Projecto Desenvolvido
Pretende-se apresentar nos próximos parágrafos os principais temas abordados nesta dissertação.
Introdução
Portugal até à poucos anos apresentava uns dos valores mais elevados na Europa dos Quinze, no que concerne à dependência do petróleo e dos seus derivados, no consumo total de energia primária. Esta dependência tem um elevado reflexo na factura energética do país, nomeadamente no peso das importações de energia no PIB. Não admira pois que, estando tão dependente do exterior para a satisfação das suas necessidades energéticas, cedo se procurassem alternativas no território nacional. Se não fomos bafejados pela sorte em relação aos combustíveis fósseis, o mesmo não se pode dizer quanto às denominadas fontes renováveis. Referimo-nos concretamente à energia de origem solar, eólica e hídrica, cuja importância já foi testada há longos anos noutros países, mas também a modalidades menos divulgadas como, por exemplo, a energia das ondas ou a energia térmica dos oceanos.
As energias renováveis para além de serem recursos inesgotáveis associam uma segunda característica da maior importância nos nossos dias, a de serem energias limpas e, por isso, também designadas amigas do ambiente. É esta segunda característica, valorizada pela emergência da temática ambiental das últimas duas décadas, que reforçou o crescente interesse por estas “novas” modalidades. Para a sua grande expansão contribuíram também, o progresso tecnológico que permitiu maior rentabilidade e eficiência e também as orientações de política energética da União Europeia, tanto de incentivo como de financiamento de novos projectos.
Apesar do forte crescimento verificado nas últimas décadas e do enorme potencial ainda por explorar, nomeadamente em offshore, vários constrangimentos (uns de carácter técnico e de inovação, outros de ordem administrativa), continuam ainda a limitar o aparecimento de novos aproveitamentos eólicos em Portugal. Entre eles destacam-se o quadro legal e as regras administrativas que, apesar das simplificações já registadas, são ainda complexos e morosos. O número de organismos da Administração Pública envolvidos é elevado e a malha de competências complexa.
Sendo porventura um dos maiores problemas enfrentados actualmente, torna-se urgente simplificar os processos de licenciamento que ainda requerem muitas autorizações e pareceres. A ausência de um sistema de previsão da produção eólica que permita conhecer em pormenor a capacidade efectiva de produção representa outro problema. A sua existência seria um precioso auxílio à decisão da Rede Eléctrica Nacional que é a entidade operadora do sistema eléctrico.
Existem também dificuldades de ligação à rede: os locais com maior potencial situam-se em locais relativamente isolados, distantes e servidos por redes de baixo débito. Existe, por isso, a necessidade de construção de novas linhas, cujos custos inviabilizam por vezes o investimento.
A articulação das fontes renováveis, a variabilidade temporal da produção eólica e a sua difícil previsibilidade face à necessidade de responder rapidamente às solicitações do sistema, exigem também um reforço de optimização da utilização dos recursos endógenos, nomeadamente através da complementaridade com a capacidade hídrica nacional (sistemas de bombagem). De referir ainda o impacto visual e paisagístico em consequência das obras de preparação do terreno e vias de acesso, a instalação dos equipamentos (sobretudo a grande dimensão das torres e pás dos aerogeradores) ou os efeitos sobre as aves. Estes são os principais problemas que só os estudos prévios de impacto ambiental podem minimizar; o ruído, outro aspecto frequentemente apontado, foi já em grande parte ultrapassado através da utilização de tecnologias de nova geração.
A capacidade de uma rede suportar uma cava de tensão causada por uma perturbação na rede depende das características técnicas e da carga ligada, e das características dinâmicas da rede. Nesta dissertação pretende-se analisar as questões envolvidas.
Até recentemente, os operadores de rede em muitos países, determinavam que a produção local devia ser rapidamente desconectada da rede em caso de perturbações graves na rede.
No entanto, a desregulamentação do mercado e o aumento da penetração da geração distribuída têm estimulado que esta prática seja alterada.
Para ajudar a evitar um impacto potencialmente maior no sistema, as unidades de geradoras de energia, na sua maioria, são obrigadas a ficar ligadas em caso de perturbações graves, de modo a apoiar a rede eléctrica durante e após a perturbação. Esta mudança de prática pode ser vista como um resultado natural da evolução das redes eléctricas modernas.
Falhas e perturbações nas redes eléctricas de distribuição nunca podem ser totalmente evitadas. Os curto-circuitos, ocorrem independentemente dos esforços dos operadores de rede. Portanto, para um curto período de tempo, antes da falha ser resolvida, este pode ter um grave impacto na tensão.
Os novos requisitos para se manterem ligados em caso de uma grave perturbação é normalmente emitido através de uma forma simplificada da curva de time-voltage fault ride through (FRT). No ponto usual de acoplamento, os geradores devem tolerar uma tensão de falha acima da curva de FRT, sem perder o sincronismo.
Hoje em dia existem diferenças substanciais nos requisitos dependendo dos Operadores de Sistema de Transmissão (TSO).
Estas diferenças podem ser encontrados até mesmo entre os TSO que estão sincronicamente ligados, como é o caso na Europa Central. A capacidade do grupo de geradores permanecer em sincronismo durante e após o fim de um curto-circuito é atribuível à construção do gerador e de controlo, e as condições da rede onde está ligado e as regras específicas de interligação.
Importância das Energias Renováveis
Nos dias de hoje, a energia é um bem essencial no desenvolvimento económico e social. De modo a que as gerações futuras possam ter acesso a este bem, a geração presente tem que ter o cuidado de não esgotar as fontes de energia. Assim, é essencial o desenvolvimento de tecnologias sustentáveis bem como uma utilização eficiente das tecnologias actuais. Além do risco de esgotamento das fontes tradicionais, também têm que ser tidas em conta questões ambientais. Na sua maioria, as fontes tradicionais são poluentes e não sustentáveis.
A sustentabilidade energética é a provisão de energia que corresponde às necessidades do presente sem comprometer as necessidades energéticas das gerações futuras. De um modo mais amplo, podemos permitir a inclusão dos combustíveis fósseis como fontes de energia enquanto desenvolvemos tecnologias, desde que essas novas tecnologias possam ser usadas pelas gerações futuras [2].
As fontes renováveis de energia são geralmente consideradas como fontes sustentáveis de energia uma vez que permitem a sua renovação em tempo útil. Como fontes de energia renovável temos por exemplo a biomassa, o sol (energia solar), o vento (energia eólica), o mar (energia das ondas e a energia das marés) e a energia geotérmica. Também é comum incluir tecnologias que melhorem a eficiência energética. Há ainda quem considere que a energia de fusão nuclear seja sustentável [2].
Para além do facto de que as fontes de energia não sustentáveis correrem o risco de se esgotarem, Portugal não é um país rico neste tipo de recursos. Assim, a produção de energia primária depende fortemente de importações e dos preços do mercado. As energias renováveis são portanto um modo de combater esta dependência energética porque, como já referimos, as fontes de energia renovável não se esgotam [2] e [3].
A principal causa da dependência energética em Portugal é a falta de fontes fósseis de energia. Como é sabido, a energia é cada vez mais um bem essencial. O nosso país consome anualmente o equivalente a 25 milhões de toneladas de energia primária, dependendo da importação em cerca de 85% desse montante - em primeiro lugar do petróleo (60%), seguido do carvão e do gás natural. Actualmente enfrentamos problemas que não eram considerados na época da Revolução Industrial onde facilmente se produzia energia quer através do carvão e lenha como mais tarde através do petróleo [2].
Esta política passada provocou uma crise energética, pois o esgotamento dos combustíveis fósseis não era considerado. A formação deste tipo de combustíveis demora milhões de anos e o seu rápido consumo supera a capacidade natural de os repor.
Um dos graves problemas mundiais deve-se ao facto da política energética basear-se na queima de combustíveis fósseis. O petróleo, o carvão e o gás natural são responsáveis por cerca de 80% da energia final consumida anualmente. Prevê-se para 2020 um crescimento para o consumo global de aproximadamente 60 % [3].
Outro factor a ter em conta é a dispersão geográfica do consumo energético mundial. Hoje em dia, o consumo é maior em países desenvolvidos e países exportadores de petróleo. No entanto, está previsto um aumento per capita considerável nos países emergentes ou em vias de desenvolvimento. Países como o Brasil, a Índia, a China e a Rússia são países nesta situação, e a sua elevada população fará com que a procura de energia tenha um crescimento cada vez mais acentuado [11].
Sendo Portugal um país com poucos recursos energéticos, recursos esses que asseguram a generalidade das necessidades energéticas da maioria dos países desenvolvidos tais como o carvão, o petróleo e o gás, faz com que tenha uma elevada dependência energética. Em 2007, as importações de fontes primárias de origem fóssil foram cerca de 82,9 % [2].
Na em baixo é possível observar a evolução do consumo de Energia Primária em Portugal, no período 1996-2007.
Na em baixo é possível observar a evolução do consumo de Energia Primária em Portugal, no período 1996-2007.
Como se pode observar, o petróleo era uma das principais fontes de energia, representando 54 % do consumo total de energia primária em 2007. No entanto, também é possível observar que tem vindo a diminuir desde 2005.
Já o gás natural tem vindo a ser incluído no mix energético. Em 2007 representou cerca de 15 % do total do consumo de energia primária.
O carvão representou cerca de 11,3 % em 2007 do total de consumo de energia primária. Devido ao seu impacto nas emissões de CO2, prevê-se uma redução do carvão na produção de electricidade.
As energias renováveis representaram 17,1 % no consumo total de energia primária em 2007 contra 16,3 % em 2006.
A Energia Final atingiu o valor de 18695 ktep em 2007, menos 2,1 % que no ano anterior. O consumo de petróleo foi reduzido em 7,1 %, o de gás natural aumentou 5,9 % e a electricidade aumentou 3,3 %.
O peso dos diferentes sectores da actividade económica relativamente ao consumo de energia fora, em 2007, de 36,4 % nos Transportes, 29,2 % a Indústria, 17,1 % no Doméstico, 12,2 % nos Serviços e 5,1 % nos outros sectores como a Pesca, Agricultura, Construção e Obras Públicas.
Já o gás natural tem vindo a ser incluído no mix energético. Em 2007 representou cerca de 15 % do total do consumo de energia primária.
O carvão representou cerca de 11,3 % em 2007 do total de consumo de energia primária. Devido ao seu impacto nas emissões de CO2, prevê-se uma redução do carvão na produção de electricidade.
As energias renováveis representaram 17,1 % no consumo total de energia primária em 2007 contra 16,3 % em 2006.
A Energia Final atingiu o valor de 18695 ktep em 2007, menos 2,1 % que no ano anterior. O consumo de petróleo foi reduzido em 7,1 %, o de gás natural aumentou 5,9 % e a electricidade aumentou 3,3 %.
O peso dos diferentes sectores da actividade económica relativamente ao consumo de energia fora, em 2007, de 36,4 % nos Transportes, 29,2 % a Indústria, 17,1 % no Doméstico, 12,2 % nos Serviços e 5,1 % nos outros sectores como a Pesca, Agricultura, Construção e Obras Públicas.
Portugal apresenta em 2007 um consumo de energia final per capita de 1,76 tep/habitante e em 2006 foi dos países com menor consumo de electricidade per capita. A intensidade energética foi de 225,14 kgep /1000 € em 2006 [2].
As emissões de CO2 per capita, resultantes de processos de combustão em Portugal foram de 5,32 t CO2, em 2006, registando-se neste mesmo ano uma intensidade carbónica de 0,47 kg CO2 / 2000 USD [2].
A base da produção renovável nacional está fundamentalmente assente na combinação da energia hídrica e da energia eólica. Porém, a visão nacional para este sector passa pela diversificação da carteira de energias renováveis apostando em tecnologias já maduras e que possam dar um contributo mais imediato para o sistema electroprodutor mas também em investigação e desenvolvimento de tecnologias e em projectos em fase de teste/demonstração que apresentem potencial de criação de valor na economia nacional.
A aposta nas energias renováveis promove o desenvolvimento de uma fileira industrial indutora do crescimento económico e do emprego; permite atingir as metas nacionais de produção de energia renovável; intensifica a diversificação das energias renováveis no conjunto do mix energético reduzindo a dependência externa e aumentando a segurança de abastecimento.
A poluição atmosférica tem sido motivo de preocupação desde há já algumas décadas. Esta preocupação levou à realização de acções conjuntas por parte de vários países. Segundo várias investigações, os gases que provocam o efeito de estufa são considerados como causa da aceleração do aquecimento global e estão presentes em inúmeros aspectos da sociedade moderna [14].
Numerosos esforços se têm tomado para que se diminuía o aquecimento global do planeta, onde as energias renováveis têm um papel fundamental nesta tarefa.
Os investimentos em energias renováveis nos últimos anos fizeram de Portugal uma referência mundial neste domínio, nomeadamente no que diz respeito à energia eólica. Portugal assumiu para 2020, no quadro dos seus compromissos europeus, uma meta de consumo de energia final de 31% a partir de fontes renováveis [28].
A base da produção renovável nacional está fundamentalmente assente na combinação da energia hídrica e da energia eólica. A visão nacional para este sector passa pela diversificação da carteira de energias renováveis apostando em tecnologias já maduras e que possam dar um contributo mais imediato para o sistema electroprodutor mas também em investigação e desenvolvimento de tecnologias e em projectos em fase de teste/demonstração que apresentem potencial de criação de valor na economia nacional.
As emissões de CO2 per capita, resultantes de processos de combustão em Portugal foram de 5,32 t CO2, em 2006, registando-se neste mesmo ano uma intensidade carbónica de 0,47 kg CO2 / 2000 USD [2].
A base da produção renovável nacional está fundamentalmente assente na combinação da energia hídrica e da energia eólica. Porém, a visão nacional para este sector passa pela diversificação da carteira de energias renováveis apostando em tecnologias já maduras e que possam dar um contributo mais imediato para o sistema electroprodutor mas também em investigação e desenvolvimento de tecnologias e em projectos em fase de teste/demonstração que apresentem potencial de criação de valor na economia nacional.
A aposta nas energias renováveis promove o desenvolvimento de uma fileira industrial indutora do crescimento económico e do emprego; permite atingir as metas nacionais de produção de energia renovável; intensifica a diversificação das energias renováveis no conjunto do mix energético reduzindo a dependência externa e aumentando a segurança de abastecimento.
A poluição atmosférica tem sido motivo de preocupação desde há já algumas décadas. Esta preocupação levou à realização de acções conjuntas por parte de vários países. Segundo várias investigações, os gases que provocam o efeito de estufa são considerados como causa da aceleração do aquecimento global e estão presentes em inúmeros aspectos da sociedade moderna [14].
Numerosos esforços se têm tomado para que se diminuía o aquecimento global do planeta, onde as energias renováveis têm um papel fundamental nesta tarefa.
Os investimentos em energias renováveis nos últimos anos fizeram de Portugal uma referência mundial neste domínio, nomeadamente no que diz respeito à energia eólica. Portugal assumiu para 2020, no quadro dos seus compromissos europeus, uma meta de consumo de energia final de 31% a partir de fontes renováveis [28].
A base da produção renovável nacional está fundamentalmente assente na combinação da energia hídrica e da energia eólica. A visão nacional para este sector passa pela diversificação da carteira de energias renováveis apostando em tecnologias já maduras e que possam dar um contributo mais imediato para o sistema electroprodutor mas também em investigação e desenvolvimento de tecnologias e em projectos em fase de teste/demonstração que apresentem potencial de criação de valor na economia nacional.
Problemas da Interligação das Energias Renováveis com a Rede
A ocorrência de curto-circuitos pode colocar em risco a
segurança dinâmica de operação dos sistemas de energia, em resultado de poderem
ocorrer perdas de volumes significativos de produção eólica [43], resultado da
incapacidade dos aerogeradores tradicionais em continuar em funcionamento na
sequência de uma cava de tensão. Por esta razão os códigos de rede que tomaram
forma nos últimos anos obrigam invariavelmente os parques eólicos
(especialmente aqueles ligados a redes de alta tensão) a resistir a quedas de
tensão até uma certa percentagem da tensão nominal (0% em alguns casos) durante
um certo período de tempo.
Foi então criado um novo requisito de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão Fault Ride Through Capability FRTC, que é descrito pela característica da ‘tensão v.s. tempo’ indicando uma imunidade mínima por parte dos parques eólicos. Os requisitos do FRTC também implicam uma restauração rápida das potências activa e reactiva aos seus valores normais. Alguns códigos de rede impõem um aumento da geração de energia reactiva por parte dos parques eólicos durante um distúrbio na rede de forma a proporcionar suporte de tensão. Estes requisitos são diferenciados por tecnologias e variam entre operadores. Em termos gerais, pode dizer-se que os requisitos de FRTC especificam tempos mínimos durante os quais um gerador eólico deverá permanecer em serviço, sendo esses tempos função do valor de cava de tensão provocada pelo curto-circuito.
Estes requisitos traduzem-se numa curva semelhante à que se descreve na figura em cima, que mostra, a sombreado, a zona em que os aerogeradores, face a cavas de tensão na rede, devem operar sem se desligarem da rede. Esta curva corresponde aos requisitos de FRTC para os sistemas de energia de Portugal [48].
a ocorrência de curto-circuitos pode colocar em risco a segurança dinâmica de operação dos sistemas de energia, em resultado de poderem ocorrer perdas de volumes significativos de produção eólica [43], resultado da incapacidade dos aerogeradores tradicionais em continuar em funcionamento na sequência de uma cava de tensão. Por esta razão os códigos de rede que tomaram forma nos últimos anos obrigam invariavelmente os parques eólicos (especialmente aqueles ligados a redes de alta tensão) a resistir a quedas de tensão até uma certa percentagem da tensão nominal (0% em alguns casos) durante um certo período de tempo.
Foi então criado um novo requisito de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão Fault Ride Through Capability FRTC, que é descrito pela característica da ‘tensão v.s. tempo’ indicando uma imunidade mínima por parte dos parques eólicos. Os requisitos do FRTC também implicam uma restauração rápida das potências activa e reactiva aos seus valores normais. Alguns códigos de rede impõem um aumento da geração de energia reactiva por parte dos parques eólicos durante um distúrbio na rede de forma a proporcionar suporte de tensão. Estes requisitos são diferenciados por tecnologias e variam entre operadores. Em termos gerais, pode dizer-se que os requisitos de FRTC especificam tempos mínimos durante os quais um gerador eólico deverá permanecer em serviço, sendo esses tempos função do valor de cava de tensão provocada pelo curto-circuito.
Estes requisitos traduzem-se numa curva semelhante à que se descreve na figura acima, que mostra, a sombreado, a zona em que os aerogeradores, face a cavas de tensão na rede, devem operar sem se desligarem da rede. Esta curva corresponde aos requisitos de FRTC para os sistemas de energia de Portugal [48].
As especificações dos requisitos variam de acordo com o nível de tensão de transporte ou da potência instalada de cada parque eólico. Por exemplo, os parques eólicos ligados à rede dinamarquesa com tensões abaixo dos 100kV devem resistir a cavas de tensão menos severas do que aqueles ligados a tensões mais altas, no que diz respeito a magnitude de cavas e suas durações. Outra importante diferença nos códigos de rede de cada país reside na restauração da potência activa. Relativamente ao código de rede da Grã-Bretanha, este requer uma restauração imediata da potência activa (a 90%, 0,5 segundos depois da restabelecimento de tensão), enquanto o código de rede alemão requer uma restauração da potencia activa a um rácio igual a pelo menos 20% da potencia nominal de saída (chegando a 100% em 5 segundos após a restabelecimento de tensão).
Foi então criado um novo requisito de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão Fault Ride Through Capability FRTC, que é descrito pela característica da ‘tensão v.s. tempo’ indicando uma imunidade mínima por parte dos parques eólicos. Os requisitos do FRTC também implicam uma restauração rápida das potências activa e reactiva aos seus valores normais. Alguns códigos de rede impõem um aumento da geração de energia reactiva por parte dos parques eólicos durante um distúrbio na rede de forma a proporcionar suporte de tensão. Estes requisitos são diferenciados por tecnologias e variam entre operadores. Em termos gerais, pode dizer-se que os requisitos de FRTC especificam tempos mínimos durante os quais um gerador eólico deverá permanecer em serviço, sendo esses tempos função do valor de cava de tensão provocada pelo curto-circuito.
Estes requisitos traduzem-se numa curva semelhante à que se descreve na figura em cima, que mostra, a sombreado, a zona em que os aerogeradores, face a cavas de tensão na rede, devem operar sem se desligarem da rede. Esta curva corresponde aos requisitos de FRTC para os sistemas de energia de Portugal [48].
a ocorrência de curto-circuitos pode colocar em risco a segurança dinâmica de operação dos sistemas de energia, em resultado de poderem ocorrer perdas de volumes significativos de produção eólica [43], resultado da incapacidade dos aerogeradores tradicionais em continuar em funcionamento na sequência de uma cava de tensão. Por esta razão os códigos de rede que tomaram forma nos últimos anos obrigam invariavelmente os parques eólicos (especialmente aqueles ligados a redes de alta tensão) a resistir a quedas de tensão até uma certa percentagem da tensão nominal (0% em alguns casos) durante um certo período de tempo.
Foi então criado um novo requisito de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão Fault Ride Through Capability FRTC, que é descrito pela característica da ‘tensão v.s. tempo’ indicando uma imunidade mínima por parte dos parques eólicos. Os requisitos do FRTC também implicam uma restauração rápida das potências activa e reactiva aos seus valores normais. Alguns códigos de rede impõem um aumento da geração de energia reactiva por parte dos parques eólicos durante um distúrbio na rede de forma a proporcionar suporte de tensão. Estes requisitos são diferenciados por tecnologias e variam entre operadores. Em termos gerais, pode dizer-se que os requisitos de FRTC especificam tempos mínimos durante os quais um gerador eólico deverá permanecer em serviço, sendo esses tempos função do valor de cava de tensão provocada pelo curto-circuito.
Estes requisitos traduzem-se numa curva semelhante à que se descreve na figura acima, que mostra, a sombreado, a zona em que os aerogeradores, face a cavas de tensão na rede, devem operar sem se desligarem da rede. Esta curva corresponde aos requisitos de FRTC para os sistemas de energia de Portugal [48].
As especificações dos requisitos variam de acordo com o nível de tensão de transporte ou da potência instalada de cada parque eólico. Por exemplo, os parques eólicos ligados à rede dinamarquesa com tensões abaixo dos 100kV devem resistir a cavas de tensão menos severas do que aqueles ligados a tensões mais altas, no que diz respeito a magnitude de cavas e suas durações. Outra importante diferença nos códigos de rede de cada país reside na restauração da potência activa. Relativamente ao código de rede da Grã-Bretanha, este requer uma restauração imediata da potência activa (a 90%, 0,5 segundos depois da restabelecimento de tensão), enquanto o código de rede alemão requer uma restauração da potencia activa a um rácio igual a pelo menos 20% da potencia nominal de saída (chegando a 100% em 5 segundos após a restabelecimento de tensão).
Impacto da Energia Eólica
no Controlo de Tensão em Redes de Distribuição
Assim como para o caso das redes de transporte, também recentes desenvolvimentos vieram complicar a tarefa de controlar a tensão nas redes de distribuição. Cada vez mais produção descentralizada, proveniente principalmente de fontes renováveis, como a eólica, está a ser ligada às redes afectando assim o seu trânsito de energia. Em particular, se a potência fornecida não corresponder à potência necessária, o que pode acontecer no caso da energia eólica ou fotovoltaica, em que as fontes de energia não são controláveis, as variações de correntes nos ramos e consequentemente as variações de tensão nos nós aumentam. O valor máximo e mínimo da corrente num dado ramo da rede costumava depender apenas dos valores máximos e mínimos da procura, mas com a introdução da produção descentralizada passou a depender também da potência fornecida pelos geradores. Os limites são agora estabelecidos pela máxima procura e mínima geração e pela mínima procura e máxima geração.
Teoricamente, a introdução de mais geradores na rede de distribuição poderia aumentar as possibilidades de controlo de tensão no entanto, na maioria dos casos os geradores ligados às redes de distribuição não têm as mesmas capacidades de controlo de tensão que têm os geradores ligados às redes de transporte. Isto deve-se a:
Existem muitas razões para o crescente investimento na produção descentralizada, como por exemplo a consciencialização para o problema ambiental ou a redução do risco a nível do investimento. No entanto, os problemas a nível de controlo da tensão nos nós têm que ser tidos em conta. Tantas soluções centralizadas como descentralizadas para o controlo de tensão têm sido desenvolvidas de modo a solucionar esses problemas.
Soluções centralizadas requerem a introdução de mais equipamentos de controlo de tensão como cargas de impedância constante, ou a introdução de mais transformadores que poderiam mesmo ter razão de transformação unitária e que serviriam apenas para o controlo de tensão nos nós. Esta solução exige um investimento significativo em sensores, comunicações e sistemas de controlo, o que torna difícil a sua implementação em redes com muita produção descentralizada.
Assim como para o caso das redes de transporte, também recentes desenvolvimentos vieram complicar a tarefa de controlar a tensão nas redes de distribuição. Cada vez mais produção descentralizada, proveniente principalmente de fontes renováveis, como a eólica, está a ser ligada às redes afectando assim o seu trânsito de energia. Em particular, se a potência fornecida não corresponder à potência necessária, o que pode acontecer no caso da energia eólica ou fotovoltaica, em que as fontes de energia não são controláveis, as variações de correntes nos ramos e consequentemente as variações de tensão nos nós aumentam. O valor máximo e mínimo da corrente num dado ramo da rede costumava depender apenas dos valores máximos e mínimos da procura, mas com a introdução da produção descentralizada passou a depender também da potência fornecida pelos geradores. Os limites são agora estabelecidos pela máxima procura e mínima geração e pela mínima procura e máxima geração.
Teoricamente, a introdução de mais geradores na rede de distribuição poderia aumentar as possibilidades de controlo de tensão no entanto, na maioria dos casos os geradores ligados às redes de distribuição não têm as mesmas capacidades de controlo de tensão que têm os geradores ligados às redes de transporte. Isto deve-se a:
- Estes geradores nem sempre têm a capacidade de variar a
geração de potência reactiva, dependendo do tipo de gerador e do conversor,
caso exista;
- Pode ser muito dispendioso equipar estes
equipamentos com dispositivos de controlo de tensão;
- Equipar estes geradores com dispositivos de
controlo de tensão pode aumentar o risco de toda ou parte da rede de
distribuição permanecer com energia depois de ser desligada do resto do sistema
(islanding);
- O facto de existirem muitos geradores torna
difícil ajustar parâmetros para o controlo de tensão, o que pode ser
necessário, por exemplo, depois de uma mudança na topologia da rede.
Existem muitas razões para o crescente investimento na produção descentralizada, como por exemplo a consciencialização para o problema ambiental ou a redução do risco a nível do investimento. No entanto, os problemas a nível de controlo da tensão nos nós têm que ser tidos em conta. Tantas soluções centralizadas como descentralizadas para o controlo de tensão têm sido desenvolvidas de modo a solucionar esses problemas.
Soluções centralizadas requerem a introdução de mais equipamentos de controlo de tensão como cargas de impedância constante, ou a introdução de mais transformadores que poderiam mesmo ter razão de transformação unitária e que serviriam apenas para o controlo de tensão nos nós. Esta solução exige um investimento significativo em sensores, comunicações e sistemas de controlo, o que torna difícil a sua implementação em redes com muita produção descentralizada.
Injecção de potência
reactiva durante o funcionamento normal da rede
O requisito básico dos códigos de rede reside na obrigação
dos aerogeradores terem um funcionamento contínuo durante o funcionamento
normal da rede. Os códigos de rede especificam que cada aerogerador deve ter a
capacidade de injecção de potência reactiva.
Em alguns códigos de rede, para além da injecção de potência reactiva, é especificado que os aerogeradores devem também ter a capacidade de estabilizar a sua tensão terminal num dado valor utilizando um regulador automático de tensão. O controlo da potência reactiva injectada pelos aerogeradores está relacionada com as características de cada rede, uma vez que a influência da injecção da potência reactiva está relacionada com a capacidade de curto-circuito das redes e da sua impedância.
Na acima estão representadas as especificações dos requisitos referentes à injecção de potência reactiva, durante o funcionamento normal da rede, do código de rede Dinamarquês [43].
Na figura acima é possível observar que o valor da potência reactiva injectada está sempre dependente do valor de potência activa injectada na rede eléctrica. Numa situação em que a potência activa está perto do seu valor nominal, o aerogerador terá mesmo que injectar na rede o máximo de potência reactiva permitida pelo código de rede.
Em Portugal, nos requisitos iniciais todos os parques deveriam fornecer, em termos de média anual nas horas de ponta e cheia do diagrama de cargas, uma fracção de energia reactiva de 0,4 relativamente à activa (tg φ = 0,4). Quando a geração eólica toma um maior peso no sistema esta exigência torna-se prejudicial, pois conduz a tensões excessivamente altas nas zonas de maior concentração de produção, não havendo uma verdadeira participação no serviço de sistema de gestão da reactiva.
Perante este desafio de ter que gerir a rede com tão elevado número de produção eólica, foi proposta a alteração dos pressupostos antigos, em que há obrigações de injectar/absorver consoante os períodos tarifários e independentemente do nível de tensão onde estivessem ligados, média, alta ou muito alta tensão. O novo sistema estabelece diferentes regras para cada nível de tensão. Em particular, os parques ligados à muito alta tensão devem fornecer serviços de reactiva, em regime permanente, na gama de tg φ entre 0 e +0,2.
Em alguns códigos de rede, para além da injecção de potência reactiva, é especificado que os aerogeradores devem também ter a capacidade de estabilizar a sua tensão terminal num dado valor utilizando um regulador automático de tensão. O controlo da potência reactiva injectada pelos aerogeradores está relacionada com as características de cada rede, uma vez que a influência da injecção da potência reactiva está relacionada com a capacidade de curto-circuito das redes e da sua impedância.
Na acima estão representadas as especificações dos requisitos referentes à injecção de potência reactiva, durante o funcionamento normal da rede, do código de rede Dinamarquês [43].
Na figura acima é possível observar que o valor da potência reactiva injectada está sempre dependente do valor de potência activa injectada na rede eléctrica. Numa situação em que a potência activa está perto do seu valor nominal, o aerogerador terá mesmo que injectar na rede o máximo de potência reactiva permitida pelo código de rede.
Em Portugal, nos requisitos iniciais todos os parques deveriam fornecer, em termos de média anual nas horas de ponta e cheia do diagrama de cargas, uma fracção de energia reactiva de 0,4 relativamente à activa (tg φ = 0,4). Quando a geração eólica toma um maior peso no sistema esta exigência torna-se prejudicial, pois conduz a tensões excessivamente altas nas zonas de maior concentração de produção, não havendo uma verdadeira participação no serviço de sistema de gestão da reactiva.
Perante este desafio de ter que gerir a rede com tão elevado número de produção eólica, foi proposta a alteração dos pressupostos antigos, em que há obrigações de injectar/absorver consoante os períodos tarifários e independentemente do nível de tensão onde estivessem ligados, média, alta ou muito alta tensão. O novo sistema estabelece diferentes regras para cada nível de tensão. Em particular, os parques ligados à muito alta tensão devem fornecer serviços de reactiva, em regime permanente, na gama de tg φ entre 0 e +0,2.
Legislação Portuguesa sobre a Interligação das Energias Renováveis
De entre os vários aspectos, que os
presentes Regulamentos acautelam, por imperativo de qualidade de serviço,
fiabilidade e segurança da rede, salientam-se os decorrentes do aumento da
produção de energia eléctrica de origem renovável e as inerentes dificuldades
na exploração da rede resultante do aumento do trânsito de energia reactiva e
as perturbações que podem afectar a estabilidade da rede em resultado da
saída intempestiva de elevados montantes de potência instalada em centros
electroprodutores renováveis, em particular de energia eólica, em situações de
existência de cavas de tensão na rede.
É ainda de referir que, na sequência da atribuição de competências à Direcção -Geral de Energia e Geologia na área da segurança de abastecimento de energia eléctrica, importa introduzir no RRT as disposições destinadas a assegurar os padrões e critérios de planeamento e exploração da rede de transporte que visam garantir a qualidade de serviço e adequadas condições de fiabilidade e segurança da rede.
De entre as alterações introduzidas no novo RRD para que a RND portuguesa possa suportar com segurança e fiabilidade a grande potência de geração eólica que tem vindo a ser ligada, salientam-se as seguintes:
a) Padrões de Segurança para Planeamento da RND [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“As centrais eólicas são representadas através de um equivalente por subestação da RND, que simula um agregado coerente de toda a produção eólica na área de influência da respectiva subestação.
Esta central equivalente deve ser simulada, com produção entre 10% (mínimo) e 80% (máximo) da sua potência nominal, com vista a avaliar o seu impacto nos trânsitos e no comportamento da RND quer em regime permanente quer em regime perturbado.
Para efeitos de planeamento da transformação mínima necessária em cada subestação para assegurar o abastecimento dos consumos, considera-se que, no estado actual de desenvolvimento da tecnologia deste tipo de centrais, a produção eólica não contribui com qualquer valor de potência garantida.”
Com estas regras garante-se não só que a RND tem capacidade para escoar toda a produção eólica que vier a ser instalada, mas também que tem capacidade de transporte para assegurar o abastecimento dos consumos independentemente da contribuição das centrais eólicas para o mix de produção.
b) Interruptibilidade [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Em certas situações de exploração da RND e sistema produtor (congestionamentos por indisponibilidade de equipamentos ou quando estiver em causa a segurança no equilíbrio produção-consumo) deverá ser possível controlar a produção dos geradores eólicos para que estes não excedam um determinado valor de potência (em MW) definido pela concessionária.”
Com esta regra estabelece-se que a segurança de funcionamento da RND está acima do direito concedido aos produtores de energia eólica de colocarem na rede, em prioridade, a energia que produzem.
c) Desvios de frequência [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os centros electroprodutores eólicos devem suportar incidentes, sem se desligarem da rede, nas seguintes condições:
• Desvios de frequência entre 47,5 e 51,5 Hz;”
Este aspecto é fundamental para a RND, que é malhada. De facto, se devido a um problema na rede a frequência variar e tal problema ocorrer numa altura em que o consumo está a ser abastecido, em parte significativa, por geradores eólicos, a desligação destes por variação de frequência vem agravar o problema.
O que hoje se exige aos aerogeradores ligados numa rede malhada é que se mantenham a produzir se a frequência baixar para não agravarem o défice de produção, e que se mantenham na rede sem injectar potência activa, se a frequência subir, de maneira a poderem retomar a produção logo que a frequência retome o valor normal.
d) Cavas de tensão [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os centros electroprodutores eólicos devem permanecer ligados à rede para cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação do centro electroprodutor eólico, esteja acima da curva apresentada na figura (apresentada no inicio da secção anterior), não podendo consumir potência activa ou reactiva durante o defeito e na fase de recuperação da tensão.
NOTA: A tensão apresentada é por unidade, tendo por base as tensões nominais do sistema eléctrico.
Após a eliminação do defeito e início da recuperação da tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação do centro electroprodutor eólico, a potência activa produzida deve recuperar de acordo com uma taxa de crescimento por segundo não inferior a 5% da sua potência nominal.”
Esta disposição visa reduzir, por um lado, as perturbações na RND durante os curto-circuitos e, por outro, a possibilidade de ocorrência de um “blackout” por desequilíbrio geração/consumo, após a eliminação dos defeitos. Para isso, os geradores eólicos têm de se manter ligados durante as cavas de tensão — o que os geradores eólicos mais antigos não conseguem — e de retomar a produção gradualmente após a eliminação dos defeitos.
e) Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os centros electroprodutores eólicos devem fornecer potência reactiva durante cavas de tensão, de acordo com a figura. 4.1, proporcionando desta forma suporte para a tensão na rede.
O cumprimento desta curva de produção mínima de potência reactiva durante afundamentos de tensão pelos centros de produção eólica deve iniciar-se com um atraso máximo de 50 ms após a detecção da cava de tensão.
NOTAS:
(1) Zona correspondente ao regime de funcionamento em defeito e recuperação. O centro electroprodutor eólico, na sequência de um defeito que provoque cavas de tensão superiores a 10%, deve cumprir a curva de produção mínima de potência reactiva com um atraso máximo de 50ms após a detecção da cava de tensão.
(2) Zona correspondente ao regime de funcionamento normal (ao entrar nesta zona de funcionamento o centro electroprodutor eólico deve regressar ao regime decorrente das regras de reactiva em vigor)
I pré-defeito - Corrente injectada na rede pelo parque eólico no instante imediatamente antes da ocorrência da cava de tensão.
I reactiva - Corrente reactiva (valor da componente reactiva da corrente) injectada na rede pelo centro electroprodutor eólico.”
Esta disposição é complementar da anterior. Como se sabe, os defeitos trazem consigo quedas de tensão acentuadas mas que podem ser atenuadas mediante a injecção de energia reactiva. Com esta disposição visa-se, portanto, reduzir a extensão de rede afectada por um defeito e, dessa maneira, melhorar a qualidade de serviço.
f) Fornecimento de energia reactiva [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os produtores em regime especial ligados à RND devem fazer acompanhar em regime normal de funcionamento, o fornecimento de energia activa, injectada no ponto de ligação, nos períodos de horas cheias e de ponta, de uma quantidade de energia reactiva de acordo com a seguinte tabela.
É ainda de referir que, na sequência da atribuição de competências à Direcção -Geral de Energia e Geologia na área da segurança de abastecimento de energia eléctrica, importa introduzir no RRT as disposições destinadas a assegurar os padrões e critérios de planeamento e exploração da rede de transporte que visam garantir a qualidade de serviço e adequadas condições de fiabilidade e segurança da rede.
De entre as alterações introduzidas no novo RRD para que a RND portuguesa possa suportar com segurança e fiabilidade a grande potência de geração eólica que tem vindo a ser ligada, salientam-se as seguintes:
a) Padrões de Segurança para Planeamento da RND [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“As centrais eólicas são representadas através de um equivalente por subestação da RND, que simula um agregado coerente de toda a produção eólica na área de influência da respectiva subestação.
Esta central equivalente deve ser simulada, com produção entre 10% (mínimo) e 80% (máximo) da sua potência nominal, com vista a avaliar o seu impacto nos trânsitos e no comportamento da RND quer em regime permanente quer em regime perturbado.
Para efeitos de planeamento da transformação mínima necessária em cada subestação para assegurar o abastecimento dos consumos, considera-se que, no estado actual de desenvolvimento da tecnologia deste tipo de centrais, a produção eólica não contribui com qualquer valor de potência garantida.”
Com estas regras garante-se não só que a RND tem capacidade para escoar toda a produção eólica que vier a ser instalada, mas também que tem capacidade de transporte para assegurar o abastecimento dos consumos independentemente da contribuição das centrais eólicas para o mix de produção.
b) Interruptibilidade [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Em certas situações de exploração da RND e sistema produtor (congestionamentos por indisponibilidade de equipamentos ou quando estiver em causa a segurança no equilíbrio produção-consumo) deverá ser possível controlar a produção dos geradores eólicos para que estes não excedam um determinado valor de potência (em MW) definido pela concessionária.”
Com esta regra estabelece-se que a segurança de funcionamento da RND está acima do direito concedido aos produtores de energia eólica de colocarem na rede, em prioridade, a energia que produzem.
c) Desvios de frequência [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os centros electroprodutores eólicos devem suportar incidentes, sem se desligarem da rede, nas seguintes condições:
• Desvios de frequência entre 47,5 e 51,5 Hz;”
Este aspecto é fundamental para a RND, que é malhada. De facto, se devido a um problema na rede a frequência variar e tal problema ocorrer numa altura em que o consumo está a ser abastecido, em parte significativa, por geradores eólicos, a desligação destes por variação de frequência vem agravar o problema.
O que hoje se exige aos aerogeradores ligados numa rede malhada é que se mantenham a produzir se a frequência baixar para não agravarem o défice de produção, e que se mantenham na rede sem injectar potência activa, se a frequência subir, de maneira a poderem retomar a produção logo que a frequência retome o valor normal.
d) Cavas de tensão [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os centros electroprodutores eólicos devem permanecer ligados à rede para cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação do centro electroprodutor eólico, esteja acima da curva apresentada na figura (apresentada no inicio da secção anterior), não podendo consumir potência activa ou reactiva durante o defeito e na fase de recuperação da tensão.
NOTA: A tensão apresentada é por unidade, tendo por base as tensões nominais do sistema eléctrico.
Após a eliminação do defeito e início da recuperação da tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação do centro electroprodutor eólico, a potência activa produzida deve recuperar de acordo com uma taxa de crescimento por segundo não inferior a 5% da sua potência nominal.”
Esta disposição visa reduzir, por um lado, as perturbações na RND durante os curto-circuitos e, por outro, a possibilidade de ocorrência de um “blackout” por desequilíbrio geração/consumo, após a eliminação dos defeitos. Para isso, os geradores eólicos têm de se manter ligados durante as cavas de tensão — o que os geradores eólicos mais antigos não conseguem — e de retomar a produção gradualmente após a eliminação dos defeitos.
e) Fornecimento de energia reactiva durante as cavas de tensão [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os centros electroprodutores eólicos devem fornecer potência reactiva durante cavas de tensão, de acordo com a figura. 4.1, proporcionando desta forma suporte para a tensão na rede.
O cumprimento desta curva de produção mínima de potência reactiva durante afundamentos de tensão pelos centros de produção eólica deve iniciar-se com um atraso máximo de 50 ms após a detecção da cava de tensão.
NOTAS:
(1) Zona correspondente ao regime de funcionamento em defeito e recuperação. O centro electroprodutor eólico, na sequência de um defeito que provoque cavas de tensão superiores a 10%, deve cumprir a curva de produção mínima de potência reactiva com um atraso máximo de 50ms após a detecção da cava de tensão.
(2) Zona correspondente ao regime de funcionamento normal (ao entrar nesta zona de funcionamento o centro electroprodutor eólico deve regressar ao regime decorrente das regras de reactiva em vigor)
I pré-defeito - Corrente injectada na rede pelo parque eólico no instante imediatamente antes da ocorrência da cava de tensão.
I reactiva - Corrente reactiva (valor da componente reactiva da corrente) injectada na rede pelo centro electroprodutor eólico.”
Esta disposição é complementar da anterior. Como se sabe, os defeitos trazem consigo quedas de tensão acentuadas mas que podem ser atenuadas mediante a injecção de energia reactiva. Com esta disposição visa-se, portanto, reduzir a extensão de rede afectada por um defeito e, dessa maneira, melhorar a qualidade de serviço.
f) Fornecimento de energia reactiva [82].
Sobre este aspecto foi estabelecido o seguinte:
“Os produtores em regime especial ligados à RND devem fazer acompanhar em regime normal de funcionamento, o fornecimento de energia activa, injectada no ponto de ligação, nos períodos de horas cheias e de ponta, de uma quantidade de energia reactiva de acordo com a seguinte tabela.
Esta situação pode e deve ser evitada. É este o primeiro objectivo desta disposição do RRD; o segundo, tem a ver com a participação dos Parques Eólicos na regulação da tensão da rede.
Face ao exposto, os geradores eólicos que desde há algum tempo têm vindo a ser instalados nos Parques Eólicos ligados à RND apresentam características que respondem às exigências indicadas nas alíneas c), d), e) e f).
Estas características começam a estar normalizadas nos aerogeradores produzidos pela maioria dos fabricantes, pelo que cabe às utilities a responsabilidade pela sua aplicação, evidentemente necessária para se poder integrar na rede, com segurança, grandes quantidades de geração eólica.
No que diz respeito à gestão da RND houve também que a repensar uma vez que tinha sido concebida, em Portugal, para um sistema hídrico/térmico. Assim, o Gestor Sistema, para poder realizar cabalmente a função “despacho”, passou a receber no seu SCADA, em tempo real, um conjunto de informações relacionadas com os Parques Eólicos ligados à RNT e com os parques de maior potência ligados à RND. De entre essas informações referem-se a localização geográfica de cada parque, as características eléctricas dos aerogeradores que o constituem (potência nominal, curva potência/velocidade do vento, velocidades mínima e máxima de funcionamento, velocidade de reinício após desligação por velocidade máxima, fault ride through capability e curva potência activa/potência reactiva), o esquema da subestação de interligação, as características dos sistemas de protecção instalados e o número de aerogeradores em serviço. Com estas informações é hoje possível monitorizar grande parte da produção eólica e gerir a rede e o restante sistema electroprodutor eficazmente e, além disso, prever a produção eólica com uma antecedência de 48 horas, renovada a cada 6 horas.
Face ao exposto, os geradores eólicos que desde há algum tempo têm vindo a ser instalados nos Parques Eólicos ligados à RND apresentam características que respondem às exigências indicadas nas alíneas c), d), e) e f).
Estas características começam a estar normalizadas nos aerogeradores produzidos pela maioria dos fabricantes, pelo que cabe às utilities a responsabilidade pela sua aplicação, evidentemente necessária para se poder integrar na rede, com segurança, grandes quantidades de geração eólica.
No que diz respeito à gestão da RND houve também que a repensar uma vez que tinha sido concebida, em Portugal, para um sistema hídrico/térmico. Assim, o Gestor Sistema, para poder realizar cabalmente a função “despacho”, passou a receber no seu SCADA, em tempo real, um conjunto de informações relacionadas com os Parques Eólicos ligados à RNT e com os parques de maior potência ligados à RND. De entre essas informações referem-se a localização geográfica de cada parque, as características eléctricas dos aerogeradores que o constituem (potência nominal, curva potência/velocidade do vento, velocidades mínima e máxima de funcionamento, velocidade de reinício após desligação por velocidade máxima, fault ride through capability e curva potência activa/potência reactiva), o esquema da subestação de interligação, as características dos sistemas de protecção instalados e o número de aerogeradores em serviço. Com estas informações é hoje possível monitorizar grande parte da produção eólica e gerir a rede e o restante sistema electroprodutor eficazmente e, além disso, prever a produção eólica com uma antecedência de 48 horas, renovada a cada 6 horas.
Interligação das Energias Renováveis na Rede Portuguesa
A utilização de Energias Renováveis para satisfazer os
elevados consumos energéticos dos países industrializados tem vindo a ganhar
importância por dois motivos principais, curiosamente bastante distintos: a
subida do preço dos combustíveis e a tomada de consciência, por parte destes
países, de que só utilizando energias de fonte renovável é possível garantir o
desenvolvimento sustentável.
Dos vários tipos de energia renovável utilizadas para produzir electricidade foi a energia eólica a que mais se desenvolveu devido à evolução tecnológica dos sistemas mecânicos e eléctricos associados à transformação do vento em electricidade. Contudo, a energia eólica teve dificuldade em se afirmar devido ao seu carácter intermitente, devido ao custo do kWh não ser competitivo quando começou a ser tecnicamente viável a sua exploração e devido a exigir grandes investimentos nas redes eléctricas, que precisaram de crescer significativamente. Pode dizer-se que foi uma decisão política que abriu o caminho, em Portugal, ao crescimento da energia eólica e, de maneira menos acentuada, das outras energias renováveis.
Como consequência da Política do Governo no desenvolvimento das fontes de energia renovável, houve um crescimento muito acentuado da potência eólica instalada em Portugal, sendo a Taxa de Crescimento Média Anual (TCMA) da potência instalada, entre 2001 e 2007, de 62,5%. Este crescimento reflecte-se no crescimento da produção eólica, sendo a sua TCMA, entre aqueles anos, de 60,0% [91].
A incorporação de energia eólica no sistema português é já significativa correspondendo actualmente (2008) a mais de 10% do consumo total referido à produção [91].
Os primeiros Parques Eólicos (PE) instalados em Portugal, que se mantêm em serviço, são constituídos por máquinas assíncronas de pequena potência (da ordem das poucas centenas de kW) e foram ligados à Rede de Distribuição (RD). Esta rede é normalmente radial, ou é explorada como radial mesmo quando permite fechar malhas para aumentar a continuidade de serviço.
A potência total de cada um destes Parques Eólicos é baixa, raramente alcançando os 10 MW, o que permitiu encarar sempre a sua produção como marginal face ao sistema electroprodutor. Estes parques não foram, por isso, submetidos a despacho, aceitando-se que toda a energia que produzem seja colocada na rede.
Por uma questão de segurança dos aerogeradores, estes são retirados de serviço quando a tensão da rede sofre variações de ± 10 % em relação ao valor nominal. Estes Parques Eólicos são também desligados quando ficam em ilha (situação detectada através da variação da frequência) por dois motivos: o primeiro é a incapacidade de realizarem o controlo potência activa/frequência; o segundo, tem a ver com as religações na RD, as quais, por razões de sincronismo, só podem ser feitas na ausência de tensão na rede a jusante.
Os primeiros Parques Eólicos funcionavam, pois, como geradores de corrente e gozavam do privilégio de estar ligados a uma rede suficientemente forte (quando comparada com a potência que podem injectar) para não terem de assegurar qualquer serviço de sistema a não ser o fornecimento, nos períodos fora de vazio, de uma quantidade de energia reactiva correspondente, no mínimo, a 40 % da energia activa fornecida, conforme definido em [92].
O enorme crescimento da potência eólica instalada veio alterar profundamente este cenário. Os Parques Eólicos passaram a ter potências muito mais elevadas tendo, em grande parte, de ser ligados à RNT que se reforçou, e continua a reforçar, significativamente para poder acomodar esta potência crescente.
Com o aumento da potência eólica surgiram problemas de exploração a vários níveis, nomeadamente:
• Estabilidade da rede
• Variabilidade da produção
Enquanto os problemas de estabilidade obrigaram a que se começassem a instalar aerogeradores com novas funcionalidades e características técnicas adequadas a uma realidade mais exigente, os problemas relacionados com a variabilidade da produção surgiram devido à impossibilidade dos aerogeradores garantirem o fornecimento de potência (quando não há vento, não produzem) e à necessidade de controlar (reduzir) a sua produção, caso ela seja elevada, nas horas de vazio e de super-vazio. Houve, portanto, que repensar o Regulamento da Rede de Transporte português (RRT), que está em vigor desde 1 de Junho de 2000, estando a sua reformulação concluída, no capítulo anterior pode-se verificar alterações efectuadas.
Os novos centros produtores eólicos e hídricos previstos situam-se, na sua larga maioria, no interior norte e centro do País, em zonas montanhosas onde os consumos eléctricos são pouco significativos e onde a rede de transporte de electricidade não se encontra muito desenvolvida. Tornava-se pois imperativo escoar os elevados montantes das zonas interiores excedentárias em geração, para as zonas de maior consumo situadas no litoral [93] [94]. A rede de transporte existente não se mostrava minimamente adequada para fazer face às novas exigências pelo que foi necessário estabelecer uma estratégia para o seu reforço.
O carácter volátil e não regulável da produção de natureza eólica, associado aos grandes valores previstos, tanto em Portugal como em Espanha (previsão de valores até 40 GW), conduzem ao aparecimento de fluxos de circulação e de troca de energia entre ambas as redes mais expressivos que no passado e difíceis de antecipar.
Surge assim, naturalmente, a oportunidade e o interesse de, não só reforçar a rede para o escoamento interno, como também proceder, de forma simultânea e coordenada, ao reforço da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha, em complemento e em articulação com as metas de capacidade traçadas pelo MIBEL. A figura em baixo ilustra a estrutura da rede de transporte em Portugal e a localização da nova produção hídrica e eólica.
Dos vários tipos de energia renovável utilizadas para produzir electricidade foi a energia eólica a que mais se desenvolveu devido à evolução tecnológica dos sistemas mecânicos e eléctricos associados à transformação do vento em electricidade. Contudo, a energia eólica teve dificuldade em se afirmar devido ao seu carácter intermitente, devido ao custo do kWh não ser competitivo quando começou a ser tecnicamente viável a sua exploração e devido a exigir grandes investimentos nas redes eléctricas, que precisaram de crescer significativamente. Pode dizer-se que foi uma decisão política que abriu o caminho, em Portugal, ao crescimento da energia eólica e, de maneira menos acentuada, das outras energias renováveis.
Como consequência da Política do Governo no desenvolvimento das fontes de energia renovável, houve um crescimento muito acentuado da potência eólica instalada em Portugal, sendo a Taxa de Crescimento Média Anual (TCMA) da potência instalada, entre 2001 e 2007, de 62,5%. Este crescimento reflecte-se no crescimento da produção eólica, sendo a sua TCMA, entre aqueles anos, de 60,0% [91].
A incorporação de energia eólica no sistema português é já significativa correspondendo actualmente (2008) a mais de 10% do consumo total referido à produção [91].
Os primeiros Parques Eólicos (PE) instalados em Portugal, que se mantêm em serviço, são constituídos por máquinas assíncronas de pequena potência (da ordem das poucas centenas de kW) e foram ligados à Rede de Distribuição (RD). Esta rede é normalmente radial, ou é explorada como radial mesmo quando permite fechar malhas para aumentar a continuidade de serviço.
A potência total de cada um destes Parques Eólicos é baixa, raramente alcançando os 10 MW, o que permitiu encarar sempre a sua produção como marginal face ao sistema electroprodutor. Estes parques não foram, por isso, submetidos a despacho, aceitando-se que toda a energia que produzem seja colocada na rede.
Por uma questão de segurança dos aerogeradores, estes são retirados de serviço quando a tensão da rede sofre variações de ± 10 % em relação ao valor nominal. Estes Parques Eólicos são também desligados quando ficam em ilha (situação detectada através da variação da frequência) por dois motivos: o primeiro é a incapacidade de realizarem o controlo potência activa/frequência; o segundo, tem a ver com as religações na RD, as quais, por razões de sincronismo, só podem ser feitas na ausência de tensão na rede a jusante.
Os primeiros Parques Eólicos funcionavam, pois, como geradores de corrente e gozavam do privilégio de estar ligados a uma rede suficientemente forte (quando comparada com a potência que podem injectar) para não terem de assegurar qualquer serviço de sistema a não ser o fornecimento, nos períodos fora de vazio, de uma quantidade de energia reactiva correspondente, no mínimo, a 40 % da energia activa fornecida, conforme definido em [92].
O enorme crescimento da potência eólica instalada veio alterar profundamente este cenário. Os Parques Eólicos passaram a ter potências muito mais elevadas tendo, em grande parte, de ser ligados à RNT que se reforçou, e continua a reforçar, significativamente para poder acomodar esta potência crescente.
Com o aumento da potência eólica surgiram problemas de exploração a vários níveis, nomeadamente:
• Estabilidade da rede
• Variabilidade da produção
Enquanto os problemas de estabilidade obrigaram a que se começassem a instalar aerogeradores com novas funcionalidades e características técnicas adequadas a uma realidade mais exigente, os problemas relacionados com a variabilidade da produção surgiram devido à impossibilidade dos aerogeradores garantirem o fornecimento de potência (quando não há vento, não produzem) e à necessidade de controlar (reduzir) a sua produção, caso ela seja elevada, nas horas de vazio e de super-vazio. Houve, portanto, que repensar o Regulamento da Rede de Transporte português (RRT), que está em vigor desde 1 de Junho de 2000, estando a sua reformulação concluída, no capítulo anterior pode-se verificar alterações efectuadas.
Os novos centros produtores eólicos e hídricos previstos situam-se, na sua larga maioria, no interior norte e centro do País, em zonas montanhosas onde os consumos eléctricos são pouco significativos e onde a rede de transporte de electricidade não se encontra muito desenvolvida. Tornava-se pois imperativo escoar os elevados montantes das zonas interiores excedentárias em geração, para as zonas de maior consumo situadas no litoral [93] [94]. A rede de transporte existente não se mostrava minimamente adequada para fazer face às novas exigências pelo que foi necessário estabelecer uma estratégia para o seu reforço.
O carácter volátil e não regulável da produção de natureza eólica, associado aos grandes valores previstos, tanto em Portugal como em Espanha (previsão de valores até 40 GW), conduzem ao aparecimento de fluxos de circulação e de troca de energia entre ambas as redes mais expressivos que no passado e difíceis de antecipar.
Surge assim, naturalmente, a oportunidade e o interesse de, não só reforçar a rede para o escoamento interno, como também proceder, de forma simultânea e coordenada, ao reforço da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha, em complemento e em articulação com as metas de capacidade traçadas pelo MIBEL. A figura em baixo ilustra a estrutura da rede de transporte em Portugal e a localização da nova produção hídrica e eólica.
Quanto ao sistema produtor
realça-se a existência de uma parcela significativa de geração hídrica com
características de fio-de-água, na casa dos 2 GW, com uma muito reduzida
capacidade de armazenamento e, consequentemente, não permitindo a regulação da
energia hídrica afluente. Características similares têm também os geradores
eólicos, pois não possuem qualquer capacidade de regulação da energia eólica
afluente [48].
Em 2020 a potência eólica instalada poderá atingir valores da ordem de 8 GW (0,5 dos quais em off-shore) [48].
Mesmo atribuindo à geração de origem eólica um coeficiente de simultaneidade de 65%, seremos conduzidos, com bastante frequência, a montantes de injecção de 5 GW, em particular nos vazios nocturnos em que a produtibilidade é estatisticamente superior. A estes montantes de produção hídrica e eólica adicionam-se também os provenientes de unidades de co-geração associadas a processos industriais de funcionamento ininterrupto [48].
Nesse mesmo horizonte temporal são esperados valores de vazio da potência de consumo no sistema eléctrico português que poderão rondar os 5 GW (os valores de ponta poderão ser da ordem de 12 GW) [48].
Assim, o sistema será conduzido a regimes de operação da rede em que a energia renovável afluente não regulável (fio-de-água e eólica) somada com a de co-geração será superior às necessidades de potência de consumo.
A construção de novos aproveitamentos hidroeléctricos com bombagem irá atenuar este desequilíbrio (espera-se que em 2020 a capacidade em aproveitamentos hídricos reversíveis venha a ser superior a 3 GW), mas ainda assim não permitirá invertê-lo. Este conflito foi antecipado e estão a ser tomadas medidas para o ultrapassar, nomeadamente através de regras de corte que se fixam nos contratos entre o TSO e os Produtores e cuja implementação será assegurada pelos Centros de Despacho das Empresas Promotoras dos parques eólicos [48].
O crescimento da energia eólica coloca também novos desafios em termos de estabilidade do sistema.
Um primeiro aspecto importante deste ponto de vista prende-se com a inexistência da funcionalidade Fault Ride Through Capacity (FRTC) num grande número de parques. Efectivamente, desde 2001/2002, data em que entraram em serviço os primeiros parques eólicos em Portugal, até ao presente, a grande maioria dos aerogeradores obteve licença de ligação sem que tenha sido exigido qualquer requisito técnico no sentido de que os aerogeradores suportem cavas de tensão. Estima-se que mais de 3000 MW tenham sido autorizados nestas condições. As simulações de rede mostram que as cavas de tensão que surgem no sistema na sequência de curto-circuitos podem conduzir a perdas de potência eólica que põem em risco a estabilidade e a segurança do sistema. A figura 5.4 ilustra a situação ocorrida, no dia 28 de Novembro de 2008, em que cerca de 2/3 da potência eólica que estava a ser produzida foi bruscamente desligada na sequência de um curto-circuito numa linha de 220 kV (linha Recarei-Canelas). O desvio nas interligações atingiu valores da ordem dos 750 MW como também se mostra na figura em baixo [48].
Um outro aspecto relaciona-se com o pequeno valor relativo da inércia dos aerogeradores face àquele que os geradores convencionais hídricos ou térmicos proporcionam. De facto, um sistema com menos inércia, torna-se mais vulnerável face a situações de regime perturbado.
A implementação de regras que exijam e assegurem um conjunto de características técnicas concretas aos aerogeradores revela-se assim de extrema importância para a segurança global do sistema [4].
Em 2020 a potência eólica instalada poderá atingir valores da ordem de 8 GW (0,5 dos quais em off-shore) [48].
Mesmo atribuindo à geração de origem eólica um coeficiente de simultaneidade de 65%, seremos conduzidos, com bastante frequência, a montantes de injecção de 5 GW, em particular nos vazios nocturnos em que a produtibilidade é estatisticamente superior. A estes montantes de produção hídrica e eólica adicionam-se também os provenientes de unidades de co-geração associadas a processos industriais de funcionamento ininterrupto [48].
Nesse mesmo horizonte temporal são esperados valores de vazio da potência de consumo no sistema eléctrico português que poderão rondar os 5 GW (os valores de ponta poderão ser da ordem de 12 GW) [48].
Assim, o sistema será conduzido a regimes de operação da rede em que a energia renovável afluente não regulável (fio-de-água e eólica) somada com a de co-geração será superior às necessidades de potência de consumo.
A construção de novos aproveitamentos hidroeléctricos com bombagem irá atenuar este desequilíbrio (espera-se que em 2020 a capacidade em aproveitamentos hídricos reversíveis venha a ser superior a 3 GW), mas ainda assim não permitirá invertê-lo. Este conflito foi antecipado e estão a ser tomadas medidas para o ultrapassar, nomeadamente através de regras de corte que se fixam nos contratos entre o TSO e os Produtores e cuja implementação será assegurada pelos Centros de Despacho das Empresas Promotoras dos parques eólicos [48].
O crescimento da energia eólica coloca também novos desafios em termos de estabilidade do sistema.
Um primeiro aspecto importante deste ponto de vista prende-se com a inexistência da funcionalidade Fault Ride Through Capacity (FRTC) num grande número de parques. Efectivamente, desde 2001/2002, data em que entraram em serviço os primeiros parques eólicos em Portugal, até ao presente, a grande maioria dos aerogeradores obteve licença de ligação sem que tenha sido exigido qualquer requisito técnico no sentido de que os aerogeradores suportem cavas de tensão. Estima-se que mais de 3000 MW tenham sido autorizados nestas condições. As simulações de rede mostram que as cavas de tensão que surgem no sistema na sequência de curto-circuitos podem conduzir a perdas de potência eólica que põem em risco a estabilidade e a segurança do sistema. A figura 5.4 ilustra a situação ocorrida, no dia 28 de Novembro de 2008, em que cerca de 2/3 da potência eólica que estava a ser produzida foi bruscamente desligada na sequência de um curto-circuito numa linha de 220 kV (linha Recarei-Canelas). O desvio nas interligações atingiu valores da ordem dos 750 MW como também se mostra na figura em baixo [48].
Um outro aspecto relaciona-se com o pequeno valor relativo da inércia dos aerogeradores face àquele que os geradores convencionais hídricos ou térmicos proporcionam. De facto, um sistema com menos inércia, torna-se mais vulnerável face a situações de regime perturbado.
A implementação de regras que exijam e assegurem um conjunto de características técnicas concretas aos aerogeradores revela-se assim de extrema importância para a segurança global do sistema [4].
Os investimentos em
energias renováveis nos últimos anos fizeram de Portugal uma referência mundial
neste domínio, nomeadamente no que diz respeito à energia eólica tendo sido
possível atingir, já em 2009, o objectivo proposto de ter, em 2010, 45% da
electricidade produzida a partir de fontes renováveis.
Portugal assumiu para 2020, no quadro dos seus compromissos europeus, uma meta de consumo de energia final de 31% a partir de fontes renováveis e uma meta de 60% da produção de electricidade também a partir de fontes de energia renovável.
Prevê-se que, até 2020, possa ser atingida uma potência instalada de 8500 MW sendo que este valor dependerá de um conjunto de factores, designadamente, da evolução da procura de electricidade, da penetração dos veículos eléctricos, da capacidade de transferir consumos de períodos de ponta para períodos de vazio e também da viabilidade técnica e dos custos das tecnologias eólicas offshore.
Visando o aumento da robustez das redes de transporte e distribuição foi aprovada a obrigatoriedade da instalação de equipamentos que suportem as cavas de tensão.
Portugal assumiu para 2020, no quadro dos seus compromissos europeus, uma meta de consumo de energia final de 31% a partir de fontes renováveis e uma meta de 60% da produção de electricidade também a partir de fontes de energia renovável.
Prevê-se que, até 2020, possa ser atingida uma potência instalada de 8500 MW sendo que este valor dependerá de um conjunto de factores, designadamente, da evolução da procura de electricidade, da penetração dos veículos eléctricos, da capacidade de transferir consumos de períodos de ponta para períodos de vazio e também da viabilidade técnica e dos custos das tecnologias eólicas offshore.
Visando o aumento da robustez das redes de transporte e distribuição foi aprovada a obrigatoriedade da instalação de equipamentos que suportem as cavas de tensão.