para se acionar as bombas do aproveitamento hidroelétrico. Esta energia armazenada é depois turbinada para a rede mediante as necessidades. O funcionamento da turbina hidráulica do tipo Pelton em modo noflow (compensador síncrono), permite que esta possa estar disponível para intervir na regulação da rede assim que seja necessária. Os estudos realizados mostram que a penetração a 100% da energia eólica seria possível [6]. Relativamente ao caso particular das turbinas reversíveis, que são a solução mais frequentemente implementada em centrais hidroelétricas onde se pretenda que haja a possibilidade de fazer bombagem, há algumas particularidades sobre o seu funcionamento que serão abordadas. Uma máquina hidráulica rotativa usando um fluído é sempre totalmente reversível. No entanto, o desempenho nos modos de turbina e bomba é diferente e, sem exceção, a queda e caudal ótimos são superiores no modo turbina. Este facto é justificado pelas perdas hidráulicas da máquina. Ao operar no ponto de maior eficiência em modo bomba, a queda (que neste caso é ascendente) assegurada pela máquina é reduzida pelas perdas de fricção e volumétricas (perdas hidráulicas), comparando face a um líquido ideal. Operando na mesma velocidade, mas em modo turbina, à pressão ideal necessária na máquina para esta funcionar no ponto de melhor eficiência devem ser somadas as perdas hidráulicas. Isto significa que a queda entre o modo turbina e modo bomba difere de aproximadamente um fator que contabiliza duplamente as perdas hidráulicas [24]. A capacidade de armazenamento associada às centrais hídricas com bombagem depende da queda na conduta de água, bem como do volume disponível no reservatório superior, que poderá ser natural ou artificial. Já a potência nominal da central depende na pressão da água, 30 dos caudais que fluem pela turbina e também das potências nominais dos grupos bomba/turbina e motor/gerador [21]. No caso de aproveitamentos construídos em locais naturais, aproveitando zonas mais amplas em cursos de água, bem como zonas de elevada queda, as restrições de cariz ambiental limitam quer as dimensões da central quer a operação da mesma, sendo obrigatório respeitar determinados caudais mínimos e níveis de água máximos. Isto afeta a parte da produção e a parte da bombagem, pois estes limites frequentemente exigem a mudanças operacionais que não vão de acordo ao desejado em termos elétricos e, obviamente, económicos. Em resumo, as centrais hidroelétricas com funcionamento reversível apresentam um conjunto de vantagens muito significativas, que as tornam tão interessante para a implementação em sistemas elétricos de energia. + Gamas muito amplas de capacidade de armazenamento e potência, superiores a qualquer outra tecnologia. Adaptável a sistemas de dimensões muito diferentes. + Solução robusta, fiável e absolutamente consolidada + Excelente capacidade de resposta da produção em grande escala, passando do zero à carga máxima em minutos, mais rápido que outras centrais de base + Longevidade claramente superior às restantes tecnologias (centrais podem operar mais de 40 anos) + Ciclos de eficiência interessantes (70 a 85%) Por outro lado, mostram-se alguns tópicos que se opõem à implementação destas centrais: − Custos de investimento iniciais muito elevados, necessitando de grandes obras de construção civil − Tempos de construção elevados − Locais naturais de implementação viável são restritos − Dependência de um recurso que não está sempre disponível (exceto centrais com reservatórios totalmente artificiais) Não faltam exemplos de sucesso na aplicação de centrais hidroelétricas reversíveis, por isso apresenta-se como difícil a seleção de alguns casos. Primeiro apresenta-se um caso que se impõe pela sua dimensão, nomeadamente a estação de armazenamento de Bath County, no estado de Virgínia, nos E.U.A. Constituída por 6 grupos turbina-bomba da empresa Voith, do tipo Francis com potência individual de 500 MW, totalizando uma potência instalada de 3 GW, esta central é considerada “a maior bateria do mundo”. Capaz de conseguir caudais de 800 m3/s em modo bomba, armazenando até 48 milhões de litros por minuto, esta central já opera desde 1985, tendo sofrido várias obras de ampliação entretanto [25]. Um exemplo mais relevante no contexto da realização deste trabalho, pois foca-se na complementaridade do armazenamento hidroelétrico com a produção eólica, situa-se na ilha de Ikaria, na Grécia, e consiste em duas centrais hidroelétricas (1 e 3 MW), um parque eólico (2.7 MW) e uma unidade de bombagem (3 MW), todos associados a um centro de controlo de despacho. A ideia é 31 alimentar as necessidades da ilha maioritariamente a partir de fontes renováveis, aproveitando as excelentes condições que o território apresenta para a produção de energia pelas referidas fontes [7] [26]. O trabalho realizado na Ilha de El Hierro, já apresentado anteriormente, é um exemplo para todos os sistemas isolados deste tipo a nível mundial, otimizando a complementaridade entre uma central hidroelétrica reversível e um parque eólico. 2.4.2.2 – Volantes de Inércia Um volante de inércia, conhecido na literatura anglo-saxónica por Flywheel, é um tipo de dispositivo que já existe há vários séculos, cujo conceito-base passa pelo armazenamento de energia mecânica na forma de energia rotacional. Naturalmente, a sua conceção já evoluiu muito desde a sua invenção, pelo que nos tempos modernos um sistema de volante de inércia é constituído por rolamentos, uma máquina elétrica rotativa (funciona como motor ou gerador), uma unidade de eletrónica de potência, uma câmara de vácuo e, obviamente, o volante de inércia. A figura 2.11 procura ilustrar a constituição de um sistema deste tipo. Figura 2.11 – Esquema ilustrativo da constituição de um volante de inércia (adaptado de [27]) Em termos gerais pode-se classificar um volante de inércia em dois grupos: volantes de alta velocidade e de baixa velocidade. Os primeiros são construídos com materiais compostos avançados como a fibra de carbono, levando a velocidades de rotação máximas de 100 000 rpm aproximadamente. Este tipo de dispositivo utiliza rolamentos magnéticos sem contacto, de modo a evitar o desgaste dos mesmos. A aplicação prática destes está particularmente orientada para melhoria da qualidade da energia, indústria aeroespacial e ainda assistência em equipamentos de tração. A energia 32 específica, que dá indicação sobre a capacidade de armazenamento, pode chegar às 100 Wh/kg no caso dos volantes de alta velocidade. As flywheels de baixa velocidade são construídas com metais como o aço e rodam a velocidades inferiores a 6 000 rpm. Na prática, são utilizadas em aplicação de potência média/alta, com curta duração. A energia específica destes dispositivos anda na ordem das 5 Wh/kg. Comparativamente, o custo é um fator muito diferenciador entre ambas as tecnologias de flywheels. Porém, o conceito do volante de inércia tem, em geral, algumas vantagens: + Grandes eficiências do ciclo (até 95% da potência nominal) + Alta densidade de potência + Sem efeitos relacionados com a profundidade das descargas + Manutenção fácil Embora as vantagens apresentadas sejam relevantes, estes dispositivos também apresentam algumas contrapartidas que são listadas de seguida: − Perdas de inatividade enquanto está em standby − Potenciais elevados níveis de auto-descarga (até 20% por hora) A sua aplicação nos Sistemas Elétricos de Energia tem vindo a ser desenvolvida, nomeadamente através de aumento das velocidades de rotação e densidades de potência, bem como ao nível da melhoria do desempenho dos rolamentos. Uma tecnologia que se mostra prometedora são rolamento com supercondutores de elevada temperatura [21]. É relevante fazer referência a uma aplicação prática dos volantes de inércia, concretamente no arquipélago dos Açores, onde desde 2006 decorre um projeto que passa pela implementação de dois sistemas deste tipo na ilha Graciosa e na ilha das Flores. Estes equipamentos estão dotados com uma potência nominal de 350 kW e o fim da sua utilização passa pelo controlo da frequência, nomeadamente através da redução dos desvios de frequência resultantes de desequilíbrios entre produção e carga que possam surgir. Adicionalmente, estes volantes de inércia contribuem também para a redução do desperdício de energia produzida por fontes renováveis que por motivos operacionais não pode ser aproveitada [28]. 33 2.4.2.3 – Baterias Secundárias As baterias secundárias, vulgarmente conhecidas como baterias recarregáveis, são dispositivos que se enquadram no armazenamento de energia na forma eletroquímica, designadamente os BESS – Battery Energy Storage Systems. A sua aplicação em equipamentos eletrónicos e elétricos é implementada através de sistemas de armazenamento em módulos, constituídos por várias células eletroquímicas em série ou paralelo [29]. Em termos funcionais, este tipo de sistema opera através de reações eletroquímicas. Cada célula individual tem um elétrodo positivo e um negativo, ambos submersos numa solução aquosa ou não-aquosa. Ao ser induzida uma reação, esta causa trocas de eletrões entre os dois elétrodos, pelo que consequentemente flui uma corrente elétrica nos terminais, onde estará ligado um circuito a alimentar, como demonstra a figura 2.12. Figura 2.12 - Esquema ilustrativo da constituição de uma bateria secundária (adaptado de [21]) Dentro deste tipo de dispositivos há vários tipos de baterias que existem no mercado atualmente, nomeadamente:  Ácido-Chumbo (PbA)  Iões de lítio (Li-ion)  Níquel-cádmio/Níquel-hidreto metálico (NiCd, NiMH)  Enxofre-sódio  Sal fundido (NaS)  Metal-ar (Me-air)  Cloreto de níquel-sódio (NaNiCl) Seguidamente serão apresentadas alguns dos tipos mais relevantes de baterias recarregáveis. 34 Ácido-chumbo (PbA) O uso deste tipo de baterias está largamente alastrado por toda a área dos equipamentos elétricos e eletrónicos. Com o cátodo feito de óxido de chumbo (PbO2), o ânodo de Chumbo (Pb) e o eletrólito de ácido sulfúrico (H2SO4), estes dispositivos apresentam características de funcionamento e operação interessantes, como: + baixos níveis de auto-descarga (menos de 0,3 %) + eficiências de ciclo médias-altas (63 a 90 %) + baixos custos (45 a 520 €/kWh) As suas aplicações mais comuns passam por dispositivos estáticos de back-up para sistemas de comunicações, aplicações de gestão de energia e ainda para fontes de veículos híbridos ou elétricos. Porém, a sua utilização em sistemas de armazenamento de energia para a rede elétrica ainda é limitada, particularmente devido a algumas desvantagens que estas baterias ainda apresentam: − Baixo tempo de vida cíclico (até 2000 ciclos) − Baixa densidade de energia (50 a 90 Wh/L) − Baixa energia específica (25 a 50 Wh/kg) − Necessidade de gestão de temperatura do dispositivo, devido à sua fraca eficiência a baixas temperaturas [21] Alguns exemplos da utilização destes dispositivos em sistemas elétricos de energia em todo o Mundo são:  Um sistema isolado no Alasca, em Metalakatla, onde desde 1997 está instalado um equipamento capaz de fornecer até 1 MW, armazenando até 1.4 MWh. O equipamento participa ativamente na regulação de frequência e tensão, melhorando a estabilidade do sistema.  Um parque eólico na ilha de Oahu no Havai, onde baterias de PbA compõem um dispositivo de 15 MW / 3.75 MWh que contribui para a atenuação da variabilidade da produção a partir de energia eólica, permitindo que este parque possa ter um nível de integração da rede superior. Iões de lítio (Li-ion) As baterias de iões de lítio são de excelente aplicação em dispositivos onde a resposta rápida e a dimensão e peso reduzidos são decisivos. O cátodo é feito a partir de um óxido metálico do lítio (LiCoO2 ou LiMO2), o ânodo é de carbono grafítico e o eletrólito usado é habitualmente um líquido orgânico não-aquoso com sais de lítio dissolvidos (LiClO4, e.g.). As vantagens deste tipo de baterias são então: + Baixos tempo de resposta (na ordem dos milissegundos) 35 + Altos parâmetros de especificidade e densidade energética e de potência (1.5-10 kW/L, 75-200 Wh/kg, 0.15-2 kW/kg) + Altas eficiências de ciclo de carga-descarga (até 97%) Em contrapartida, as desvantagens que surgem associadas ao uso destas baterias são: − A profundidade da descarga (DoD – depth of discharge) nos ciclos pode afetar significativamente o tempo de vida − O conjunto de baterias exige geralmente um computador adicional para gestão do seu funcionamento, subindo os custos totais do dispositivo [21] No que toca a exemplos da aplicação destes dispositivos no âmbito dos Sistemas Elétricos de Energia, encontra-se desde já um sistema híbrido de baterias de iões de lítio e também de sal fundido (NaS) a ser testado na Alemanha com intenção de ser instalado numa ilha do arquipélago açoriano, designadamente a Graciosa. Este dispositivo tem uma potência nominal de 3 MW e capacidade de 18 MWh, e foi concebido para desempenhar funções de regulação de frequência e tensão, bem como reposição de serviço, num sistema elétrico inovador que a E.D.A. pretende implementar nessa ilha: um sistema com fornecimento de energia totalmente a partir de fontes renováveis [30]. Um outro exemplo é na cidade de Nova Iorque, onde um sistema deste tipo com 16 MW / 2 MWh foi implementado em 2010 para efeitos de regulação de frequência, por parte de empresa americana American Energy Storage, que já implementou diversos sistemas do género em outras cidades dos Estados Unidos da América [21]. Níquel-cádmio (NiCd) As baterias recarregáveis do tipo níquel-cádmio não têm muitos casos de sucesso ao nível da sua implementação nos Sistemas Elétricos de Energia, devido às desvantagens ambientais que apresentam. Construtivamente, os elétrodos são de hidróxido de níquel (Ni(OH)2) e cádmio metálico e o elétrodo utilizado é uma solução alcalina aquosa. As grandes vantagens que estes dispositivos englobam são: + Altos índices de fiabilidade + Baixos custos de manutenção Por outro lado, as desvantagens trazidas pelas baterias de NiCd são: − Elevado risco ambiental devido à toxicidade dos metais pesados utilizados: Níquel e Cádmio − O dispositivo apresenta a característica da “memória”, pois a sua capacidade máxima desce se a descarga for repetidamente parcial Um sistema deste tipo que foi implementado com sucesso está no Alasca, levado a cargo pela Golden Valley Electric Association. A capacidade do dispositivo permite que este forneça 27 MW durante 15 min ou 40 MW durante 7 min, operando a temperaturas baixas, entre os - 40ºC e os +50ºC. As eficiências registadas estão na ordem dos 75%. Este equipamento é capaz 36 de oferecer serviços de fornecimento de energia e compensação num sistema é que, devido a restrições geográficas, considerado isolado. O clima deste local foi o principal motivo para a escolha desta tecnologia. Embora este caso tenha tido sucesso, alegadamente a empresa não deu continuidade à tecnologia para novas aplicações [21]. Enxofre-sódio (NaS) As baterias de enxofre-sódio são consideradas “uma das mais promissoras candidatas para aplicações de elevada potência em dispositivos de armazenamento de energia” [21]. Usando sódio e enxofre fundidos como elétrodos e beta-alumina como eletrólito sólido, estes equipamentos requerem elevadas temperaturas de funcionamento (300-350ºC), pois deve-se assegurar que os elétrodos estão no estado líquido, conduzido a elevados índices de reatividade. As vantagens apresentadas por estes dispositivos são: + Altas densidades energéticas (150 a 300 Wh/L) + Baixíssimos níveis de auto-descarga (quase 0%) + Capacidade nominal máxima superior às restantes tecnologias (até 245 MWh) + Elevada capacidade de injeção de potência em impulso + Uso de materiais de baixo custo, não-tóxicos e altamente recicláveis (até 99%) Todavia, tantas vantagens oferecidas têm repercussões ao nível dos custos do equipamento: − Elevado custo de operação anual (70 €/kW/ano) − Necessidade de sistema adicional para assegurar a elevada temperatura de operação do dispositivo [21] Alguns exemplos de aplicações deste tipo de baterias secundárias em Sistemas Elétricos de Energia são:  Ilha da Graciosa, Açores. (Ver baterias de Li-ion.)  Abu Dhabi (ilha), nos Emirados Árabes Unidos, onde uma instalação de 40 MW oferece serviços de atenuação das variações no diagrama de carga, no sentido de o tornar mais uniforme.  Rokkasho, Japão, onde num parque eólico de dimensão significativa se encontra a ser testado um dispositivo com 34 MW/245 MWh para limitar a variabilidade da produção eólica do referido parque.  Saint-André, na ilha de La Réunion, onde um dispositivo com potência nominal de 1 MW opera em colaboração com um parque eólico, no sentido de complementar a variabilidade da sua produção [30]. Cloreto de níquel-sódio (NaNiCl) As baterias do tipo NaNiCl também são conhecidas pela sigla ZEBRA (Zero Emission Battery Research) e são, juntamente com as baterias de NaS, consideradas de alta temperatura. Desde 37 1995 disponíveis no mercado, estas baterias são constituídas por um cátodo de cloreto de níquel (NiCl2) e um ânodo de sódio fundido [29]. Como características consideras vantajosas temos: + Manutenção das células não é necessária + Baixíssima taxa de auto-descarga + Alto tempo de vida cíclico + Boa capacidade de fornecimento de potência em impulso [21] + Resistência a descargas e sobrecargas limitadas + Tendência a desenvolver baixas resistências na ocorrência de defeitos, sendo que se observa que apenas uma célula (de uma série de várias) sofre um abaixamento de tensão nessa situação, evitando a falência de todo o sistema [29] Em contrapartida, este tipo de dispositivo apresenta algumas desvantagens: − Elevada temperatura de funcionamento (250 a 350ºC), pois requer que os elétrodos estejam no estado líquido, levando a uma subida de custos de operação − Tempo de interrupção elevado caso os elétrodos solidifiquem. Só para estes atingirem a temperatura de funcionamento, demora 12 a 15 horas [21] Atualmente, existe uma instalação ainda na fase de projeto piloto a operar em Itália, na localidade de Vincenza. Com potência nominal de 181 kW e capacidade de armazenamento de 230 kWh, o carregamento deste equipamento é feito através de fontes de origem renovável e o objetivo do projeto é que, no futuro, este venha a ser aplicação em redes isoladas [30]. 44 2.4.2.7 – Supercondensadores Os condensadores são geralmente constituídos por dois condutores elétricos separados por uma camada isoladora com um material dielétrico, que conserva o campo eletrostático nesse material. Estes são úteis para pequenas quantidades de energia e para condução de uma tensão variável. Os supercondensadores, alternativamente designados por condensadores de dupla camada (DLC) ou até ultracondensadores, são constituídos por dois elétrodos condutores, um eletrólito e uma membrana separadora porosa, como mostra a figura 2.16. Figura 2.16 - Esquema ilustrativo da constituição de um supercondensador (adaptado de [21]) As características estruturais dos supercondensadores fazem com que estes tenham semelhanças quer com os condensadores tradicionais quer com as baterias eletroquímicas. A energia é armazenada na forma de cargas estáticas nas superfícies de interface entre o eletrólito e os elétrodos. A energia armazenada num supercondensador é determinada da mesma forma que num condensador convencional através da relação E = ½ C V2, onde C é a capacitância (em Farad) e V a diferença de potencial medida entre os elétrodos condutores. A tecnologia dos DLC já tem cerca de 60 anos de utilização, pelo que se encontra consolidada a nível técnico e operacional. As vantagens mais relevantes destes dispositivos são: + Longos tempos de vida cíclicos (mais de 100 000 ciclos) + Alta eficiência cíclica (84 a 97%) Porém, apresentam desvantagens relevantes que obstruem a sua utilização mais massificada: − Elevadas taxas de auto-descarga diárias (5 a 40%) − Elevados custos de investimento (mais de 5000 €/kWh) Conclui-se que os DLC são mais apropriados para aplicações de curta duração de armazenamento, e não para instalações de maior dimensão e longevidade para Sistemas Elétricos de Energia. Alguns exemplos práticos da sua aplicação são na área da qualidade da energia, como potência de impulso, suporte de equipamentos com requisitos exigentes de energia, entre outros. 45 2.4.2.8 – Resumo e Aplicações das Tecnologias de Armazenamento de Energia Ao longo da secção 2.4.2. foram apresentadas diversas tecnologias indicadas para sistemas de armazenamento de energia, onde se procurou completar um panorama ilustrativo do estado da arte neste domínio. Nesta secção será feito um resumo orientado para a melhor adequação das tecnologias a cada função específica associada à implementação de sistemas de armazenamento de energia. Regulação de frequência Para o fornecimento destes serviços de sistema, exige ao sistema de armazenamento de energia uma resposta rápida, sendo particularmente relevante o tempo de resposta dos dispositivos. Nesse sentido, são particularmente apropriadas as tecnologias que fazem uso de conversores eletrónicos de potência para transformar a energia que pretendem fornecer ou consumir, pois estes dispositivos conversores oferecem a capacidade de injetar grandes quantidades de potência quase instantaneamente. As tecnologias mais apropriadas para este efeito são: + Baterias secundárias (particularmente Chumbo-Ácido, Iões de lítio, Níquel-Cádmio) + Baterias de fluxo + Volantes de inércia + Supercondutores Magnéticos + Supercondensadores + Centrais Hidroelétricas (dependendo das características) Todas estas tecnologias oferecem tempos de resposta na casa dos milissegundos, no entanto há fatores relevantes a acrescentar. As baterias secundárias e as baterias de fluxo oferecem capacidades de armazenamento bastante superiores às outras tecnologias referidas anteriormente, tornando-as mais atrativas para cumprir esta função. Os volantes de inércia podem oferecer inércia, algo que os distingue das restantes tecnologias. Porém, esta tem necessariamente de ser emulada computacionalmente nos inversores eletrónicos, pois a sua presença faz com que a rede não possa usufruir diretamente da inércia física que a máquina rotativa oferece. Em sistemas elétricos com elevada penetração de energias renováveis, particularmente eólica e solar, a inércia do sistema é menor do que em sistemas onde há uma forte presença de geração com máquinas síncronas (térmica, hídrica, nuclear). A inércia oferece uma importante contribuição na dinâmica e estabilidade dos Sistemas Elétricos de Energia, pois impede rápidas variações na velocidade das máquinas rotativas, podendo ser decisivo para a manutenção da estabilidade dos regimes de funcionamento das mesmas. Os volantes de inércia são casos particulares pode ser fornecida inércia, mesmo com o uso de conversores eletrónicos de potência [32]. Este é o motivo pelo qual é muito frequente considerar-se a inclusão de volantes de inércia na modelização conceptual de redes isoladas de 46 pequena dimensão. Por último, as tecnologias de supercondutores magnéticos e supercondensadores são soluções com semelhanças operacionais aos volantes de inércia, pois apenas podem fornecer energia durante um curtíssimo espaço de tempo, sendo que são mais eficientes e têm mais longevidade que os volantes de inércia. Porém, os custos de elevados são uma grande desvantagem destas tecnologias. Conclusivamente, entende-se que para cumprir as funções de regulação de frequência e controlo de tensão, a tecnologia mais apropriada reside nas baterias secundárias, pois apresentam um conjunto de características mais completo, oferecendo velocidade de resposta e capacidade de armazenamento. No entanto, dependendo do sistema em causa, a inclusão de volantes de inércia pode ser muito relevante para a segurança de operação do sistema. Gestão da energia – nivelamento da carga, gestão da ponta, deslocamento temporal de blocos energéticos Relativamente à área da gestão da energia, é evidente que a tecnologia a escolher tem de oferecer uma característica que é uma elevada capacidade de armazenamento. Neste âmbito, há uma tecnologia que se destaca de forma absolutamente clara. As centrais hidroelétricas apresentam enormes possibilidades neste sentido, pois a capacidade de armazenamento pode ser muito elevada, dependendo do local escolhido ou da construção artificial que for elaborada. É uma tecnologia que está completamente consolidada, oferecendo longevidades maiores que qualquer outra tecnologia. No entanto, esta tecnologia exige mais obras de construção civil, levando a subidas nos custos de investimento mesmo com muita oferta ao nível dos equipamentos elétricos e mecânicos que permitem a execução deste tipo de tecnologia. Adicionalmente, a implementação desta tecnologia pode ser facilmente adaptada à dimensão do sistema, sem perda de viabilidade dos projetos. Em locais onde os índices de pluviosidade não sejam bons o suficiente, a construção de uma central hídrica dificilmente será levada a cargo. Nestas situações, há outras soluções a considerar. De seguida listam-se as tecnologias que se considera mais indicadas para permitir a gestão da energia ao operador de sistema. + Centrais hidroelétricas com funcionamento reversível e reservatórios de armazenamento de água + Baterias de fluxo + Baterias secundárias (Enxofre-sódio, Cloreto de níquel-sódio) + Pilhas de combustível + Outras não referenciadas: Ar comprimido, Sistemas térmicos As pilhas de combustível ainda não estão devidamente consolidadas tecnologicamente, porém, imaginando um cenário onde a evolução segue a tendência prevista, esta tecnologia será competitiva para o cumprimento desta função, oferecendo capacidades de armazenamento interessantes, associados a tempos de resposta melhores que as centrais 47 hidroelétricas. No momento atual, as baterias de fluxo e algumas das baterias secundárias são a segunda solução mais adequada para este efeito. 2.4.3 – Ligação à Rede 2.4.3.1 – Introdução As tecnologias de armazenamento de energia, apresentadas na secção anterior, produzem a energia de formas variadas, com valores de tensão e corrente muito distintos, podendo até variar entre corrente alternada e corrente contínua. Porém, a energia que é injetada na rede tem de oferecer os parâmetros adequados e exigidos pelo sistema elétrico em causa. Para se obter estes requisitos elétricos, em todos os sistemas de armazenamento apresentados (exceto centrais hidroelétricas) há a necessidade de recorrer a conversores eletrónicos para transformar as grandezas elétricas apropriadamente. Além da questão já referida, e após serem apresentadas as tecnologias, falta demonstrar como estes dispositivos são operados, quais as formas de controlo e quais as estratégias subjacentes ao seu funcionamento que permitem ao operador de rede ter nestes equipamentos uma ferramenta tão útil para necessidades como a regulação de frequência, controlo de tensão, melhoria dos índices de continuidade de serviço, etc. A presente secção 2.4.3 será dedicada ao modo com os sistemas de armazenamento de energia são ligados às redes elétricas, sendo o próximo ponto 2.4.3.2 referente aos sistemas de conversão de energia que estão ligados a jusante das fontes que permitem guardar a energia para utilização posterior. Já no ponto 2.4.3.3 serão discutidas as técnicas de controlo operacionais que são levadas a cabo nos dispositivos que foram a interface dos sistemas de armazenamento com as redes elétricas. 2.4.3.2 – Interface com a Rede dos Dispositivos de Armazenamento de Energia Os sistemas de armazenamento de energia referidos anteriormente devem ser interligados à redes elétricas de tal modo que possam cumprir os requisitos necessários ao nível da onda elétrica que colocam à sua saída. Para tal, praticamente todas as tecnologias fazem uso de conversores eletrónicos de potência, cujo avanço tecnológico permite que as mais variadas fontes forneçam energia nos parâmetros desejados. Perante as tecnologias apresentadas, temos dois cenários distintos. Por um lado, as centrais hidroelétricas, que produzem a energia através de máquinas hidráulicas acopladas a máquinas síncronas, que rodam a uma velocidade tal que garante que 48 a onda de tensão produzida à sua saída seja sinusoidal e com 50 ciclos por segundo. Posteriormente, há necessidade de utilizar um transformador de potência, tipicamente na configuração de transformador elevador, para subir os níveis de tensão para ligação às redes de transmissão que interligam a central com o sistema elétrico. Este modo de conversão de energia é bastante fiável, pois os transformadores de potência podem ter longevidades superiores a 30 anos, com alguma manutenção. Esta área está totalmente consolidada, pelo que as adversidades a esperar são previsíveis e há muitos dados disponíveis. Por outro lado, todas as outras tecnologias de armazenamento de energia fazem uso de conversores eletrónicos de potência. Estes conversores utilizam componentes da área dos semicondutores como díodos, transístores ou tirístores para manipular a energia que por eles circula. Nestes casos, a energia é produzida na forma de corrente contínua (DC), à exceção dos volantes de inércia onde a conversão é feita ao nível da frequência da corrente alternada. A corrente contínua, para passar a corrente alternada (AC), necessita de um dispositivo designado por inversor, que modula a onda elétrica para a forma sinusoidal à frequência nominal. Os inversores são ligados a jusante das fontes de energia de modo a permitir a conversão DC/AC. No caso particular dos volantes de inércia, onde a energia é produzida em corrente alternada, mas a outras frequências, a estratégia mais frequentemente utilizada passa pela utilização de um conversor retificador AC/DC seguido de um inversor DC/AC. Voltando aos restantes casos, a região elétrica entre a fonte de energia (DC) e o inversor é habitualmente designada por “DC link”, e inclui, regra geral, um condensador que contribui significativamente para a estabilização dos níveis de tensão. Este fator é um requisito-chave para o bom funcionamento da eletrónica de potência que fará a conversão da energia, pois os componentes semicondutores são sensíveis e facilmente entram em rutura elétrica. Depois de apresentados os dois conceitos diferentes de conversão de energia para sistemas de armazenamento, é relevante agora contrapô-las em campos variados das suas características nativas e operacionais. Em [33], o autor procura evidenciar os pontos mais relevantes que unem e diferenciam quer a conversão através de máquinas síncronas, quer a utilização de conversores eletrónicos de potência. Em termos de modelização elétrica, ambos são operados como fontes de tensão, onde a magnitude é controlada sem diferenciação entre as fases através de sistemas de excitação em corrente contínua no caso das máquinas síncronas, face a um controlo “digital” dos conversores eletrónicos que permite a independência do controlo da magnitude em cada fase. A forma sinusoidal da onda de tensão é obtida puramente devido à construção da máquina síncrona, através da configuração dos polos do rotor face ao estator. Por outro lado, os conversores eletrónicos modulam a onda de tensão através de ondas portadoras e moduladores criadas artificialmente, oferecendo graus de liberdade que permitem criar praticamente qualquer formato de onda. A potência ativa que os dispositivos eletrónicos fornecem depende das referências definidas nos sistemas de controlo, podendo constituir fator limitador a capacidade de transmissão da interligação em corrente contínua 49 perante as necessidades de fornecer determinado valor de potência. Por outro lado, as máquinas síncronas fornecem potência ativa mediante o torque eletromecânico que é exercido pela máquina primária. Este torque é controlado por um sistema regulador que processa medições nomeadamente da frequência do sistema para determinar qual a potência mecânica a fornecer à máquina síncrona. No que toca aos limites de corrente dos sistemas conversores, no caso das máquinas síncronas este valor é limitado pelas sobrelevações de temperatura verificadas nos enrolamentos da mesma. Todavia, as constantes de tempo térmicas associadas aos materiais que constituem os referidos enrolamentos permitem tolerar elevadas correntes durante alguns ciclos, sem danificar os materiais e os componentes. Desta forma é oferecida a capacidade de sobrecarga, funcionamento que é tolerável em regime permanente durante relevantes intervalos de tempo. Os conversores eletrónicos de potência são, por outro lado, bastante mais sensíveis. Os materiais semicondutores apresentam constantes de tempo térmicas muito reduzidas, pelo que elevações da intensidade da corrente podem destruir os componentes, no espaço de poucos milissegundos. A única forma para se poder diminuir os riscos associados a este fator passa pelo sobredimensionamento dos componentes presentes nos dispositivos. Só assim estes dispositivos poderão entrar em sobrecarga. Por último, os comportamentos em curto-circuito são bastante distintos. As máquinas síncronas possuem baixa impedância interna, pelo que irão fornecer elevadas correntes em situação de curtocircuito. Por outro lado, os dispositivos eletrónicos são limitados por funções computacionais que impedem a subida da intensidade da corrente. Este fator é simultaneamente positivo e negativo: positivo porque evita a deterioração dos componentes; Negativo porque a filosofia de proteções existente na grande maioria dos sistemas elétricos passa pela medição da corrente como forma de deteção de defeitos. A elevada integração de elementos que façam uso de conversores eletrónicos, quer sistemas de armazenamento de energia, quer produção de origem renovável, pode levar a dificuldades a este nível. 2.4.3.3 – Controlo Operacional na Interface Definidas as tecnologias que permitem a utilização de sistemas de armazenamento de energia em Sistemas Elétricos de Energia, e apresentados os dispositivos que interligam os referidos sistemas com a rede elétrica, falta agora definir os modos de controlo operacional que gerem as grandezas elétricas à saída dos sistemas. O controlo da operação dos dispositivos que fazem a conversão de energia em sistemas de armazenamento é feito de dois modos distintos:  Controlo PQ  Inversor em modo fonte de tensão (VSI – Voltage Source Inverter) 50 Controlo PQ O controlo PQ passa pela definição de um set-point de potência ativa e reativa a serem fornecidas pelos dispositivos. Um inversor neste modo de operação irá injetar a potência ativa que tem disponível à sua entrada. Já em termos de potência reativa, o valor é definido ou localmente ou através de um controlador central da rede em questão. A implementação deste controlo é eletricamente equivalente a uma fonte de tensão controlada pela corrente. As componentes ativa e reativa da corrente são determinadas computacionalmente através de um método de cálculo apropriado. As áreas de controlo podem separar-se em controlo externo e controlo interno. O controlo externo foca-se na potência ativa e reativa que são injetadas na rede. Caso seja detetado um desvio na potência ativa na fonte, o que irá criar um desvio na tensão do DC link, este será corrigido pelo regulador PI-1 através do ajuste da magnitude da componente ativa da corrente. Relativamente à componente reativa, esta é controlada pelo regulador PI-2 que ajusta a potência reativa fornecida. No que diz respeito ao controlo interno, esse foca-se na gestão da tensão de saída do dispositivo. O esquema da figura 2.17 resume a explicação apresentada [34]. Figura 2.17 - Esquema de controlo PQ para inversor (extraído e adaptado de [34]) Controlo VSI Este modo de controlo procura equivaler o funcionamento de um inversor a uma máquina síncrona, controlando tensão e frequência no sistema elétrico ao qual se encontra ligado. A ação é do tipo fonte de tensão, sendo o controlo da magnitude e da frequência é feito através de estatismos, tal como as equações 2.1 e 2.2 demonstram: 51 𝜔=𝜔0−𝑘𝑃⋅𝑃 (2.1) 𝑉=𝑉0−𝑘𝑄⋅𝑄 (2.2) Onde as constantes kP e kQ caracterizam o estatismo de cada equação de controlo, P e Q são as potências ativa e reativa a fornecer pelo inversor, e as constantes V0 e ω0 são valores de referência definidos na condição do inversor estar ligado sem carga. Caso este inversor seja ligado a uma rede onde a frequência e tensão estejam a ser ditadas por várias outras fontes, as potências de saída do dispositivo determinam-se ajustando constantes V0 e ω0 apropriadamente, em função da frequência e tensão medidas na rede [34]. As equações 2.3 e 2.4 apresentam esse ajuste. 𝜔01 =𝜔𝑔𝑟𝑖𝑑 −𝑘𝑃⋅𝑃′ (2.3) 𝑉01 =𝑉𝑔𝑟𝑖𝑑 −𝑘𝑄⋅𝑄′ (2.4) Figura 2.18 - Características de potência ativa/frequência de dois inversores em modo VSI (extraído de [34]) A figura 2.18 traduz o equivalente gráfico da equação 2.3. Caso haja múltiplos inversores a operarem na mesma rede isolada em modo VSI, as variações de frequência automaticamente irão levar à partilha da potência, sendo válido dizer que para um sistema com n inversores em modo VSI, a soma dos desvios de potência em cada um deles será igual ao desvio de potência total [34]. Controlo generalizado com vários inversores Numa rede onde existam vários sistemas produtores ou de armazenamento que façam uso de inversores para conversão da energia que as fontes fornecem, há que ter em conta duas possibilidades de operação, a operação single master e a operação multi-master. A operação single master consiste na escolha de um só inversor para operar em modo VSI, sendo este o designado master, cuja função é definir a referência de tensão caso o 52 fornecimento de potência por parte do conjunto de inversores se perca. Todos os outros inversores operam em modo de controlo PQ e são por isso considerados os “escravos”, na literatura anglo-saxónica designada por slaves. A operação multi master consiste na operação simultânea de vários inversores no modo VSI, com características frequência/potência ativa e tensão/potência reativa definidas previamente [34]. Nota sobre comportamento em curto-circuito Os centros produtores convencionais, que fazem uso de máquinas síncronas para produzir a sua energia, são capazes de fornecer correntes de curto-circuito muito elevadas, contribuindo para a sua fácil deteção por parte das proteções tradicionais disponíveis nas redes de distribuição. Porém, a inclusão de dispositivos que utilizem conversores eletrónicos altera este comportamento dinâmico, pois estes elementos não fornecem correntes maiores do que aquelas que forem computacionalmente definidas como os valores limite. Um sistema isolado com este panorama poderá sobreviver a curto-circuitos, se os dispositivos forem sobredimensionados para fornecer correntes de curto-circuito detetáveis, mas não exageradamente elevadas. No entanto, isto irá obrigar a uma revisão da filosofia de proteções, ajustando relés e disjuntores a este tipo de ordens de grandeza [34]. 53 2.5 – Conclusões Ao longo deste segundo capítulo foi apresentado o estado da arte atual das várias temáticas que estão associadas à realização deste trabalho. Começando pela problemática da integração de energias renováveis em redes isoladas, foram descritos alguns pontos que sumarizam esta questão. O crescimento da integração destas fontes está restrito às limitações operacionais que variam com as características dos recursos. Se na energia eólica e na energia solar, o recurso não é de todo controlável e é de difícil previsão, e para poderem oferecer regulação tem de se desperdiçar energia, na energia geotérmica garante-se uma enorme continuidade e constância, mas sem capacidade efetiva de regulação. A energia hídrica oferece possibilidades amplas e uma robustez muito interessante, pois já tem mais de um século de implementação com sucesso em Sistemas Elétricos de Energia. Dependendo das características do aproveitamento, da sua construção e da constituição da central, esta forma de produção pode oferecer capacidade de armazenamento, regulação de frequência e gestão de energia no sistema, assegurando uma enorme flexibilidade ao operador de rede, através de energia totalmente renovável. A influência da variabilidade associada ao recurso (a água) pode ser muito atenuada por diversos aspetos construtivos. A capacidade de armazenamento nestas centrais é conseguida através da construção de reservatórios, bem como a inclusão de bombas. A sua relevância no âmbito deste trabalho é muito significativa, pois pretende-se através deste benefício reduzir a produção convencional térmica na Ilha de São Miguel, Por outro lado, o controlo do lado das cargas é uma outra vertente que permite ao operador ter uma maior gestão sobre o sistema. Estes conceitos ainda estão numa fase relativamente prematura, mas num futuro próximo, aliada ao previsível crescimento da integração de veículos elétricos no mercado automóvel, haverá um forte interesse em levar a cabo a sua implementação. No que toca às cargas domésticas, foram apresentadas propostas relativamente a cargas de funcionamento prolongado como frigoríficos e congeladores. Os veículos elétricos são um tipo de carga particular, pois enquanto estão ligados à rede para se carregarem, poderão, segundo a metodologia proposta, ser capazes de inverter esse funcionamento caso as condições frequencimétricas assim o exijam. Este benefício dos veículos elétricos foi focado ao longo deste capítulo, mas também se abordaram as tecnologias de armazenamento de energia, cujo papel também é determinante neste trabalho. Algumas destas estão particularmente direcionadas para o serviço de regulação primária de frequência, pois conseguem, através da interface entre os conversores eletrónicos e as fontes respetivas injetar grandes quantidades de potência na rede em intervalos quase instantâneos. Foram apresentadas diversas tecnologias, sendo que estas se agrupam em termos de elevada capacidade energética ou elevada capacidade em potência. 60 Porém, o binário é uma medida que, para estudos sobre o funcionamento dos Sistemas Elétricos de Energia, tem pouca expressividade. Nesse sentido, é habitual exprimir-se a equação 3.2.4 com valores de potência, substituindo-os pelos valores de binário, como mostra a equação 3.2.6. A potência é equivalente à multiplicação do binário pela velocidade de rotação nominal. Com a máquina a rodar muito perto da velocidade de sincronismo, pode-se assumir que a potência é equivalente ao binário, em p.u. [37]. 2⋅𝐻 𝜔0⋅𝜕2𝛿(𝑡) 𝜕𝑡2=𝑃𝑚(𝑡)−𝑃𝑒(𝑡)−𝐷⋅Δ𝜔𝑟(𝑡) (3.2.6) Onde:  𝑃𝑚 é a potência mecânica e 𝑃𝑒 a potência elétrica (p.u. MW) A conversão desta equação para o domínio das frequências é habitual para a sua aplicação em estudos de estabilidade nas plataformas de simulação. Antes, é relevante apresentar a equação 3.2.7, que relaciona a velocidade angular da máquina com o ângulo de carga [37]. 𝜕𝛿(𝑡) 𝜕𝑡 =Δ𝜔𝑟(𝑡)=𝜔𝑟−𝜔0 (3.2.7) Faz-se a passagem das equações 3.2.6 e 3.2.7 para o domínio das frequências: 𝑠⋅𝛿=Δ𝜔𝑟⋅𝜔0⇔𝛿=Δ𝜔𝑟⋅𝜔0 𝑠 (3.2.7’) 2⋅𝐻 𝜔0⋅𝑠2⋅𝛿=𝑃𝑚−𝑃𝑒−𝐷⋅Δ𝜔𝑟 (3.2.6’) 2⋅𝐻⋅𝑠⋅Δ𝜔𝑟+𝐷⋅Δ𝜔𝑟=𝑃𝑚−𝑃𝑒 (3.2.6'') Δ𝜔𝑟 𝑃𝑚−𝑃𝑒=Δ𝜔𝑟(𝑠) 𝑃𝑎(𝑠)=1 2⋅𝐻⋅𝑠+𝐷 (3.2.8) 𝛿(𝑠) Δ𝜔𝑟(𝑠)=𝜔0 𝑠 (3.2.9) Onde: 𝑋⇔𝑋(𝑠) As equações 3.2.8 e 3.2.9 permitem elaborar um diagrama de blocos que resume o funcionamento eletromecânico da máquina síncrona, através da sua equação de oscilação, onde neste caso se parte da potência mecânica e elétrica se extrai o ângulo de carga, como mostra a figura 3.2. Figura 3.2 - Diagrama de blocos representativo da equação de oscilação de uma máquina síncrona (extraído e adaptado de [37]) 61 Para estudos de estabilidade (e não só) é particularmente importante ter em consideração a constante de inércia H, sendo que esta relaciona a potência aparente nominal da máquina com a energia cinética que está armazenada no grupo gerador quando as máquinas estão a rodar à velocidade nominal (equação 3.2.10). A energia cinética, por sua vez, depende do momento de inércia e da velocidade de rotação nominal, como mostra a equação 3.2.11. Porém, é habitual representar-se a velocidade de rotação pelo seu valor em rotações por minuto, pelo que a conversão está demonstrada na equação 3.2.12. 𝐻=𝑊𝑐𝑖𝑛 𝑆𝑁 (3.2.10) 𝑊𝑐𝑖𝑛 =1 2⋅𝐽⋅𝜔𝑚𝑒𝑐,𝑁 2 (3.2.11) 𝜔𝑚𝑒𝑐,𝑛 =2⋅𝜋⋅𝑛𝑟 60 (3.2.12) Onde:  𝑊𝑐𝑖𝑛 é a energia cinética (MJ)  𝑆𝑁 é a potência aparente nominal (MVA)  𝐽 é o momento de inércia (kg∙m2)  𝜔𝑚𝑒𝑐,𝑁 é a velocidade angular de rotação nominal (rad/s)  𝑛𝑟 é a velocidade de rotação (rpm) O funcionamento da máquina síncrona implica que o enrolamento indutor esteja excitado magneticamente, algo conseguido através do fornecimento de tensão contínua ao mesmo. O ajuste da magnitude desta tensão irá permitir o controlo da tensão aos terminais da máquina. Para implementação deste sistema em MATLAB®/Simulink® foi utilizado o bloco “Excitation System”, baseado no padrão IEEE do tipo 1 [38], como apresenta a figura 3.3. Este modelo recebe como entradas as componentes longitudinal e transversal da tensão aos terminais da máquina 𝑉𝑑 e 𝑉𝑞, bem como o valor de referência da tensão 𝑉𝑟𝑒𝑓. O valor de 𝑉𝑠𝑡𝑎𝑏 permite uma contribuição adicional para a estabilidade do sistema elétrico, mas não foi utilizado nas simulações. À saída deste bloco encontramos a tensão de campo magnético que se pretende fornecer ao indutor da máquina síncrona, designada por 𝑉𝑓. Todas estas grandezas são medidas em por unidade. Figura 3.3 - Vista exterior do sistema de excitação da máquina síncrona em MATLAB®/Simulink® 62 É habitual designar-se o controlo de tensão numa máquina síncrona, na literatura anglosaxónica, por Automatic Voltage Regulator (AVR). O regulador irá, através da tensão fornecida ao indutor da máquina, controlar a potência reativa que a máquina produz e por consequência, a tensão nos terminais da mesma. A estabilização da tensão é também uma das funções relevantes deste regulador, cuja implementação será descrita sucintamente. A tensão decomposta em componente longitudinal e transversal é transformada num só valor que é o valor médio quadrático das mesmas, sendo posteriormente filtrado por um filtro passa-baixo. De seguida subtrai-se este valor a um conjunto de valores para se obter um sinal de erro, que deverá ser eliminado pelo regulador. Este conjunto inclui a tensão de saída do regulador amortecida por um filtro, o valor inicial desta tensão e ainda os valores de referência e estabilização. A equação 3.2.13 mostra este complexo somatório de parcelas. 𝑉𝑒𝑟𝑟𝑜 =−√𝑉𝑑 2+𝑉𝑞2−(𝑉𝑓⋅𝐾𝑓⋅𝑠 1+𝑠⋅𝑇𝑓)+𝑉𝑓0 𝐾𝑎+𝑉𝑟𝑒𝑓+𝑉𝑠𝑡𝑎𝑏 (3.2.13) Onde:  𝑉𝑒𝑟𝑟𝑜 é o sinal de erro deste regulador (p.u.)  𝑉𝑑 e 𝑉𝑞 são, respetivamente, as componentes longitudinal e transversal da tensão aos terminais da máquina (p.u.)  𝑉𝑓 é a tensão de saída do regulador de tensão (p.u.)  𝐾𝑓 é o ganho do filtro de amortecimento (adimensional)  𝑇𝑓 é a constante de tempo do filtro de amortecimento (s)  𝑉𝑓0 é o valor inicial da tensão 𝑉𝑓 (p.u.)  𝐾𝑎 é o ganho do regulador (adimensional)  𝑉𝑟𝑒𝑓 é o valor definido como referência da tensão 𝑉𝑓 (p.u.)  𝑉𝑠𝑡𝑎𝑏 é um valor para estabilização adicional do regulador (p.u.) Após esta operação, o valor do sinal de erro é processado por um compensador de avançoatraso regulado pela equação 3.2.14, que modeliza a redução de ganho em regime transitório. Este bloco contém duas constantes de tempo (𝑇𝑐 e 𝑇𝑏, em s), respetivamente para as funções de avanço e de atraso. 𝐹(𝑠)=1+𝑠⋅𝑇𝑐 1+𝑠⋅𝑇𝑏 (3.2.14) Eis que é implementado o bloco do regulador propriamente dito, através de uma relação simples com uma componente proporcional (𝐾𝑎) e uma constante de tempo (𝑇𝑎, em s) associada à variável do domínio das frequências. À saída deste bloco temos a força eletromotriz de saída da excitatriz, designada por 𝐸𝑓𝑑 (em p.u.). A função de transferência é mostrada na equação 3.2.15 63 𝐸𝑓𝑑(𝑠) 𝑉𝑒𝑟𝑟𝑜(𝑠)=𝐾𝑎 1+𝑠⋅𝑇𝑎 (3.2.15) Este valor é seguidamente passado por um bloco de saturação proporcional, cuja complexa implementação não tem relevância no âmbito da realização deste trabalho. A saturação dependerá também do valor médio quadrático das tensões 𝑉𝑑 e 𝑉𝑞 já filtrado. De seguida temos o bloco da excitatriz, de onde se obtém a tensão de saída do regulador 𝑉𝑓, sendo este representado pela função de transferência na equação 3.2.16: 𝑉𝑓(𝑠) 𝐸𝑓(𝑠)=𝐾𝑒 1+𝑠⋅𝑇𝑒 (3.2.16) Onde:  𝐾𝑒 é o ganho da excitatriz (adimensional)  𝑇𝑒 é a constante de tempo da excitatriz (s) Na figura 3.4 apresenta-se o modelo completo do bloco de excitação Figura 3.4 - Modelo completo do sistema de excitação da máquina síncrona em MATLAB®/Simulink® 64 3.2.2 – Parque Eólico Os geradores utilizados nos parques eólicos utilizam tecnologias de máquinas de velocidade fixa e máquinas de velocidade variável. Esta última tecnologia é mais aliciante, pois a sua operação a várias velocidades oferece a possibilidade de otimizar a extração da energia a partir do vento, permitindo adicionalmente o controlo de potência reativa. Desta forma será possível controlar o fator de potência, podendo o aerogerador contribuir para o controlo de tensão, por exemplo. No caso concreto da Ilha de São Miguel, o Parque Eólico dos Graminhais está dotado com máquinas síncronas de velocidade variável com conversor integral (VSSG). Para efeitos da duração temporal dos estudos efetuados (dezenas de segundos), assumiuse que a potência disponível para um dado regime de vento é constante, podendo ser representada pelo injetor de potência disponível na biblioteca de blocos SimPowerSystems™ da plataforma MATLAB®/Simulink®, nomeadamente o bloco Three-Phase Dynamic Load, representado na figura 3.5. Figura 3.5 - Modelo de carga tipo "Dynamic Load" em MATLAB®/Simulink® Este bloco permite integrar na rede uma carga com funcionamento dinâmico, isto é, uma carga que pode ser adaptada a várias circunstâncias, como também é um bloco que usa as medidas de tensão nos seus terminais para realizar essa adaptação. No caso presente, vai ser fornecida ao bloco uma informação de potência negativa, de modo a equivaler a um gerador de energia. A informação é passada através de um vetor dinâmico cujo primeiro elemento é a potência ativa e o segundo elemento a potência reativa. 3.2.2.1 – Nota sobre capacidade de sobrevivência a cavas de tensão Na última década os operadores de rede impuseram requisitos sobre os parques eólicos, nomeadamente a capacidade de permanecerem ligados à rede perante situações como curtocircuitos que causam cavas de tensão. Concebeu-se então uma metodologia designada na literatura anglo-saxónica por Fault Ride Through (FRT), que implicava que o parque se mantivesse em operação durante o defeito, sem injetar ou consumir potência ativa nos instantes críticos. Um modo possível de operação durante este período é designado Zero Power Mode (ZPM) [39], modo esse que é disponibilizado pelo fabricante das turbinas eólicas instaladas no Parque Eólico dos Graminhais. Este modo é utilizado para situações de tensão elevada e também para cavas de tensão. Durante o período em causa o parque dissipa a 65 potência produzida numa carga disponível para o efeito no parque. Dentro de um período temporal pré-definido, o parque deveria regressar ao regime de injeção de potência ativa que se verificava anteriormente, sendo esta religação limitada por um determinado gradiente. Este regresso deve-se à necessidade evidente de evitar o colapso do sistema, perante a falta da potência que o parque estaria a injetar antes do defeito. O gradiente escolhido para este caso foi um valor típico, nomeadamente 0.6 MW/s. Nos casos de curto-circuito, devido ao agravamento intenso da tensão, esta medida preventiva terá de ser tomada, pelo que nessa situação a evolução da potência ativa ao longo do tempo está demonstrada na figura 3.6. Figura 3.6 - Evolução da potência ativa no parque eólico numa situação de curto-circuito, usando o método FRT. No cenário de simulação na plataforma MATLAB®/Simulink® que foi desenvolvido o parque está a produzir 7 MW e as perturbações irão ocorrer aos 10 s. O período de tolerância que é atribuído para eliminação do defeito são 200 ms, sendo o defeito é eliminado efetivamente em 100 ms. Para implementação desta funcionalidade no ambiente de simulação, foi utilizado um interruptor de circuito (Three-Phase Breaker) programado adequadamente, associado a um limitador de rampa (Rate Limiter). 66 3.3 – Máquinas Primárias 3.3.1 – Introdução Ao longo deste terceiro capítulo serão apresentadas as formas como as máquinas primárias acopladas às unidades geradoras foram modelizadas no ambiente de simulação do MATLAB®/Simulink®. Uma máquina primária, no âmbito da geração de energia elétrica, é um equipamento que tem a capacidade de produzir energia mecânica a partir de outra forma de energia, como energia térmica ou energia cinética. Apresentam-se de seguida vários exemplos:  Geração térmica com combustíveis: através de um motor, é feita a conversão da energia térmica gerada pela queima de um combustível em energia mecânica que se traduz na rotação do veio acoplado a um gerador [40].  Geração eólica: conversão da energia cinética no vento em energia mecânica, através do movimento de rotação das pás sobre um eixo, acoplado a um veio que liga diretamente ao rotor do gerador instalado na nacele [41].  Geração hídrica: conversão da energia cinética da água, que acelera ao fluir pela conduta forçada, em energia mecânica que faz rodar o eixo da turbina, acoplado a um gerador [42]. Os sistemas elétricos de energia, funcionando em corrente alternada, têm de ser operados sob regimes de frequência muito estritos, sendo apenas toleráveis ligeiros desvios da frequência, que devem ser corrigidos até esta voltar ao seu valor de referência, que no caso europeu são os 50 Hz. Numa perspetiva global do sistema, as variações de frequência são resultantes de variações na produção ou de variações na carga ligadas ao mesmo. Esta exigência obriga à existência de um controlo rigoroso das máquinas, designadamente à potência mecânica que as máquinas primárias produzem bem como a velocidade de rotação das mesmas. A relação entre a potência ativa e a frequência traduz-se, deste modo, numa componente essencial para a manutenção da segurança de operação dos SEE, bem como da qualidade de serviço proporcionada aos consumidores finais. O funcionamento das máquinas primárias tem de ser controlado e regulado, de acordo com as condições de ligação ao Sistema Elétrico de Energia em questão. Dependendo da fonte, pode ser ainda possível que esta ofereça capacidade de regulação no sentido de ser capaz de variar, quer positivamente quer negativamente, a sua produção para se voltar a atingir o equilíbrio entre carga e produção. Este equilíbrio é fundamental para a manutenção da frequência do sistema no seu valor de referência. A regulação da frequência é um serviço tipicamente realizado por centrais térmicas ou hídricas, pois são as que mais facilmente aumentam o seu nível de produção. P. Kundur no seu livro “Power System Stability and Control” propõe o diagrama da figura 3.7 para ilustrar este conceito [37]. 67 Figura 3.7 - Esquema exemplificativo do funcionamento global do controlo operacional num sistema elétrico (adaptado de [37]) Variações na frequência ou restrições de transmissão passam pelos centros de despacho e controlo das redes isoladas, cujas instruções são encaminhadas às centrais, nomeadamente aos reguladores de velocidade. Estes, por sua vez, irão dar ordens locais às máquinas primárias, alterando o seu ponto de funcionamento. Poderá, ou não, haver um centro de controlo da rede, mediante a dimensão do sistema isolado. No caso concreto da Ilha de São Miguel, caso de estudo deste trabalho, os grupos geradores da Central Termoelétrica do Caldeirão são, de longe, os principais elementos de regulação para este sistema elétrico. Nesse sentido, a atuação dos reguladores de velocidade destes grupos térmicos é absolutamente determinante para as condições de operação do sistema. A Central Termoelétrica do Caldeirão é a principal força motriz do sistema eletroprodutor da Ilha de São Miguel. É constituída por 8 grupos geradores que produzem energia elétrica a partir da combustão de combustíveis fósseis, nomeadamente o fuelóleo e gasóleo. Os grupos térmicos a fuel/diesel são constituídos, de uma forma global, pelo gerador e por um motor de combustão interna, que tem associado a si um regulador de velocidade. A modelização da máquina primária e do seu respetivo regulador de velocidade será apresentada na secção 3.3.3. Porém, o objetivo do presente trabalho é a incorporação de uma central hidroelétrica na rede elétrica da Ilha de São Miguel, designadamente uma central com possibilidade de funcionamento reversível, através da implementação adicional de bombas. Esta tecnologia já foi apresentada ao detalhe na secção 2.4.2.1. Esta central tem uma variante construtiva muito relevante, pois separa as condutas onde flui o caudal que se pretende turbinar e o caudal que é bombado. Como fundamento para a escolha deste sistema está um trabalho de reconhecimento científico destacado, realizado na ilha de El Hierro, onde os autores mostram ser possível alimentar a ilha totalmente a partir de fontes renováveis, através de um sistema combinado de central hidroelétrica reversível com um parque eólico [6]. A implementação da máquina hidráulica e do seu respetivo sistema de controlo foi um dos pontos mais relevantes 68 da primeira fase da realização deste trabalho, algo que será apresentado ao longo da secção 3.3.2. Nesta Ilha um dos elementos mais preponderantes são as Centrais Geotérmicas da Ribeira Grande e do Pico Vermelho, cuja produção média anual é da mesma ordem de grandeza da Central Termoelétrica do Caldeirão [4] [5]. A produção de energia a partir de fonte geotérmica passa pela extração de vapor a partir do interior da crosta terrestre. Esta fonte de energia é praticamente infinita, no entanto, apenas em locais seletos é rentável/possível explorá-la. É considerada uma fonte renovável. As três formas atualmente mais utilizadas para extração do vapor são [43]:  a partir de fontes subterrâneas de vapor, sendo este direcionado para um grupo turbina/gerador  a partir de reservatórios naturais de águas muito quentes que são posteriormente processadas no sentido de separar o vapor e a água, aproveitando-se o vapor para geração de energia e a água é reinjetada no solo  aproveitamento do calor de águas muito quentes para aquecer um fluido que é utilizado para produção de vapor, este último é encaminhado para uma turbina Este recurso tem uma característica decisiva: a sua grande mais-valia é ser possível manter a extração muito constante e, por isso, previsível. Em contrapartida, não é fácil obter variações de produção, nem se quer é desejável alterar o ciclo energético em questão. No capítulo seguinte, secção 4.3.2, estarão apresentados diagramas de carga onde se vê que a produção geotérmica é praticamente constante. Há variações, mas em torno de um valor médio que pouco ou nada varia ao longo do dia. O modelo implementado será apresentado na secção 3.3.4. A produção de energia elétrica a partir de fonte eólica tem sido uma das tecnologias que mais foi implementada nas últimas décadas nos Sistemas Elétricos de Energia. No caso dos Açores, esta tecnologia já está implementada nos sistemas elétricos de 7 das 9 ilhas, sendo que a sua produção corresponde a pouco menos de 10% de toda a produção na R.A.A [4]. O crescimento da integração desta forma de energia implica algumas mudanças na gestão do sistema, particularmente no caso da Ilha de São Miguel, onde o crescimento da produção com origem geotérmica impede que a energia eólica seja totalmente aproveitada. Um dos objetivos deste trabalho é solucionar este problema, algo que será desenvolvido posteriormente. Relativamente à forma como esta energia é produzida, o conceito passa pelo aproveitamento da energia cinética no vento para fazer rodar as pás de uma turbina, cujo eixo está mecanicamente ligado a um gerador que irá transformar a energia mecânica fornecida pela turbina em energia elétrica. A modelização deste sistema foi apresentada na secção 3.2.2. 69 3.3.2 – Central Hídrica Na secção 2.4.2.1 já foram abordados alguns conceitos sobre as centrais hidroelétricas, mas na presente secção será focada a máquina primária (turbina hidráulica) e a forma como a potência é produzida numa central deste tipo. No caso concreto da Central Hídrica que foi implementada neste trabalho, a turbina escolhida é do tipo Pelton, quer devido à adequação a elevadas quedas, característica intrínseca da orografia das ilhas, quer devido à possibilidade do funcionamento em compensador síncrono, para o qual este tipo de turbina é particularmente adequado, tal como foi demonstrado em [6]. Relativamente ao processo de conversão de energia, este inicia-se na energia potencial da água que está situada na albufeira da central, a montante, através da equação 3.3.1. 𝑊𝑝𝑜𝑡 =𝑚⋅𝑔𝑎⋅ℎ (3.3.1) Onde:  𝑊𝑝𝑜𝑡 é a energia potencial (J)  m é a massa da água (kg)  ga é a aceleração da gravidade (m/s2)  h é a queda útil disponível (m) O caudal é medido em volume por unidade de tempo, já a massa representa a densidade da água vezes o seu volume, como mostram as equações 3.3.2 e 3.3.3. 𝑞= 𝑉 Δ𝑡 (3.3.2) 𝑚=𝜌⋅𝑉 (3.3.3) Onde:  q é o caudal (m3/s)  V é o volume (m3)  Δ𝑡 é o intervalo de tempo (s)  𝜌 é a densidade da água (kg/m3) Se dividirmos a equação 3.3.1 pelo intervalo temporal ∆t e substituirmos a massa e, posteriormente, o volume, chegamos à potência mecânica produzida idealmente, como mostra a equação 3.3.4. Pela lei da conservação de energia (3.3.5), a energia potencial é totalmente convertida em energia cinética e de seguida em energia mecânica. Um fator de eficiência atribui as perdas associadas ao funcionamento da turbina, como mostram as equações 3.3.6 e 3.3.7. 𝑃𝑚𝑒𝑐,𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 =𝑊𝑝𝑜𝑡 Δ𝑡 =𝑚⋅𝑔𝑎⋅ℎ Δ𝑡 =𝑉⋅𝜌⋅𝑔𝑎⋅ℎ Δ𝑡 =𝑉 Δ𝑡⋅𝜌⋅𝑔𝑎⋅ℎ 76 𝑋𝐼𝐼 =Δ𝑃(𝑠)⋅𝑅𝑝+Δ𝜔 (3.3.26) O bloco seguinte modeliza um conjunto de elementos, que influenciam o comportamento temporal deste regulador, através de um conjunto de constantes do tempo. A função de transferência deste bloco, que por razões visuais não aparece na Figura 3.11 é representada na equação 3.3.27: Δ𝐺(𝑠) 𝑋𝐼𝐼(𝑠)=𝐹(𝑠,𝐾𝑝,𝑇𝑖,𝑇𝑑,𝑇𝑓)=𝐾𝑝⋅𝑠2 𝑇𝑖 𝑇𝑑+ 𝑠 𝑇𝑖+ 𝑠 𝑇𝑑+1 𝑠2 𝑇𝑖 𝑇𝑓+ 𝑠 𝑇𝑖 (3.3.27) Na figura 3.11 é resumido o conjunto de operações já apresentadas até este ponto. Figura 3.11 – Esquema do controlador PID implementado À saida deste bloco resulta o desvio da abertura da gate Δ𝐺, que é posteriormente limitado por dois blocos que restringem as posições máximas e mínimas, bem como a taxa de variação máxima da posição da gate, refletindo que, obviamente, a gate não passa instantaneamente de um grau de abertura para outro. Por último, um dos blocos mais importantes: o modelo da conduta de água da central. Neste caso assume que a conduta é elástica, representando de uma forma mais fiel aquilo a característica hidráulica e física desta construção, face à conduta inelástica assumida no HYGOV. Foram testados dois modelos diferentes. O primeiro é um modelo linearizado que faz uso dos coeficientes 𝑎𝑖𝑗 para traduzir características não-ideiais da conduta [37], representado pela equação 3.3.28. Δ𝑃𝑚𝑒𝑐(𝑠) Δ𝐺(𝑠) =𝑎23 +(𝑎11 𝑎23−𝑎13 𝑎21) 𝑇𝑤 𝑠 1+𝑎11 𝑇𝑤 𝑠 (3.3.28) Os coeficientes 𝑎𝑖𝑗 são derivadas parciais envolvendo a abertura da gate G, o caudal Q e a potência mecânica 𝑃𝑚𝑒𝑐 fornecida pela turbina hidráulica. 77 𝑎11 =𝛿𝑄 𝛿𝐻 𝑎13 =𝛿𝑄 𝛿𝐺 𝑎21 =𝛿𝑃𝑚𝑒𝑐 𝛿𝐻 𝑎23 =𝛿𝑃𝑚𝑒𝑐 𝛿𝐺 O segundo modelo não é linear e envolve um polinómio de 4º grau. Segundo P. Kundur, a aproximação de 4ª ordem usando a série de Maclaurin é a mais útil, pois embora com graus superiores se atinjam modelos mais aproximados da realidade, estes tornam a função de transferência instável, mesmo sendo a função original estável [37]. A função de transferência está definida na equação 3.3.29: Δ𝑃𝑚𝑒𝑐(𝑠) Δ𝐺(𝑠) =0.04167 𝑇𝑒4 𝑠4−0.167 𝑇𝑒2 𝑇𝑤 𝑠3+ 0.5 𝑇𝑒2 𝑠2−𝑇𝑤 𝑠+1 0.04167 𝑇𝑒4 𝑠4+0.0834 𝑇𝑒2 𝑇𝑤 𝑠3+ 0.5 𝑇𝑒2 𝑠2+ 0.5 𝑇𝑤 𝑠+ 1 (3.3.29) Onde:  𝑇𝑤 é a water starting time, constante de tempo que representa o tempo que a água demora a chegar à turbina, partindo do repouso (s)  𝑇𝑒 o tempo de propagação de uma onda móvel em uma conduta (s) Concluída a apresentação deste modelo, apresenta-se na figura 3.12 o mesmo na totalidade, com as componentes do circuito hidráulico e da turbina destacadas, bem como o regulador PID implementado. Onde:  𝜔 é a velocidade angular (p.u. rad/s)  𝜔𝑟𝑒𝑓 é a velocidade angular de referência (p.u. rad/s) Figura 3.12 - Esquema de controlador PID implementado 78  Δ𝜔 é o desvio de velocidade angular, igual à diferença entre a velocidade medida e o valor de referência (p.u. rad/s)  𝑃𝑟𝑒𝑓 é o valor de referência para a potência mecânica a ser fornecida (p.u. MW)  𝐺 é a abertura da gate (p.u. gate)  𝑠 é a variável complexa do domínio de Laplace E os parâmetros são:  𝑘𝑖 é o ganho integral, um parâmetro associado ao controlo integral (p.u. MW/p.u. Hz)  𝑞𝑁𝐿 é o “no-load flow”, o caudal equivalente às perdas na turbina (p.u. m3/s)  𝑅𝑝 é o estatismo permanente, um parâmetro associado ao controlo proporcional (p.u. Hz/p.u. MW)  𝑇𝑓 é a constante de tempo do filtro (s)  𝑇𝑖 é a constante de tempo integral (s)  𝑇𝑑 é a constante de tempo derivativa (s)  𝐾𝑝 é uma constante de proporcionalidade associada ao filtro  𝑇𝑤 é a water starting time, constante de tempo que representa o tempo que a água demora a chegar à turbina, partindo do repouso (s)  𝑇𝑒 o tempo de propagação de uma onda móvel em uma conduta (s) 79 3.3.2.3 – Simulação de teste entre os modelos de conduta de água elástica Fica concluída a apresentação dos modelos do circuito hidráulico baseados na conduta de água elástica, com as duas variantes que foram referidas. Falta agora comparar a performance de ambos estes modelos, pelo que de seguida se demonstra num teste de simulação simples, cujo objetivo é a validação da aplicação dos modelos, bem como analisar o seu comportamento comparativo. A simulação foi realizada nas seguintes condições de produção, como mostra a tabela 3.2: Tabela 3.2 – Produção do sistema eletroprodutor no cenário de simulação Sigla Nome Fonte Potência produzida P (MW) Q (MVar) CTCL (21 MW) Caldeirão Térmica - Fuel 9.7 5.1 CTCL (10 MW) 6.7 2.7 CGRG Ribeira Grande Geotérmica 7.8 4.7 CGPV Pico Vermelho Geotérmica 7.5 -1.9 PEGR Graminhais Eólica 5.0 0 CHID (Nova central) Hídrica 5.0 2.7 O teste a realizar passa pela saída intempestiva do menor dos grupos térmicos, obrigando o grupo térmico restante e o grupo hídrico a responder com uma subida de produção que compense a potência perdida. A resposta em termos de frequência, comparando ambos os modelos da conduta elástica foi a apresentada na figura 3.13: Figura 3.13 - Comparação entre o funcionamento dinâmico dos dois modelos da conduta inelástica. À direita: aproximação visual sobre o intervalo t ∈ [19; 40]s 80 Como é perfeitamente visível, o comportamento dos modelos é praticamente idêntico, não havendo diferenças substanciais a realçar. A frequência mínima atingida é praticamente a mesma, mas isso deve-se particularmente ao auxílio do grupo térmico, mas a oscilação seguinte já apresenta alguma diferença, pelo que ao fim de uns segundos a evolução acaba por ser a mesma. 3.3.2.3.1 – Bombagem A nova Central Hídrica, cuja performance na rede elétrica da Ilha de São Miguel se pretende testar com este trabalho, terá à sua disposição um conjunto de bombas, que irão possibilitar que se aproveitem excedentes de produção para armazenar energia na forma de água na albufeira desta central. Construtivamente, assume-se que há duas condutas separadas. Uma para turbinar a água, outra para bombá-la para montante. Desta forma será possível a central produzir e armazenar em simultâneo, algo que é relevante para as simulações dinâmicas que serão realizadas no Capítulo 5, onde será exigido à central que responda às perturbações em causa. As bombas hidráulicas são energizadas por motores de indução, que se alimentam a partir da rede elétrica a jusante. A sua modelização extensiva não foi realizada no âmbito deste trabalho, pois o tipo de simulações a realizar exclui, na grande maioria dos casos, comportamentos transitórios complexos como o seu desempenho sobre fracas condições de tensão. Problemas como o arranque dos motores e das bombas não são incluídos neste trabalho, pois o cenário de simulação assume que estas estão a operar em pleno e as operações que se realizam sobre as mesmas são somente desligamentos completos de cada bomba através aparelhos de corte. Nesse sentido, o modelo escolhido para a bombagem foi do tipo carga de potência constante, a qual foi determinada de acordo com o cenário de carga e produção assumido. 81 3.3.3 – Central Termoelétrica O funcionamento de um motor diesel é idêntico aos motores que vemos montados nos automóveis. Através de válvulas controladas externamente, o combustível é injetado. O pistão irá comprimir o combustível, concentrando a sua energia, e a ignição do mesmo irá criar uma reação que irá afastar o pistão. O pistão está acoplado ao eixo numa articulação tipo bielamanivela, sendo que o seu movimento fará rodar esse eixo, exercendo binário sobre o mesmo. Este processo é repetido ciclicamente. Um regulador de velocidade de um motor a diesel, como é o caso da CTCL, rege um conjunto de parâmetros, que no final produzem variações na potência mecânica que o motor entrega ao gerador que está acoplado. Este gerador é, no presente caso, uma máquina síncrona. De uma forma global, os referidos parâmetros regem a abertura/fecho das válvulas de admissão de combustível, que determinam a quantidade de combustível que o motor irá transformar em energia mecânica. Mais combustível será traduzido em mais potência mecânica fornecida à maquina síncrona, que consequentemente irá fornecer mais potência elétrica ao sistema elétrico ligado a jusante. Como é que o controlador sabe se deve abrir ou fechar as válvulas? Através da velocidade angular de rotação da máquina, medida por taquimetria. Apresenta-se de seguida o modelo implementado no MATLAB®/Simulink®, que engloba o regulador de velocidade e o motor diesel. Este modelo, apresentado na figura 3.14 baseia-se num modelo definido para turbinas térmicas a vapor por P. Kundur na sua obra “Power System Stability and Control” [37]. Dentro de todas as grandezas presentes neste controlador, distinguem-se os parâmetros definidos pelo utilizador a priori das variáveis que irão evoluir com o decorrer da simulação. As variáveis são:  𝜔 – Velocidade angular de rotação da máquina (p.u. rad/s)  Δ𝜔=𝜔𝑟𝑒𝑓 −𝜔 – Desvio de velocidade angular (p.u. rad/s) Figura 3.14 - Esquema de controlo do regulador de velocidade e do motor diesel implementado 82  𝑃𝑚𝑒𝑐 – Potência mecânica fornecida à máquina sincrona pela máquina primária (p.u. MW) Os parâmetros são:  𝜔𝑟𝑒𝑓 – Velocidade angular de referência (p.u. rad/s)  𝑅 – Estatismo (p.u. Hz/p.u. MW)  𝑘𝑖 – Constante integrativa (p.u. MW/p.u. Hz)  𝑘𝑔 – Constante do governor (regulador de velocidade) (p.u. MW∙s)  𝑇𝑔 – Constante de tempo do governor (s)  𝑇𝑑 – Constante de tempo do motor diesel (s) O regulador de velocidade tem um controlo proporcional e integral (controlo PI), cuja ação é determinada pelo desvio de velocidade angular medido na máquina. O controlo proporcional serve para a designada “regulação primária de frequência”, conceito que significa que o equilíbrio entre produção e consumo é restabelecido após uma perturbação onde o sistema elétrico perca o mesmo. Porém, a estabilização do sistema ocorre a um valor de referência de velocidade diferente do valor que estava definido antes da perturbação. Já o controlo integral trata o erro entre os valores de referência antes e depois da perturbação, eliminando este erro para fazer com que a frequência volte a estar fixada no valor de referência correto. Ambas estas formas de controlo regem a potência mecânica fornecida à máquina síncrona, fazendo variar a velocidade de rotação do eixo que ambas as máquinas têm em comum. 83 3.3.4 – Centrais Geotérmicas Na sequência das informações apresentadas acima, o modelo concebido para a máquina primária dos grupos geradores presentes nas centrais geotérmicas na simulação de MATLAB®/Simulink® é um modelo de potência constante. O valor desta potência, definido pelo utilizador, é fornecido como entrada de potência mecânica na máquina síncrona. Embora as duas centrais geotérmicas da Ilha de São Miguel possuam vários grupos geradores, assumiu-se a simplificação de ter uma só máquina síncrona por central, cuja potência nominal é igual à soma das potências nominais dos grupos realmente existentes. A figura 3.15 apresenta o modo como se implementaram as centrais geotérmicas. Figura 3.15 - Modo de implementação de um grupo gerador geotérmico 84 3.4 – Dispositivo com Capacidade de Regulação Rápida de Frequência 3.4.1 – Introdução Para além da capacidade de regulação proporcionada pela turbina hídrica, equaciona-se desde já a eventual necessidade de soluções complementares de regulação de potência ativa e reativa da rede, envolvendo dispositivos de resposta rápida (baterias e flywheels, por exemplo) ligados à rede por intermédio de um conversor eletrónico. A conceção deste dispositivo foi direcionada para assistir a rede imediatamente a seguir à ocorrência de perturbações como perdas intempestivas de grupos geradores, curto-circuitos, disparos de cargas, entre outras eventualidades que criem desequilíbrios entre a carga e a produção, consequentemente desviando a frequência do seu valor de referência. O dispositivo é dotado com capacidade de regulação rápida de frequência, pelo que será designado posteriormente neste documento como “dispositivo com C.R.R.F.”. Este dispositivo deverá ser composto por uma fonte de energia e um sistema de conversão que adeque as grandezas elétricas às que são necessárias para a rede. Na secção 2.4, foram apresentadas as diversas tecnologias que podem permitir este tipo de resposta. 3.4.2 – Características de funcionamento e operação A regulação primária de frequência é uma das funções fundamentais deste dispositivo. Através da simbiose entre tecnologias de armazenamento que permitam a resposta rápida mais a velocidade intrínseca à operação dos conversores de eletrónica de potência, a injeção de fortes impulsos energéticos na rede é o ponto forte que se pretende obter deste dispositivo. Para isto ser possível, o sistema de controlo deve receber medidas locais de tensão e frequência para rapidamente as processar e responder rapidamente às variações nessas grandezas. A vista exterior do modelo implementado está representada na figura 3.16. Figura 3.16 - Vista exterior do modelo implementado em MATLAB®/Simulink® do Dispositivo com C.R.R.F. O controlo de um dispositivo destes passa pela definição de um set-point de potência ativa e potência reativa, equiparando-se este a um inversor em modo PQ, como já foi descrito anteriormente na secção 2.4.3.3. 85 No sentido de oferecer a resposta desejada, elaboraram-se duas características de controlo local muito similares, que respetivamente relacionam as seguintes grandezas elétricas:  Potência ativa em função da frequência  Potência reativa em função da tensão As características foram definidas numa conceção do tipo inversor PQ, como demonstra a figura 3.17. Figura 3.17 - Características de funcionamento para dispositivo com C.R.R.F. À esquerda: Potência ativa/Frequência; À direita: Potência reativa/Tensão As potências de base do dispositivo serão ajustadas na fase de simulação, pelo que nesta altura apresentam-se as características em valores por unidade. Estas características têm uma deadband, onde o dispositivo se mantém neutro, sem injetar nem consumir qualquer tipo de potência. Em termos de frequência, assume-se que o dispositivo não interfere entre os 49.8 e os 50.2 Hz. No que toca à tensão, considera-se que o dispositivo não deve contribuir com potência reativa enquanto a tensão se encontrar dentro de ±10% do seu valor nominal. Fora destas gamas em ambas as características há uma relação linear, onde a contribuição do dispositivo é crescente à medida que os valores a regular se afastam das referências. Assumese que o máximo em potência ativa é atingido com um desvio de ±1 Hz, já em termos de potência reativa isto sucede para desvios de ±0.2 p.u., pretendendo-se apenas focar a resposta do dispositivo em condições extremas de tensão aos seus terminais. 92 Na secção 4.2 será apresentada a infraestrutura da rede elétrica que suporta o funcionamento de energia aos residentes da ilha, passando pelas subestações e pelas linhas de transmissão da Rede de Transporte. Na secção 4.3, o foco será colocado sobre o sistema eletroprodutor, através da descrição dos elementos que o compõem, bem como diagramas que ilustram o seu comportamento usual. 4.2 – O sistema elétrico A entidade responsável pela gestão do sistema elétrico desta ilha é a E.D.A. – Electricidade dos Açores, S.A., bem como de todo o arquipélago. À data de 31 de dezembro de 2015, o sistema elétrico instalado é constituído por 11 centrais ligadas às Redes de Transporte e Distribuição, que contêm 11 subestações de transformação como mostra a tabela 4.1 [4]. Tabela 4.1 - Características das subestações instaladas na Ilha de São Miguel (extraído de [4]) Sigla Nome Razão de transformação Número de transformadores Potência de transformação (MVA) SECL Caldeirão 60/30 kV 1 12,5 SEMF Milhafres 60/30 kV 2 25 SELG Lagoa 60/30 kV 1 12,5 60/10 kV 2 16,25 SEFO Foros 60/30 kV 1 12,5 60/10 kV 3 20 SEVF Vila Franca 30/10 kV 2 10 SEPD Ponta Delgada 60/10 kV 2 40 SEAE Aeroporto 60/10 kV 1 20 SESR São Roque 60/10 kV 2 22,5 SESC Sete Cidades 30/10 kV 1 0,5 SEGR Graminhais 60/30 kV 1 10 SERG Ribeira Grande 10/60 kV 2 16 TOTAIS 21 217,8 A Rede de Transporte tem dois níveis de tensão, os 60 kV (Alta Tensão) e os 30 kV (Média Tensão), e contempla 9 das 11 subestações, em parte para fazer a transformação para 30 kV sendo a outra parte para 10 kV. As duas restantes subestações pertencem à Rede de Distribuição, que é operada a 30 kV e 10 kV. No total, estão disponíveis quase 220 MVA de potência de transformação, através de 21 transformação. Em termos de linhas de transmissão, a Rede de Transporte inclui 95 km em Alta Tensão e apenas uma linha de 1.8 km em 30 kV, que liga a Central Geotérmica do Pico Vermelho à Subestação de Foros. A maior linha da Rede de Transporte foi construída para a ligação do 93 Parque Eólico dos Graminhais à Subestação da Lagoa. A Rede de Distribuição é bastante mais extensa, percorrendo cerca de 680 km. No que toca aos condutores que compõem a Rede de Transporte é importante analisar as suas características elétricas, pois estas têm influência sobre os resultados das simulações. As tabelas 4.2 e 4.3 englobam estas características. Tabela 4.2 - Linhas e condutores da Rede de Transporte da Ilha de S. Miguel [4] Sigla Designação Tensão (kV) Extensão (km) Condutor e Secção CTCL – SEAE Caldeirão – Aeroporto 60 9,37 Cu 185mm2 SEMF – SEPD1 Ponta Delgada – Milhafres 1 60 2,00 Cu 185mm2 SEMF - SEPD2 Ponta Delgada – Milhafres 2 60 2,00 Cu 95mm2 CTCL – SEMF Caldeirão – Milhafres 60 5,65 Cu 185mm2 CTCL – SESR Caldeirão – São Roque 60 4,04 Cu 95mm2 SEMF – SESR Milhafres – São Roque 60 6,45 Cu 95mm2 CTCL – SEFO Caldeirão – Foros 60 9,95 Cu 95mm2 CTCL – SELG1 Caldeirão – Lagoa 1 60 5,68 Cu 95mm2 CTCL – SELG2 Caldeirão – Lagoa 2 60 5,68 Cu 95mm2 SELG – SEFO Lagoa – Foros 60 8,58 Cu 95mm2 SELG – PEGR Graminhais - Lagoa 60 31,10 Cu 95mm2 SEFO – CGRG Sogeo - Foros 60 4,53 Cu 95mm2 SEFO - CGPV Pico Vermelho - Foros 30 1,58 Cu 50mm2 30 0,24(subt.) LXHIOV 120mm2 Tabela 4.3 - Condutores utilizados e as suas características elétricas (adaptado de [4]) Condutor e Secção Extensão total (km) Resistência linear (Ω/km) Reatância linear (H/km) Suscetância linear (S/km) Cu 185mm2 17,02 0,1008 0,3888 2,78 x 10-6 Cu 95mm2 78,01 0,2016 0,4068 2,77 x 10-6 Cu 50mm2 1,58 0,4014 0,3834 2,98 x 10-6 LXHIOV 120mm2 0,24 0,3231 0,1161 33,33 x 10-6 A rede de transporte é dominantemente constituída por condutores de cobre, nomeadamente com secção de 95 mm2, sendo que os condutores de 185 mm2 também constituem uma parte relevante da rede. Os outros condutores referidos são exclusivamente para a Central Geotérmica do Pico Vermelho, que adicionalmente tem cerca de 250 m instalados em cabos subterrâneos do tipo LXHIOV. 94 4.3 – Produção de energia 4.3.1 – Unidades geradoras e as suas fontes de energia Na Ilha de São Miguel estão atualmente instalados cerca de 140 MW no sistema eletroprodutor, como se pode verificar na tabela 4.4. Tabela 4.4 - Características do sistema eletroprodutor da Ilha de São Miguel Sigla Nome Fonte Tensão nominal [kV] Unidades produtoras Potência total [MW] Tensão ligação [kV] Potência transf. [MVA] CTCL Caldeirão Térmica - Fuel 11 4 67,3 60 92 6,3 4 30,8 60 40 CGRG Ribeira Grande Geotérmica 10 4 16,6 10 - CGPV Pico Vermelho Geotérmica 11 1 13 30 17 PEGR Graminhais Eólica 0,4 10 9 30 10 CHTN Túneis Hídrica 6 1 1,66 30 2 CHTB Tambores Hídrica 0,4 1 0,094 30 0,16 CHFN Fábrica Nova Hídrica 3 1 0,608 30 0,5 CHCN Canário Hídrica 0,4 1 0,4 30 0,5 CHFR Foz da Ribeira Hídrica 0,4 1 0,8 30 1 CHRP Ribeira da Praia Hídrica 0,4 1 0,8 30 1 CHSC Salto do Cabrito Hídrica 0,4 1 0,67 30 1 TOTAIS 30 141,7 165,2 As fontes de energia são já diversificadas, embora a fonte dominadora seja de origem nãorenovável, nomeadamente os combustíveis fósseis. A base de todo o sistema eletroprodutor assenta na Central Termoelétrica do Caldeirão, que tem 8 grupos geradores alimentados a fuelóleo e gasóleo, separados em dois escalões: 4 grupos que produzem a 11 kV com um total instalado de 67 MW, os outros 4 grupos com cerca de 30 MW no total produzem a 6,3 kV. Só esta central engloba 69% da potência instalada na ilha. A central entrou em funcionamento em 1987 com dois grupos de 15 MW [46] e tem sido o grande suporte do sistema elétrico da ilha, pois permite a manutenção de um sistema fiável e estável. Naturalmente, devido às características do recurso energético desta central face às restantes, bem como a potência instalada na mesma, é esta central que possui a maior capacidade de resposta a alterações no funcionamento do sistema. A figura 4.2 mostra a vista exterior da central. 95 Figura 4.2 - Central Termoelétrica do Caldeirão (extraído de [10]) No entanto, em caso de avaria na central, pode não ser fácil evitar um apagão geral na ilha, como sucedeu em julho de 2009. Uma avaria no grupo 6 desta central levou também à saída de serviço dos grupos 5 e 7 e também das centrais geotérmicas do Pico Vermelho e da Ribeira Grande, levando a uma interrupção total na ilha, que se prolongou durante 1 hora [47]. A energia geotérmica é o grande ponto forte da produção de energia a partir de fonte renovável na Ilha de São Miguel. Este tipo de produção consiste no aproveitamento do calor existente no interior da Terra, que ao exercer processos de arrefecimento é dissipado em qualquer ponto da sua superfície. O arquipélago dos Açores situa-se perto da Crista Média Atlântica, especificamente onde confluem as placas tectónicas Americana, Africana e Eurasiática. Adicionalmente, e em tendência contrária a outros tipos de aproveitamentos energéticos, o impacte ambiental é bastante reduzido [48]. No entanto, a extração desta energia primária deve ser feita de forma constante, assegurando uma enorme solidez e robustez para o sistema eletroprodutor, pecando por não oferecer capacidade de resposta na regulação de frequência. Na Ilha de São Miguel, existem dois aproveitamentos deste tipo, ambos situados no Campo Geotérmico da Ribeira Grande. O primeiro a ser construído foi a Central Geotérmica do Pico Vermelho, iniciado em 1980 com um projeto-piloto com uma potência de 3 MW. Inicialmente apenas tinha um poço a fornecer o caudal de vapor, mas este não era suficiente para ser atingida a potência nominal, pelo que a turbina nunca ultrapassou os 900 kW. Em 2005 esta central foi desativada para ser remodelada, sendo que entrou novamente ao serviço em 96 dezembro de 2006, desta feita com um grupo gerador de 13 MW e cinco poços com cerca de 1000m de profundidade [48]. A figura 4.3 mostra uma fotografia da central. Figura 4.3 - Central Geotérmica do Pico Vermelho (extraído de [49]) Na sequência do sucesso obtido com o projeto-piloto do Pico Vermelho foi construída uma segunda central, a Central Geotérmica da Ribeira Grande. Esta obra foi efetuada em duas fases, uma foi instalada em 1994 com 5 MW e a segunda ficou pronta em 1998 e acrescentou mais 8 MW à potência total da central, totalizando 13 MW. Neste caso são utilizados cinco poços de produção e um poço de injeção, onde o geofluído é injetado após as trocas de calor [48]. Na figura 4.4 mostra-se uma fotografia da Central Geotérmica. Figura 4.4 - Central Geotérmica da Ribeira Grande (extraído de [49]) Estas centrais têm elevados níveis de produção, da ordem de grandeza da Central Termoelétrica do Caldeirão, como será referido no ponto 4.3.2. 97 Desde fevereiro de 2012 em exploração [50], o Parque Eólico do Planalto dos Graminhais inclui 10 aerogeradores ENERCON E 44 de 900 kW, perfazendo um total de 9 MW de potência instalada. Este parque foi o último a ser construído no arquipélago e é, a par do Parque Eólico da Serra do Cume na Ilha Terceira, o que tem mais potência instalada [51]. A figura 4.5 apresenta uma panorâmica sobre o parque. A construção destas unidades vem na sequência de um projeto de longo prazo iniciado pela EDA em 1988, com o objetivo concreto de ter uma rede completa de parques eólicos em todo o arquipélago, no sentido de aproveitar este recurso que aparece em abundância nos Açores [9]. Em 2014 foram produzidos 72 680 MWh pela rede de parques eólicos, correspondendo a 9,3% da energia total produzida no arquipélago. De seguida apresenta-se um mapa simplificado, na figura 4.6, onde se incluem os centros produtores referidos até este ponto e as subestações mais relevantes da rede elétrica da ilha, de modo a ser possível aferir qual a dispersão geográfica dos mesmos. Figura 4.6 - Mapa simplificado com os principais elementos do sistema eletroprodutor da Ilha de São Miguel (extraído e adaptado de [4]) Figura 4.5 - Parque Eólico do Planalto dos Graminhais (extraído de [58]) 98 Na Ilha de São Miguel há ainda uma significativa produção hídrica, oferecida pelos sete aproveitamentos com centrais mini-hídricas: Túneis, Tambores, Fábrica Nova, Canário, Foz da Ribeira, Ribeira da Praia e Salto do Cabrito. Estas centrais totalizam 5 MW de potência instalada, sendo que todas elas se ligam à rede de distribuição a 30 kV. A Central Hídrica dos Túneis tem cerca de 1.7 MW instalados, sendo que as restantes não ultrapassam os 800 kW [4]. Estas centrais são todas aproveitamentos a fio-de-água e têm turbinas Pelton (em 3 centrais) ou Francis (em 4 centrais). As Centrais da Fábrica Nova e dos Tambores já se entraram em operação desde o início do século XX [52]. Em 2014 e 2015 a produção destas centrais superou a produção do Parque Eólico dos Graminhais, cuja potência instalada é quase o dobro das hídricas [5] [4]. A figura 4.7 mostra um destes aproveitamentos, na Central Hídrica dos Túneis. Figura 4.7 - Central Hídrica dos Túneis (extraído de [53]) Mas a produção de energia a partir de fontes renováveis vai além das unidades construídas com o propósito de produzir energia para injetar na rede. Um exemplo disso é a suinicultura Agraçor, que tem uma unidade que a partir dos resíduos orgânicos da sua produção suinícola e também das mais variadas proveniências (desde lacticínios a leguminosos, à indústria pecuária, entre outros), bem como restos de óleos vegetais e animais produz o chamado “biogás”. Este gás é, maioritariamente, metano que resulta do processamento dos resíduos já referidos. Após filtragem e lavagem do gás, este vai alimentar dois geradores de 380 kW que irão alimentar a unidade fabril e injetar o excedente na rede da EDA [54]. Embora este excedente não seja representativo face às restantes unidades produtoras na rede, não deixa de ser um exemplo merecedor de registo. 99 4.3.2 – Diagramas de carga e perfis de produção característicos Ao longo do ano, o perfil de carga vai apresentando as variações naturais consequentes da mudança das condições atmosféricas, mas no caso desta ilha existe uma grande preponderância do fator turístico, que explica que a ponta anual do diagrama de carga seja atingida no Verão ou pelo menos seja da ordem de grandeza da ponta atingida no Inverno. Segundo dados de 2015, a Ilha de São Miguel recebeu ao longo desse ano cerca de 440 mil hóspedes nos seus estabelecimentos hoteleiros, mais do triplo da população residente, gerando cerca de 38 milhões de euros para a ilha [55]. Na figura 4.8 apresenta-se a evolução mensal da ponta de carga e a figura 4.9 apresenta a evolução da potência mínima, verificando os últimos 4 anos. Figura 4.8 - Evolução da potência máxima verificada no período de ponta de carga na Ilha de São Miguel, mês a mês, de 2012 a 2015. Fontes dos dados: [5] [4] Figura 4.9 - Evolução da potência mínima verificada no período de vazio de carga na Ilha de São Miguel, mês a mês, de 2012 a 2015. Fonte dos dados: [5] [4] Como a figura 4.8 demonstra, o máximo valor de potência de carga atingida nesta ilha foi nos anos de 2012 e 2015 da ordem dos 70 MW e foi atingido no Verão. Já em 2013, a ponta foi 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2012 2013 2014 2015 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2012 2013 2014 2015 100 atingida em dezembro, também nessa ordem de grandeza. Em 2014, o valor máximo da carga ficou-se pelos 68 MW, sendo atingido no Verão e em dezembro. Relativamente ao valor mínimo da potência de carga, atingida tipicamente nos períodos de madrugada, claramente é influenciado pelo fator turístico da ilha, pois associada ao maior preenchimento dos estabelecimentos hoteleiros estão naturalmente subidas do consumo elétrico destas instalações. O maior dos valores mínimos do consumo foi sempre atingido no Verão, estando compreendido entre os 33 e os 35 MW. Relativamente ao menor valor de carga, que é importantíssimo em termos operacionais, este anda geralmente na ordem dos 30 MW. Para além da evolução das potências de ponta e de vazio, importa igualmente observar a variabilidade característica do diagrama (carga e produção) ao longo do ano de 2014, através da análise de diagramas de dias selecionados pela E.D.A. como demonstradores do panorama em cada uma das 4 estações. Figura 4.10 - Diagramas de carga com distinção cromática das fontes de produção de energia na Ilha de São Miguel, demonstrativos do panorama verificado em cada estação. Ano: 2014. Fonte: [5] 101 Numa perspetiva global, os diagramas da figura 4.10 apresentam as seguintes características:  Geotérmica praticamente constante com cerca de 21 MW ao longo do dia todo  Hídrica praticamente constante com 2 a 3 MW ao longo do dia todo  Térmica a cobrir a ponta do diagrama, adaptando-se à carga, produzindo desde 10 MW até 40 MW mediante os períodos do dia Na Primavera, o diagrama-tipo apresenta a menor ponta anual. Verifica-se ainda uma presença interessante da eólica, com 5 a 8 MW ao longo do dia, sendo que uma interpretação possível da sua ausência durante a madrugada é a necessidade de manter níveis mínimos de produção na central térmica (a ser explicado posteriormente). O mesmo terá sucedido no diagrama-tipo do Outono. No Inverno encontramos ainda uma variação invulgar na energia geotérmica, mas que terá sido uma anomalia pontual. A tabela 4.5 traz-nos o balanço entre as fontes de produção relativamente aos anos de 2014 e 2015. Tabela 4.5 - Origem da energia elétrica produzida na Ilha de São Miguel (Dados: [5] [4]) Fonte Energia produzida em 2014 [MWh] Fração Energia produzida em 2015 [MWh] Fração Térmica – Fuel 187.457,5 45,2 % 200.872,9 47,7 % Geotérmica 182.900,5 44,1 % 182.044,0 43,2 % Eólica 21.735,8 5,2 % 16.897,4 4,0 % Hídrica 23.012,7 5,5 % 21.386,7 5,1 % Total não-renovável 187.457,5 45,2 % 200.872,9 47,7 % Total renovável 227.649,0 1 54,8 % 220.328,1 1 52,3 % Em termos de energia produzida, a instalação das unidades produtoras com fonte renovável já ganhou preponderância suficiente para a maioria da energia produzida nesta ilha ser de origem renovável, tendo correspondido a 55% do total em 2014 e de 52% em 2015. Pelo que se vê pelos dados apresentados, a térmica e a geotérmica são as fontes dominadoras, pois cerca de 90% da energia consumida na ilha foi produzida por estas. A hídrica e a eólica perfazem a restante fração. Já a energia eólica e a hídrica perfazem a restante parte, atingindo cerca de 10% nos últimos dois anos. Perante esta situação, foi construído um cenário para integrar mais energia renovável na rede, como será descrito na secção 5.2 do próximo capítulo. 1 Nos documentos da EDA de 2014 [5] e 2015 [4], não foi somada ao total da energia produzida com origem renovável a energia produzida pelo Parque Eólico dos Graminhais. Nesta tabela esse erro foi corrigido. 108 variações neste valor irão possibilitar a colocação do grupo hídrico no ponto de funcionamento desejado. O valor obtido por tentativa-erro foi de 10.8 MW como carga total de bombagem, como demonstra a tabela 5.3. Tabela 5.3 - Estimativa global do excedente de produção P [MW] Produção total + perdas 45.7 Carga total sem bombagem 33.7 Estimativa de perdas 1.2 Diferencial: Carga de bombagem 10.8 Obtido este valor, foi possível definir concretamente qual o modelo a implementar. Consideraram-se quatro bombas separadas, de potência igual a 2.7 MW, com fator de potência unitário (cos φ = 1). Deste modo, será possível efetuar deslastres parciais da bombagem, que poderão ser mais adequados do que o deslastre total mediante as condições do sistema nesse momento. Ao longo dos cenários de simulação que posteriormente serão apresentados, será frequentemente utilizada a solução do deslastre da carga referente à bombagem, através do seu desligamento programado usando os aparelhos de corte disponíveis na plataforma MATLAB®/Simulink®. Faz-se uma clarificação que, apesar de ter conhecimento de que o deslastre é feito em função da frequência medida instantaneamente, o objetivo principal da aplicação desta medida foi avaliar a dinâmica de regulação da rede face a variações bruscas de carga. Assim sendo, a estratégia seguida para o deslastre foi conservadora: os deslastres são efetuados de forma planeada em termos temporais, isto é, à entrada para a simulação já se sabe que o deslastre irá ocorrer no instante definido. Embora este método não seja aquele que é seguido na realidade, a automatização do deslastre frequencimétrico é um processo de dificuldade assinalável, cuja implementação merece, só por si, um trabalho de envergadura relevante. Dito isto, o método seguido mesmo assim evidencia as dificuldades de regulação da rede e a necessidade clara de meios complementares de regulação. Em consequência dos vários defeitos que se vão estudar, o primeiro resultado a analisar passa pelos desvios de frequência face ao seu valor de referência, sendo este o elemento-chave de toda a problemática da estabilidade em sistemas elétricos. Nas redes interligadas, como por exemplo a rede europeia, os desvios de frequência estão altamente restringidos, estando o limite definido nos ±0.2 Hz na Europa Continental e na Escandinávia situa-se nos ±0.1 Hz [56]. Porém, num sistema isolado de pequena dimensão como é a Ilha de São Miguel, as capacidades e possibilidades de regulação são bastante mais reduzidas, sendo inconcebível definir restrições muito apertadas a este nível. Nesse sentido, tendo em conta a bibliografia revista no começo da realização desta dissertação, onde se consultaram vários estudos de comportamento de rede em sistemas isolados, fez-se a consideração que o valor mínimo da frequência seria o mais 109 relevante a ser definido, perante o tipo de perturbações em causa. Os curto-circuitos e as saídas de serviço intempestivas de grupos geradores relevantes são perturbações cuja complicação mais significativa, pelo menos numa fase imediata, é a descida da frequência. Considerou-se que o valor mínimo aceitável seriam 48.5 Hz, oferecendo alguma folga à resposta do sistema na sequência das alterações inesperadas no seu funcionamento. Depois de apresentadas todas as condições em que consiste o cenário-base de simulação, a partir do qual os restantes irão derivar, apresenta-se na figura 5.1 um resumo desta informação, onde também é possível distinguir as várias fontes de produção, bem como o tipo de carga em causa. Figura 5.1 - Balanço entre produção e carga, no cenário-base de simulação, discriminando as fontes de produção/consumo O traço a preto delimita qual a potência de carga que o sistema impõe: os consumidores ligados à rede da E.D.A., bem como as perdas ativas geradas em toda a rede. O gráfico demonstra como este cenário é uma situação crítica de excedente de produção. A produção geotérmica encontra-se no seu máximo, que é difícil de regular em tempo útil, a térmica está no mínimo e ainda há um regime favorável de produção eólica. Há que recordar que este cenário é particularmente útil para dimensionar qual a potência a considerar para a bombagem, numa perspetiva de majoração. Se dermos um passo atrás e imaginarmos que não existe a Central Hídrica, tal como a rede está nos dias de hoje [4], o operador já teria de ter tomado uma decisão prévia. Especulando um cenário provável, o operador não teria deixado a eólica entrar se quer em produção e certamente que a geotérmica, mesmo sendo difícil regular os níveis de produção, não poderia ter autorização para chegar a um ponto de funcionamento com potência tão elevada. A realidade é que o cenário de excesso de produção é frequente na Ilha de São Miguel, como os diagramas da E.D.A. mostram em [5] e [4]. Forçosamente, o Parque Eólico dos Graminhais é impedido de produzir tudo o que os regimes de vento proporcionam. Este fator 110 certamente contribui para que a produção eólica acumulada ao longo do ano seja inferior à da mini-hídrica, que tem metade da potência instalada. Nesse sentido, a inclusão da Central Hídrica com bombagem oferece a possibilidade de aproveitamento da energia eólica para armazenar energia na albufeira desta central, que ao longo de um período com carga superior pode ser devolvida à rede. A ponta diária da produção da Central Termoelétrica do Caldeirão fica, geralmente [4], na casa dos 30 MW, mas pode chegar aos 50 MW em períodos temporais de elevada carga ou onde a produção geotérmica esteja dificultada. Partindo do cenário de exploração explicado, serão simuladas um conjunto de perturbações que irão colocar à prova o sistema elétrico da ilha, a partir das quais se poderão tirar conclusões acerca das condicionantes e implicações associadas à implementação da central hidroelétrica com funcionamento reversível. Foram construídos 4 cenários, como ilustra a tabela 5.4. Tabela 5.4 – Resumo dos cenários de simulação Cenário Descrição A Perda intempestiva de um grupo térmico da Central Termoelétrica do Caldeirão B Perda intempestiva dos grupos geotérmicos da Central Geotérmica da Ribeira Grande C Curto-circuito impedante no barramento de 60 kV da Subestação do Caldeirão com saída de serviço permanente de um grupo térmico D Saída de serviço da Central Geotérmica da Ribeira Grande face a um curto-circuito impedante à saída da mesma Os primeiros dois cenários passam por perdas intempestivas de grupos geradores. O cenário A consiste na saída de serviço inesperada do único grupo térmico em operação da Central Termoelétrica do Caldeirão, que é, como foi referido anteriormente, um elemento decisivo na regulação da rede, devido à excelente e singular capacidade de resposta que este apresenta no sistema elétrico em causa. O cenário B foca-se na perda integral da Central Geotérmica da Ribeira Grande, representando uma perda de cerca de um terço da potência a ser produzida no sistema. Os últimos dois cenários entram nos defeitos com mais severidade, nomeadamente através da simulação de dois curto-circuitos similares em duas zonas distintas da rede, com consequências diversas. O cenário C estuda a existência de um curto-circuito no barramento de Alta Tensão da Subestação à saída da Central Termoelétrica do Caldeirão, causando a perda do único grupo térmico em operação. O cenário D consiste num curto-circuito perto da Central Geotérmica da Ribeira Grande, forçando a saída de serviço da central na totalidade. 111 5.3 – Avaliação da capacidade de regulação da rede face a situações de perdas intempestivas de grupos 5.3.1 – Cenário A: Saída de serviço da Central Termoelétrica do Caldeirão O primeiro cenário consiste na súbita saída de serviço do único grupo gerador em operação da Central Termoelétrica do Caldeirão, hipoteticamente devido a uma avaria ou perturbação de qualquer tipo que causasse esta mesma situação. Tendo em conta que este grupo tem um peso determinante na operação do sistema, esta ocorrência apresenta-se como um problema difícil para o mesmo. Devido às circunstâncias deste cenário, este grupo encontra-se a operar num nível baixo de potência, face à sua capacidade nominal [≈ 40%]. Trata-se de um mínimo de produção, que se justifica pela necessidade deste grupo estar ligado à rede e assim oferecer a capacidade de compensar qualquer perturbação que suceda com subidas rápidas de produção. Recordando uma situação verificada em julho de 2009, uma avaria verificada num dos três grupos em operação da Central Termoelétrica do Caldeirão teve como consequência a saída de serviço dos dois restantes grupos térmicos, bem como das centrais geotérmicas da Ribeira Grande e do Pico Vermelho, causando uma interrupção total do fornecimento de energia elétrica na ilha de S. Miguel que só ao fim de uma hora foi restabelecido [47]. Sabendo que neste cenário a produção renovável e a necessidade da operação da térmica só por si já seriam suficientes para alimentar a carga e o excesso de produção resultante da eólica e da geotérmica está a ser canalizado para a bombagem, coloca-se em questão a continuidade desta operação de armazenamento na falta do grupo térmico. Nesse sentido, foram elaboradas diversas variantes deste cenário na ótica de aferir a necessidade de deslastre das bombas, como também perceber quais os benefícios da utilização de um dispositivo com capacidade de regulação rápida de frequência (C.R.R.F.) ao nível da resposta imediata aos desvios de frequência causados pela perturbação. O deslastre das bombas deverá consistir numa importante contribuição para estabilização do sistema perante a perturbação sucedida, suportando o processo de regulação de frequência. As variantes de simulação são apresentadas na tabela 5.5. Tabela 5.5 - Variantes de simulação para o cenário A Variante Bombagem Dispositivo com C.R.R.F 1 Sem deslastre Desligado 2 Com deslastre total Desligado 3 Com deslastre total Ligado e em serviço 4 Deslastre variável Desligado 5 Deslastre “ótimo” Ligado e em serviço 112 Depois de nas três variantes iniciais se entender melhor quais os contornos do problema e como se pode resolvê-lo, na quarta variante o objetivo será determinar qual o melhor conjunto de bombas a deslastrar para garantir a estabilidade do sistema depois da saída do grupo térmico. Por fim, será simulado esse deslastre com a introdução do dispositivo com C.R.R.F. Com este conjunto de simulações pretende-se também aferir quais os requisitos de potência no dispositivo com C.R.R.F., com o objetivo de otimizar o seu dimensionamento no âmbito das necessidades do sistema elétrico da Ilha de São Miguel. As características Potência ativa/Frequência e Potência reativa/Tensão definidas para este cenário foram já apresentadas na secção 3.4.2, tendo sido definido preliminarmente como potência nominal o valor de 5 MW/5 MVar, como mostra a figura 5.2. Em termos de potência ativa é atribuído ao dispositivo uma capacidade de injetar no máximo 5 MW, bem como consumir a mesma quantidade. A deadband, onde o dispositivo se mantém “neutro”, está contida entre os 49.8 Hz e os 50.2 Hz. Já o estado de injeção/consumo máximos é atingido aos 49 e 51 Hz, respetivamente. Realça-se que o dimensionamento em termos de potência ativa é um fator decisivo para o custo do equipamento, pois incrementos nesta grandeza forçarão dimensões maiores nos componentes que constituam o mesmo. No que toca à relação potência reativa/tensão, optou-se por escolher a mesma ordem de grandeza para a injeção/consumo máximos, nos 5 MVar, que sucederão caso a tensão chegue aos 0.8 p.u. ou 1.2 p.u., respetivamente. A deadband está situada entre os 0.9 e 1.1 p.u. Caso se justifique, poderá haver alterações nestas características ao longo das simulações, que serão aqui descritas. A proposta de dimensionamento final será, naturalmente, a majorante das propostas que possam surgir no decurso das simulações. Na tabela 5.6 apresenta-se uma cronologia das alterações verificadas no sistema durante este cenário de simulação, aplicável a todas as variantes. A estratégia de deslastre é, como já Figura 5.2 - Características de funcionamento para dispositivo com C.R.R.F. À esquerda: Potência ativa vs. Frequência; À direita: Potência reativa vs. Tensão 113 foi referido na secção 5.2, feita através da definição do instante temporal previamente à simulação, pelo que esta operação irá sempre, em todas as simulações onde o deslastre seja uma medida a tomar, decorrer 100 ms depois das perturbações respetivas. Tabela 5.6 - Cenário A: Cronologia de eventos relevantes no sistema Tempo [s] Ações 0 < t < 10 Funcionamento “normal” do sistema t = 10 Saída de serviço do único grupo em operação da CTCL t = 10.1 Deslastre da carga equivalente da bombagem na CHID [a haver] 5.3.1.1 – Variantes 1, 2 e 3 Neste teste realizado em ambiente de simulação procura-se aferir qual o impacto da perda do único grupo térmico em operação, quer na situação de não se realizar qualquer ação adicional (Variante 1), bem como prevendo um deslastre programado da carga equivalente da bombagem (Variante 2) e posteriormente ligar ao serviço o dispositivo com Capacidade de Regulação Rápida de Frequência (Variante 3). Na figura 5.3 pretende-se contrapor a evolução temporal da frequência nestas três variantes. Figura 5.3 - Cenário A, Variantes 1, 2 e 3; Frequência medida no grupo hídrico Como é visível na figura 5.3, caso não se realize qualquer ação o sistema entra em colapso por subfrequência. O desequilíbrio entre carga e produção é enorme e a central hídrica, cuja 114 turbina não tem a capacidade de resposta necessária, não consegue oferecer a regulação a que rede precisa. Isto justifica-se pelos parâmetros de modelização associados ao funcionamento da central hídrica que foram considerados, como o water starting time 𝑇𝑤=2 𝑠 e o tempo de propagação da onda móvel 𝑇𝑒=1 𝑠. Já na segunda variante, com o deslastre de 10.8 MW da bombagem, o sistema entra em colapso por sobrefrequência: encontra-se numa situação de excesso de produção face à carga após o deslastre, porém, o grupo hídrico já se encontrava a funcionar em vazio e os grupos geotérmicos não têm capacidade de resposta, pelo que a situação não é controlável por nenhum elemento do sistema. Na terceira variante é posto em funcionamento o dispositivo com C.R.R.F., pelo que a introdução deste elemento é decisiva para a estabilização do sistema, que se verifica em algumas dezenas de segundos. No entanto, o sistema fica numa situação de sobrefrequência, pois estabiliza pelos 50.7 Hz. O mais importante foi conseguido: resolver o problema de estabilidade, com a rápida compensação de potência ativa. Fica a faltar a parte de regulação secundária generalizada da frequência. Verifique-se como a potência produzida pelo grupo hídrico varia no decurso desta simulação, através da figura 5.4. Figura 5.4 - Cenário A, Variante 3: Potência fornecida pelo grupo hídrico. À direita, uma aproximação visual ao intervalo t ∈ [9.8; 12]s Quer a potência ativa quer a potência reativa sofrem o impacto da perturbação com uma oscilação significativa, porém, em regime permanente, o grupo hídrico retorna ao anterior funcionamento em vazio em termos de potência ativa. No entanto, este grupo tem um desempenho de assinalar ao nível da potência reativa, contribuindo com mais cerca de 4 MVar para o sistema. 115 Esta estabilização só foi possível devido à presença do dispositivo com C.R.R.F., pelo que se segue a figura 5.5, onde é demonstrada a evolução temporal da potência ativa produzida pelo mesmo. Figura 5.5 - Cenário A, Variante 3; Potência ativa produzida pelo dispositivo com C.R.R.F. Recordando que estamos numa situação de excesso de produção e consequente sobrefrequência, o dispositivo passa a absorver até cerca de 4 MW da rede em menos de 200 ms, mas estabiliza próximo dos 3.2 MW. Numa situação destas – sobrefrequência estabilizada - pede-se ao operador de rede que tome uma decisão numa curta janela temporal. Trata-se de uma situação onde as máquinas síncronas irão estar a rodar a velocidades superiores à velocidade de sincronismo, todavia supõe-se que é um regime suportável num curto espaço de tempo. Nesse sentido, uma decisão possível é o corte parcial da produção eólica. O Parque Eólico dos Graminhais é composto por 10 turbinas de 0.9 MW, pelo que atualmente é uma decisão habitual por parte da EDA cortar potência ao parque na situação de vazio (ver secção 4.3.2). Este corte pode ser realizado quer pelo controlo do ângulo de pitch das pás, quer pelo desligamento de geradores individuais. No cenário de simulação assumiu-se um panorama de produção favorável, com 7 MW. Este panorama pode assumir várias distribuições de potência pelos geradores individuais, mas como este número não é mais do que uma estimativa abstrata, não faria sentido estar a “calcular” a redução de potência com mais precisão, pelo que se assume um corte de 4 MW. Na figura 5.6 demonstra-se qual o resultado da redução da potência produzida pelo parque eólico, ao nível da frequência. Considerou-se a mesma cronologia já apresentada, acrescentando o corte de potência aos 60 s, ou seja, 50 s depois do defeito. 116 Figura 5.6 - Cenário A, Variante 3; Em cima: Frequência medida no grupo hídrico; Em baixo: Potência ativa produzida pelo grupo hídrico e pelo dispositivo com C.R.R.F. Como é possível verificar, o sistema acaba por estabilizar nos 50 Hz ao fim de 4 minutos (240 s) da realização do corte de potência. Passa, no entanto, por vários “regimes” de frequência que resultam da resposta conjunta do grupo hídrico e do dispositivo com C.R.R.F. O grupo hídrico tem uma resposta lenta, claramente visível no período entre os 60 s e os 120 s, onde a frequência assenta por volta dos 49.7 Hz, sendo suposto este grupo responder e subir a sua produção. No entanto, isso apenas sucede quase um minuto depois e em contraponto o dispositivo com C.R.R.F. passa a baixar a sua produção. Este acaba por atingir a deadband do controlo P-f, pelo que o grupo hídrico aumenta mais rapidamente a sua produção. Posteriormente, o dispositivo passa a consumir energia, pelo que isto abranda a produção e acaba por reverter o sentido da mesma. Quando o dispositivo volta a entrar na deadband, sucede um pequeno fenómeno oscilatório até que a frequência estabiliza finalmente nos 50 Hz. Assim se pôde verificar uma possível solução para completar a resolução do problema de estabilidade após a perda intempestiva do grupo térmico, conseguindo que o sistema volte aos 50 Hz sem violar nenhum limite estabelecido. No entanto, o deslastre da carga equivalente da bombagem ainda está realizado na íntegra, solução rudimentar que se procurará melhorar no próximo tópico, com as Variantes 4 e 5. 117 5.3.1.2 – Variantes 4 e 5 Após demonstração de como com um deslastre das bombas aliado à utilização do dispositivo com C.R.R.F. se consegue compensar a perda intempestiva do grupo térmico da Central Termoelétrica do Caldeirão, procura-se agora afinar o deslastre de modo a perceber se deslastrando diferentes conjuntos das 4 bombas é possível melhorar a estabilização do sistema. Numa primeira fase, realiza-se o teste sem o dispositivo com C.R.R.F. ligado, na designada Variante 4. Já na Variante 5 será incluído o dispositivo no sentido de aliar o melhor deslastre possível à capacidade de regulação do dispositivo. Antes de se passar à análise dos resultados, é essencial pensar no conceito inerente a estas Variantes. Estamos a considerar que na Central Hídrica passa a haver uma situação de bombagem e produção em simultâneo. Tendo em conta que o modelo desenvolvido assume uma conduta para á agua que flui para montante e outra para o caudal que vai para jusante, fisicamente esta situação é possível. Porém, devido às eficiências de ciclo, esta situação não é desejável continuamente. Aquilo que estamos a assumir é que o importante é estabilizar o sistema, mesmo com produção e bombagem em simultâneo, mas que depois de restabelecidas as condições normais de funcionamento do sistema o operador tome uma decisão adicional ao nível da produção ou carga caso se pretenda que a Central Hídrica deixar de estar nesta situação dual. Assumindo a existência de 4 bombas de 2.7 MW, e já tendo sido realizados no tópico anterior testes cortando todas ou nenhuma das bombas, realizou-se então os três testes restantes: desligando uma, duas ou três bombas logo após o defeito no grupo térmico. Em termos de frequência os resultados estão representados na figura 5.7: Figura 5.7 - Cenário A, Variante 4; Frequência medida no grupo hídrico 124 Veja-se como a potência ativa produzida pelos grupos térmico e hídrico evoluem ao longo deste período de simulação, nas variantes 2 e 3, representadas na figura 5.12. O tempo de resposta de ambos os grupos é bastante distinto. No caso do grupo térmico, veja-se como a resposta é mais rápida e o nível de produção passa dos 9.4 MW para vários MW acima. Este tempo de resposta na realidade traduz como as válvulas de admissão de combustível respondem rapidamente para aumentar a potência mecânica da máquina primária. Em contraponto, o grupo hídrico tem uma resposta bastante mais lenta, com uma curva que traduz a tomada de carga gradualmente superior. Comparemos agora a resposta com e sem o dispositivo com C.R.R.F. ligado. O grupo térmico vê claramente atenuadas as primeiras oscilações pós-perturbação, no entanto o valor médio da potência parece praticamente o mesmo entre ambos os casos. Já no grupo hídrico é visível que há um comportamento ligeiramente diferente, não havendo nenhuma conclusão particular a retirar. Na figura 5.13 cumpre-se uma formalidade, designadamente demonstrar que não há problemas de tensão relevantes devido a esta perturbação, mostrando este gráfico como a tensão evoluiu no barramento da subestação da Central da Ribeira Grande, que saiu de operação neste cenário. Figura 5.12 - Cenário B, Variantes 2 e 3; Potência ativa fornecida pelos grupos hídrico (esq.) e térmico (dir.) 125 Figura 5.13 - Cenário B, Variantes 2 e 3; Tensão medida na Subestação da Ribeira Grande. Em cima, uma aproximação visual ao intervalo t ∈ [9.9; 10.2]s Como a figura 5.13 demonstra, os picos de tensão são muito rapidamente resolvidos pelos elementos produtores do sistema, não havendo nenhum dado a relevar sobre esta matéria. 126 5.3.2.2 – Variante 4 Esta quarta variante do cenário B passa pelo estudo de deslastres parciais da bombagem, no sentido de aferir se há outra combinação de deslastre que traga mais benefícios à recuperação do sistema do que o corte das 4 bombas em simultâneo. Em termos de frequência, os vários conjuntos resultaram na evolução temporal apresentada na figura 5.14: Figura 5.14 - Cenário B, Variante 4; Frequência medida no grupo hídrico. Inclui Variante 2. No caso de se retirar apenas um dos motores de bombagem de operação, a oscilação de frequência é significativa e esta desce para valores incomportáveis, pelo que a simulação foi parada assim que se verificou isso mesmo. Já com o deslastre de 2 bombas, os grupos térmico e hídrico têm a capacidade de responder de tal forma que a frequência tem o seu mínimo nos 48.17 Hz, um valor que fica fora do limite estabelecido (48.5 Hz), pelo que ainda não se apresenta como suficiente para o resultado ser satisfatório. Ao deslastrar uma terceira bomba também, o sistema já retoma a sua estabilidade sem violação do limite no desvio de frequência, chegando esta aos 48.63 Hz. Fica, portanto, claro que o melhor cenário é mesmo o de cortar toda a potência que estava a ser consumida para efeitos de bombagem, pelo que se incluiu o resultado já verificado na Variante 2 para demonstrar isso mesmo. Em resumo, quanto maior for o deslastre, mais benefícios serão obtidos na estabilização do sistema perante a perturbação. Veja-se ainda como a produção no grupo térmico e no grupo hídrico evoluíram ao longo das simulações. 127 A figura 5.15 demonstra que a resposta é bastante idêntica em todos os cenários em que o sistema estabiliza, proporcionalmente adequados aos níveis de potência em questão. Uma vez que o melhor cenário em termos de deslastre da bombagem é o corte total da mesma, simulado na Variante 2, a elaboração de uma nova Variante aliando o “deslastre ótimo” à inclusão do dispositivo com C.R.R.F. não se justifica, pois isso seria exatamente a Variante 3. Figura 5.15 – Cenário B, Variante 4; Potência ativa fornecida pelos grupos hídrico (esq.) e térmico (dir.). Inclui Variante 2. 128 5.3.2.3 – Variante 5 Esta última variante pretende testar um cenário onde, partindo do pressuposto que o dispositivo com C.R.R.F. está ligado à rede e pronto a contribuir com uma potência máxima de 10 MW, se pretende aferir se o sistema tem capacidade de recuperar os parâmetros de funcionamento normais, na condição de se evitar o deslastre da carga equivalente à bombagem. Comecemos por analisar os resultados obtidos ao nível da frequência através da figura 5.16. Figura 5.16 - Cenário B, Variante 5; Frequência medida no grupo hídrico A resposta global a este teste foi positiva, pois verifica-se que o sistema consegue recuperar da perda deste grupo e que o limite pré-estabelecido para o desvio de frequência de ±1.5 Hz não foi violado, ficando a frequência mínima verificada logo após a saída da central geotérmica situada nos 48.72 Hz. A contribuição do dispositivo com C.R.R.F. é o motivo para este valor se manter controlado dentro dos limites, como será visível no gráfico seguinte. O regime transitório que segue os instantes da perturbação acompanha a subida de produção dos grupos térmico e hídrico. A frequência atinge os 49.8 Hz por volta 75 s, cerca de um minuto após a perturbação, pelo que esse instante marca o fim da contribuição do dispositivo em termos de potência ativa. É visível uma ligeira alteração na evolução da frequência, que depois se eleva até pouco acima do valor de referência, acabando por ir estabilizando. Fica já muito próximo dos 50 Hz por volta dos 4 minutos (240 s) de simulação. Veja-se agora o fundamento para esta resposta, na figura 5.17, através da evolução da produção dos elementos com capacidade de regulação nesta rede: O dispositivo com C.R.R.F., o grupo térmico e o grupo hídrico. 129 Figura 5.17 - Cenário B, Variante 5; Potência ativa fornecida pelos grupos térmico e hídrico e pelo dispositivo com C.R.R.F. No impacto imediato causado pela saída da central geotérmica, o dispositivo tem uma resposta praticamente instantânea, atingindo o seu máximo de 10 MW. Esta contribuição é decisiva para a manutenção de níveis aceitáveis na frequência. O grupo térmico responde no espaço de poucos segundos com uma subida de produção considerável, que vai gradualmente subindo numa evolução oscilatória até ao instante (t ≈ 75 s) em que a frequência atinge os 49.8 Hz. Aí o dispositivo com C.R.R.F. atinge o zero em termos de potência ativa. O grupo hídrico tem uma resposta significativamente mais lenta, embora com um comportamento mais suave que o térmico. Passando pouco mais de um minuto da perturbação verifica-se que a potência de ambos os grupos já mostra tendência a estabilizar, corroborando a evolução verificada na frequência. 130 5.3.2.4 – Conclusões Tendo em conta a resposta obtida face a esta perturbação no sistema, com as diferentes variantes de simulação, conclui-se que:  Os grupos da Central Hídrica e da Central Termoelétrica do Caldeirão conseguem estabilizar o sistema sem violação dos limites de frequência e tensão, desde que se tome a medida de cortar pelo menos 3 das 4 bombas em operação na Central Hídrica.  Porém, resolvido o problema de estabilidade, esta central fica a produzir 6.5 MW, quando se pretendia que, no período em questão, estivesse a armazenar energia. Nesse sentido, seria necessário voltar a ligar as bombas posteriormente e assim recolocar o panorama de exploração nos níveis que se verificavam antes da perturbação.  A inclusão do dispositivo com C.R.R.F. não é crítica neste caso, embora haja melhorias caso este esteja presente.  Caso se pretenda evitar o desligamento da bombagem, verificou-se que o sistema consegue recuperar desta perturbação nessa condição, mas aí o dispositivo com C.R.R.F. já se mostra absolutamente essencial. 5.3.3 – Conclusões globais dos cenários A e B Realizadas ambas as simulações dinâmicas acerca das perdas intempestivas dos grupos geradores térmicos e geotérmicos, separadamente, há algumas conclusões a retirar. O cenário A revelou a forte necessidade da inclusão de um dispositivo com capacidade rápida de responder a perturbações frequencimétricas, pois o grupo gerador que se perdeu era aquele que oferecia à rede as maiores garantias de estabilidade, nomeadamente o grupo térmico. Porém, no cenário B, embora a potência de geração que se perde seja significativamente superior, a presença do grupo térmico assegura o restabelecimento seguro dos parâmetros operacionais da rede, sem obrigatoriedade de inclusão do dispositivo regulador. Em ambos os casos, é imperial a realização do deslastre da carga equivalente da bombagem, como medida imediata de compensação perante o desequilíbrio de potência verificado na sequência da perda de grupos geradores. 131 5.4 – Avaliação preliminar da resposta do sistema face a curtocircuitos com consequente perda de grupos 5.4.1 – Cenário C: Curto-circuito impedante no barramento de 60 kV da Subestação do Caldeirão com saída de serviço permanente do único grupo térmico em funcionamento Este cenário passa pelo estudo de uma situação muito severa para este sistema elétrico: a ocorrência de um curto-circuito no barramento de 60 kV da Subestação do Caldeirão, que liga a Central Termoelétrica do Caldeirão à rede da ilha. Havendo somente um grupo térmico em operação, este sai de serviço permanentemente em consequência do defeito ocorrido. Este grupo constitui a resposta mais rápida que o sistema pode dar em termos de compensação de potência, daí a sua preponderância. É importante reforçar que estamos perante uma situação com grande risco de colapso para o sistema, quer ao nível da frequência, quer ao nível da tensão. Antes do defeito o grupo encontrava-se a produzir 9.4 MW de potência ativa. De forma a contribuir para que o sistema consiga recuperar desta adversidade, é feito um deslastre de carga imediato na bombagem que estaria a ser realizada na Central Hídrica. Porquê? Os curtocircuitos levam à subida da frequência, como se vê pelos resultados apresentados nas secções seguintes. Nesse sentido, o deslastre não sucede por subfrequência. As bombas são acionadas por motores de indução, cujo comportamento característico em situação de defeito é o elevado consumo de potência reativa. Tal situação iria agravar substancialmente as condições de tensão na rede, levando ao colapso de tensão. Mesmo considerando que o modelo elaborado não inclui os motores de indução, uma simulação preliminar realizada neste cenário sem retirar as bombas mostrou que o colapso de tensão sucede efetivamente, como mostra a figura 5.18. Figura 5.18 – Simulação preliminar; Tensão medida na Subestação do Caldeirão 132 É de assinalar que esta simulação inclui o dispositivo com C.R.R.F., cuja capacidade de injeção de potência reativa se mostra insignificante perante a severidade do defeito em termos de tensão. Adicionalmente, foi incluída a capacidade de sobrevivência dos parques eólicos a abaixamentos de tensão (ver secção 3.2.2.1). Este modo de funcionamento passa pelo desligamento do Parque Eólico dos Graminhais da rede durante o curto-circuito e os instantes seguintes. Ao ser religado, existe uma limitação derivativa que restringe que a taxa de variação da potência injetada na rede pelo parque não seja superior a 0.6 MW/s. É importante realçar que nesta situação de curto-circuito algumas simplificações assumidas na construção do modelo dinâmico desta rede elétrica implicam uma análise mais superficial dos resultados, servindo os mesmos particularmente para a observação de dinâmicas de rede e alguns comportamentos em especial. Tendo em conta o modelo utilizado e mesmo considerando o deslastre das bombas já explicado, verificou-se que um curto-circuito levaria à não-recuperação dos níveis de tensão, o chamado colapso de tensão. Tratando-se de uma situação crítica limite, que iria implicar o refinamento dos modelos utilizados, quer ao nível das cargas como ao nível da regulação de tensão, entre outras, optou-se por atenuar o defeito, considerando uma situação menos gravosa ainda assim conduz ao colapso de tensão na situação pós-defeito, na ausência de medidas de resolução. Algumas simulações preliminares permitiram identificar um valor para a impedância de curto-circuito, que levando a uma situação severa não implicariam necessariamente alterações no modelo. O valor definido para esta impedância foi 3 Ω. A parametrização do bloco que na plataforma MATLAB®/Simulink® permite simular um curto-circuito (Three-Phase Fault), que foi idêntica quer no cenário C, quer no cenário D, está demonstrada na figura 5.19. Figura 5.19 – Parametrização para os cenários C e D do bloco Three-Phase Fault em MATLAB®/Simulink® 133 De facto, já se concluiu nos cenários anteriores que o deslastre da bombagem é uma medida positiva face à perda do grupo térmico, pelo que as simulações a realizar irão incluir essa medida. Todavia, a severidade do defeito coloca o dispositivo com C.R.R.F. à prova, pelo que desta feita propõe-se a realização de duas variantes de simulação, variando a potência ativa nominal do dispositivo: 5 MW ou 10 MW. Da mesma forma, a potência reativa irá variar entre 5 MVar e 10 MVar, resultando as seguintes características de funcionamento. As características, apresentadas na figura 5.20, têm entre ambas as variantes a deadband em comum, variando o set-point de injeção/consumo máximos entre 5 e 10 MW ou MVar. A tabela 5.9 resume as variantes de simulação. Tabela 5.9 - Variantes de simulação para o cenário C Variante Deslastre Bombagem Características D.C.R.R.F. 1 Total P = [-10; +10] MW Q = [-10; +10] MVar 2 Total P = [-5; +5] MW Q = [-5; +5] MVar Note-se que a potência que deixa de ser produzida pela Central Termoelétrica do Caldeirão (9.4 MW) não é a mesma que é retirada da bombagem (10.8 MW), ou seja, o sistema ficaria com excesso de potência depois de estabilizar, necessitando por isso de mais carga para se obter o equilíbrio existente antes do defeito. Essa potência de carga seria, em primeira análise, Figura 5.20 - Dispositivo com C.R.R.F.: Características de funcionamento À esquerda: Potência ativa vs. Frequência; À direita: Potência reativa vs. Tensão