Redes ativas de MT - análise de um caso

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Redes ativas de MT - análise de um caso Nuno Cadavez Branco Malaquias Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Professor Doutor Fernando Pires Maciel Barbosa 25 de Julho de 2016 © Nuno Malaquias, 2016 Resumo Nos últimos anos, tem-se verificado uma mudança na análise e exploração das redes de distribuição de energia, impulsionada pelo aumento significativo da ligação de fontes de Produção Distribuída (PD), sobretudo de origem renovável. O aparecimento de novas tecnologias de PD mais eficientes e menos poluentes aliadas à necessidade da redução das emissões de gases com efeito de estufa conduziram ao aparecimento deste novo paradigma. As redes de distribuição deixaram de ser exploradas como redes passivas para serem exploradas como redes ativas de forma coordenada com o sistema a montante. O seu funcionamento convencional correspondia, apenas, à alimentação de cargas através de um fluxo de energia unidirecional, desde as subestações até aos diferentes consumidores. Com a ligação de unidades de PD, o trânsito de energia passou a ser bidirecional, existindo injeção de potência em diversos pontos da rede de distribuição, que altera a quantidade e a direção do fluxo de energia na mesma. A instalação de um grande número de fontes de PD na rede de distribuição provoca impactos significativos no seu funcionamento. A qualidade e a fiabilidade do fornecimento de energia elétrica podem ser melhoradas e assim contribuir para o desenvolvimento sustentável da sociedade moderna. No entanto, o aumento das fontes de PD provoca alguns impactos indesejáveis na rede de distribuição, e com o objetivo de minimizar esses impactos e maximizar a capacidade da rede em aceitar fontes de PD têm sido implementadas estratégias de planeamento e gestão da rede de distribuição. Nesta dissertação apresentam-se e analisam-se os impactos da ligação de fontes de PD às redes de Média Tensão (MT). São estudadas alterações ao nível do trânsito de potência, dos perfis de tensão, das correntes de defeito, das perdas, dos esquemas de proteção, da qualidade da energia, da estabilidade e da operação da rede. De modo a analisar alguns dos impactos, foram realizados estudos de trânsito de potências, através do software PSSE University 34, numa rede teste de MT de 20 kV. Simulou-se o funcionamento da rede sem e com a presença de instalações de PD em diversos pontos da rede e para diferentes cenários de operação. Avaliou-se o impacto resultante da integração de PD ao nível dos perfis de tensão, perdas ativas e congestionamentos nos ramos da rede. Palavras-chave: Energias Renováveis, Micro-Redes, Produção Distribuída, Redes de Distribuição Ativas, Redes Inteligentes de Energia. i ii Abstract Over the last years, we have seen a change in the analysis and exploitation of the distribution networks, driven by the significant increase on the connection of Distributed Generation (DG) units, mainly from renewable sources. The emergence of new DG technologies more efficient and less polluting allied to the need to reduce emissions of greenhouse gas led to the emergence of this new paradigm. Distribution networks are no longer exploited as passive networks to be operated as active networks in coordination with the upstream system. Its conventional operation corresponded only to load feedings through a unidirectional energy flow from the substations to the different consumers. With the connection of DG units, energy flow has become bidirectional, where there is power injection at various points of the distribution network, which changes the amount and direction of the energy flow in it. The installation of a large number of DG sources in the distribution network causes significant effects on its operation. The quality and reliability of electricity supply can be improved and thus contribute to the sustainable development of modern society. However, the increase in DG sources causes some undesirable impacts on the distribution network, and in order to minimize these impacts and maximize network capacity to accept DG sources, planning and management strategies of the distribution network have been implemented. In this thesis is presented and analysed the impacts of DG sources connection to the Medium Voltage (MV) networks. Changes at voltage profiles, fault currents, losses, protection schemes, power quality, network stability and operation are studied. In order to verify some of the impacts, power flow studies were performed in a 20 kV MV network through the PSSE University 34 software. The network operation was simulated with and without the presence of PD facilities in various points of the network and for different operating scenarios. Changes at voltage profiles, active network losses and branches congestions caused by the DG sources connection were analyzed. Keywords: Active Distribution Networks, Distributed Generation, MicroGrids, Renewable Energy, Smartgrids. iii iv Agradecimentos Ao meu orientador, Professor Doutor Fernando Pires Maciel Barbosa, agradeço a prontidão e a disponibilidade sempre demonstradas e as suas recomendações, sem as quais este trabalho não teria sido possível. Aos meus pais, que sempre me incentivaram e demonstraram a maior confiança em mim, os principais responsáveis por ter chegado aqui. À minha irmã e ao meu primo, pelos incentivos ao longo de todo o percurso e pela oportunidade e força que sempre me deram. Aos meus amigos mais próximos, pelo companheirismo e pelos momentos de lazer ao longo desta etapa da minha vida. A todas as pessoas que me apoiaram para concluir este ciclo da minha vida. Nuno Malaquias v vi “Let the future tell the truth, and evaluate each one according to his work and accomplishments. The present is theirs; the future, for which I have really worked, is mine.” Nikola Tesla vii xiv LISTA DE TABELAS Abreviaturas e Símbolos AT Alta Tensão BT Baixa Tensão DMS Distribution Management Systems ECS Energy Conversion Systems EMS Energy Management System FACTS Flexible AC Transmission System FER Fontes de Energia Renováveis MR Micro-Rede MT Média Tensão OLTC On Load Tap Changers ORD Operadores da Rede de Distribuição ORT Operadores da Rede de Transporte PD Produção Distribuída RDA Redes de Distribuição Ativas RED Recursos Energéticos Distribuídos SEE Sistema Elétrico de Energia SG Smart Grids TIC Tecnologias de Informação e Comunicação xv Capítulo 1 Introdução 1.1 Motivação A preocupação com as alterações climáticas e com a segurança do abastecimento, o aumento da procura de eletricidade, as dificuldades crescentes na construção de infraestruturas de distribuição e a necessidade de diversificação das fontes de energia conduziram à adoção de novas políticas energéticas que impulsionaram a integração de fontes de Produção Distribuída (PD) no Sistema Elétrico de Energia (SEE). Inicialmente, estas fontes eram instaladas, apenas, ao nível da Alta Tensão (AT) e da Média Tensão (MT), sendo maioritariamente fontes eólicas, porém com a evolução das tecnologias de PD, atualmente, são instaladas também ao nível da Baixa Tensão (BT) através da ligação de unidades de menor potência. O conceito tradicional do SEE era caracterizado pela sua produção centralizada e transporte de energia dos níveis superiores da rede para os consumidores nos níveis inferiores, onde a energia fluía de forma unidirecional. A inserção das fontes de PD levou à alteração da forma de exploração das redes de distribuição, passando de uma exploração passiva, para alimentação de cargas, a uma exploração ativa, alterando assim o paradigma de operação e organização do SEE. Neste novo paradigma, a PD está presente em vários níveis (MT e BT) das redes de distribuição, tendo um papel ativo na gestão e operação da rede, tornando, porém, estas atividades mais complexas, uma vez que exige novos mecanismos de gestão e controlo de forma a garantir o correto funcionamento das redes e coordenação efetiva entre estas e as unidades de PD. 1.2 Objetivos da Dissertação Os principais objetivos desta dissertação foram definidos como: • Análise das Redes de Distribuição Ativas (RDA) e dos sistemas de gestão e controlo que permitem uma integração eficaz de unidades de PD nas redes de distribuição; • Estudo do impacto da ligação de fontes de Produção Distribuída (PD) às redes de distribuição, em particular às redes de Média Tensão (MT); 1 2Introdução • Análise do funcionamento de uma rede de teste de MT, através da realização de várias simulações (trânsito de potências) com e sem fontes de PD (eólica, fotovoltaica e de cogeração), de forma a comparar as alterações ao nível dos perfis de tensão nos barramentos, das perdas ativas na rede e dos congestionamentos nos ramos; • Análise crítica dos resultados obtidos. 1.3 Estrutura da Dissertação A dissertação encontra-se organizada em cinco capítulos e dois anexos. O presente capítulo apresenta a motivação para a abordagem ao tema, os principais objetivos propostos e a estrutura da dissertação. No Capítulo 2 é abordada a evolução do SEE com a integração da PD. São apresentados as vantagens e os desafios à crescente penetração de PD, as alterações provocadas no SEE e os desenvolvimentos na gestão e controlo das redes de distribuição que permitem a integração deste tipo de fontes. No capítulo 3 é efetuada uma análise detalhada aos impactos da integração de PD nas redes de distribuição. No Capítulo 4 é apresentada a análise aos principais resultados obtidos no estudo da rede de teste. No Capítulo 5 são apresentadas as principais conclusões da dissertação e as sugestões de trabalho futuro proporcionado pelo tema. No Anexo A encontram-se os dados relativos à rede de teste de MT utilizada. No Anexo B encontram-se os diagramas típicos de carga e de geração utilizados para modelizar as diferentes simulações. Capítulo 2 A Evolução das Redes de Distribuição 2.1 Introdução O desenvolvimento das tecnologias de produção de energia elétrica, a progressiva redução dos seus custos e os incentivos à sua utilização, através da adoção de programas ambiciosos por parte de vários governos para combater, principalmente, as elevadas emissões de CO2, têm contribuído para o crescente interesse na ligação de unidades de geração às redes de distribuição de MT e BT, geralmente designadas por unidades de Produção Distribuída (PD) [1]. Os SEE modernos foram desenvolvidos segundo a estrutura representada na figura 2.1. Figura 2.1: Organização de um Sistema Elétrico de Energia Convencional [2]. A organização tradicional do SEE seguia uma estrutura hierárquica com três níveis diferentes: produção, transporte e distribuição. A produção era caracterizada por centrais de produção de energia elétrica de grande capacidade, baseadas, maioritariamente, em três tecnologias: hídrica, 3 4A Evolução das Redes de Distribuição térmica e nuclear. Estes centros produtores forneciam energia elétrica, através dos transformadores presentes nos geradores, a um sistema de transporte a AT. A rede de transporte, que podia cobrir longas distâncias, era usada para transportar a energia elétrica a ser entregue aos consumidores finais, através de transformadores de distribuição, presentes nas subestações. Ou seja, estas subestações tinham a capacidade de transformar a energia, de AT para MT, para abastecer os consumidores finais de MT ou para ser enviada, através da rede MT, para os postos de transformação, que tinham como principal função transformar a energia, de MT para BT, e realizar o abastecimento elétrico do consumidor final. Como resultado, o SEE convencional era caracterizado por fluxos unidirecionais de energia (rede passiva), desde a produção (na MAT) até aos níveis de distribuição (na BT), tornando as abordagens de planeamento e operação do sistema mais simples [3]. A estrutura convencional de um SEE oferecia diversas vantagens: as grandes centrais de produção podiam funcionar eficientemente e com o auxílio de um reduzido número de pessoas; as redes de transporte permitiam minimizar as necessidades de reserva dos geradores e despachar, a qualquer momento, as centrais mais eficientes; grandes quantidades de energia podiam ser transportadas a longas distâncias com um número limitado de perdas elétricas; por fim, as redes de distribuição podiam ser planeadas para fluxos unidirecionais de energia e dimensionadas para receber apenas cargas de consumidores [2]. Apresentavam, porém, alguns inconvenientes: as fontes de energia tinham uma elevada dependência dos combustíveis fósseis (petróleo e/ou carvão) usados na produção de energia elétrica, o que resultava em grandes impactos ambientais; os elevados investimentos necessários para a construção de novas infraestruturas de transporte e distribuição; o facto de se tratar de uma estrutura hierárquica, afetava a fiabilidade do SEE, uma vez que a avaria num nível superior poderia afetar um elevado número de consumidores, caso não houvesse uma considerável capacidade de reserva; por último, a longa distância entre as centrais de produção e os locais de consumo implicava um elevado investimento na instalação e manutenção de grandes redes de transporte, assim como originava uma elevada quantidade de perdas. A crescente dependência de vários países por combustíveis fósseis importados, a instabilidade política internacional que tem afetado os preços dos recursos energéticos e a segurança do abastecimento energético, juntamente com as preocupações ambientes e os problemas com o aquecimento global comprometeram este paradigma energético convencional. A energia é a base do desenvolvimento económico, e estes problemas podem afetar o crescimento económico e o bem-estar de biliões de cidadãos espalhados pelo mundo inteiro. O desenvolvimento da PD e de tecnologias de produção de energia elétrica a partir de fontes de energia renovável são assim essenciais para atingir objetivos como a redução da emissão de gases de estufa, a melhoria na eficiência energética e o aumento do consumo de energia a partir de fontes de energia renováveis. A PD e as Fontes de Energia Renováveis (FER) possuem um vasto conjunto de tecnologias (por exemplo geradores eólicos, painéis fotovoltaicos, células de combustível e microturbinas) indicadas para fornecimento de energia elétrica no local do consumidor. Para se atingirem estes objetivos, contudo, é necessário que as redes elétricas estejam preparadas para a receção e integração de um elevado número deste tipo de tecnologias. Este novo cenário corresponde a uma mudança no paradigma do setor 2.2 Conceito de Produção Distribuída 5 elétrico, onde a produção de energia elétrica deixará de ser predominantemente centralizada, para passar a adotar tecnologias de geração inofensivas para o meio ambiente. A exploração correta da PD pode trazer vantagens adicionais, visto que pode contribuir para a redução dos investimentos nas redes de transporte e de distribuição, redução das perdas na rede de distribuição e prestação de serviços de suporte da rede. A reestruturação do setor elétrico que se tem verificado mundialmente tem levado à separação das companhias tradicionais do setor, verticalmente integradas, por áreas de atividade (Produção, Transporte, Distribuição e Comercialização), favorecendo o acesso livre às redes e contribuindo para a criação de mercados competitivos, onde os consumidores podem escolher o serviço elétrico mais adequado. Contudo, do ponto de vista técnico, a integração de elevados níveis de PD nas redes de distribuição pode ter impactos negativos, tais como: alteração do perfil de tensão do sistema, aumento da potência de curto-circuito, aumento dos níveis de distorção harmónica, estabilidade de operação e possibilidade de funcionamento em modo isolado. Quando a capacidade instalada de PD é suficientemente pequena, os impactos na rede de distribuição não requerem uma especial atenção por parte das companhias do setor. Por outro lado, a integração de elevados níveis de PD tornou fundamental investigar e solucionar os problemas resultantes deste novo fenómeno, de modo a aproveitar os benefícios da PD, garantindo igualmente uma boa performance do sistema, com índices de fiabilidade e qualidade aceitáveis [1]. 2.2 Conceito de Produção Distribuída Apesar de atualmente este tema já não ser novo, não existe uma definição mundialmente aceite para o conceito de Produção Distribuída (PD). T. Ackermann et al. (2001) [4] elaboraram um trabalho que propõe uma definição geral considerando os vários fatores que necessitam de ser discutidos de modo a definir PD: • Objetivo; • Localização; • Capacidade de produção; • Dimensão da área a receber a energia elétrica; • Tecnologia; • Impacto ambiental; • Modo de operação; • Proprietário; 6A Evolução das Redes de Distribuição • Integração da PD; Esta definição de PD especifica que se trata de uma fonte de produção de energia elétrica ligada diretamente à rede de distribuição ou a um consumidor local. Como esta definição não refere a capacidade de produção, visto que depende de condições técnicas da rede elétrica que está ligada, como por exemplo o nível de tensão, especifica também diferentes categorias de PD [4]: • 1 W ≤Micro < 5 kW; • 5 kW ≤Pequena < 5 MW; • 5 MW ≤Média < 50 MW; • 50 MW ≤Grande < 300 MW. Jenkins et al. [2] enumeram algumas características comuns da PD: • Não planeada de forma centralizada; • Não despachada de forma centralizada; • Capacidade de produção inferior a 50-100 MW; • Geralmente ligada à rede de distribuição. G. Pepermans et al. (2005) [5] também afirmam que não existe um consenso quanto à definição geral de PD, facto confirmado pela CIRED (International Conference and Exhibition on Electricity Distribution), que realizou um questionário, em 1999, a vários países membros. Alguns países definem PD como a produção de energia elétrica que se encontra ligada ao nível de tensão mais baixo, outros consideram que a PD está ligada às redes que alimentam diretamente as cargas dos consumidores, outros definem-na com base no facto de utilizarem fontes de energia renovável, cogeração ou produção que não é possível ser despachada. A CIGRE (International Conference on Large High Voltage Electric Systems) possui também um grupo de trabalho que se dedica ao estudo da PD. Este grupo de trabalho define PD como sendo todas as unidades de geração com uma capacidade máxima de 50 MW para 100 MW, geralmente ligadas à rede de distribuição elétrica e que não sejam nem planeadas nem despachadas de forma centralizada. Estes autores referem também a definição de PD, segundo a IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), que é toda a produção de energia elétrica gerada por instalações suficientemente pequenas em relação às instalações de produção centrais, de modo a permitir a integração em qualquer ponto da rede. A IEA (International Energy Agency) [6] define PD como uma central de produção de energia elétrica para servir o consumidor no local ou oferecer suporte à rede de distribuição, estando ligada à rede em níveis de tensão associados à distribuição. Refere como tecnologias habituais de PD pequena as microturbinas, pilhas de combustível e sistemas fotovoltaicos, excluindo a energia eólica, pois refere que esta forma de energia é produzida em grandes parques eólicos, em lugar de satisfazer as necessidades locais dos consumidores. 2.2 Conceito de Produção Distribuída 7 Willis e Scott [7] definem PD como sendo a aplicação de pequenos geradores com capacidade, tipicamente, entre 15 kW e 10 MW, espalhados pelo sistema elétrico, para fornecer energia elétrica aos consumidores, incluindo aqueles geradores que se encontrem em funcionamento em locais isolados e não ligados à rede. Como se pode constatar pela literatura analisada, estão disponíveis várias definições de PD, tendo em consideração os fatores referidos anteriormente, nomeadamente, a capacidade de produção, localização na rede e tipo de tecnologia utilizada. Neste trabalho o conceito de PD entendido vai de encontro ao apresentado por T. Ackermann et al. (2001), sendo então PD considerada consoante a sua ligação e localização e não considera a capacidade de produção, tal como é apresentado, por exemplo, pela definição do CIGRE. 2.2.1 Vantagens da PD O questionário realizado pela CIRED abrangeu representativos de 17 países, onde questionou quais eram as principais políticas impulsionadoras da PD. As respostas incluíram [2]: • Redução da emissão de gases (principalmente CO2); • Eficiência energética ou uso racional da energia; • Políticas de desregulação ou competição; • Diversificação das fontes de energia; • Requisitos nacionais de energia. O relatório da CIGRE apresentou resultados semelhantes, mas com especial enfâse em considerações comerciais, tais como [2]: • Disponibilidade de instalação produtora modular; • Facilidade em encontrar locais para pequenos geradores; • Tempos de construção curtos e reduzidos custos de uma pequena instalação produtora; • A produção pode estar localizada próxima da carga, o que pode reduzir os custos de transporte. O impacto ambiental é um fator importante na consideração de qualquer esquema elétrico, e existe uma preocupação generalizada àcerca da emissão de gases a partir de combustíveis fósseis. Muitos governos têm programas para suportar a exploração de recursos energéticos renováveis, que incluem energia eólica, micro-hidroelétrica, solar fotovoltaica, do gás de aterro, do lixo municipal e da biomassa. A cogeração ou Combined Heat and Power (CHP) aproveita os desperdícios de calor, provenientes de instalações produtoras de energia térmica, tanto para processos industriais como para aquecimento de espaços, sendo um processo estável de aumentar a eficiência energética total. O 14 A Evolução das Redes de Distribuição gerir as contingências e as condições de emergência que ocorrem na rede, através da regulação de mais variáveis de controlo [12]. Durante os anos 90, os fabricantes que desenvolviam as plataformas SCADA começaram a integrar funções de Energy Management Systems (EMS), tais como estimação de estado e análise de contingências, típicas na supervisão e controlo de instalações produtoras e de redes de transporte, nas funções típicas de DMS. Estes sistemas híbridos EMS/DMS foram especificamente desenvolvidos para redes mistas de transporte e de distribuição, tipicamente instaladas em grandes cidades. A crescente penetração dos RED, particularmente de fontes renováveis, requer uma evolução no paradigma de funcionamento das redes de MT. A potência de saída dos vários tipos de RED pode ser eficientemente agendada, de modo a atingir objetivos operacionais compatíveis com a sustentabilidade dos sistemas energéticos que podem ser considerados como unidades despacháveis. Basicamente, no passado, toda a pequena e média produção foi tratada como não despachável, significando que toda a energia elétrica produzida era simplesmente injetada na rede sem possibilidade de controlo. A maior preocupação dada às questões de sustentabilidade tem conduzido ao evitar de potenciais desperdícios de energia tais como, por exemplo, o facto de que a geração, de algumas instalações de energias renováveis que produzem, mas não conseguem armazenar energia, é pedida para ser reduzida quando são violados os limites da rede. RDA são sistemas de distribuição elétrica, onde níveis significativos de penetração de RED têm sido atingidos. Para o caso de RED despacháveis, o método usual de connect and forget pode ser substituído pela adoção de um avançado DMS. Assim cada RED torna-se, dentro dos limites de capacidade, um sujeito ativo das regulações da rede e um meio de controlo importante para o funcionamento da rede. O motivo final é tirar partido dos RED despacháveis para a exploração dos recursos energéticos disponíveis e para melhorar a qualidade de serviço. Para a operação ativa das redes de distribuição, o melhoramento do DMS é necessário de modo a coordenar o agendamento de ambos os RED despacháveis e o equipamento de regulação, como os reguladores de tomadas de transformadores em carga (OLTC) [13]. A implementação das RDA possibilita o melhoramento da fiabilidade do fornecimento e a redução da emissão de gases de estufa, contudo, impõe também um conjunto de questões técnicas e regulatórias que necessita de ser, cuidadosamente, considerado. A PD, principalmente baseada em energias renováveis, possui um elevado grau de incerteza devido à intermitência das fontes de energia primárias e às políticas de operação flexíveis. As RDA requerem a implementação de equipamentos eletrónicos modernos e tecnologias de comunicação, levando ao que atualmente se denomina de Smart Grids. Os equipamentos inteligentes inseridos na rede permitem um vasto controlo do sistema durante distúrbios e indisponibilidades na produção, como por exemplo o restauro do equilíbrio oferta-procura através de esquemas no lado da procura. Na RDA, o ORD pode interagir com a PD e controlar a produção de energia ativa e reativa. Além disso, programas de resposta da procura estão sendo estimulados de modo a providenciar capacidade elétrica durante períodos críticos da procura. Nos programas de resposta da procura, os consumidores recebem um 2.3 Redes de Distribuição Ativas 15 pagamento pela capacidade que é disponibilizada durante eventos de interrupção do fornecimento. Os benefícios económicos podem, assim, induzir os consumidores a aderir a estes programas e usar uma pequena fonte de produção privada para alimentar a sua carga. Todas estas características trazem uma enorme incerteza à procura a ser considerada no planeamento do sistema. Por todos estes motivos, as RDA necessitam de metodologias de planeamento flexíveis e inteligentes de modo a explorar adequadamente a integração da PD e da resposta da carga, enquanto satisfazem as restrições de qualidade e fiabilidade. Torna-se assim necessário que estas metodologias representem as incertezas da produção e do consumo, de forma a planear um sistema seguro e fiável [14]. Se a PD integrada na rede de distribuição ultrapassar certos níveis, construir redes que suportem todas as cargas e unidades de PD com a existente qualidade de serviço poderá ser muitas vezes expendioso e ineficiente. Integrar a grande quantidade de PD bem como os sistemas de armazenamento inerentes, exigirá novas soluções tecnológicas e uma evolução da regulação para os vários intervenientes na rede. O planeamento e operação das redes necessitam de ser revistos de modo a se poder implementar a integração da PD. De entre os diferentes aspetos a ter em consideração aquando da integração da PD são de referir [15]: • Planeamento e operação da rede –Coordenação entre o ORD e o ORT; –Gestão da capacidade através de interações comerciais; –Os ORD devem coordenar os novos serviços de sistema, como por exemplo permitir o fornecimento de energia proveniente dos recursos de PD e definir códigos de rede (contribuição da PD para o controlo da tensão e da energia reativa); –Critério mínimo de ligação dos recursos de PD. • Trocas de informação –Trocas de informação disponibilizadas de forma estruturada e organizada em tempo real ou próximo do tempo real. • Desenvolvimentos técnicos na rede –Melhoria da monitorização, controlo e proteção das redes de MT e BT. A gestão ativa das redes de distribuição é vista como a solução para a integração, economicamente viável, da PD nas redes de distribuição. Este paradigma está em contraste com a atual abordagem connect and forget. Técnicas de gestão ativa possibilitam ao ORD maximizar o uso dos circuitos existentes aproveitando as vantagens do despacho do gerador, do controlo de transformadores em carga, dos reguladores de tensão, da gestão da potência reativa e da reconfiguração do sistema de uma forma integrada. A gestão ativa das redes de distribuição contribui para equilibrar a produção com o consumo e com toda a variedade de operações, para além da capacidade de transporte, requerida para 16 A Evolução das Redes de Distribuição manter a estabilidade e segurança da rede. No futuro, os DMS podem providenciar monitorização em tempo real e controlo em nós chave da rede, através da comunicação com controladores do gerador, cargas e equipamentos controláveis da rede, tais como compensadores reativos, reguladores de tensão e reguladores de tomadas de transformadores em carga (OLTC). A estimação de estado, modelação em tempo real da potência, fluxo de cargas, níveis de tensão, taxa e duração das avarias e medidas de segurança podem ser usados para tomar as decisões mais corretas [8]. Osoftware de controlo do DMS tem dois blocos funcionais: estimação de estado e controlo do agendamento, representados na figura 2.3: Figura 2.3: Diagrama de blocos do software de controlo do DMS [8]. O bloco de estimação de estado utiliza parâmetros elétricos e a topologia da rede, modelos das cargas e medições em tempo real de modo a calcular uma estimação de estado da rede. As medições de entrada compreendem as medições locais e da rede. Estes dados são depois enviados para o bloco de controlo do agendamento, que os utiliza para o vetor de estado do sistema que será utilizado para o controlo de todos os equipamentos ligados à rede. Este vetor foi calculado tendo em consideração, nomeadamente, todas as restrições e todos os contratos. Onetwork data input compreende a topologia da rede e os parâmetros elétricos. O pseudo measurement input fornece valores para todas as quantidades, que não são medidas, necessárias para o estimador de estado. O constraints input compreende três tipos de restrições [8]: • Restrições da instalação primária, por exemplo capacidade máxima do gerador distribuído; • Limites de controlo, por exemplo número máximo de posições da tomada do OLTC; • Restrições da rede, por exemplo limites de tensão. Ocontracts input compreende detalhes dos contratos, de serviços da rede, entre o ORD e os proprietários de: • Geradores distribuídos; • Cargas controláveis; • Compensadores de potência reativa; 2.4 Conceito de Smart Grid 17 • Relés automáticos de controlo de tensão. A gestão ativa tem a função de facilitar a competição e o crescimento da pequena produção. Para além disso, os ativos de distribuição existentes devem ser maximizados de modo a minimizar os custos para os consumidores [8]. É possível observar na figura 2.4 um exemplo de uma rede de distribuição com PD: Figura 2.4: Exemplo de uma rede de distribuição ativa [16]. Esta rede tem muitas características que diferem de uma rede típica de distribuição passiva. Primeiro, o fluxo de potências não é unidirecional. A direção do trânsito de potências e os valores de tensão na rede dependem da procura e da potência injetada. Segundo, os geradores distribuídos dão aso a uma variedade de correntes de curto-circuito e por isso requerem sistemas de proteção complexos e definições de coordenação, de modo a proteger a rede. Terceiro o fluxo de potência reativa na rede pode ser considerado independente dos fluxos de potência ativa. Por último, muitos tipos de unidades de PD são implementados na rede através de equipamentos eletrónicos, e podem por isso injetar harmónicos na rede. Esta figura demonstra também um sistema de controlo de DMS (DMSC) que acede às condições da rede e toma medidas para controlar as tensões e trânsitos de potências da rede. O DMSC recebe as medidas da rede e envia sinais aos equipamentos sob o seu controlo. As ações de controlo podem ser regulação das tomadas do transformador em carga, alterar a saída da PD e absorver/injetar potência reativa [16]. 2.4 Conceito de Smart Grid Redes elétricas estabelecidas maioritariamente no séc.XX fornecem energia desde grandes centrais geradoras até à rede de transporte. A rede de transporte é usada para transportar a energia elétrica, por vezes durante longas distâncias e, através de vários transformadores até aos circuitos 18 A Evolução das Redes de Distribuição finais que alimentam os consumidores. Esta parte do sistema elétrico (grandes centrais geradoras e a rede de transporte) possui boas comunicações para assegurar uma boa operação, possibilitar as transferências nos mercados de energia, manter a fiabilidade e segurança e facilitar a integração dos geradores e dos circuitos de transporte. O controlo é assegurado por sistemas automáticos que preveem o funcionamento dos geradores e das redes de transporte durante grandes distúrbios. Por outro lado, o sistema de distribuição é caraterizado, apesar de muito extenso, por ser maioritariamente passivo com pouca comunicação e limitado a controlos locais. Com exceção de cargas grandes, não há monitorização, em tempo real, da tensão disponibilizada ou da corrente entregue às cargas. Para além do básico fornecimento de energia, existe pouca interação entre as cargas e a rede. A revolução a que se tem assistido nos sistemas de comunicação, particularmente estimulada pela internet, oferece a possibilidade de uma maior monitorização e controlo espalhado pelo sistema elétrico e, assim, um funcionamento mais efetivo, flexível e económico. A Smart Grid é uma oportunidade de usar as novas TIC para revolucionar o SEE. Devido às dimensões e aos investimentos que foram feitos ao longo dos anos nestas redes convencionais, qualquer alteração será dispendiosa e requer justificações apropriadas. A gestão eficaz das cargas e a redução das perdas e dos desperdícios de energia necessita de informação precisa. A elevada percentagem de renováveis ligadas à rede requer que seja tida em consideração de modo a que haja um equilibrio entre a oferta e a procura. Os equipamentos inteligentes são assim um elemento importante da SG pois conseguem providenciar dados sobre as cargas e sobre os trânsitos de potência presentes na rede. Com a monitorização da rede, é possível saber o seu estado de funcionamento bem como atuar em situações de emergência, levando à concretização dos objetivos finais de usar a energia de forma mais eficiente e de produzir eletricidade com a redução das emissões de CO2para a atmosfera, nocivas para o clima [16]. Atualmente os sistemas de produção e de distribuição de energia elétrica enfrentam desafios, que conduzem a vários esforços de investigação, com o objetivo de aumentar e reforçar o uso de FER. De acordo com as metas ambientais internacionais estabelecidas, a integração de FER nas redes pode diminuir a dependência destas de combustíveis fósseis e oferecer opções energéticas limpas para reduzir as emissões poluentes na atmosfera. A longo prazo, contribuirão para mitigar os impactos das alterações climáticas. Este novo paradigma exigirá novos métodos de otimização para o despacho dos recursos energéticos, uma vez que eles são integrados na rede em conformidade com os standards de ligação, o mercado e as restrições de operação. A estabilidade, fiabilidade e o custo das FER são aspetos que têm que ser tidos em conta. A tecnologia das SG pode suportar a integração das FER nos SEE [17]. As SG serão as redes de distribuição do futuro. Segundo Jenkins o conceito de SG combina várias tecnologias, soluções de utilizador final e aborda um número alargado de políticas e regulamentos. Não existindo uma única definição, este autor apresenta algumas definições [16]: • The European Technology Plataform define Smart Grid como uma rede elétrica que integra, de forma inteligente, todos os utilizadores ligados a ela (produtores, consumidores e aqueles que realizam estas duas tarefas) de modo a fornecer eficientemente eletricidade sustentável, económica e segura; 2.4 Conceito de Smart Grid 19 • De acordo com o US Department of Energy, a Smart Grid usa tecnologia digital para aumentar a fiabilidade, segurança e eficiência (económica e energética) do sistema elétrico desde a grande produção, passando pelas redes de transporte e distribuição até aos consumidores finais tendo em consideração o crescente número de PD e recursos de armazenamento de energia. Uma definição abrangente do conceito de SG, apresentada num relatório da EPRI (Electric Power Research Institute), é a seguinte [18]: • O termo Smart Grid pode ser entendido como a sobreposição dos sistemas unificados de comunicação e controlo, à infraestrutura de energia elétrica existente, para providenciar a informação correta para a entidade correta (equipamentos de uso final, sistemas de controlo T&D, consumidores, etc.), no instante correto, para tomar a decisão correta. É um sistema que otimiza o fornecimento de energia, minimizando perdas de várias naturezas, é autorecuperável, e possibilita o surgimento de uma nova geração de aplicações energeticamente eficientes. SG é a modernização do SEE de modo a que seja capaz de monitorizar, proteger e otimizar automaticamente o funcionamento dos elementos presentes, desde a produção, passando pela rede de alta tensão e o sistema de distribuição até aos consumidores finais tais como utilizadores industriais, sistemas de automação, instalações de armazenamento de energia, veículos elétricos e consumidores finais. A SG é a integração de sistemas TIC nas redes de transporte e distribuição, tal como é possível observar na figura, que representa uma SG: 20 A Evolução das Redes de Distribuição Figura 2.5: Exemplo de uma Smart Grid [19]. A SG fornece energia aos consumidores através de tecnologia digital bidirecional que possibilita uma gestão mais eficiente da energia entregue aos consumidores bem como um uso mais eficiente da rede para permitir identificar e corrigir os desequilíbrios entre a oferta e a procura e detetar falhas num processo de autocorreção que melhora a qualidade de serviço e impulsiona uma maior fiabilidade e redução dos custos. A visão emergente de SG aborda um vasto grupo de aplicações, que incluem software, hardware e tecnologias que possibilitem integrar, interagir e inovações de controlo inteligentes. Algumas das tecnologias e práticas de negócio que permitem o desenvolvimento das SG incluem [20]: • Medidores inteligentes; • Gestão dos dados medidos; • Sistemas de comunicação integrados; • Tecnologias de informação e back office computing; • Segurança de dados; • Equipamentos de armazenamento de energia; • Resposta por parte da procura; 2.4 Conceito de Smart Grid 21 • Produção distribuída; • Energias renováveis. As caraterísticas principais atribuídas à SG são [21]: • Autorecuperação: capacidade de automaticamente detetar, analisar, responder e restaurar falhas na rede; •Empowerment do consumidor: habilidade de incluir os equipamentos e comportamento dos consumidores nos processos de planeamento e operação da rede; • Tolerância a ataques externos: capacidade de mitigar e resistir a ataques físicos e cyberataques; • Qualidade de energia: prover energia com a qualidade exigida pela sociedade digital; • Acomodar uma grande variedade de fontes: capacidade de integrar de forma transparente (plug and play) uma variedade de fontes de energia de várias dimensões e tecnologia; • Reduzir o impacto ambiental do sistema produtor de eletricidade: reduzindo perdas e utilizando fontes de baixo impacto ambiental; • Viabilizar e beneficiar-se de mercados competitivos de energia: favorecer a microprodução. Estas caraterísticas poderão ser alcançadas através da introdução das seguintes áreas de inovação tecnológica [21]: • Automação e controlo digital da rede elétrica, utilizando controlos eletrónicos inteligentes, capazes de antecipar-se às perturbações e corrigi-las antes que as mesmas ocorram; • Introdução de medição inteligente com a capacidade de funcionar como um portal inteligente do consumidor que permitirá a disponibilização de sinais de preço e outras informações; • Integração de um grande número de fontes de produção e armazenamento de energia de pequena e média capacidade, intermitentes ou contínuas, permitindo ao consumidor comprar e vender energia da rede. A viabilização do conceito de SG é possível através das seguintes áreas tecnológicas [21]: • Dispositivos de Eletrónica de Potência: dispositivos capazes de controlar o sistema de energia elétrica com a velocidade e precisão dos microprocessadores, porém atuando em níveis de potência muito maior; 22 A Evolução das Redes de Distribuição • PD e Microprodução: localização da produção próxima ao uso final, com potencial para melhorar a fiabilidade e segurança de comunidades e consumidores individuais; • Dispositivos de Armazenamento de Energia: melhoram a alimentação das cargas sensíveis a flutuações na qualidade de energia da rede; • Sistema Integrado de Comunicação: permite comunicação instantânea entre todos os equipamentos críticos do sistema, permitindo a monitorização, controlo e correção; • Sensores: redes de sensores inteligentes. 2.4.1 A implementação das Smart Grids Desde aproximadamente 2005 que tem havido um aumento no interesse pela SG. Além de possibilitarem a modernização das redes e a diminuição da dependência de fontes não renováveis e poluentes, existem também outros motivos específicos que têm estimulado o uso de SG por vários países [16]: 1. Envelhecimento e reduzida capacidade das redes Por exemplo, nos EUA e em muitos países da Europa os sistemas elétricos expandiram-se muito rapidamente e muitas das redes de transmissão e distribuição estão envelhecidas e a necessitarem de serem substituídas. Em muitos países a implementação de novas linhas aéreas, necessárias para satisfazer a crescente procura e ligar as fontes de energia renovável, têm sido adiadas por mais de 10 anos devido a dificuldades em obter direitos de utilização e ambientais. Algumas das linhas de transporte e distribuição têm funcionado perto da sua capacidade máxima e algumas das possíveis fontes renováveis sem possibilidade de se ligarem. Há assim necessidade de desenvolver métodos mais inteligentes de aumentar dinamicamente a capacidade de transporte das linhas e redirecionar o trânsito de potências para linhas menos sobrecarregadas. 2. Restrições térmicas As restrições térmicas das linhas e equipamentos das redes de transporte e distribuição existentes são o limite final para a sua capacidade de transferência de energia. Quando um equipamento conduz corrente acima da sua capacidade térmica, este sobreaquece e o seu isolamento deteriora rapidamente. Isto leva a uma redução da esperança de vida do equipamento e a um aumento de ocorrência de incidentes. As restrições térmicas dependem de condições ambientais, que variam ao longo do ano. Por isso, o uso de limites dinâmicos pode aumentar, por vezes, a capacidade dos circuitos. 3. Restrições operacionais A produção de energias renováveis (por exemplo, energia eólica ou energia solar fotovoltaica) é tão variável que não é possível prever com exatidão num determinado número de horas antes. Além disso, uma grande central produtora de energia através de combustíveis 2.4 Conceito de Smart Grid 23 fósseis pode demorar até 6 horas para se ligar. Assim, manter a frequência do sistema e o equilíbrio entre a oferta e a procura dentro de limites torna-se difícil. Possíveis soluções para este problema são utilizar geradores, parcialmente ocupados, como reserva ou através do armazenamento de energia, contudo os custos serão muito maiores. Por isso, os operadores das redes estão cada vez mais à procura de respostas à frequência e aos serviços de reserva exigidos por parte das cargas. É previsto, no futuro, que a eletrificação dos sistemas de aquecimento domésticos (para reduzir as emissões de CO2) e o carregamento dos veículos elétricos, levará à existência de cargas flexíveis com grande capacidade. Isto ajudaria a manter a estabilidade da rede, reduzir a necessidade de se recorrer a geradores, parcialmente ocupados, como reserva e ao reforço da rede. 4. Segurança no fornecimento As sociedades modernas requerem cada vez mais uma maior fiabilidade no fornecimento de energia, à medida que mais cargas críticas são adicionadas. A abordagem tradicional para aumentar a fiabilidade era instalar circuitos redundantes adicionais, com consideráveis custos e impactos ambientais. A abordagem da SG é utilizar uma reconfiguração pós-falha, inteligente, de modo que depois da avaria na rede, é mantido o fornecimento de energia aos clientes e ao mesmo tempo é evitado um uso expendioso de vários circuitos que utilizam apenas parte da sua capacidade máxima durante uma pequena parte da sua vida. 5. Iniciativas nacionais Muitos governos nacionais como a China, Japão, Reino Unido, Estados Unidos da América e de países pertences à União Europeia estão a encorajar as iniciativas de SG como uma forma económica de modernizar as suas infraestruturas do sistema elétrico ao mesmo tempo que permitem a integração de recursos energéticos com baixo teor em carbono. O desenvolvimento da SG também é visto em muitos países como uma oportunidade económica/comercial importante para desenvolver novos produtos e serviços. Com o contexto macroeconómico a pressionar fortemente o setor elétrico, existe uma mudança de paradigma neste setor, que através das SG, nomeadamente, transformará extensivamente as redes elétricas de modo a responder aos novos desafios [22]: • Abordagem centrada nos consumidores: novos serviços de valor acrescentado, planos de preços inovadores, bidirecionalidade na interação dos consumidores na rede, pressão nos preços, etc.; • Liberalização dos mercados: induzindo concorrência e flexibilidade nas tarifas, novos produtos e serviços, concorrência transnacional, etc.; • Modulação da procura - analisando picos de consumo, contribuindo para o alinhamento entre a oferta e procura de energia; 30 A Evolução das Redes de Distribuição • Utilização de Informação direta de PMUs: monitorização e controlo de desfasamento angular, oscilações inter-áreas, estabilidade de tensão, etc. Automação da Distribuição Os sistemas de distribuição são aqueles que estão sendo mais beneficiados pela tecnologia SG. A principal área de aplicação é a utilização de medição eletrónica, onde os medidores eletrónicos acrescentam uma série de novas funcionalidades ao antigo contador de KWh, constituindo-se em um Smart Meter, o qual abre a possibilidade de inovações importantes [21]: • AMR (Automatic Meter Reading): é um sistema coletor automático de dados de medidores de energia e de transferência destes para um sistema centralizado de processamento de dados. Este sistema economiza nas despesas com pessoal para leitura e transcrição de dados de consumo de energia e proporciona maior precisão na informação. A transmissão da informação pode ser realizada por diferentes redes de comunicação, incluindo sistemas wireless, PLC (Power Line Communications), etc.; • AMI (Advanced Metering Infrastructure): representa um avanço em relação ao AMR pois, além de guardar as informações, o sistema também permite analisar a procura e influir na resposta da procura através da disponibilização de sinais de preço e atuação em dispositivos nas instalações dos consumidores. Para tal, o sistema requer a comunicação da informação nos dois sentidos, entre o comercializador e as instalações do consumidor e vice-versa, e um sistema de processamento de dados mais elaborado; • Deteção e isolamento automático de avarias, reconfiguração e restauração de serviço; • Controlo coordenado de tensão e energia reativa; • Integração da PD e da microprodução. Automação das Subestações As subestações constituem pontos de ligação da rede elétrica, nos quais ocorrem importantes operações de controlo e proteção, além de serem utilizadas também como pontos de aquisição de medidas e informações sobre o estado dos equipamentos. Até há pouco tempo, essas funções eram exercidas por sistemas distintos de monitorização, controlo e proteção, tais como o sistema SCADA, medidores, relés e oscilógrafos. A tendência atual é para a integração dessas funções através de tecnologia baseada em [21]: • Dispositivos Eletrónicos Inteligentes: capazes de produzir dados operacionais e para fins comerciais, com múltiplos canais de comunicação, múltiplas aplicações e protocolos; • Padronização: utilização de protocolos padrões de comunicação e transferência de dados tais como IEC 61850, CIM, XML, etc.; 2.4 Conceito de Smart Grid 31 • Comunicações: utilização de fibras óticas e sistemas wireless, baseados no protocolo IP. Esta tecnologia de automação das subestações tem um papel importante na aplicação da SG, porque permite a implementação de estratégias distribuídas de monitorização, controlo e proteção sistémica da rede [21]. Integração dos Prosumidores (Consumidor/Produtor) e AMI Como já foi citado, um dos principais benefícios da introdução da SG é o empowerment do cliente da rede de energia elétrica. Esta mudança de papel é proporcionada, do ponto de vista tecnológico, pela introdução dos medidores inteligentes e do sistema AMI acima referidos. Modificações na estrutura regulatória e tarifária são também necessárias para a viabilização do novo paradigma. Os principais pontos da mudança de paradigma são [21]: • Sistemas de PD, microprodução e cogeração, capazes de reduzir substancialmente o consumo visto pela rede e, eventualmente, fornecer energia para a mesma; • Capacidade de controlar e otimizar a procura, e a produção local, através da Internet e de outros mecanismos de comunicação e processamento de informações; • Resposta em tempo real a sinais de preços da energia e solicitações de redução da procura para auxiliar a segurança do sistema da concessionária. 2.4.3.3 Impactos das Smart Grids no projeto das Redes de Distribuição Tecnologias como os medidores digitais avançados, automação distribuída, sistemas de comunicação e RED têm certamente um papel importante nos sistemas de distribuição futuros. As seguintes tecnologias poderão ter implicações no projeto das futuras redes de distribuição [23]: 1. AMI (Advanced Metering Infrastructure) A SG utilizará modernos medidores digitais em todas as localizações com serviços de consumidor. Estes medidores terão comunicação bidirecional, capacidade de ligar e desligar serviços remotamente, obter formas de ondas, monitorizar tensão e corrente, e suportar o uso esperado e em tempo real das infraestruturas. Estes medidores estarão na mesma localização que os medidores atuais e por isso não terão nenhuma implicação na topologia atual das redes. Estes medidores produzirão, contudo, uma grande quantidade de dados disponíveis para a operação e planeamento, o que pode ser potencialmente utilizado para se obter uma maior fiabilidade e melhor gestão dos ativos. Porventura a área onde estes medidores avançados terão um maior efeito será nas funções de tempo real. As funções de tempo real tenderão a equalizar a alimentação dos sistemas de distribuição e a permitir uma resposta automática por parte da procura através da interface com aplicações inteligentes. 2. Automação distribuída 32 A Evolução das Redes de Distribuição A automação distribuída refere-se às funções de monitorização, controlo e comunicação localizadas no alimentador. Estes equipamentos podem por exemplo interromper falhas de corrente, monitorizar correntes e tensões, comunicar entre eles e reconfigurar automaticamente o sistema para restaurar a alimentação aos consumidores. Esta capacidade para restaurar rapidamente e flexivelmente uma rede interligada de alimentadores é uma componente chave da SG, mas requere que os componentes da distribuição tenham capacidade para aceitar a transferência, e que o sistema de proteção consiga isolar apropriadamente uma falha na nova topologia reconfigurada. Estes dois tópicos têm impacto no projeto do sistema. A SG não tenta apenas ligar as subestações aos consumidores ao preço mais baixo. Em vez disso, a SG é um sistema que permite, rapidamente e flexivelmente, ser reconfigurado. Os futuros sistemas de distribuição serão projetados antes como uma rede integrada de linhas de distribuição, com a rede a ser ligada a várias subestações. Assim, o projeto de redes de distribuição muda o seu foco nos alimentadores para o foco num sistema de alimentadores interligados. 3. RED Para níveis baixos de penetração (cerca de 15% do pico de procura ou menos), os RED não têm um grande impacto no projeto do sistema, desde que possuam uma devida proteção no ponto de interligação. A SG tem o potencial de ter grandes e flexíveis fontes de RED. Neste caso, o sistema de distribuição começa por parecer-se com o sistema de transporte e necessita de considerar questões de projeto semelhantes, como trânsitos de potências não radial e crescentes falhas de corrente. Outras questões de projeto estão relacionadas com a capacidade do sistema de distribuição de operar isolado, de aliviar as restrições nos trânsitos de potências e de operar em conjunto como uma virtual power plant. 2.5 Conceito de Micro-Rede As alterações verificadas no ambiente regulatório e de operação do tradicional sistema elétrico e o emergir de pequenos sistemas de produção como as microturbinas criaram novas oportunidades para a produção local de energia elétrica por parte dos consumidores de eletricidade. Neste contexto, a progressiva integração dos RED, neste caso pequenos geradores, dispositivos de armazenamento, cargas controláveis e interfaces de eletrónica de potência, assumem-se como uma opção promissora para responder às necessidades crescentes de fornecimento de energia com ênfase na fiabilidade e na qualidade da energia fornecida [3]. O conceito de MR foi originalmente criado pelo CERTS (Consortium for Electric Reliability Technology Solutions), que propôs em 2002 que o potencial dos pequenos RED para satisfazer as necessidades de fornecimento de energia aos consumidores poderia ser melhor aproveitado se os mesmos fossem organizados segundo um conceito de Micro-Rede. Este conceito assumia uma agregação de cargas e de microfontes como um sistema único capaz de fornecer energia elétrica e aquecimento. As microfontes deveriam ser maioritariamente baseadas em eletrónica de potência 2.5 Conceito de Micro-Rede 33 de forma a fornecerem a flexibilidade de controlo necessária para garantir a operação como um sistema único. Esta flexibilidade de controlo permitiria à MR apresentar-se à rede de energia principal como uma unidade única, controlável, que responderá às necessidades energéticas locais de fiabilidade e segurança [24]. Segundo a literatura em [10] MR são pequenas redes BT que incorporam tecnologia de cogeração (CHP), projetadas para abastecer eletricidade e aquecimento às cargas de pequenas comunidades, tais como pequenos subúrbios, universidades, escolas, áreas comerciais, zonas industriais ou municípios. A MR é essencialmente uma rede de distribuição ativa, uma vez que é um aglomerado de sistemas PD e de diferentes cargas ao nível da tensão de distribuição. Os geradores ou microfontes presentes numa MR são normalmente RED renováveis ou não convencionais integrados conjuntamente para produzir energia. Do ponto de vista operacional, as microfontes devem ser equipadas com interfaces eletrónicas de potência para providenciar a flexibilidade necessária para o funcionamento como um sistema único agregado e para manter a qualidade da energia especificada. Esta flexibilidade de controlo permite à MR apresentar-se à rede de distribuição principal como uma única unidade controlável que satisfaz as necessidades locais de fiabilidade e segurança. A MR apresenta uma característica particular, uma vez que pode operar em dois modos [3]: •Modo Normal - Interligada com a Rede de Distribuição: a MR estará eletricamente ligada à rede de distribuição MT ou BT, sendo total ou parcialmente alimentada por esta, ou encontrando-se a injetar potência na mesma; •Modo de Emergência - Isolada da Rede de Distribuição: em caso de interrupção da rede de distribuição, por defeito ou para operações de manutenção, a MR deverá ter capacidade de funcionar em modo isolado, o que permitirá alimentar as respetivas cargas. Figura 2.9: Arquitetura geral de uma Micro-Rede [3]. 34 A Evolução das Redes de Distribuição A arquitetura geral do conceito de MR encontra-se representada na figura 2.9. O MGCC (Microgrid Central Controller) possui um conjunto de funções cruciais e pode ser visto como a interface entre a MR e a rede de distribuição principal. Cada microfonte e cada dispositivo de armazenamento é controlado localmente por um MC (Microsource Controller) responsável pela gestão dos níveis de produção de energia ativa e reativa. A cada carga encontra-se ligado um LC (Load Controller) capaz de controlar os níveis de consumo da mesma através da aplicação de um conceito de interruptibilidade. De modo a assegurar o funcionamento apropriado do sistema é necessário que estes dois tipos de controladores estejam em permanente comunicação entre eles e com o MGCC, controlador este responsável por diversas funções de gestão técnica e económica da MR, incluindo recolha de informação relativa às microfontes e às cargas e definição de set-points para os LC e MC. Simultaneamente, é esperado que o MGCC consiga estabelecer algum tipo de comunicação com o DMS, localizado a montante na rede de distribuição [3]. As características técnicas de uma MR são adequadas para o fornecimento de energia a zonas remotas de um país onde o fornecimento energético proveniente do sistema elétrico nacional é difícil de aproveitar, devido à topologia da rede, à frequência de interrupções originadas pelas condições atmosféricas ou a distúrbios causados pelo homem. Do ponto de vista da rede, a principal vantagem da MR é que é considerada como uma entidade controlável dentro do sistema elétrico. Pode funcionar com uma única carga, sendo fácil de controlar e indo de encontro às regras e regulamentos da rede sem afetar a fiabilidade e segurança do sistema elétrico. Do ponto de vista dos consumidores as MR são benéficas para satisfazer localmente as suas necessidades elétricas e de aquecimento. Elas podem fornecer energia ininterruptamente, melhorar a fiabilidade local, reduzir as perdas nas linhas e oferecer suporte à tensão local. Do ponto de vista ambiental, as MR reduzem a poluição ambiental e o aquecimento global através da utilização de tecnologias com baixa emissão de CO2. Para atingir um funcionamento estável e seguro, um conjunto de questões técnicas, regulatórias e económicas têm que ser resolvidas de modo a que as MR se possam tornar mais comuns. Problemas que necessitam de atenção são por exemplo a natureza intermitente e a dependência das condições climatéricas por parte da produção das RED e a falta de standards e de regulamentos para a operação das MR em sincronismo com o sistema elétrico. Estes problemas podem, porém, ser encarados e resolvidos pelos institutos de engenharia e investigação presentes em vários locais do mundo [10]. 2.6 Conclusões Ao longo dos últimos anos, o aumento da dependência de energia elétrica associado a um conjunto de fatores ambientais, comerciais e regulatórios levaram a que unidades de produção de energia elétrica, designadas por unidades de Produção Distribuída (PD), começassem a ser ligadas às redes de distribuição de MT e BT. Fatores como a necessidade de reduzir a emissão de gases de estufa, a limitação à construção de novas linhas de transporte e de grandes instalações de produção convencionais, a necessidade de melhorar a qualidade, fiabilidade e segurança do fornecimento de 2.6 Conclusões 35 energia elétrica, entre outros fatores, estão por detrás do crescimento da PD e da sua integração na operação e planeamento do SEE. A recente liberalização do mercado elétrico permitiu aumentar a concorrência no setor, uma vez que criou as condições favoráveis para o aumento do número de produtores de menor escala e, consequentemente, para o aumento do número de unidades de PD presentes nas redes de distribuição. A integração total de fontes de PD e do lado da procura na operação do SEE juntamente com a transformação do modo de operação das redes de distribuição de passivo, com um fluxo de energia unidirecional alimentado pela rede de transporte, para ativo, com um fluxo de energia bidirecional, possibilitou que a PD deslocasse não apenas a energia fornecida pela produção centralizada como também a sua controlabilidade, tornando-se uma alternativa à necessidade de reforço das redes. Neste novo cenário de exploração ativo, surgiu a necessidade de encontrar metodologias de planeamento flexíveis e inteligentes capazes de efetuar uma gestão ativa da rede, de modo a explorar adequadamente a integração da PD e o lado da procura, enquanto satisfazem as restrições de qualidade e fiabilidade. A presente revolução que se tem assistido nos sistemas de comunicação, particularmente estimulada pela internet, levou ao aparecimento do conceito de Smart Grid, que faz uso de soluções avançadas das TIC para oferecer a possibilidade de uma maior monitorização e controlo espalhados pelo SEE e assim um funcionamento mais efetivo, flexível e económico. A progressiva integração de pequenas unidades de PD (como por exemplo as microturbinas), dispositivos de armazenamento, cargas controláveis e interfaces de eletrónica de potência conduziram à criação de um conceito de Micro-Rede capaz de responder às necessidades crescentes de fornecimento de energia com ênfase na fiabilidade e na qualidade da energia fornecida. 36 A Evolução das Redes de Distribuição Capítulo 3 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT 3.1 Introdução Com a crescente ligação de fontes de Produção Distribuída (PD) às redes de distribuição, é fundamental que os impactos resultantes sejam avaliados ao pormenor, de forma a que as unidades de PD sejam integradas de modo a não causar degradação da qualidade e da fiabilidade do fornecimento de energia elétrica bem como do controlo das infraestruturas do SEE. Apesar da PD ser uma opção viável para satisfazer as crescentes necessidades de abastecimento elétrico, a sua ligação à redes de distribuição origina um conjunto de implicações técnicas, comerciais e regulatórias, que necessitam de ser encaradas antes da ligação, caso contrário, estas implicações têm capacidade suficiente para prevenir o desenvolvimento deste tipo de fontes nas redes de distribuição. Tendo em conta as características de funcionamento da rede de distribuição e as características da PD, os impactos resultantes da integração da PD também podem ser positivos, contudo, não há garantia que estes sejam totalmente alcançados, devido ao facto de que muitas fontes de PD pertencem a produtores independentes, e não ao proprietário da rede, e são caracterizadas por um elevado nível de incerteza, como por exemplo as fontes de energia fotovoltaica e eólica. As redes de distribuição foram concebidas para operarem com fluxos de energia unidirecionais desde as altas até às baixas tensões, em vez de acomodarem elevados níveis de penetração de PD. A ligação de fontes de PD às redes de distribuição dá origem a impactos técnicos negativos, dependentes de fatores como o ponto de ligação da PD, capacidade da PD e tipo de interface de ligação utilizada. Este capítulo apresenta uma análise bibliográfica dos impactos técnicos associados à integração da PD nas redes de distribuição, em particular de MT. Os impactos a analisar serão os seguintes [1; 2; 25]: • Impacto no Trânsito de Potências bidirecional; 37 38 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT • Impacto nos Perfis de Tensão; • Impacto nas Correntes de Curto-Circuito; • Impacto nas Perdas; • Impacto nos Esquemas de Proteção; • Impacto na Qualidade da Energia; • Impacto na Estabilidade; • Impacto na Operação. 3.2 Impacto no Trânsito de Potências bidirecional O trânsito de potências é a ferramenta mais básica e mais importante para o estudo da operação, planeamento e análise da segurança do SEE. Tal como foi referido anteriormente, a ligação de PD nas redes de distribuição conduziu a uma mudança de paradigma no modo de exploração das redes de distribuição. O trânsito de potências na tradicional rede de distribuição radial, desde a fonte até ao utilizador, caracterizava-se por ser unidirecional, contudo a integração de PD nas redes de distribuição alterou a estrutura das redes e o trânsito de potências deixou de ser unidirecional desde a subestação até às cargas, como é possível visualizar na Figura 3.1. Com a integração da PD, o fluxo de energia passa assim a ser bidirecional. As redes de distribuição deixam de ter apenas trânsitos de potência no sentido dos consumidores, para passarem a suportar fluxos de potência, também em sentido contrário, de modo a escoar a produção de energia no local [26]. 3.3 Impacto nos Perfis de Tensão 39 Figura 3.1: Exemplo de um sistema de produção centralizado unidirecional (esquerda) e de um sistema bidirecional com PD (direita) [27] . Apesar deste novo modo de exploração impôr adicionais requisitos de segurança, tal como não se exceder a capacidade de transporte das linhas e implementar adequados dispositivos de proteção, a produção da PD pode trazer benefícios para a exploração do sistema. A sua utilização pode ser proveitosa para efetuar controlo da tensão e frequência e também diminuir as perdas, dependendo da localização, capacidade da PD, quantidade de cargas na rede e da topologia da rede, entre outros fatores [27]. 3.3 Impacto nos Perfis de Tensão Como referido anteriormente, as redes de distribuição foram, originalmente, concebidas para transferir a energia proveniente da rede de transporte e distribuí-la aos consumidores. O fluxo de energia era assim unidirecional até ao consumidor, e por isso a tensão da rede decrescia desde a subestação até ao ponto de ligação do consumidor. Com a introdução da PD na rede de distribuição, o pressuposto de ocorrer queda de tensão ao longo do feeder de distribuição já não é válido, em todas as circunstâncias. Em situações de reduzida carga e elevada produção de energia elétrica, o fluxo de potências pode ser revertido tendo como consequência um aumento da tensão ao longo do feeder ou em partes deste. 46 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT • Se o valor de pelo menos uma das cargas for inferior ao valor de produção de cada uma das unidades de PD, mas o valor de consumo total das cargas é superior ao valor de produção de cada uma das unidades de PD, e se o valor de produção total das unidades de PD for inferior ao dobro do valor de consumo total das cargas, então a PD não tem qualquer impacto, positivo ou negativo, sobre as perdas; • Caso contrário, as perdas na rede de distribuição irão aumentar. No que concerne ao nível de penetração e dispersão da PD, o impacto nas perdas tem um comportamento designado frequentemente por "curva da banheira", ilustrado na figura 3.4. De um modo geral, para níveis de penetração da PD baixos as perdas diminuem, contudo, para níveis de penetração altos as perdas tendem a aumentar, e podem mesmo ser superiores comparativamente com casos sem presença de PD nas redes, sendo que este efeito é mais dominante para níveis de dispersão baixos das unidades de PD. É também possível obter valores mínimos das perdas ativas em situações com níveis de penetração altos, se as unidades de PD estiverem suficientemente dispersas e houver capacidade suficiente de produção de energia de reativa [34]. 3.5 Impacto nas Perdas 47 Figura 3.4: Valores das perdas totais numa rede teste para vários níveis de penetração e dispersão da PD [34]. O tipo de tecnologia dos geradores da PD condiciona também o impacto nas perdas, uma vez que tem influência sobre o padrão de produção de energia. Por exemplo, as turbinas eólicas têm um menor impacto positivo sobre as perdas, devido à sua intermitência na produção de energia, apresentando uma grande variabilidade ao longo do tempo, não tendo um perfil de produção sincronizado com os consumos de eletricidade, produzindo assim impactos mais significativos nas perdas [35]. Outro fator que condiciona a influência da PD sobre as perdas é a sua capacidade para controlar a potência reativa produzida, sendo que este tipo de controlo favorece a redução de perdas [35]. A presença de inversores e de geradores síncronos contribuem para a compensação da energia reativa, devido ao seu elevado fator de potência [36]. As características e o modo de operação das redes de distribuição condicionam também a influência dos geradores da PD sobre as perdas elétricas. O tipo de redes (subterrânea, aérea) e o tipo de cargas (residencial, comercial, industrial, serviços, etc.) são fatores relevantes. 48 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT 3.6 Impacto nos Esquemas de Proteção Dependendo das características da PD (potência, modo de operação e tecnologia usada), da localização da PD e da configuração da rede, o impacto da PD na proteção de sobreintensidades pode variar, por isso a PD terá um impacto no esquema de proteção da rede de distribuição [27]. Os conflitos entre a PD e os esquemas de proteção são, habitualmente, devido a [37]: • Aumentos inesperados das correntes de curto-circuito; • Falta de coordenação no sistema de proteção; • Ineficácia na religação da linha após o defeito, usando dispositivos de religação automática e linhas difíceis de realimentar; • Isolamento indesejado e ação intempestiva das interfaces de proteção dos geradores. A ligação de PD às redes de distribuição pode então afetar o correto funcionamento do sistema de proteção. Tradicionalmente, as redes de distribuição foram concebidas segundo uma configuração radial, possibilitando a adoção de esquemas de proteção relativamente simples, uma vez que o fluxo de corrente era unidirecional. A introdução da PD veio alterar os fluxos de potência e consequentemente obrigar a uma verificação do correto funcionamento e coordenação dos sistemas de proteção. Nesta nova realidade, alguns defeitos podem não ser detetados pelos atuais sistemas de proteção ou a sua atuação pode exigir o isolamento de partes da rede desnecessariamente, como por exemplo os feeders vizinhos que não foram afetados pelo defeito. A presença de unidades de PD também não deve prevenir o correto funcionamento de esquemas de religação manual ou automático que possam ser implementados na rede de distribuição. O estudo caso a caso é requerido para determinar se o sistema de proteção funcionará corretamente após a inserção da unidade de PD, caso contrário, a segurança dos equipamentos e das pessoas fica em risco e a qualidade da energia degrada-se. Outro aspeto importante está relacionado com a própria proteção da unidade de PD. A proteção da instalação de PD deve ser assegurada e normalmente exige o uso de esquemas de proteção internos. Estes esquemas devem estar coordenados com o sistema de proteção geral da rede de distribuição. Os esquemas de proteção internos são usados para proteger contra defeitos internos e para evitar o funcionamento da PD em modo isolado, o que não é permitido devido a questões técnicas, de segurança e regulatórias [1]. A proteção do gerador da PD a defeitos internos é geralmente bastante simples. A corrente de defeito que circula na rede de distribuição é usada para detetar o defeito. Nas áreas rurais, um problema comum é assegurar que haverá uma corrente de defeito adequada da rede para possibilitar uma atuação rápida dos relés ou fusíveis. A proteção da rede de distribuição a correntes de defeito provenientes dos geradores da PD é geralmente mais complexa. Os geradores de indução não conseguem fornecer uma corrente de defeito sustentada a um defeito trifásico, e a sua contribuição sustentada para defeitos assimétricos é limitada. Pequenos geradores síncronos requerem sistemas de excitação sofisticados e circuitos 3.6 Impacto nos Esquemas de Proteção 49 de força de campo para providenciar uma corrente de defeito sustentada imediatamente abaixo do seu valor de corrente para um fator de carga unitário. Por isso, em algumas instalações é necessária a proteção da rede de distribuição para eliminar qualquer falha e isolar a unidade de PD, onde só depois os sistemas de proteção internos desta atuarão. Esta técnica pouco usual é denominada sequential tripping, mas é necessária devido à incapacidade de alguns geradores da PD em fornecer correntes de defeito adequadas para os esquemas de proteção convencionais [2]. Pela análise da literatura em [37] pode-se afirmar que os dispositivos de proteção instalados a jusante do último gerador não conseguem "ver"a corrente de defeito causada por uma avaria a montante dos próprios dispositivos; contudo, em caso de um defeito a jusante dos dispositivos de proteção não haverá qualquer problema com a coordenação, podendo suportar a maior corrente de defeito originada pela presença da PD. Por outro lado, os dispositivos de proteção instalados a montante dos geradores "veem"as correntes de defeito, independentemente da localização do defeito em relação às proteções. Em particular, se a zona de defeito é a montante das proteções, existem duas possibilidades [37]: • Os dispositivos de proteção "veem"a mesma corrente de defeito e, por isso, pode deixar de haver coordenação entre as proteções; • Os dispositivos de proteção "veem"correntes diferentes, havendo assim possibilidade de se manter a coordenação. Dependendo do valor das correntes de defeito que circulam em cada uma das proteções. Como resultado, do ponto de vista do planeamento, é preferível ter geradores, que contribuem fortemente para as correntes de defeito, instalados a montante dos geradores que contribuem menos. A solução para estes problemas não se deve basear somente na opção, rígida, das características de proteção escolhidas durante a fase de planeamento [37]. De modo a acomodar a ligação da PD, as infraestruturas de redes têm adotado alguns requerimentos simples de ligação dos geradores. O sistema de proteção deve desligar, fiavelmente, a PD da rede em várias circunstâncias. Relés de proteção devem desligar automaticamente o gerador em casos onde ocorre perda de fornecimento de energia, defeitos shunt no sistema, distúrbios originados pelo sistema e condições anormais de funcionamento. Os principais problemas de proteção da rede de distribuição originados pela integração de PD são os seguintes: •Stress dos equipamentos de proteção O nível de defeito em qualquer ponto do sistema elétrico aumenta quando uma fonte de produção ou uma máquina rotativa de potência considerável são adicionadas. Os efeitos I2tsão mais severos na proximidade da fonte adicionada [38]. A PD, nomeadamente a que utiliza geradores síncronos, pode aumentar o valor da corrente de defeito que circula pelos disjuntores, interruptores e fusíveis. Algumas redes de distribuição já terão locais onde estes dispositivos já estarão no seu limite para suportar as correntes de defeito provenientes do funcionamento normal da rede. Se estas situações não forem identificadas, os equipamentos de proteção podem vir a ter ainda mais falhas [39]; 50 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT •Dessensibilização do relé A ligação de PD à rede de distribuição tende a reduzir a sensibilidade dos relés de proteção durante as condições de defeito. A contribuição do sistema a montante e da PD para o defeito no fim da zona de proteção de cada equipamento de proteção entre o sistema a montante e a PD deve ser verificada para assegurar a proteção no fim da linha. Pode ser necessário equipamento adicional de proteção, se o dispositivo de proteção ficar dessensibilizado a um ponto que não consegue mais detetar as falhas no fim da sua zona de proteção [38]; •Nuisance tripping Nuisance tripping refere-se à separação de PD ou de qualquer disjuntor devido a defeitos ocorridos fora da sua zona de proteção. Pode ser causado por correntes de magnetização ou transitórias associadas a certos equipamentos elétricos, principalmente motores, transformadores, solenoides e condensadores de grande dimensão [38]. A PD é suposta desligar-se quando deteta alguma situação anormal na rede, sendo usada a tensão como ferramenta de deteção. Defeitos nos feeders adjacentes criam, porém, tensões muito semelhantes a defeitos no feeder da PD e é difícil discriminar. O resultado usual é a PD ser desligada também, especialmente quando se encontra perto da subestação [39]. Para evitar o nuisance tripping, as correntes de defeito em zonas críticas devem ser calculadas e os relés dimensionados de forma a manter um tempo de coordenação adequado entre os vários equipamentos de proteção [38]; •Sympathetic tripping A PD alimenta os defeitos no feeder adjacente através do disjuntor presente no feeder onde se encontra. Muitos dos feeders não possuem relés de sobreintensidades com sensibilidade direcional, do pode resultar na atuação do disjuntor do feeder da PD devido a defeitos ocorridos noutras zonas do sistema, efeito este denominado como sympathetic tripping [39]; •Impactos na religação automática Muitas das redes de distribuição MT possuem um grande número de linhas aéreas e maior parte dos defeitos nestas são temporários, onde os equipamentos de proteção utilizados são equipados com dispositivos de religação automáticos [37]. A religação automática é um método muito comum e eficaz para eliminar os defeitos temporários. Na prática, quando o arco de defeito é interrompido, a avaria desaparece sozinha sem qualquer intervenção exterior e assim o sistema pode ser restaurado imediatamente através da religação do dispositivo de proteção. A PD pode continuar a operar durante o intervalo em que o dispositivo de religação se encontra aberto, alimentando assim a corrente de defeito o que pode evitar a extinção do arco de defeito, levando a uma religação sem êxito, e o defeito que seria apenas temporário passa a ser permanente. Ao evitar uma religação bem sucedida a PD pode deteriorar a fiabilidade da rede. As unidades de PD devem ser desligadas antes da religação, de modo a que haja tempo suficiente para a extinção do arco. Caso contrário, o arco reacenderá imediatamente após a religação. Outro aspeto refere-se ao facto de que enquanto as 3.7 Impacto na Qualidade da Energia 51 unidades de PD não se encontram separadas da rede durante o intervalo em que que o dispositivo de religação se encontra aberto, os geradores da PD podem acelerar ou desacelerar de modo a que a religação ocorra no momento em que as tensões da parte da rede isolada e da parte principal da rede se encontram com um elevado desfasamento. Nesta condição, elevadas tensões são aplicadas nos contactos dos disjuntores, sendo mais severas quando o disjuntor liga um sistema com terra a um sistema sem terra, podendo surgir sobretensões, sobreintensidades e elevados binários mecânicos [38]; •Isolamento não intencional Isolamento não intencional ocorre quando uma parte da rede de distribuição fica isolada do resto da rede, porém continua a ser alimentada pelas unidades de PD ligadas nela. Pode ocorrer devido a uma ação do disjuntor ou a uma desenergização do feeder para manutenção. A operação isolada das unidades de PD deve ser evitada por duas razões [38]: –Efeitos negativos na tensão, frequência e qualidade da energia; –Um gerador isolado complica a religação automática e a interrupção manual; De modo a atingir um nível de segurança e fiabilidade adequado nas existentes redes de distribuição, é necessário prevenir o isolamento indesejado da PD, e por isso são necessárias proteções anti-isolamento. Estas proteções são especificamente requeridas nos regulamentos de ligação adotados em vários países, que estabelecem que a PD deve ser desligada da rede em caso de anomalias na tensão ou frequência e quando uma ou mais fases são desligadas da rede; se existir religação automática, as unidades de PD devem desligar-se antes da primeira religação. Os métodos anti-isolamento podem-se classificar da seguinte forma [37]: –Medição local de várias quantidades elétricas; –Medição local das características do sistema; –Desestabilização em caso de isolamento; –Comunicação remota das condições da rede. 3.7 Impacto na Qualidade da Energia O conceito de qualidade da energia diz respeito à interação entre a rede e os seus consumidores. A qualidade da energia é uma das questões mais importantes devido à evolução que tem existido nos equipamentos eletrónicos e nas máquinas existentes no mercado. Estes equipamentos foram concebidos para receber energia dentro ou perto de certos parâmetros de tensão e frequência, e a ocorrência de desvios nestes valores pode provocar falhas de funcionamento ou danificar os equipamentos, reduzindo consequentemente os níveis de qualidade da energia [40]. Os problemas inerentes à qualidade da energia estão relacionados com a continuidade de serviço (que está diretamente relacionada com a fiabilidade) e com a qualidade da onda de tensão 52 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT que é entregue aos consumidores. As unidades de PD podem ter um impacto positivo, na medida em que podem reduzir o número e a duração das interrupções do fornecimento de energia elétrica aos consumidores, desde que seja possível a estas abastecer as cargas durante as interrupções ou funcionarem em modo de isolamento na rede. De qualquer forma, as unidades de PD podem ter um impacto negativo na fiabilidade do sistema: por exemplo, se ocorrer um defeito interno numa unidade de PD que leve à atuação das proteções da rede e à interrupção do fornecimento de energia elétrica de vários consumidores que não estejam diretamente relacionados com a fonte de PD afetada [1]. O efeito da PD na qualidade da energia depende, mais concretamente, de vários fatores [41]: • Tipo de PD; • Modo de ligação da PD com a rede; • Tamanho da unidade de PD, do seu modo de operação e da flutuação produzida; • Capacidade total da PD em relação à rede; • Tamanho da unidade de PD em relação à carga no ponto de ligação; • Modo de regulação da tensão no feeder. De um modo geral, a geração de reserva e o fornecimento de energia elétrica no local do consumidor providenciadas pela PD melhoram a qualidade da energia do SEE. Contudo, alguns conflitos podem surgir quando as unidades de PD, de vários tipos e tecnologias, são integradas na rede de distribuição. Os principais problemas que podem ser encontrados são [1; 41]: • Sustentação das interrupções do fornecimento de energia elétrica; • Interferência na regulação da tensão; • Variações de tensão; • Efeito de flicker; • Emissões de harmónicos. O impacto destes fenómenos depende, em grande parte, da potência de curto-circuito no ponto de ligação o que, para redes fracas, representa um dos principais fatores limitadores para a potência de PD admissível na rede. O impacto depende, ainda, da tecnologia utilizada pela PD, sobretudo dos meios de acoplamento para realizar a ligação à rede. Ligações realizadas através de eletrónica de potência, por exemplo, podem ajudar a limitar ou até a evitar variações de tensão ou efeitos de flicker mas, por outro lado, podem, também, conduzir a um aumento da emissão de harmónicos [1]. 3.7 Impacto na Qualidade da Energia 53 3.7.1 Sustentação das interrupções do fornecimento de energia elétrica Maior parte dos geradores da PD foram instalados na rede para servir de geração de reserva ou para cobrir as contingências quando parte do sistema de abastecimento elétrico se encontrasse fora de serviço, o que contribui, significativamente, para a melhoria da fiabilidade. Contudo, nem todas as tecnologias de PD são capazes de efetuar estas tarefas, como por exemplo, uma PD de origem renovável que possua um inversor sem qualquer tipo de controlo e que não tenha capacidade de armazenamento, pode não ser capaz de funcionar em modo isolado [41]. 3.7.2 Interferência na regulação da tensão Os geradores síncronos são capazes de providenciar potência ativa e reativa, e assim podem ser usados para efetuar a regulação da tensão nas redes de distribuição onde se encontram ligados. O conflito pode surgir, contudo, devido à interferência destes geradores com os existentes equipamentos de regulação da tensão presentes na rede. Sistemas de comunicação e controlo específicos são então requeridos para ultrapassar este conflito e permitir aos geradores síncronos funcionarem corretamente em conjunto com os equipamentos de regulação de tensão da rede [41]. 3.7.3 Variações de tensão Devido à elevada variabilidade na produção e à natureza estocástica do recurso, fontes de PD baseadas em recursos de origem renovável podem conduzir, em diferentes situações, a variações de tensão [1]. A capacidade da PD para contrariar as variações de tensão depende das suas características e da sua localização [41]. Grandes geradores síncronos podem ajudar a suportar a tensão e a reduzir as variações de tensão, pois permitem ser ligados à rede com graus de distúrbio desprezáveis, desde que sejam tomadas todas as precauções para uma correta sincronização [2]. 3.7.4 Efeito de Flicker A PD pode causar o efeito de flicker, que é a sensação de instabilidade na intensidade luminosa por parte dos utilizadores, devido ao arranque de geradores de indução ou às flutuações de potência resultantes da variabilidade do recurso das fontes de PD [41]. 3.7.5 Emissões de harmónicos Como já foi referido, embora a utilização de conversores eletrónicos de potência contribua para a melhoria da qualidade da energia, através da redução das elevadas variações de tensão, este tipo de equipamentos são os principais responsáveis pela introdução de harmónicos na rede associados à PD. As fontes de PD que utilizam geradores síncronos também são fontes de harmónicos, dependo do modo de conceção dos enrolamentos e do sistema de terras [41]. 54 Impacto da Produção Distribuída nas Redes de Distribuição de MT 3.8 Impacto na Estabilidade Tradicionalmente, o planeamento das redes de distribuição não necessitava de considerar problemas de estabilidade, uma vez que a rede era passiva e radial, e mantinha-se estável durante maior parte das circunstâncias originadas por uma rede de transporte já estável por si mesma. À medida que os níveis de penetração de PD nas redes aumenta, questões relacionadas com a estabilidade das unidades de PD e a sua capacidade de suportar distúrbios são cada vez mais importantes [27]. Para as unidades de PD cujo único objetivo é fornecer eletricidade apenas e só, os problemas relacionados com a estabilidade transitória dos geradores da PD normalmente não têm grande importância. Se um defeito ocorre num ponto qualquer da rede, afetando a tensão desta, e as proteções do gerador atuam para eliminar o defeito, então a única consequência é a perda de geração durante um curto período de tempo. O esquema de controlo do gerador esperará então que a rede seja reposta para se reiniciar automaticamente. Contudo, como a inércia das instalações de PD é normalmente baixa e o tempo de eliminação dos defeitos por parte do sistema de proteção da rede de distribuição longo, poderá não ser possível assegurar estabilidade em todos os defeitos da rede. Pelo contrário, se um gerador da PD é visto como suporte para o sistema elétrico, então a estabilidade transitória torna-se consideravelmente importante. Ambas as estabilidades da tensão e transitória podem ser significantes conforme as circunstâncias [2]. Se a produção de PD representar uma fração importante da geração de energia total do sistema elétrico, o disparo das proteções devido à ocorrência de um defeito pode ter impactos negativos na frequência do sistema, conduzindo-o a um ponto de operação instável. A reposição de serviço de uma rede de distribuição com PD, após uma interrupção, requer especial atenção. Se a rede de distribuição estiver dependente das unidades de PD para efetuar o abastecimento das cargas, assim que a rede seja reposta, as cargas exigirão a alimentação de energia antes que as fontes de PD estejam novamente interligadas com a rede, o que poderá causar sobrecargas significativas no sistema [1]. Em geral, um número reduzido de pequenas unidades de PD, comparativamente com as grandes centrais produtoras, não influenciará a operação da rede elétrica. Contudo, quando as redes começam a integrar um elevado número de unidades de PD com grande capacidade, a dinâmica da rede de distribuição afeta a sua estabilidade [40]: 1. Estabilidade Transitória Os problemas de estabilidade transitória são das maiores preocupações nos estudos do planeamento e operação do sistema elétrico. Foi já verificado que a utilização de unidades de PD reduz o valor máximo de desvio do ângulo de carga, ou seja, significa que melhora significativamente a estabilidade transitória do sistema. Isto indica também que o aumento do nível de penetração de PD nas redes de distribuição permite a estas uma maior capacidade para lidar com maiores distúrbios. Em casos críticos e com defeitos mais severos, o uso de unidades de PD pode manter o sincronismo através da redução do desvio máximo do ângulo de carga entre geradores; 3.9 Impacto na Operação 55 2. Estabilidade Oscilatória A instabilidade oscilatória ocorre normalmente devido ao insuficiente amortecimento das oscilações eletromecânicas. A penetração de poucas unidades de PD perto de algumas cargas causa menores amortecimentos e maiores frequências, pois os controladores da PD têm apenas controlo local. O uso de um grande número de unidades de PD, uniformemente dispersas, consegue estender a ação de controlo a todos os nós das cargas. Neste modo, a estabilidade oscilatória é ligeiramente melhorada; 3. Estabilidade da frequência A estabilidade da frequência refere-se à capacidade do sistema elétrico de manter a frequência após ser sujeito a um distúrbio grave. A frequência não causará problemas de estabilidade se o equilíbrio entre a produção e o consumo for reposto. Isto requer, porém, reserva de produção suficiente e resposta adequada por parte dos dispositivos de controlo e proteção. Se o distúrbio resultar em oscilações na frequência, as unidades de geração sairão fora de serviço e a estabilidade será perdida; 4. Estabilidade da tensão É definida como a capacidade do sistema elétrico de manter as tensões em todos os nós dentro dos limites aceitáveis após ser sujeito a um distúrbio. Foi verificado que a PD pode suportar e melhorar os perfis de tensão nas cargas. Isto pode alargar a margem de estabilidade das cargas dinâmicas, como por exemplo dos motores de indução, que podem perder o seu ponto de operação estável com tensões elevadas. Nas redes de distribuição critérios e requerimentos de ligação relacionados com a capacidade da PD de operar sob certos valores de tensão e frequência, que podem surgir durante más condições de funcionamento, são já normalmente especificados [1]. 3.9 Impacto na Operação Como mencionado anteriormente, as redes de distribuição foram desenvolvidas segundo uma filosofia designada passiva, de modo a funcionarem com um conjunto minímo de ações de monitorização e controlo. Estas redes eram projetadas através de estudos determinísticos considerando cenários críticos de operação [8]. O crescente aumento da penetração de PD nas redes de distribuição obriga, porém, a um nível de controlo maior das redes, nomeadamente o controlo e coordenação entre a rede de distribuição e as unidades de PD. Como consequência há uma necessidade de gestão ativa das redes de distribuição, de modo a aproveitar cada recurso da rede de acordo com as circunstâncias do momento [1]. O conceito subjacente às estratégias de gestão ativa permite ao ORD maximizar a utilização dos recursos existentes na infraestrutura tirando o máximo partido do despacho de geradores, controlo das tomadas dos transformadores, reguladores de tensão, gestão de energia reativa, e reconfiguração do sistema de forma integrada. A aplicação destas funcionalidades implica, no 62 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT ocorrem neste período. De notar que os valores de tensão no Inverno só não são maiores devido às cargas do tipo iluminação pública, que apenas funcionam durante os períodos noturnos, e às cargas residenciais que também registam maiores consumos de eletricidade durante a noite. Observando as curvas da tensão no Verão, verifica-se que os valores mínimos de tensão ocorrem nos períodos de maior consumo, que no caso destes barramentos (4, 13 e 25), que estão todos inseridos no feeder 1, ocorre por volta das 8h. Para o Inverno, estes valores ocorrem por volta das 18h, tendo uma grande influência nos consumos as cargas residenciais e terciárias. Figura 4.5: Tensões no barramento 31 para os períodos de Verão e Inverno, PD Fotovoltaica. Os barramentos 31 e 50 (que se encontram na zona dos 400 V), aos contrários dos outros barramentos analisados, encontram-se no feeder 2, onde também estão presentes todas as cargas do tipo agrícola, e por isso os valores mínimos de tensão verificam-se por volta das 10 h, que é quando ocorrem os períodos de maior consumo, devido a uma forte contribuição das cargas agrícolas. 4.3 Análise de Resultados 63 Figura 4.6: Tensões no barramento 50 para os períodos de Verão e Inverno, PD Fotovoltaica. Na próxima simulação a ser apresentada, apenas as fontes de PD de cogeração estão interligadas à rede de distribuição. As figuras 4.7 a 4.11 ilustram as tensões no Inverno e Verão nos barramentos 4, 13, 25, 31 e 50. Figura 4.7: Tensões no barramento 4 para os períodos de Verão e Inverno, PD Cogeração. 64 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT Figura 4.8: Tensões no barramento 13 para os períodos de Verão e Inverno, PD Cogeração. Figura 4.9: Tensões no barramento 25 para os períodos de Verão e Inverno, PD Cogeração. Nas figuras 4.7 a 4.11 é possível confirmar uma superior capacidade de produção das fontes de cogeração no Inverno, dada a tensão neste período ser superior. Este facto deve-se a ser necessário produzir mais calor durante o Inverno, onde as temperaturas são menores. As curvas de tensão para os barramentos 4, 13 e 25 têm a particularidade de acompanharem a forma da curva de geração das fontes de cogeração, apresentando um valor de tensão mais elevado quando a fonte está num período de produção considerável. De realçar que o barramento 25 apresenta valores de tensão mais elevados devido ao facto de se encontrar nele ligada uma fonte de cogeração. 4.3 Análise de Resultados 65 Figura 4.10: Tensões no barramento 31 para os períodos de Verão e Inverno, PD Cogeração. As figuras 4.10 e 4.11 apresentam, respetivamente, as tensões nos barramentos 31 e 50 para os períodos de Inverno e Verão. Nestes barramentos, os períodos de menor consumo (durante a noite, das 22h as 6h) apresentam as tensões mais altas; os períodos de maior consumo (durante o dia, das 8h às 20h) apresentam as tensões mais baixas. Tal como na simulação PD Fotovoltaica, o valor mínimo de tensão ocorre às 10h, na altura dos maiores consumos. Figura 4.11: Tensões no barramento 50 para os períodos de Verão e Inverno, PD Cogeração. A simulação PD Eólica é apresentada nas figuras 4.12 a 4.16, que compara as tensões entre o Inverno e o Verão para os diversos barramentos, apenas com fontes eólicas. 66 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT Figura 4.12: Tensões no barramento 4 para os períodos de Verão e Inverno, PD Eólica. Figura 4.13: Tensões no barramento 13 para os períodos de Verão e Inverno, PD Eólica. 4.3 Análise de Resultados 67 Figura 4.14: Tensões no barramento 25 para os períodos de Verão e Inverno, PD Eólica. Como é do conhecimento geral, as fontes de PD Eólica apresentam uma maior capacidade de produção nos meses de Inverno. A alta produção destas fontes, a partir da tarde e prolongando-se pela noite dentro, provoca o aumento da tensão nos períodos de tarde e de noite, em especial, e o abaixamento da tensão nos períodos de manhã. Nesta simulação os valores de tensão são algo diferentes para um dia típico de Inverno e de Verão, o que pode ser justificado pela grande variação de produção (Inverno/Verão) deste tipo de fonte. Figura 4.15: Tensões no barramento 31 para os períodos de Verão e Inverno, PD Eólica. 68 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT Figura 4.16: Tensões no barramento 50 para os períodos de Verão e Inverno, PD Eólica. 4.3.1.2 Comparação das Simulações Sem PD, Alguma PD e PD Total Nas simulações sem PD, a tensão é sempre menor que nas diversas simulações com PD, uma vez que as distâncias entre os locais de produção e consumo são consideráveis. O comprimento e a resistência das linhas faz aumentar a diferença de potencial desde o local de produção e o de consumo. Figura 4.17: Tensões no barramento 4 para as várias simulações no Inverno. 4.3 Análise de Resultados 69 Figura 4.18: Tensões no barramento 4 para as várias simulações no Verão. As figuras 4.17 e 4.18 representam, respetivamente, os perfis de tensão no barramento 4 no Inverno e Verão. O barramento 4 encontra-se próximo de uma fonte de PD de cogeração, que é interligada à rede de distribuição a partir da situação de Alguma PD, e tem ligado a ele uma fonte de PD eólica, que contudo apenas é interligada à rede na situação de PD Total. Por esta razão é importante salientar que apesar dos elevados consumos durante o dia, a tensão tem tendência a subir, devido à grande geração por parte das fontes de cogeração e eólica. Comparando os perfis de tensão nas situações com PD, a tensão durante o Inverno atinge valores superiores aos do Verão, em virtude da maior produção de energia proveniente de fontes de cogeração e eólicas. 70 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT Figura 4.19: Tensões no barramento 13 para as várias simulações no Inverno. Figura 4.20: Tensões no barramento 13 para as várias simulações no Verão. O barramento 13, cujos perfis de tensão se encontram nas figuras 4.19 e 4.20, encontra-se perto de uma fonte de produção eólica e de cogeração, que se interligam à rede a partir da situação de Alguma PD. Durante a noite, como os consumos também são baixos, as fontes eólicas e de cogeração conseguem manter os níveis de tensão. Com a ligação de várias cargas, aliada à diminuição da geração eólica, a tensão tende a diminuir no período da manhã. A partir da hora de almoço, a tensão tende a subir um pouco, devido ao aumento de produção das centrais eólicas; e, no caso da PD Total no Verão, também contribui para a subida de tensão as fontes de energia fotovoltaica. 4.3 Análise de Resultados 71 Figura 4.21: Tensões no barramento 25 para as várias simulações no Inverno. Figura 4.22: Tensões no barramento 25 para as várias simulações no Verão. O barramento 25 é caracterizado pela existência de uma carga e de uma fonte de produção de cogeração. Comparando as simulações realizadas para o Inverno (figura 4.21) e Verão (figura 4.22) verifica-se que a tensão no Inverno é sempre superior à tensão no Verão dada a grande capacidade de produção das fontes de energia de cogeração e eólicas. Este barramento, para além de ter ligado a ele uma fonte PD de cogeração, também se encontra perto de uma fonte de produção eólica (barramento 14). A fonte de cogeração que se encontra ligada a este barramento (interligada à rede de distribuição apenas na simulação PD Total), juntamente com a fonte de cogeração presente no barramento 44, são as que apresentam, em geral, maior capacidade de produção, de entre todas as 78 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT consumo sobem bastante, sendo superiores à produção e, deste modo, as perdas baixam bastante, pelo que, para este horário, o impacto da presença deste tipo de fontes na eficiência da rede é bastante positivo. No Inverno, a presença da cogeração acaba por ter, em geral, um impacto negativo sobre as perdas. O nível de produção superior e os consumos, aproximadamente, iguais, comparativamente com o Verão, levam a que as perdas obtidas no Inverno sejam bastante superiores. A única exceção é entre as 10h e 12h, onde foi possível reduzir as perdas em relação à simulação Sem PD, pois apenas nestas horas é que a produção é inferior ao consumo, neste caso, ligeiramente inferior. Figura 4.31: Perdas ativas na rede de MT para o período de Verão. Figura 4.32: Perdas ativas na rede de MT para o período de Inverno. 4.3 Análise de Resultados 79 Nas figuras 4.31 e 4.32 é possível visualizar a contribuição das fontes de PD eólica para a redução das perdas na rede de MT, para os períodos de Verão e Inverno, respetivamente. Constatase, que as fontes eólicas são as fontes de PD que têm um impacto mais positivo para a diminuição das perdas nesta rede. No Inverno, nas horas de maior consumo (10h e 12h), a redução das perdas ainda é mais significativa, pois como já foi referido anteriormente, o nível de produção eólica é superior no Inverno, contudo, durante a noite (das 24h às 6h) o nível de perdas é mais elevado comparativamente à quantidade de perdas verificada quando a rede de MT é, apenas, alimentada pela rede a montante da subestação AT/MT, devido aos baixos consumos nos períodos noturnos. Figura 4.33: Perdas ativas na rede de MT para o período de Verão. Figura 4.34: Perdas ativas na rede de MT para o período de Inverno. 80 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT As figuras 4.33 e 4.34 permitem verificar que, as perdas na rede MT associadas à integração de todas as fontes de PD atingem valores muito superiores àqueles que se registam sem a presença de qualquer fonte de PD na rede. O nível de produção realizado pelas fontes de PD na rede é a principal razão para o elevado aumento das perdas, uma vez que o nível de produção é bastante superior ao nível de consumo. A única exceção ocorre às 10h, que é a hora de maior consumo, em que o nível de consumo se aproxima mais do nível de produção. Verifica-se também que as perdas são maiores no período da tarde do que no período da manhã, visto que as fontes de PD eólica e de cogeração apresentam elevados níveis de produção durante a tarde. 4.3.3 Congestionamentos A ligação de fontes de PD à rede de distribuição altera os valores dos trânsitos de energia. A injeção de potência proveniente das fontes de PD pode aumentar ou diminuir os congestionamentos em determinados ramos da rede de distribuição, dependendo do tipo de fonte, da quantidade de PD na rede e da sua localização. Tipicamente, uma rede com uma pequena presença de fontes de PD apresenta diminuições ao nível dos congestionamentos nos ramos, enquanto que, uma rede com grandes quantidades de PD apresenta, normalmente, um aumento do nível de congestionamentos. As tabelas 4.1 e 4.2 apresentam os níveis de congestionamento em alguns ramos da rede de teste, para as diferentes simulações, no Verão e Inverno. Tabela 4.1: Congestionamentos (%) nas linhas para as diferentes simulações, no Verão. Sem PD Fotovoltaica Cogeração Eólica PD Total Ramo 4h 12h 20h 4h 12h 20h 4h 12h 20h 4h 12h 20h 4h 12h 20h 2-3 36.4 146.4 80.5 36.4 96.9 80.5 76.2 68.4 54.6 16.4 84.4 38.5 105.8 125.3 106.1 4-5 25.9 105.5 58.2 25.9 59.9 58.2 84.5 53 64.7 13.9 72.8 33.8 99 118.3 92 11-13 14.9 56.9 30 14.9 28 30 58.3 36.7 49.8 7.3 28.8 16.7 73 117 78.4 16-17 1.1 9 5.5 1.1 50 5.5 1 8.6 5.3 1.1 8.8 5.5 1 47.4 5.2 16-21 10.6 41.9 19.6 10.6 40.7 19.6 61.6 42.7 56.9 10.6 41 19.3 61.2 41.2 56.2 2-26 32.6 137.2 89.7 32.6 94.2 89.7 48.6 83.3 43.6 20.9 105.6 64.5 61.8 99.6 52.1 30-32 29.6 114.7 79.2 29.6 112.6 79.2 50.5 65.5 39.2 18.1 83.8 54.3 63.9 67.2 53.4 32-33 19.9 52.8 46.1 19.9 51.8 46.1 19.4 50.9 44.7 9.8 34.9 24 9.6 33.2 23.2 34-36 13.9 46.1 38.5 13.9 45.3 38.5 13.6 44.5 37.3 13.8 45.1 37.9 13.5 42.9 36.8 32-42 9.6 62.6 33.1 9.6 61.5 33.1 65.7 39.2 51.4 9.6 61.5 32.7 65.4 38 50.9 44-45 8.3 29.9 27.4 8.3 29.3 27.4 8 28.3 26 8.3 29.4 27 7.9 27.4 25.7 Na simulação Sem PD (simulação de referência), às 12 horas, verifica-se que quando a rede se encontra a ser alimentada, apenas, pelas fontes de produção convencionais presentes na rede a montante da subestação AT/MT, os ramos mais próximos desta subestação (2-3, 4-5, 2-26, 30-32) registam elevados níveis de congestionamento, uma vez que a esta hora o nível de consumo é bastante elevado. 4.3 Análise de Resultados 81 Na simulação PD Fotovoltaica verifica-se que, devido ao funcionamento das fontes fotovoltaicas ligadas aos barramentos 19 (feeder 1) e 30 (feeder 2), o nível de congestionamento nos ramos diminuiu, às 12 horas, quando comparado com a simulação de referência, com exceção do ramo 16-17, que aumentou o nível de congestionamento de 9% para 50%, visto que os barramentos na sua proximidade (18 e 20) apresentam baixos níveis de consumo, aliado ao facto de estar ligada uma fonte de PD fotovoltaica, igualmente, num barramento próximo (barramento 19), o que faz aumentar os trânsitos de energia entre os barramentos 19 e 16. Nas restantes horas (4h e 20h), como este tipo de fontes não se encontra em funcionamento, os resultados obtidos são os mesmos da simulação de referência. Na simulação PD Cogeração, para a hora 4, as percentagens de congestionamentos, nos vários ramos, subiram face aos valores verificados na simulação Sem PD. O baixo nível de carga associado ao período noturno e uma produção elevada, nesta hora, por parte das fontes de cogeração ligadas aos barramentos 10 (feeder 1), 25 (feeder 1) e 44 (feeder 2) faz com que a quantidade de energia que fluí nos ramos seja superior comparativamente com a situação sem a referida presença das fontes de PD de cogeração. Para a hora 12, existe uma diminuição nos congestionamentos dos vários ramos. Esta diminuição deve-se aos elevados níveis de consumo, pelo que este tipo de fontes, a esta hora, tem um impacto positivo nos congestionamentos, reduzindo os fluxos de energia, que circulam nos ramos, provenientes da subestação AT/MT. Às 20 horas, observa-se que os congestionamentos, nos ramos localizados perto da subestação AT/MT (2-3, 2-26 e 30-32) descem. Apesar dos consumos inferiores a esta hora, em relação às 12 horas, a elevada produção proveniente das fontes de PD de cogeração contribui para a redução da elevada quantidade de energia proveniente da subestação AT/MT. Nos ramos 4-5, 11-13, 16-21 e 32-42 o nível de congestionamento aumenta. A elevada produção das fontes de PD de cogeração e a baixa carga para a referida hora originam fluxos de energia, nestes ramos, muito superiores àqueles que se verificam na simulação de referência, sendo este impacto mais significativo no feeder 1, uma vez que duas das três deste tipo de fontes se encontram neste mesmo feeder. Nos restantes ramos, as percentagens de congestionamento são, aproximadamente, iguais comparativamente com a situação sem a presença das fontes de PD de cogeração, pelo facto de estes ramos alimentarem barramentos com um nível de carga superior, a esta hora. Pela análise dos resultados obtidos na simulação PD Eólica, pode-se afirmar que as fontes de PD eólica, no Verão, são as que originam um impacto mais positivo sobre os congestionamentos da rede teste de MT, tal como já se tinha também verificado para o caso das perdas. De um modo geral, para as três horas analisadas, as percentagens de congestionamento, nos vários ramos, decrescem significativamente. No Verão, com a presença de apenas fontes eólicas, não existe uma elevada disparidade de valores entre a produção (proveniente das fontes de PD) e o consumo, sendo, normalmente, o consumo ligeiramente superior à produção, facto que contribui fortemente para a redução do nível de congestionamento nos ramos da rede. Com a injeção de potência por parte de todas as fontes de PD presentes na rede observase, às 4 horas, de um modo geral, um aumento dos congestionamentos nos vários ramos em relação à situação Sem PD, devido à elevada produção e ao baixo nível de carga existentes na 82 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT rede. Apenas no ramo 32-33 é que a percentagem de congestionamento desce significativamente, de 19.9% para 9.6%, para alimentar as necessidades de carga a jusante deste ramo. Às 12 horas, ocorre uma diminuição dos congestionamentos para os ramos 2-3 e os pertencentes ao feeder 2 (a partir do ramo 2-26). A elevada produção das fontes de PD e um nível de cargas satisfatório reduz o fluxo de energia nos ramos que se encontram perto da subestação AT/MT, logo o nível de congestionamento nos ramos 2-3 e 2-26 diminui. Como no feeder 2 apenas estão presentes 3 das 8 fontes de PD, a quantidade de potência injetada é inferior, originando um fluxo de energia menor, nos referidos ramos. Pelos mesmos motivos, às 20 horas, verifica-se uma diminuição do nível de congestionamento, apenas para os ramos do feeder 2, sendo a única exceção o ramo 32-42, que apresenta valores superiores de congestionamento, sobe de 33.1% para 50.9%, devido à elevada produção de energia proveniente da fonte de PD de cogeração presente no barramento 44. A tabela 4.2 apresenta os níveis de congestionamento nos ramos da rede de teste, para as diferentes simulações, num dia de Inverno. Tabela 4.2: Congestionamentos (%) nas linhas para as diferentes simulações, no Inverno. Sem PD Fotovoltaica Cogeração Eólica PD Total Ramo 4h 12h 20h 4h 12h 20h 4h 12h 20h 4h 12h 20h 4h 12h 20h 2-3 37.9 156.8 73.8 37.9 129.2 73.8 109.4 72 88.1 75.2 80.2 82.6 209.9 148.4 214.3 4-5 27.4 114.9 54.4 27.4 88.3 54.4 117.9 72.4 100.8 31.9 73.3 35.3 166.2 132.3 162.3 11-13 15.9 61.8 28 15.9 37.3 28 73.9 48.9 66.6 40 29.3 47 122.8 116 129.4 16-17 1.6 11.4 5.4 1.6 21.6 5.4 1.5 10.8 5.1 1.6 11.1 5.2 1.5 20 5 16-21 11.1 44.3 19.2 11.1 43.6 19.2 77.5 57.5 72.5 10.8 43 18.5 76 55.8 70.7 2-26 33.5 161.3 88.3 33.5 135 88.3 65.2 90 48.8 28.3 117.6 44.1 113.8 94.5 96.4 30-32 30.5 135.2 79.6 30.5 133.8 79.6 67.3 71.2 48.1 29.6 92.9 38.8 116.2 78.5 100.7 32-33 20.4 63.7 49.6 20.4 63 49.6 19.7 60.8 47.7 35.8 38.9 34.9 34.8 36.9 33.8 34-36 14.4 53.8 42 14.4 53.3 42 13.9 51.4 40.4 14 52.2 40.5 13.6 49.6 39.1 32-42 10.1 72.1 30.1 10.1 71.4 30.1 83.1 48.9 71.4 9.9 70.4 29.2 81.9 47.6 69.9 44-45 8.8 37 26 8.8 36.6 26 8.3 34.5 24.4 8.6 36.1 25.3 8.2 33.5 23.8 Na simulação PD Fotovoltaica, como se trata de um dia de Inverno, a produção das unidades fotovoltaicas é menor. Verifica-se que para a hora de maior produção (12 horas), os ramos apresentam, de um modo geral, uma diminuição do nível de congestionamento em relação à simulação de referência, contudo, esta diminuição não é tão significativa como no Verão, visto que a menor produção de energia por parte destas fontes, no Inverno, origina uma maior quantidade de energia injetada nos ramos, proveniente das fontes de produção convencionais ligadas às redes a montante da subestação AT/MT, para alimentar as necessidades das cargas. Apenas no ramo 16-17 é que a percentagem de congestionamento sobe de 11.4% para 21.6%, este ramo encontra-se perto de uma fonte fotovoltaica (barramento 19) e as baixas necessidades das cargas nos barramentos mais próximos (18 e 20) origina uma subida dos fluxos de energia neste ramo. Na simulação PD Cogeração, verifica-se que às 4 horas ocorre um aumento significativo do nível de congestionamento, quando comparado com a simulação de referência, devido à elevada produção das fontes de PD de cogeração e à baixa carga durante o período noturno. Às 12 horas, 4.4 Conclusões 83 com a subida dos consumos e a permanência de uma elevada produção proveniente destas fontes, as percentagens de congestionamento nos vários ramos da rede descem. Apenas no feeder 2 é possível observar uma diminuição dos congestionamentos, às 20 horas, pelo facto de neste feeder apenas se encontrar uma das três fontes de PD de cogeração, as injeções de potência são, por isso, inferiores às verificadas no feeder 1. Apesar de no ramo 32-42 se verificar um aumento dos congestionamentos, já que se encontra perto da única fonte de cogeração (barramento 44). Na simulação PD Eólica, às 4 horas, apenas no feeder 2 se regista uma diminuição do nível de congestionamento nos ramos, uma vez que neste feeder encontra-se, igualmente, apenas uma das três fontes eólicas, onde ao contrário do que ocorre no feeder 1, não origina elevados fluxos de energia nos ramos. Pelas 12 horas, com a subida do nível das cargas, regista-se uma diminuição das percentagens de congestionamento nos vários ramos da rede. Às 20 horas, verifica-se também uma diminuição dos congestionamentos, na maioria dos ramos. A única exceção são os ramos 2-3 e 11-13, que derivado dos baixos consumos e de se encontrarem perto de uma fonte eólica e da subestação de AT/MT recebem maiores fluxos de energia. Na simulação PD Total, os valores de congestionamento, de uma forma geral, sobem em relação à simulação de referência. A presença de todas as fontes de PD na rede apenas têm um impacto positivo sobre os congestionamentos no feeder 2, às 12 e 20 horas, visto que a quantidade de PD neste feeder não é tão significativa e, por isso, não origina trânsitos de energia tão elevados. 4.4 Conclusões Neste capítulo foram apresentados e analisados alguns dos impactos (tensões, perdas e congestionamentos) da integração de fontes de PD numa rede de teste, no Inverno e no Verão. Verificou-se que a injeção de energia por parte das fontes de PD faz aumentar o valor da tensão no ponto de ligação. No Inverno, as fontes de produção de energia de cogeração e eólica apresentam elevados níveis de produção, originando aumentos de tensão, principalmente nos barramentos próximos da fonte. Verificou-se, também, que os níveis de perdas e de congestionamentos nos ramos estão diretamente relacionados com a quantidade de PD, relativamente à carga, e com a sua localização na rede. Elevados níveis de produção, como os verificados para as situações com a presença de apenas fontes de PD de cogeração e com todas as fontes de PD presentes na rede, no Inverno, podem originar níveis de perdas muito superiores comparativamente àqueles que a rede de distribuição apresenta quando é alimentada, apenas, pelas fontes de produção convencionais ligadas à rede de transporte. Por outro lado, níveis de integração moderados e ajustados à carga da rede podem ter impactos positivos para a redução das perdas e dos congestionamentos da rede. 84 Análise do Impacto da Produção Distribuída numa Rede Teste de MT Capítulo 5 Conclusões e Trabalho Futuro 5.1 Conclusões A realização deste trabalho permitiu concluir que a integração das fontes de PD, nomeadamente de origem renovável, permitem diminuir a dependência energética dos recursos fósseis e a necessidade de investir no reforço das infraestruturas das redes. A abordagem connect-and-forget, tradicionalmente seguida no paradigma tradicional, caracterizado pelo controlo centralizado e redes de distribuição passivas, apresenta-se como um fator limitador para a integração das fontes de PD visto que requer um aumento na capacidade das redes de transporte e distribuição. A gestão ativa das redes de distribuição é vista como a solução para a integração, economicamente viável, da PD nas redes de distribuição. As RDA podem providenciar monitorização em tempo real e controlo em nós chave da rede, através da comunicação com controladores dos gerador, cargas e equipamentos controláveis, tais como compensadores reativos, reguladores de tensão e reguladores de tomadas de transformadores em carga (OLTC), que conduzirá a benefícios como o melhoramento da fiabilidade, aumento da utilização dos ativos, maior acesso para as RED, alternativa ao reforço da rede e estabilidade da rede. No caso de estudo desta dissertação mostraram-se alguns dos impactos da integração de fontes de PD (cogeração, eólica e fotovoltaica) numa rede de distribuição de 20 kV. Analisaram-se as alterações ao nível dos perfis de tensão, perdas ativas na rede e congestionamentos nos ramos. Para períodos de carga típica de Inverno e de Verão, realizaram-se, em primeiro lugar, estudos de trânsito de potência sem a presença de PD na rede. Considerando curvas de produção típicas, para os períodos de Inverno e de Verão, de cada tipo de fonte de PD, foram realizadas várias simulações do funcionamento da rede. Foram efetuadas análises para cada tipo de fonte de PD, à integração de 4 fontes e à integração de todas as fontes no funcionamento da rede. Verificou-se que a injeção de potência por parte das fontes de PD provoca um aumento de tensão no ponto de ligação. Com a integração das fontes de produção fotovoltaicas verificou-se, que a tensão no Verão é superior à do Inverno, durante os períodos de maior intensidade solar (período diurno). Apenas com fontes de cogeração, as tensões dos barramentos próximos do local de produção são mais altas nos períodos de maior produção, nomeadamente no Inverno, 85 86 Conclusões e Trabalho Futuro em que a produção deste tipo de fonte, para este caso de estudo, é superior. A integração de fontes de PD eólica faz com que a tensão ao longo do dia seja superior para um dia típico de Inverno, comparando com um dia de Verão, devido à intensidade do vento nessa época do ano (principalmente durante a tarde e noite). Concluiu-se também que a potência de PD instalada e a sua localização têm uma forte influência sobre as perdas na rede e os congestionamentos nos respetivos ramos. A localização incorreta das unidades de PD, nos feeders, e um nível de potência bastante superior ao nível de carga podem contribuir para que os níveis de perdas e de congestionamentos da rede sejam superiores àqueles que se verificavam sem a presença de PD. A dimensão, face à carga, e a localização adequada das fontes de PD podem contribuir, positivamente, para a eficiência das redes de distribuição. A ligação de fontes de PD às redes de distribuição, portanto, dependendo de vários fatores, pode ter impactos positivos ou negativos para o funcionamento da rede. 5.2 Trabalho Futuro A ligação de fontes de PD às redes de distribuição apresenta vários impactos, quer a nível técnico quer a nível económico. Para a rede analisada nesta dissertação, seria útil utilizar metodologias de análise da localização e capacidade da PD adequada para a rede em questão, de modo a se saber se seria necessário mudar algum tipo de PD e/ou proibir a instalação de PD em algum ponto da rede. Analisar igualmente as influências da regulação das tomadas do transformador de AT/MT seria também importante. A nível técnico, a área que se encontra em fase de desenvolvimento, é a dos esquemas de proteção da rede. A bidirecionalidade do trânsito de energia e a alteração das correntes de defeito podem colocar em risco o correto funcionamento dos esquemas de proteção das redes de distribuição. Seria também interessante realizar um estudo da estabilidade da rede com a integração de fontes de PD, uma vez que se as unidades de PD servirem como suporte para o SEE, contribuindo, por exemplo, para o controlo de tensão e para a gestão de potência ativa e reativa, então a estabilidade da rede é bastante importante. A capacidade instalada das fontes de PD, a sua localização e dispersão inadequadas podem provocar fenómenos transitórios de grande ampliude, que pode levar a um ponto de operação instável dessas fontes e, num caso extremo, a saída de serviço dessa produção. Um tema interessante a desenvolver seria, também, o estudo do impacto económico da integração de PD nas redes de distribuição. A instalação e exploração de fontes de PD tem uma grande influência a nível económico, nos investimentos, por parte das empresas concessionárias, em equipamentos para reforço das redes de transporte e de distribuição e na faturação a ser paga pelos consumidores. Anexo A Dados da Rede de Teste A rede de teste utilizada para a realização do caso de estudo encontra-se na figura A.1. Os parâmetros das linhas, transformadores, cargas e geradores são apresentados, respetivamente, nas tabelas A.1, A.2, A.3 e A.4. 87 94 Diagramas de carga e curvas de geração Figura B.2: Diagrama de Carga (Verão). Nas figuras B.3 a B.8 estão representadas as curvas de geração para os tipos de fonte considerados, no Inverno e no Verão. Figura B.3: Curva de Geração Eólica (Inverno). Diagramas de carga e curvas de geração 95 Figura B.4: Curva de Geração Eólica (Verão). Figura B.5: Curva de Geração Fotovoltaica (Inverno). 96 Diagramas de carga e curvas de geração Figura B.6: Curva de Geração Fotovoltaica (Verão). Figura B.7: Curva de Geração Cogeração (Inverno). Diagramas de carga e curvas de geração 97 Figura B.8: Curva de Geração Cogeração (Verão). 98 Diagramas de carga e curvas de geração Referências [1] Carlos Coelho Leal Moreira. Identification and development of microgrids emergency control procedures. PhD thesis, Faculty of Engineering of University of Porto, 2008. [2] Nicholas Jenkins. Embedded generation. Number 31. IET, 2000. [3] João Abel Peças Lopes, André Guimarães Madureira, and Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira. A view of microgrids. Wiley Interdisciplinary Reviews: Energy and Environment, 2(1):86–103, 2013. [4] Thomas Ackermann, Göran Andersson, and Lennart Söder. Distributed generation: a definition. Electric power systems research, 57(3):195–204, 2001. [5] Guido Pepermans, Johan Driesen, Dries Haeseldonckx, Ronnie Belmans, and William D’haeseleer. Distributed generation: definition, benefits and issues. Energy policy, 33(6): 787–798, 2005. [6] IEA. Distributed generation in liberalised electricity markets. 2002. doi: http://dx.doi.org/ 10.1787/9789264175976-en. http://library.umac.mo/ebooks/b13623175.pdf, Accessed: 02/03/2016. [7] H Lee Willis. Distributed power generation: planning and evaluation. CRC Press, 2000. [8] JA Peças Lopes, N Hatziargyriou, J Mutale, P Djapic, and N Jenkins. Integrating distributed generation into electric power systems: A review of drivers, challenges and opportunities. Electric power systems research, 77(9):1189–1203, 2007. [9] S Sajjad Seyedalipour and Jafar Adabi. An active control technique for integration of distributed generation resources to the power grid. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 77:353–359, 2016. [10] IET Renewable Energy Series. Microgrids and active distribution networks. The Institution of Engineering and Technology, 2009. [11] P. Djapic, C. Ramsay, D. Pudjianto, G. Strbac, J. Mutale, N. Jenkins, and R. Allan. Taking an active approach. IEEE Power and Energy Magazine, 5(4):68–77, July 2007. ISSN 1540- 7977. doi: 10.1109/MPAE.2007.376582. [12] F. Pilo, G. Pisano, and G. G. Soma. Advanced dms to manage active distribution networks. In PowerTech, 2009 IEEE Bucharest, pages 1–8, June 2009. doi: 10.1109/PTC.2009.5281947. [13] A. Borghetti, M. Bosetti, S. Grillo, S. Massucco, C. A. Nucci, M. Paolone, and F. Silvestro. Short-term scheduling and control of active distribution systems with high penetration of renewable resources. IEEE Systems Journal, 4(3):313–322, Sept 2010. ISSN 1932-8184. doi: 10.1109/JSYST.2010.2059171. 99 100 REFERÊNCIAS [14] C. Borges and V. Martins. Active distribution network integrated planning incorporating distributed generation and load response uncertainties. In Power and Energy Society General Meeting, 2012 IEEE, pages 1–1, July 2012. doi: 10.1109/PESGM.2012.6343936. [15] David Trebolle, Per Hallberg, Gunnar Lorenz, Pavla Mandatova, and Jorge Tello Guijarro. Active distribution system management. In 22nd International Conference and Exhibition on Electricity Distribution (CIRED 2013), 2014. [16] Janaka Ekanayake, Nick Jenkins, Kithsiri Liyanage, Jianzhong Wu, and Akihiko Yokoyama. Smart grid: technology and applications. John Wiley & Sons, 2012. [17] C. Cecati, G. Mokryani, A. Piccolo, and P. Siano. An overview on the smart grid concept. In IECON 2010 - 36th Annual Conference on IEEE Industrial Electronics Society, pages 3322–3327, Nov 2010. doi: 10.1109/IECON.2010.5675310. [18] Smart Grid. The green grid. 2008. https://www.smartgrid.gov/files/The_ Green_Grid_Energy_Savings_Carbon_Emission_Reduction_En_200812. pdf, Accessed: 20/03/2016. [19] R. DeBlasio and C. Tom. Standards for the smart grid. In Energy 2030 Conference, 2008. ENERGY 2008. IEEE, pages 1–7, Nov 2008. doi: 10.1109/ENERGY.2008.4780988. [20] A. Sinha, S. Neogi, R. N. Lahiri, S. Chowdhury, S. P. Chowdhury, and N. Chakraborty. Smart grid initiative for power distribution utility in india. In Power and Energy Society General Meeting, 2011 IEEE, pages 1–8, July 2011. doi: 10.1109/PES.2011.6038943. [21] Djalma M Falcã. Smart grids e microrredes: o futuro já é presente. Simpósio de Automaçã de Sistemas Elétricos, Rio de Janeiro, 8, 2009. [22] António Aires Messias. Redes inteligentes de energia–smart grids. 9º Encontro Nacional do Colégio de engenharia Electrotécnica, Lisboa, 64, 2009. [23] R. E. Brown. Impact of smart grid on distribution system design. In Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE, pages 1–4, July 2008. doi: 10.1109/PES.2008.4596843. [24] Robert Lasseter, Abbas Akhil, Chris Marnay, John Stephens, Jeff Dagle, Ross Guttromson, A Meliopoulous, Robert Yinger, and Joe Eto. The certs microgrid concept. White paper for Transmission Reliability Program, Office of Power Technologies, US Department of Energy, 2(3):30, 2002. [25] F. H. Guan, D. M. Zhao, X. Zhang, B. T. Shan, and Z. Liu. Research on distributed generation technologies and its impacts on power system. In 2009 International Conference on Sustainable Power Generation and Supply, pages 1–6, April 2009. doi: 10.1109/SUPERGEN.2009.5348241. [26] Alice Maria Cepeda da Assunção. Integração de microgeração em larga escala nas redes de baixa tensão. Master’s thesis, Instituto Politécnico de Bragança, Escola Superior de Tecnologia e de Gestão, 2008. [27] Lucian Ioan Dul˘ au, Mihail Abrudean, and Dorin Bic˘ a. Effects of distributed generation on electric power systems. Procedia Technology, 12:681–686, 2014. REFERÊNCIAS 101 [28] I. Leisse, O. Samuelsson, and J. Svensson. Coordinated voltage control in medium and low voltage distribution networks with wind power and photovoltaics. In PowerTech (POWERTECH), 2013 IEEE Grenoble, pages 1–6, June 2013. doi: 10.1109/PTC.2013.6652349. [29] José Caçote. Aspetos gerais da qualidade da energia. November 2012. https:// ise.ualg.pt/home/sites/default/files/ise/Electrica/qenergia.pdf, Accessed: 30/05/2016. [30] S. Boljevic and M. F. Conlon. The contribution to distribution network short-circuit current level from the connection of distributed generation. In Universities Power Engineering Conference, 2008. UPEC 2008. 43rd International, pages 1–6, Sept 2008. doi: 10.1109/UPEC.2008.4651554. [31] Muhammad Aslam Uqaili, Anwar Ali Sahito, Imtiaz A Halepoto, Zubair Ahmed Memon, and Sada Bakhash Dars. Impact of distributed generation on network short circuit level. In Wireless Communications, Vehicular Technology, Information Theory and Aerospace & Electronic Systems (VITAE), 2014 4th International Conference on, pages 1–5. IEEE, 2014. [32] Shipeng Du, Qianzhi Shao, and Gang Wang. Analysis of dg influences on system losses in distribution network. International Journal of Grid and Distributed Computing, 8(5): 141–152, 2015. [33] C. L. T. Borges and D. M. Falcao. Impact of distributed generation allocation and sizing on reliability, losses and voltage profile. In Power Tech Conference Proceedings, 2003 IEEE Bologna, volume 2, pages 5 pp. Vol.2–, June 2003. doi: 10.1109/PTC.2003.1304342. [34] Fracisco M González-Longatt. Impact of distributed generation over power losses on distribution system. In 9th International Conference on Electrical Power Quality and Utilization, 2007. [35] V. H. M. Quezada, J. R. Abbad, and T. G. S. Roman. Assessment of energy distribution losses for increasing penetration of distributed generation. IEEE Transactions on Power Systems, 21(2):533–540, May 2006. ISSN 0885-8950. doi: 10.1109/TPWRS.2006.873115. [36] Angel Fernández Sarabia. Impact of distributed generation on distribution system. PhD thesis, Aalborg University, 2011. [37] Stefania Conti. Analysis of distribution network protection issues in presence of dispersed generation. Electric Power Systems Research, 79(1):49–56, 2009. [38] G. Kaur and M. Y. Vaziri. Effects of distributed generation (dg) interconnections on protection of distribution feeders. In 2006 IEEE Power Engineering Society General Meeting, pages 8 pp.–, 2006. doi: 10.1109/PES.2006.1709551. [39] R. A. Walling, R. Saint, R. C. Dugan, J. Burke, and L. A. Kojovic. Summary of distributed resources impact on power delivery systems. IEEE Transactions on Power Delivery, 23(3): 1636–1644, July 2008. ISSN 0885-8977. doi: 10.1109/TPWRD.2007.909115. [40] Smita Shrivastava, S Jain, and RK Nema. Distributed generation: technical aspects of interconnection. Int J Emerg Technol, 1(1):37–40, 2010. [41] I. El-Samahy and E. El-Saadany. The effect of dg on power quality in a deregulated environment. In IEEE Power Engineering Society General Meeting, 2005, pages 2969–2976 Vol. 3, June 2005. doi: 10.1109/PES.2005.1489228. 102 REFERÊNCIAS [42] Marcello Farina, Antonio Guagliardi, Federico Mariani, Carlo Sandroni, and Riccardo Scattolini. Model predictive control of voltage profiles in mv networks with distributed generation. Control Engineering Practice, 34:18–29, 2015.