Tecnologias De Armazenamento De Energia Para Sistemas 100% Renováveis De Média Dimensão

Tecnologias de Armazenamento de Energia para Sistemas 100% renováveis de Média Dimensão

Caso de estudo: Ilha da Brava

Gonçalo Miguel Lírio Nobre Glória

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e Computadores

Orientador: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus

Júri Presidente: Prof. Doutor Rui Manuel Gameiro de Castro Orientador: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus Vogal: Prof. Doutor João Abel Peças Lopes

Março 2017 ii ”O pensamento ainda e´ a melhor maneira de fugir ao pensamento.” Fernando Pessoa

iii iv Agradecimentos

E´ uma maratona que chega ao fim. Esta dissertaçao,˜ no seu estado final, poe˜ fim a um caminho ´ıngreme que durou 9 meses, sempre preenchidos de trabalho arduo´ e sacrif´ıcios mas tambem´ de objectivos atingidos e satisfaçao.˜ Neste caminho algumas foram as pessoas que tiveram interferenciaˆ directa ou indirectamente no desenrolar de todo o percurso, as` quais nao˜ quero deixar de agradecer. Em primeira instancia,ˆ queria deixar o meu agradecimento ao meu orientador, o Professor Jose´ Ferreira de Jesus por ter-se apresentado sempre disposto a auxiliar com o seu conhecimento tecnico´ nas questoes˜ que iam surgindo com o desenrolar do trabalho e tambem´ pela valiosa contribuiçao˜ que a sua experiente intuiçao˜ apresenta para a resoluçao˜ de problemas. A sua boa disposiçao˜ tambem´ foi sempre um marco para o ambiente vivido na Area´ Cientifica de Energia. Um agradecimento muito especial a` Inesˆ Barreira por todo o contributo que teve neste percurso desde a partilha de conhecimentos uteis´ para a tese, a` disponibilidade em ajudar e pelo agradavel´ conv´ıvio diario´ vivenciado. Mas, principalmente fico grato pela relaçao˜ sui generis que desde logo criamos´ quando nos conhecemos no in´ıcio deste caminho, que agora termina, mas que permitiu a construçao˜ de uma forte amizade que perdurara.´ Sem ela teria sido tudo mais complicado e menos especial. Por fim, quero agradecer a toda a minha fam´ılia e amigos. Quanto aos meus amigos um agradecimento especial ao Ricardo Ferro, Filipe Lu´ıs e Bernardo Esteves por serem os irmaos˜ que escolhi na minha vida e que tiveram uma contribuiçao˜ indirecta, embora relevante em todo este caminho. Para a minha fam´ılia agradeço toda a dedicaçao,˜ pacienciaˆ e amor que sempre tiveram durante estes 9 meses, que nem sempre foram faceis´ mas que com o seu apoio me ajudaram a ultrapassar os obstaculos´ e chegar ao fim desta etapa da minha vida com sucesso. A todas estas pessoas dedico esta tese e deixo o meu sincero obrigado!

v vi Resumo

Com o crescimento da procura de energia verificado e o aumento da quota de penetraçao˜ de energias renovaveis,´ o maior desafio que se coloca aos sistemas electricos´ e´ o de satisfazer este desenvolvimento de forma segura, economica´ e sustentavel.´ Os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE), e especificamente os Battery Energy Storage Systems (BESS), temˆ provado ser elementos cruciais nesta mudança de paradigma pela contribuiçao˜ para o aumento da penetraçao˜ renovavel´ e atenuaçao˜ dos problemas operacionais que dela advem.ˆ A ilha da Brava em Cabo Verde apresenta um plano energetico´ para 2020, que visa tornar a ilha 100% renovavel´ com aux´ılio de um BESS. Assim o objectivo deste trabalho consiste em estudar a possibilidade de operar a rede da ilha em 2020, num panorama so´ com geraçao˜ renovavel´ e um BESS, analisando-se a estabilidade da rede, o controlo de frequenciaˆ e o impacto na penetraçao˜ renovavel.´ Para tal sao˜ constru´ıdos os cenarios´ de simulaçao˜ incluindo a previsao˜ de carga e de recursos renovaveis´ para 2020. O dimensionamento/implementaçao˜ da rede deMT e´ efectuado no PSS/E.Sao˜ realizados estudos em regime estacionario´ e transitorio´ de forma a se poder retirar as devidas conclusoes.˜ Da analise´ dos resultados verificou-se a interdependenciaˆ entre o BESS em serviço e a estabilidade da rede, dada a importanciaˆ que revelou ter no controlo de frequenciaˆ e flexibilidade da rede, permitindo o seu funcionamento com geraçao˜ 100% renovavel.´ Adicionalmente realizaram-se tambem´ estudos que apresentam um panorama em que existe aux´ılio do menor dos grupos convencionais da ilha.

Palavras-chave: Ilha da Brava, Projecto 100% Renovavel,´ SAE, BESS, PSS/E

vii viii Abstract

With the growth in energy demand that has recently occurred, accompanied by the increasing of renewable energy penetration, the biggest challenge to the electrical networks is to meet this development in a safe, economical and sustainable way. Energy Storage Systems (ESSs), and speciﬁcally Battery Energy Storage Systems (BESS) have proven to be crucial elements in this paradigm change by contri- buting to increase the renewable penetration and by mitigating the operational problems that arise from it. The Brava island in Cape Verde presents an energy plan for 2020, which aims to turn the island 100% renewable with the help of a BESS. Thus, the objective of this work is to study the possibility of operating the island network, in 2020, with only renewable generation and a BESS analyzing the system stability, the frequency control and the impact of renewable penetration. For this, the simulation scenarios inclu- ding the forecast of load and renewable resources for 2020 were built. The sizing/implementation of the network is done in PSS/E. To draw the necessary conclusions from this study, stationary and transient studies are carried out. The analysis of the results shows the dependence between the BESS and the stability of the network, given the importance it showed in primary frequency control and in providing ﬂexibility to the grid. Besides, there were also presented studies that offer a picture in which there is the aid of the smaller conventional machine of the island.

Keywords: Brava Island, 100% Renewable Project, EES, BESS, PSS/E

ix x Conte ´udo

Agradecimentos...... v Resumo...... vii Abstract...... ix Lista de Tabelas...... xv Lista de Figuras...... xvii Lista de Abreviaturas...... xxii

1 Introduc¸ao˜ 1 1.1 Enquadramento...... 1 1.2 Motivac¸ao˜ e objectivos...... 5 1.3 Estrutura do documento...... 6

2 SAEs para integraçao˜ de renovaveis´ no sector energetico´ 8 2.1 Energias renovaveis´ em redes insulares e problemas operacionais...... 8 2.2 Soluçoes˜ face aos problemas operacionais...... 10 2.2.1 Fontes de energia renovavel´ e regulaçao˜ ...... 10 2.2.2 Sistemas de armazenamento de energia (SAEs)...... 11 2.2.2.1 Introduçao˜ ...... 11 2.2.2.2 Principais Caracter´ısticas...... 13 2.2.2.3 Aplicaçoes˜ ...... 17 2.3 Baterias...... 19 2.3.1 Introduçao˜ ...... 19 2.3.2 Componentes do sistema de armazenamento de uma bateria...... 20 2.3.3 Princ´ıpio de funcionamento...... 22 2.3.4 Caracter´ısticas tecnicas´ de uma bateria...... 23 2.3.5 Aplicaçoes˜ de aux´ılio a` integraçao˜ de renovaveis´ ...... 26 2.3.6 Baterias de l´ıtio vs Baterias de Acido-Chumbo´ ...... 29

3 Caso de Estudo: ilha da Brava 32 3.1 Ilha da Brava...... 32 3.2 Brava: Ano 2015...... 33 3.2.1 Sistema Electroprodutor e Subestac¸oes˜ ...... 33

xi 3.2.2 Rede de distribuiçao˜ ...... 34 3.2.3 Diagrama de Carga...... 35 3.2.4 Caracterizaçao˜ do recurso Solar e Eolico´ ...... 37 3.3 Brava: Ano 2020...... 38 3.3.1 Plano de implementaçao˜ de novos projectos...... 38 3.3.2 Previsao˜ de Carga para 2020...... 39 3.3.3 Redimensionamento dos projectos a implementar...... 40 3.3.4 Projecto ilha 100% Renovavel´ ...... 42

4 Implementaçao˜ e Modelizaçao˜ 43 4.1 Software PSS/E...... 43 4.2 Implementaçao˜ e modelizaçao˜ da rede no PSS/E...... 44 4.2.1 Introduçao˜ ...... 44 4.2.2 Geradores Convencionais...... 45 4.2.3 Renovaveis´ ...... 48 4.2.4 Protecçoes˜ ...... 50 4.2.5 Bateria (BESS)...... 51 4.2.5.1 Dimensionamento...... 52 4.2.5.2 Modelizaçao˜ ...... 53

5 Simulaçoes˜ e Resultados 58 5.1 Construçao˜ dos cenarios´ de simulaçao˜ ...... 58 5.2 Resultados do transitoˆ de energia...... 62 5.2.1 Ilha da Brava sem geraçao˜ renovavel´ ...... 63 5.2.1.1 Analise´ ...... 63 5.2.2 Ilha da Brava com geraçao˜ renovavel´ ...... 64 5.2.2.1 Renovaveis´ projetadas no Plano Energetico´ para 2020...... 64 5.2.2.2 Renovaveis´ redimensionadas...... 65 5.2.2.3 Analise´ ...... 65 5.2.3 Ilha da Brava com geraçao˜ renovavel´ e BESS...... 66 5.2.3.1 100% Renovavel´ ...... 68 5.2.3.1.1 Analise´ ...... 70 5.2.3.2 Com geraçao˜ convencional...... 72 5.2.3.2.1 Analise´ ...... 73 5.3 Simulaçoes˜ Dinamicasˆ ...... 75 5.3.1 Curto-circuito franco no BUS50-VILA...... 76 5.3.2 Sa´ıda de serviço de um grupo termico´ (G1)...... 79 5.3.3 Variaçao˜ da irradianciaˆ ...... 80 5.3.4 Sa´ıda de serviço do BESS...... 83 5.4 Analise´ geral...... 87

xii 6 Conclusao˜ 91 6.1 Conclusoes˜ ...... 91 6.2 Trabalho Futuro...... 95

Bibliograﬁa 95

A Diagrama Uniﬁlar da Rede MT da Brava A.1 A.1 Brava 2015...... A.2 A.2 Brava 2020...... A.3

B Datasheets B.1 B.1 Paineis´ Fotovoltaicos...... B.2 B.2 Modulo´ Bateria...... B.3

C Modelos Dinamicos:ˆ Testes e Parametrosˆ C.1 C.1 Protec¸oes˜ contra cavas de tensao˜ ...... C.1 C.2 Teste a` excitatriz dos grupos termicos´ ...... C.1 C.3 Teste ao regulador carga-velocidade dos grupos termicos´ ...... C.2 C.4 Ficheiro DYRE ...... C.2

D Despacho da Bateria D.1 D.1 Panorama 100% renovavel´ ...... D.1 D.2 Panorama com bateria, renovaveis´ e convencional...... D.1

E Resultados Dinamicosˆ suplementares E.1 E.1 Curto-circuito franco no BUS50-VILA...... E.1 E.1.1 100% renovavel´ ...... E.1 E.1.2 Com convencional...... E.2 E.2 Sa´ıda de serviço de um grupo termico´ (G1)...... E.3 E.3 Variaçao˜ da irradianciaˆ ...... E.4 E.3.1 100% renovavel´ ...... E.4 E.3.2 Com convencional...... E.4 E.4 Sa´ıda de serviço do BESS...... E.5 E.4.1 100% renovavel´ ...... E.5 E.4.2 Com convencional...... E.5 E.4.2.1 Cenario´ II...... E.5 E.4.2.2 Cenario´ IV...... E.6

xiii xiv Lista de Tabelas

2.1 Caracter´ısticas tecnicas´ tipicas dos diferentes SAEs...... 14

3.1 Dados dos grupos da central de Favetal...... 34 3.2 Dados da subestac¸ao˜ de Favetal...... 34 3.3 Caracter´ısticas das linhas e cabos...... 35 3.4 Dados da carga na Ponta e Vazio de 2015 para a ilha da Brava...... 36 3.5 Previsao˜ de ponta e vazio apresentada em [8] para 2015 e 2020...... 39 3.6 Dados da carga na Ponta e Vazio de 2020 para a ilha da Brava...... 39 3.7 Dados do PEVF...... 41 3.8 Dados do PSF...... 41

4.1 Dados dos grupos termicos´ em regime estacionario.´ ...... 47 4.2 Dados dos parques renovaveis´ em regime estacionario.´ ...... 49 4.3 Dados para os diferentes escaloes˜ das protecc¸oes˜ de tensao/frequ˜ encia.ˆ ...... 51 4.4 Caracter´ısticas de dimensionamento do BESS...... 53 4.5 Dados da bateria em regime estacionario.´ ...... 54

5.1 Dados da irradianciaˆ e potenciaˆ solar dispon´ıvel para cada planeamento estudado.... 60 5.2 Resultados do regime estacionario´ para o panorama sem geraçao˜ renovavel.´ ...... 63 5.3 Resultados do regime estacionario´ para o panorama com renovaveis´ redimensionadas.. 65 5.4 Resultados do regime estacionario´ para o panorama 100% renovavel.´ ...... 70 5.5 Energia desperdiçada no panorama 100% renovavel.´ ...... 71 5.6 Resultados do regime estacionario´ para o panorama com BESS, renovaveis´ e convencional...... 73 5.7 Energia desperdiçada no panorama com BESS, renovaveis´ e convencional...... 74 5.8 Resumo dos resultados dos estudos dinamicos.ˆ ...... 89

D.1 Despacho da bateria no panorama 100% renovavel.´ ...... D.2 D.2 Despacho da bateria no panorama com BESS, renovaveis´ e convencional...... D.3

xv xvi Lista de Figuras

1.1 Evoluçao˜ da geraçao˜ nos pa´ıses desenvolvidos e em desenvolviemnto...... 2 1.2 Evoluçao˜ das diferentes tecnologias renovaveis´ entre 2000 e 2015...... 3 1.3 Percentagem de sistemas de armazenamento instalados ate´ 2014...... 4

2.1 Categorizaçao˜ dos SAEs quanto a` forma de armazenamento...... 12 2.2 Eficienciaˆ e perdas num SAE...... 13 2.3 Potenciaˆ nominal vs capacidade de armazenamento de diferentes SAEs...... 16 2.4 Componentes t´ıpicos de um BESS...... 21 2.5 Ciclo carga/descarga numa bateria...... 23 2.6 Variaçao˜ do numero´ de ciclos com a profundidade de descarga...... 24 2.7 Caracter´ıstica da curva de descarga de uma bateria de l´ıtio...... 25 2.8 Despacho com e sem BESS...... 26 2.9 Influenciaˆ de uma bateria na suavizaçao˜ de flutuaçoes.˜ ...... 27 2.10 Aplicaçoes˜ de deslocamento temporal de energia...... 28 2.11 Regulaçao˜ de frequenciaˆ por BESS...... 29

3.1 Planta ilha da Brava...... 33 3.2 Esquema da central de Favetal...... 34 3.3 Diagrama de carga de 2015...... 36 3.4 Diagrama das irradianciaˆ de meses de cada estaçao˜ do ano na Furna...... 37 3.5 Perfil de vento para a ilha da Brava...... 38 3.6 Diagrama de carga de 2020...... 40 3.7 Esquema Unifilar do PEVF...... 41 3.8 Esquema Unifilar do PSF...... 42 3.9 Esquema Unifilar da instalaçao˜ do BESS...... 42

4.1 Sequenciaˆ de acçoes˜ realizadas pelo PSS/E numa simulaçao˜ dinamica.ˆ ...... 44 4.2 Esquema unifilar no PSS/E referente ao ano de 2020...... 46 4.3 Diagrama de blocos do controlo de potenciaˆ activa do modelo CBEST...... 54 4.4 Diagrama de blocos do modelo PAUX1...... 55 4.5 Diagrama de blocos da parte de controlo de reactiva do modelo CBEST...... 56

xvii 5.1 Dados gerais do recurso eolico´ a utilizar para as simulaçoes.˜ ...... 59 5.2 Carga de 2020 vs Geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel...... 61 5.3 Perfil de tensoes˜ para o panorama sem geraçao˜ renovavel.´ ...... 63 5.4 Perfil de tensoes˜ para o panorama com renovaveis´ redimensionadas...... 65 5.5 Diagrama de carga do panorama 100% renovavel,´ com o despacho das unidades de geraçao.˜ ...... 69 5.6 Estado de carga (SOC) da bateria para o panorama 100% renovavel.´ ...... 70 5.7 Perfil de tensoes˜ para o panorama 100% renovavel.´ ...... 70 5.8 Diagrama de carga do panorama com o despacho do BESS, renovaveis´ e convencional. 72 5.9 Estado de carga (SOC) da bateria para o panorama com BESS, renovaveis´ e convencional. 73 5.10 Perfil de tensoes˜ para o panorama com BESS, renovaveis´ e convencional...... 73 5.11 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activados PVs (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ ...... 77 5.12 Potenciaˆ e variaçao˜ velocidade de um aerogerador (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ ...... 77 5.13 Potenciaˆ activa e energia do BESS (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ ...... 77 5.14 Potenciaˆ Reactiva (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ ...... 77 5.15 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ mecanicaˆ do G1 (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ convencional) ...... 78 5.16 Potenciaˆ activa e energia do BESS (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ convencional)...... 78 5.17 Potenciaˆ activa (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1)...... 80 5.18 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ mecanicaˆ do G1 (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1). 80 5.19 Simulaçao˜ da variaçao˜ da irradiancia.ˆ ...... 81 5.20 Potenciaˆ activa, mecanicaˆ e desvio de velociadade dos aerogeradores (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama 100% renovavel).´ ...... 82 5.21 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activa do PV e BESS (perturbaçao:˜ variaçao˜ de ir- radianciaˆ - panorama 100% renovavel).´ ...... 82 5.22 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activa do PV e BESS (perturbaçao:˜ variaçao˜ de ir- radianciaˆ - panorama c/ convencional)...... 83 5.23 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activa do aerogerador e BESS (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama 100% renovavel).´ ...... 84 5.24 Energia do BESS e potenciaˆ reactiva do aerogerador e BESS (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama 100% renovavel).´ ...... 84 5.25 Potenciaˆ activa no cenario´ II (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional). 86 5.26 Potenciaˆ mecanicaˆ do G1 e frequenciaˆ no BUS55, para cenario´ II (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional)...... 86

xviii 5.27 Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activa e mecanicaˆ das unidades de gerac¸ao,˜ para cenario´ IV...... 87

C.1 Proteçao˜ contra cavas de tensao.˜ ...... C.1 C.2 Resposta do modelo IEEET1 a` variaçao˜ em escalao˜ da tensao˜ de referencia.ˆ ...... C.2 C.3 Resposta do modelo DEGOV1 a` variaçao˜ em escalao˜ do n´ıvel de carga do gerador.... C.2

E.1 Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ ...... E.1 E.2 Potenciaˆ activa do G1 e PV (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ convencional)... E.2 E.3 Potenciaˆ activa e variaçao˜ velocidade do aerogerador (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ convencional)...... E.2 E.4 Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ convencional)...... E.2 E.5 Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ convencional)...... E.2 E.6 Potenciaˆ activa e variaçao˜ velocidade do aerogerador (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1)...... E.3 E.7 Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1)...... E.3 E.8 Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1)...... E.3 E.9 Potenciaˆ activa e energia total do BESS (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1)...... E.3 E.10 Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama 100% renovavel).´ .. E.4 E.11 Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama 100% renovavel).´ ...... E.4 E.12 Potenciaˆ activa e mecanciaˆ do aerogerador e G1 (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama c/convencional)...... E.4 E.13 Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama c/ convencional).... E.4 E.14 Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama 100% renovavel).´ ...... E.5 E.15 Tensoes˜ nos principais barramentos para cenario´ II (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional)...... E.5 E.16 Potenciaˆ reactiva para cenario´ II (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional).E.5 E.17 Tensoes˜ nos principais barramentos para cenario´ IV (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional)...... E.6 E.18 Potenciaˆ reactiva para cenario´ IV (perturbaçao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional)...... E.6

xix xx Lista de Abreviaturas

IRENA International Renewable Energy Agency

OECD Organisation for Economic Co-operation and Development

ONU Organizac¸ao˜ das Nac¸oes˜ Unidas

SAE Sistema de Armazenamento de Energia

BESS Battery Energy Storage System

MIDA Maquina´ de Induc¸ao˜ Duplamente Alimentada

PHS Pumped Hidro Storage

FES Flywheels Energy Storage

CAES Compressed Air Energy Storage

FBES Flux Batteries Energy Storage

HESS Hydrogen Energy Storage System

SMES Superconducting Magnetic Energy Storage

DLC Double-Layer Capacitor

TES Termal Energy Storage

PD profundidade de descarga

DC Direct Current

AC Alternate Current

SOC State of Charge

PV Painel Fotovoltaico

ELECTRA Empresa de Electricidade e Agua´ de Cabo Verde

MT Media´ Tensao˜

PT Posto de Transformac¸ao˜

xxi CEFV Central Termoelectrica´ de Favetal

SFV Subestac¸ao˜ de Favetal

PS Parque Solar

PEVF Parque Eolico´ Ventos da Furna

PSF Parque Solar da Furna

PSS/E Power System Simulator / Engineering

EPRI Electric Power Research Institute

FACTS Flexible AC Transmission System

VSC Voltage Source Converter

STATCON Static Condenser

MPP Maximum Power Point

STC Standart Test Conditions

Cp coeﬁente de potenciaˆ

xxii Cap´ıtulo1

Introduc¸ao˜

1.1 Enquadramento

A energia e´ um alicerce chave de qualquer pa´ıs, tendo um contributo crucial para quase todos os produtos e serviços do mundo moderno. Com a industrializaçao˜ a energia tornou-se no “combust´ıvel” das civilizaçoes˜ desenvolvidas, em que sem ela seria imposs´ıvel ter centrais a produzir ou mesmo ter acesso a desfrutar de comodidades que tornam a nossa vida mais agradavel.´ Assim sendo, o sector energetico´ e,´ por si so,´ capaz de influenciar a vitalidade e sustentabilidade da economia de um pa´ıs. Enquanto que, nos pa´ıses desenvolvidos o acesso a` energia e´ um dado adquirido, sendo visto como sustento para a prosperidade economica,´ nos pa´ıses em desenvolvimento a situaçao˜ e´ diferente e a sua importanciaˆ assume uma outra dimensao,˜ sendo fundamental para a diminuiçao˜ da pobreza, para o aumento da saude´ e da produtividade e desenvolvimento socioeconomico´ [1]. O crescimento da procura de energia que temos assistido esta´ directamente associado ao gradual desenvolvimento global. A melhor prova desse crescimento reflecte-se na procura da electricidade que cresce a uma taxa mais elevada que qualquer outra forma de energia e que, segundo o World Energy Outlook 2013, preveˆ um crescimento de mais de dois terços da procura mundial de electricidade entre o per´ıodo de 2011-2035, o que corresponde a um crescimento anual de aproximadamente 2.2% [2]. Sao˜ os pa´ıses em desenvolvimento que lideram o incremento da procura de electricidade muito devido ao rapido´ crescimento populacional que apresentam. Como resposta a este aumento de procura energetico´ esta´ inerente um aumento da sua produçao˜ de energia e por conseguinte da capacidade de produçao˜ instalada. Aliado a este desenvolvimento energetico´ surge a questao˜ da poluiçao˜ e do desequil´ıbrio de que a Natureza tem sido alvo, em grande parte causado pela utilizaçao˜ excessiva dos combust´ıveis fosseis´ (carvao,˜ gas´ e petroleo)´ enquanto fonte primaria´ de energia. A produçao˜ de energia e a sua consequente utilizaçao˜ sao˜ as maiores fontes artificiais de poluentes atmosfericos,´ que agravam o efeito de estufa e o aquecimento global. Para alem´ da poluiçao˜ resultante da utilizaçao˜ de combust´ıveis fosseis,´ a dependenciaˆ para produçao˜ de energia de combust´ıveis cuja taxa de reposiçao˜ na natureza e´ muito inferior a` taxa a que sao˜ consumidos e´ um problema inexoravel.´ Noutro plano, sabe-se que estes recursos energeticos´ estao˜ sujeitos a questoes˜ de natureza geopol´ıtica e a variaçoes˜

1 volateis´ dos seus preços. Por todos estes factores, nas ultimas decadas,´ muitos temˆ sido os esforços tidos por entidades como a Comissao˜ Europeia ou a Organizaçao˜ das Naçoes˜ Unidas (ONU), entre outras, para que se estabeleçam estrategias´ que visam mudar o foco da geraçao˜ convencional termica´ para as energias renovaveis.´ Sao˜ varios´ os pa´ıses que se comprometem em cumprir determinadas metas ambiciosas, que na grande generalidade dos casos, passam por um modelo energetico´ baseado nos seguintes pilares: a reduçao˜ de gases de efeito de estufa; o aumento da penetraçao˜ de energias renovaveis´ na produçao;˜ e o aumento da eficienciaˆ energetica.´ Com estas politicas energeticas´ como orientaçao,˜ na Figura 1.1 e´ poss´ıvel verificar como foi e como se projecta que seja a distribuiçao˜ da geraçao˜ de electricidade por cada um dos tipos de combust´ıvel e tecnologia para os pa´ıses desenvolvidos (OECD) e em desenvolvimento (Non-OECD).

Figura 1.1: Evoluc¸ao˜ da gerac¸ao˜ nos pa´ıses desenvolvidos e em desenvolvimento [2].

Analisando a Figura 1.1 e´ claro que a evoluçao˜ do “mix” energetico´ dos pa´ıses desenvolvidos (OECD) e´ definitivamente distinta da dos pa´ıses em desenvolvimento (Non-OECD). Enquanto que nos primeiros existe uma clara mudança de paradigma para o abandono progressivo dos combust´ıveis fosseis (carvao,˜ gas´ natural e petroleo)´ em prol das renovaveis,´ nos segundos preve-seˆ o crescimento de todas as tecnologias de geraçao˜ de energia. Em comum, apenas um facto, o de que as energias renovaveis´ em ambos os casos apresentarao˜ a maior taxa de crescimento absoluto, num futuro proximo.´ O maior desafio que se coloca entao˜ consiste em satisfazer esse crescimento de procura de energia que enfrentamos de forma segura e ambientalmente consciente. As energias renovaveis,´ principalmente as energias eolica,´ solar e h´ıdrica temˆ provado ser uma soluçao˜ alternativa com potencial na reduçao˜ da dependenciaˆ face aos combust´ıveis fosseis´ bem como na diminuiçao˜ das emissoes˜ de gases de efeito de estufa, no sector electrico´ mundial. Actualmente, um sistema de geraçao˜ de energia que se quer sustentavel´ deve basear-se numa gestao˜ racional das fontes de geraçao˜ tradicionais face a uma crescente penetraçao˜ das energias renovaveis.´ A necessidade de produzir energia em grande quantidade, aliada as´ preocupaçoes˜ ambientais e economicas,´ segundo a International Renewable Energy Agency (IRENA), fez de 2015 o ano em que se verificou o maior crescimento de sempre no sector das energias renovaveis´ com um aumento anual de 8.3% da capacidade instalada a n´ıvel mundial [3]. Como evidenciaˆ deste facto, na Figura 1.2 e´ poss´ıvel verificar a evoluçao˜ detalhada da potenciaˆ

2 renovavel´ instalada acumulada, para cada uma das tecnologias renovaveis,´ entre 2000 e 2015.

Figura 1.2: Evoluc¸ao˜ das diferentes tecnologias renovaveis´ entre 2000 e 2015 [4].

Constata-se que nos ultimos´ 15 anos a potenciaˆ renovavel´ instalada em todo o mundo mais que du- plicou, apresentando-se em 2015 cerca de 1970 GW de capacidade renovavel.´ Verifica-se igualmente que apesar de serem os aproveitamentos hidroelectricos´ a maior porçao˜ de capacidade de potenciaˆ renovavel,´ sao˜ as tecnologias eolicas´ e solares que temˆ apresentado um maior crescimento nos ultimos´ anos. A aposta predominante nas energias eolica´ e solar deve-se principalmente ao facto de serem das tecnologias renovaveis´ aquelas que apresentam um menor impacto no meio ambiente e que, para alem´ disso, apresentam rentabilidades do investimento interessantes na grande maioria dos casos e com flexibilidade e escalabilidade no que ha´ instalaçao˜ diz respeito. Com esta “nova” realidade no sistema energetico´ dos pa´ıses, e apesar de todas as vantagens que apresenta em termos economicos´ e ambientais, o aumento da penetraçao˜ renovavel´ em grande escala, devido as` suas caracter´ısticas apresenta novos desafios para a rede electrica.´ O facto da velocidade a que sopra o vento sofrer variaçoes˜ frequentes, assim como a irradianciaˆ solar ser intermitente, e nula no per´ıodo nocturno faz com que a potenciaˆ injectada pelos parques eolicos´ e solares, respectivamente, tenha um comportamento flutuante de acordo com as variaçoes˜ das respectivas fontes de energia. E´ esta natureza intermitente e estocastica´ da maioria das fontes de energia renovavel´ que se revela desafiante para o equil´ıbrio entre geraçao˜ e carga de forma a nao˜ comprometer a estabilidade da rede. Problemas de estabilidade de frequenciaˆ e flutuaçoes˜ de tensao˜ da rede causados pela natureza variavel´ das fontes de energia renovavel´ sao˜ os principais disturbios´ de que uma rede com elevada penetraçao˜ renovavel´ esta´ sujeita. Por outro lado, enquanto a geraçao˜ tradicional convencional e´ despachavel´ de acordo com as variaçoes˜ de procura, antagonicamente, os recursos renovaveis´ flutuam de forma independente da procura podendo o pico de geraçao˜ nao˜ corresponder aos requisitos de carga. Portanto, de forma a tornar as energias renovaveis´ como fonte primaria´ de energia ha´ que solucionar os problemas tecnicos´ e praticos´ causados pela intermitenciaˆ da sua geraçao,˜ sendo os sistemas de

3 armazenamento de energia um elemento crucial nesta mudanc¸a de paradigma. Um Sistema de Armazenamento de Energia (SAE) utiliza como princ´ıpio a conversao˜ da energia electrica´ noutra forma de energia em que e´ conservada (qu´ımica, mecanica,ˆ electrica,´ etc.) para que possa ser posteriormente utilizada, quando conveniente. Na Figura 1.3 apresenta-se a globalidade de sistemas de armazenamento em termos de potenciaˆ instalada por tecnologia, ate´ ao ano de 2014.

Figura 1.3: Percentagem de sistemas de armazenamento instalados ate´ 2014 [5].

Tal como se pode depreender da Figura 1.3 a tecnologia de bombagem hidroelectrica´ e´ responsavel´ por cerca de 98% da potenciaˆ de armazenamento instalada no mundo, representando as restantes tecnologias, como os volantes de inercia´ (Flywheels), as baterias, os sistemas de armazenamento de ar comprimido e os sistemas de armazenamento termicos´ apenas 2% do total. A industria´ dos sistemas de armazenamento de energia nos ultimos´ anos tem sido alvo de uma grande investigaçao˜ e procura, tendo levado a que evolu´ısse e se adaptasse de acordo com os avanços tecnologicos´ e com as necessidades energeticas´ impostas pela crescente integraçao˜ de geraçao˜ renovavel´ na rede de energia. Aos metodos´ de armazenamento de energia tradicionais, como as baterias electroqu´ımicas e os sistemas de bombagem, juntam-se um numero´ de recentes e promissoras tecnologias que estao˜ em crescimento, e.g. as baterias de fluxo. Existem diversos sistemas de armazenamento, com funcionalidades distintas e que se adequam a diferentes aplicaçoes,˜ tal como sera´ discutido neste trabalho. E´ a capacidade de um sistema de armazenamento de energia de acumular energia quando em excesso de forma a que possa ser gerida a sua posterior utilizaçao˜ quando for necessaria,´ que confere a` rede energetica´ a resilienciaˆ que escasseia num sistema com elevada penetraçao˜ renovavel.´ Assim,por exemplo, a energia produzida em per´ıodos de vazio, de baixo custo de produçao˜ e atraves´ de fontes intermitentes pode ser acumulada num SAE e posteriormente utilizada em per´ıodos de ponta onde os custos sao˜ mais elevados, ou quando nao˜ existe geraçao˜ suficiente dispon´ıvel. Os sistemas de armazenamento sao˜ vistos actualmente como parte integrante e indispensavel´ de um sistema com penetraçao˜ renovavel´ elevada que se quer fiavel´ e eficaz, de forma a precaver e auxiliar poss´ıveis instabilidades na rede e a aumentar a eficienciaˆ e produtividade da mesma. Existem ja´ provas dadas do sucesso atingido por algumas das tecnologias de armazenamento de energia que se encontram instaladas em sistemas com elevada capacidade de energia renovavel´ insta-

4 lada, por todo o mundo. Um exemplo disso e´ o parque eolico´ de Laurel Mountain, no estado de Virginia Ocidental, de potenciaˆ instalada 98 MW em que foi instalado um sistema de baterias de l´ıtio com uma potenciaˆ nominal de 32 MW e capacidade de 8 MWh, com o intuito regular frequenciaˆ e de contribuir para o aumento da integraçao˜ de renovaveis´ na rede. Este projecto foi reconhecido como projecto do ano, em 2011, pela Renewable Energy World [6]. Este e´ apenas um exemplo de sucesso que comprova que e´ poss´ıvel estabelecer as condiçoes˜ necessarias´ para a crescente integraçao˜ de fontes renovaveis´ no sistema electrico´ em paralelo com sistemas de armazenamento de energia. Com foco num futuro ambiental e economicamente sustentado, a utilizaçao˜ de sistemas de armazenamento de energia em sintonia com os aproveitamentos renovaveis´ permite a integraçao˜ destes de forma segura, flex´ıvel e fiavel,´ constituindo um importante elo de ligaçao˜ entre a produçao˜ renovavel´ e as necessidades de consumo de energia electrica,´ podendo-se assim começar a idealizar no horizonte, um futuro 100% renovavel.´

1.2 Motivac¸ao˜ e objectivos

Com o aumento da penetraçao˜ renovavel´ no sistema electrico´ existe a necessidade de complementar com sistemas de armazenamento de energia, dada a natureza estocastica´ da produçao˜ renovavel´ e das instabilidades que tal pode provocar na rede. Por isso, actualmente e´ grande a pesquisa e execuçao˜ de projectos por todo o mundo, que visam a instalaçao˜ de SAEs com o fim de aprimorar o comportamento das redes electricas,´ permitindo aumentar a penetraçao˜ renovavel,´ minimizar custos e aperfeiçoar o desempenho energetico.´ O continente Africano tem estado a ultrapassar um per´ıodo de transformaçao˜ e crescimento economico.´ A populaçao˜ esta´ a crescer a um ritmo acelerado e as economias locais estao˜ a diversificar-se e a desenvolverem-se. Para que este crescimento seja sustentavel,´ o investimento em projectos no sector energetico´ tem sido avultado. Uma vez que estamos perante um territorio´ rico em recursos renovaveis´ o potencial para o aproveitamento das energias renovaveis´ e´ elevado, sendo esse o caminho que tem sido adoptado recentemente [7]. Contudo, esta mudança de paradigma sem precedentes nao˜ e´ poss´ıvel de acontecer sem a existenciaˆ de alguns esforços. Desenvolver infra-estruturas que suportem o investimento e definir politicas e metas ambiciosas para o sector energetico,´ sao˜ algumas das medidas que temˆ sido tomadas pelos lideres pol´ıticos dos pa´ıses africanos, com cooperaçao˜ regional e internacional. Cabo Verde e´ um desses pa´ıses africanos que tem apostado na mudança e no qual se centra este estudo. E´ nesse sentido que o governo cabo-verdiano assumiu politicamente a visao˜ de em 2020 atingir uma taxa de penetraçao˜ de energias renovaveis´ de 50% no consumo de energia electrica´ no arquipelago´ de Cabo Verde, tal como apresentado no documento “Plano Energetico´ Renovavel´ para 2020” [8], cuja analise´ tecnica´ foi realizada pela empresa de consultoria Gesto Energia, em 2011. Se- gundo este documento, Cabo Verde possui um potencial estimado de 2600 MW de energias renovaveis´ que serao˜ fundamentais para o desenvolvimento de novos projectos que ajudarao˜ nao˜ so´ a satisfazer o aumento do consumo de electricidade que se espera que duplique ate´ 2020, mas tambem´ a diminuir

5 a dependenciaˆ dos combust´ıveis fosseis,´ que e´ uma das principais dificuldades sentidas pelo sector electrico´ da ilha. Nos estudos efectuados provou-se ser poss´ıvel ultrapassar a meta dos 50% de taxa de penetraçao˜ renovavel´ na produçao˜ de electricidade, em Cabo Verde ate´ 2020 de forma tecnicamente viavel´ e economicamente competitiva, desde que nao˜ seja descorada a necessidade de financiamento e de criaçao˜ de infra-estruturas de suporte. O plano de acçao˜ para as ilhas de Cabo Verde preve,ˆ ate´ 2020, instalar mais de 140 MW de energias renovaveis´ com auxilio a um plano de investimentos que ronda os 300 milhoes˜ de euros, que permitira´ poupar cerca de 37 milhoes˜ de euros em importaçao˜ de combust´ıveis fosseis e cerca de 225.000 toneladas de emissoes˜ de CO2 [8]. No caso da menor das ilhas de Cabo Verde, a ilha Brava, sobre a qual se vai desenvolver esta dissertaçao,˜ o plano energetico´ traçado para 2020 e´ algo mais ambicioso. Ate´ 2020, pretende-se que a ilha Brava se torne 100% renovavel.´ Para que tal seja alcançavel´ e´ necessario´ dimensionar e instalar um sistema de armazenamento de energia que permita assegurar a sustentabilidade energetica´ da ilha da Brava, integrado um parque solar e outro eolico´ que serao˜ instalados para satisfazer o consumo electrico´ da ilha. E´ no ambitoˆ deste projecto para a ilha da Brava que surge a dissertaçao˜ ”Tecnologias de armazenamento de energia para sistemas 100% renovaveis´ de media´ dimensao”,˜ proposta pela consultora Gesto Energia, S.A., que tem como objectivo central o de modelar a rede electrica´ da ilha da Brava e de estudar em regime estacionario´ e dinamicoˆ a influenciaˆ da implementaçao˜ de um sistema de armazenamento de energia (bateria) adequado para suportar a penetraçao˜ renovavel´ prevista para a ilha no ano de 2020, averiguando-se a estabilidade de um panorama 100% renovavel.´ Os estudos efectuados foram realizados utilizando o programa de simulaçao˜ de redes de energia PSS/E, onde e´ possivel simular o transitoˆ de energia da ilha e definir modelos para todos os sistemas da rede de forma a simular o seu comportamento dinamico.ˆ Assim sendo, com os resultados tecnicos´ obtidos nesta dissertaçao˜ sera´ poss´ıvel averiguar qual sera´ o impacto do sistema de armazenamento de energia na rede e como se projecta que seja a rede electrica´ da ilha da Brava no ano de 2020.

1.3 Estrutura do documento

A presente dissertaçao˜ encontra-se estruturada em seis cap´ıtulos e um conjunto de 5 anexos que lhes seguem. O Cap´ıtulo1 exp oe˜ de forma geral uma primeira abordagem ao conteudo´ que vai ser apresentado na tese, enquadrando a importanciaˆ dos SAEs na crescente penetraçao˜ das energias renovaveis´ nas redes electricas,´ nao˜ so´ no caso de Cabo Verde mas numa perspectiva global. A` parte do enquadramento e´ feita uma introduçao˜ do caso de estudo e sao˜ expostos os principais objectivos do trabalho. O Cap´ıtulo2 e´ constitu´ıdo por fundamentos mais teoricos´ acerca dos SAEs, nomeadamente das baterias. Inicialmente sao˜ exposto os principais problemas operacionais que advemˆ da integraçao˜ crescente de energias renovaveis´ nas redes isoladas e sao˜ apresentadas algumas soluçoes˜ para os contrariar. Sendo a principal soluçao˜ e aquela que e´ abordada nesta dissertaçao˜ os SAEs, aqui estes sao˜ apresentados no que diz respeito as` suas principais caracter´ısticas e aplicaçoes.˜ Por fim,

6 apresentam-se as baterias de forma mais detalhada com foco nas suas caracter´ısticas tecnicas´ do ponto de vista do utilizador e nao˜ do fabricante. No Cap´ıtulo3 apresenta-se o caso de estudo. E´ apresentada a rede da Ilha da Brava em 2015 e sao˜ identificados os projectos que segundo [8] serao˜ implementados. De seguida, e´ feita a previsao˜ de carga para 2020 e e´ apresentado um novo planeamento com novas propostas de projectos cuja implementaçao˜ se considera mais adequada face a` nova previsao˜ de carga apresentada para a ilha da Brava em 2020. O Cap´ıtulo4 e´ responsavel´ por apresentar ao leitor a forma como foi implementado e modelizado o caso de estudo no programa de simulaçao˜ PSS/E. Neste expoe-se˜ o modo como a rede da ilha e´ introduzida no programa e sao˜ apresentados os modelos que caracterizam o comportamento dinamicoˆ de cada um dos constituintes da rede, desde as unidades de geraçao˜ (incluindo a bateria) ate´ as` protecçoes˜ utilizadas. O maior foco deste cap´ıtulo situa-se na apresentaçao˜ do modelo que caracteriza a bateria, apresentando-se as suas principais caracter´ısticas em regime estacionario´ e dinamico.ˆ O metodo´ como e´ efectuado o dimensionamento da bateria e´ igualmente demonstrado neste cap´ıtulo. No Cap´ıtulo5s ao˜ apresentados e analisados os resultados das simulaçoes˜ efectuadas para a ilha da Brava quer em regime estacionario´ quer em regime transitorio.´ Inicialmente sao˜ apresentados os cenarios´ e os panoramas que foram escolhidos para ser alvo de estudo. Posteriormente, apresenta- se a resposta do transitoˆ de energia em regime estacionario´ para cada um destes. Relativamente a` resposta dinamicaˆ sao˜ apresentadas todas as perturbaçoes˜ estudadas em regime transitorio´ e procede- se a` analise detalhada do comportamento da rede perante cada uma das 4 contigenciasˆ estudadas, aferindo-se a importanciaˆ da bateria na estabilidade da rede. Por fim, no Cap´ıtulo6s ao˜ apresentadas as principais conclusoes˜ do trabalho desenvolvido nesta dissertaçao,˜ sendo igualmente propostos alguns estudos futuros que seriam interessantes explorar no ambitoˆ desta tese.

7 Cap´ıtulo2

SAEs para integrac¸ao˜ de renovaveis´ no sector energetico´

Na secçao˜ 2.1 procede-se a` identificaçao˜ e caracterizaçao˜ dos problemas operacionais que sao˜ con- sequenciaˆ da crescente integraçao˜ de energias renovaveis´ nos sistemas electricos,´ nomeadamente nas redes isoladas, como e´ o caso particular das ilhas. Na secçao˜ 2.2 exploram-se algumas soluçoes˜ existentes que permitem mitigar os problemas indu- zidos pela intermitenciaˆ renovavel,´ com o foco centrado nos SAEs. Por sua vez, na secçao˜ 2.3 apresentam-se as baterias como sendo o SAE que actualmente esta´ a apresentar um maior crescimento e a revelar-se como uma das soluçoes˜ mais interessantes para integrar renovaveis´ em sistemas electricos´ de pequena/media´ escala.

2.1 Energias renovaveis´ em redes insulares e problemas operacionais

A pressao˜ ambiental e as preocupaçoes˜ economicas´ no sector electrico´ temˆ resultado no crescimento do interesse em investir nas energias renovaveis,´ nomeadamente nas energias eolica´ e solar. Assim a crescente contribuiçao˜ das fontes renovaveis´ variaveis´ na produçao˜ de electricidade em sistemas de energia e´ uma realidade com a qual estes temˆ estado a lidar. No caso espec´ıfico dos sistemas electricos´ isolados, como e´ o caso das ilhas, e´ muitas vezes interessante apostar no investimento nas renovaveis,´ por estas serem regioes˜ frequentemente ricas em recursos renovaveis,´ portanto com um grande potencial. Para alem´ disso, maioria destes sistemas possui uma grande dependenciaˆ da produçao˜ termica´ convencional, nao˜ sendo a ilha da Brava excepçao,˜ em que o fornecimento de energia electrica´ e´ ga- rantido predominantemente por grupos combustao˜ termica´ alimentados a diesel ou a fueloleo,´ o que conduz a custos de produçao˜ elevados devido a` necessidade de transportar os combust´ıveis fosseis´ ate´ estas regioes˜ remotas. Para alem´ disso, a pegada ambiental e´ afectada pela utilizaçao˜ de combust´ıveis fosseis´ no sector energetico.´ Por todos estes factores tem-se assistindo ao aumento da penetraçao˜

8 renovavel´ no mix energetico´ dos sistemas electroprodutores insulares. Tal factor introduz um grau significativo de incerteza na operaçao˜ e planeamento dos sistemas pro- dutores de electricidade para alem´ de aumentar a possibilidade de ocorrenciaˆ de problemas operacionais nos sistemas electricos´ renovaveis´ face a` integraçao˜ de produçao˜ de origem variavel´ e incerta. Estas questoes˜ tomam ainda uma dimensao˜ maior quando em questao,˜ estao˜ sistemas de energia re- motos e/ou isolados como e´ o caso das ilhas onde, por norma, estes sistemas apresentam uma inercia´ baixa, resultante da totalidade das suas maquinas´ rotativas. Para alem´ disso, regra geral, nao˜ apresentam quaisquer interligaçoes˜ com outros sistemas, o que faz com que o controlo da rede seja limitado e com que exista carenciaˆ de flexibilidade da maioria dos activos da rede [9]. Estas limitaçoes˜ tornam a rede mais vulneravel´ a` ocorrenciaˆ de problemas de estabilidade de frequenciaˆ e de flutuaçoes˜ de tensao˜ que deterioram a qualidade do serviço. E´ evidente que a introduçao˜ crescente de renovaveis´ na rede, e principalmente nas redes isoladas, cria desafios operacionais nestas. A operaçao˜ segura e estavel´ dos sistemas electricos´ e´ influenci- ada nas redes insulares pela reduzida inercia´ dos sistemas devido ao reduzido numero´ de maquinas´ s´ıncronas convencionais em serviço e consequente escassez de reserva girante (diferença entre a potenciaˆ activa que um grupo esta´ a fornecer e o seu limite maximo´ imposto pelas suas especificaçoes˜ tecnicas).´ Tais caracter´ısticas, aliadas a` inexistenciaˆ de interligaçoes˜ limitam auxilio na regulaçao˜ primaria´ de frequencia.ˆ A estas particularidades t´ıpicas de uma rede insular adicionam-se os inconvenientes adjacentes a` integraçao˜ de fontes renovaveis´ nestes sistemas. Estes inconvenientes estao˜ geralmente associados a` natureza estocastica´ e inconstante da produçao˜ renovavel´ devido a` variabilidade das fontes renovaveis,´ como a velocidade do vento ou a irradianciaˆ solar. Este funcionamento provoca, por exemplo, a necessidade permanente de grupos convencionais em serviço de forma a acomodar a variaçao˜ de produçao˜ renovavel´ e/ou a variaçao˜ de carga. Adicionalmente, os aproveitamentos renovaveis´ (exceptuando o h´ıdrico controlavel)´ nao˜ contribuem para a inercia´ total dos sistemas electricos,´ fundamental na resposta inercial adequada da rede aquando da ocorrenciaˆ de perturbaçoes˜ que resultam na perda de geraçao˜ e/ou transmissao.˜ Isto ocorre porque estas fontes renovaveis´ sao˜ ligadas a` rede atraves´ de electronica´ de potenciaˆ (conversores). Tambem´ o facto de as fontes renovaveis,´ como a eolica´ e solar nao˜ serem controlaveis,´ o que significa que funcionam a` potenciaˆ dispon´ıvel que o recurso renovavel´ e as limitaçoes˜ tecnicas´ impoem,˜ faz com que estes aproveitamentos nao˜ possuam margem operacional de reserva. Tal caracter´ıstica impede a contribuiçao˜ no controlo primario´ de frequencia,ˆ sendo este remetido para as maquinas´ s´ıncronas em serviço. Adicionalmente, um sistema electrico´ com elevada penetraçao˜ renovavel´ dificulta a realizaçao˜ eficaz do pre-despacho.´ Este consiste no planeamento das estrategias´ de operaçao˜ optimas´ para um determinado horizonte temporal, com base em factores economicos´ e tecnicos´ que visam um sistema de geraçao˜ o mais sustentavel´ e seguro poss´ıvel [10]. Todos estes argumentos sao˜ contraproducentes relativamente ao objectivo de tornar as renovaveis´ como fonte primaria´ de energia e como tal começaram a surgir soluçoes˜ tecnicas´ que visam mitiga-los´ de forma a que seja poss´ıvel introduzir geraçao˜ renovavel´ no sistema electroprodutor de forma segura,

9 sustentavel´ e economica.´ Desde o desenvolvimento de tecnicas´ de previsao˜ mais complexas e precisas que permitem reduzir os erros cometidos no pre-despacho´ [11], ate´ ao aumento da geraçao˜ de back-up despachavel´ de forma a aprimorar a capacidade de resposta do sistema aquando da ocorrenciaˆ de uma contigencia.ˆ Embora as soluçoes˜ sugeridas acima sejam capazes de resolver alguns dos desafios apresentados pelas energias renovaveis´ variaveis,´ sao˜ incapazes de mitigar todos os problemas por elas impostos. Os sistemas de armazenamento de energia apesar de onerosos, começaram a surgir entao˜ como um desfecho alternativo quase que inevitavel´ para a resoluçao˜ de muitas das adversidades impostas pela variabilidade renovavel.´ Na secçao˜ seguinte explora-se de forma mais detalhada o surgimento dos sistemas de armazenamento de energia como resposta a` crescente penetraçao˜ de fontes renovaveis´ no sistema electroprodutor e apresentam-se as suas principais caracter´ısticas e aplicaçoes.˜ Apresenta-se tambem´ como soluçao˜ a participaçao˜ das renovaveis´ nos serviços de regulaçao,˜ sendo tambem´ uma estrategia´ utilizada actualmente, apesar de nao˜ ser alvo de grande desenvolvimento neste documento.

2.2 Soluc¸oes˜ face aos problemas operacionais

2.2.1 Fontes de energia renovavel´ e regulac¸ao˜

A inercia´ de um sistema apresenta um papel extremamente importante uma vez que e´ esta que determina a sensibilidade da frequenciaˆ do sistema para suportar os desequil´ıbrios entre geraçao˜ e procura, nos primeiros instantes apos´ a perturbaçao.˜ No caso das redes isoladas, caracterizadas por sistemas electricos´ pequenos, tal como ja´ referido apresentam uma inercia´ total reduzida. Consequentemente, maiores e mais rapidas´ serao˜ as variaçoes˜ na frequenciaˆ aquando da ocorrenciaˆ de uma perturbaçao˜ [12]. Com a crescente introduçao˜ de turbinas eolicas´ e paineis´ fotovoltaicos nos sistemas electroprodutores isolados em detrimento de geraçao˜ convencional s´ıncrona, ha´ que ter noçao˜ que, caso nao˜ sejam adoptadas as caracter´ısticas electromecanicasˆ adequadas e as estrategias´ de controlo certas a resposta inercial do sistema acaba afectada podendo resultar no aumento das taxas de variaçao˜ de frequenciaˆ e em excursoes˜ de frequenciaˆ maiores. Como tal surgiram soluçoes˜ de controlo que visam tornar os aproveitamentos renovaveis,´ parte integrante nas estrategias´ de controlo de frequenciaˆ e de tensao.˜ Estas estrategias´ quer para os geradores eolicos´ quer para os sistemas fotovoltaicos baseiam-se no princ´ıpio de limitar a potenciaˆ extra´ıda destes, fazendo com que os aproveitamentos nao˜ operem em funçao˜ dos pontos de extracçao˜ optimos´ de potencia,ˆ mas sim num ponto de menor potencia.ˆ Com esta adoçao˜ permite-se assim uma determinada reserva mobilizada para serviços de regulaçao.˜ Alguns autores apresentam em [12, 13, 14] detalha- damente as estrategias´ adoptadas para que exista cooperaçao˜ por parte das energias renovaveis´ nos serviços de regulaçao.˜ Em [12, 13] apresentam-se estrategias´ para o controlo primario´ de frequenciaˆ e tensao˜ por parte dos aerogeradores, nomeadamente, pelas turbinas eolicas´ de velocidade variavel´ como e´ o caso das

10 MIDAs. Nas MIDAs o rotor esta´ ligado a` rede atraves´ de um conversor AC/DC/AC enquanto que o estator se encontra directamente ligado a` rede. Por sua vez, a potenciaˆ injectada por uma maquina´ deste tipo corresponde a` soma das potenciasˆ que atravessam o rotor e o estator. Assim, aquando da ocorrenciaˆ de desvios de frequenciaˆ do sistema, qualquer resposta inercial por parte das MIDAs dependera´ da relaçao˜ existente entre o binario´ electromagnetico´ do aerogerador e a frequenciaˆ da rede [12]. Em [13] apresentam-se duas tecnicas´ especificas que sao˜ adoptadas para que as MIDAs possam providenciar contributo para o controlo da frequenciaˆ do sistema: o controlo inercial e o controlo por estatismo (controlo carga-velocidade). O controlo inercial baseia-se numa realimentaçao˜ suplementar de controlo de inercia´ que aproveita a energia cinetica´ armazenada nas massas girantes das pas´ das turbinas eolicas,´ de tal modo que a quantidade adicional de energia fornecida pelo aerogerador e´ proporcional ao desvio de frequencia[ˆ 13]. Por sua vez, o controlo carga-velocidade e´ utilizado para produzir uma variaçao˜ na injecçao˜ de potenciaˆ activa proporcional a` diferença entre a frequenciaˆ medida num determinado barramento da rede e a frequenciaˆ nominal do sistema [13]. O controlo do comportamento do aerogerador pode entao˜ estar associado a uma resposta veloz associada ao controlo do conversor electronico´ e do gerador electrico´ e a uma resposta mais demorada que consiste no controlo do anguloˆ de pitch, permitindo assim o ajuste da potenciaˆ mecanicaˆ da turbina. Em [14] apresenta-se um caso de estudo em que sao˜ utilizados sistemas fotovoltaicos com capacidade para participar em serviços de regulaçao.˜ A estrategia´ utilizada consiste em fazer com que o sistema ao inves´ de operar no ponto de maxima´ potencia,ˆ funciona a uma tensao˜ superior a` de maximo,´ o que corresponde a uma potenciaˆ menor do que a optima,´ permitindo assim obter um n´ıvel de reserva que pode ser utilizado para mitigar problemas impostos pela variabilidade renovavel´ ou por oscilaçoes˜ de procura. A participaçao˜ das energias renovaveis´ nos serviços de regulaçao˜ prova entao˜ ser uma soluçao˜ capaz e com potencial principalmente em sistemas electricos´ isolados, contudo existem problemas associados com consideraçoes˜ economicas.´ O facto destas estrategias´ abdicarem da potenciaˆ dispon´ıvel que pode ser retirada dos aproveitamentos renovaveis´ em prol de uma reserva de potencia,ˆ faz com que o retorno do investimento obtido por parte dos proprietarios´ dos aproveitamentos eolicos´ e/ou solares venha a ser afectado por nao˜ ser aproveitado o potencial maximo´ renovavel´ dispon´ıvel.

2.2.2 Sistemas de armazenamento de energia (SAEs)

2.2.2.1 Introduc¸ao˜

Os SAEs começaram a emergir no inicio do seculo´ 20, sendo que a primeira manifestaçao˜ da utilizaçao˜ de um SAE esta´ associada ao uso de acumuladores de acido-chumbo´ (PbA) para suportar as cargas residuais das redes de corrente continua, nos per´ıodos nocturnos, quando as centrais electroprodutoras nao˜ se encontravam em serviço [15]. Com o desenvolvimento crescente da industria´ da produçao˜ e distribuiçao˜ de electricidade e com a gradual consciencializaçao˜ por parte das empresas de serviços publicos,´ nomeadamente do sector electrico,´ da importanciaˆ que a flexibilidade que um SAE pode

11 fornecer a` rede, fez com que a instalaçao˜ de sistemas de armazenamento começasse a crescer e a tornar-se parte integrante da rede de energia. No entanto, actualmente, o interesse no investimento e aplicaçao˜ pratica´ de SAEs beneficiou de um grande est´ımulo. Factores como a crescente penetraçao˜ renovavel,´ a pressao˜ ambiental e economica´ e a dependenciaˆ cada vez mais vincada da electricidade na industria´ e no dia-a-dia sao˜ responsaveis´ por esse impulso. Aliado a estes, a exigenciaˆ de manter a qualidade de serviço quer na produçao,˜ quer na distribuiçao˜ de electricidade beneficia do desenvolvimento tecnologico´ associado aos SAEs conseguindo assim apresentar melhores caracter´ısticas tecnicas´ a um menor custo. Todos estes factores tornam os SAEs numa aposta aliciante no desenvolvimento de um sector energetico´ sustentavel,´ menos poluente e economicamente viavel.´ De uma forma geral, os SAEs surgem como factor crucial para que a as fontes de energia renovavel´ possam ser encaradas como fontes primarias´ de energia fiaveis,´ sendo a potencial soluçao˜ para muitos dos problemas operacionais ja´ apresentados na Secçao˜ 2.1. Estes consistem em sistemas capazes de converter energia electrica´ e armazena-la´ sob uma outra determinada forma (magnetica,´ qu´ımica, termica,´ entre outras) para posterior uso, num momento em que seja mais proveitosa a sua aplicaçao.˜ A variabilidade da produçao˜ renovavel´ pode ser ultrapassada atraves´ de um SAE conveniente, que permita a gestao˜ da energia e assim promover o seu uso de forma eficiente, incentivando o investimento. O fundamento principal de um SAE e´ o de lidar com a intermitenciaˆ da geraçao˜ renovavel´ procedendo ao armazenamento da energia renovavel´ quando esta excede a procura (por norma, no vazio) e posteriormente utilizar a energia armazenada para cobrir os per´ıodos em que a carga e´ superior a` geraçao˜ intermitente (por norma, na ponta). Os sistemas de armazenamento podem ser categorizados de acordo com uma serie´ de caracter´ısticas distintas que apresentam entre si e que como tal, fazem com que cada SAE seja indicado para diferentes aplicaçoes.˜ Assim sendo, os SAEs podem ser classificados quanto a` forma com que a energia e´ armazenada e quando a` funçao˜ principal que desempenham. Em termos de forma com que a energia e´ armazenada os principais sistemas de armazenamento de energia podem ser organizados tal como apresentado na Figura 2.1.

Figura 2.1: Categorizac¸ao˜ dos SAEs quanto a` forma de armazenamento. adaptado de [16]

Por outro lado, os SAEs podem ser classiﬁcados em duas categorias genericas,´ em func¸ao˜ da

12 aplicaçao˜ a que se destinam, isto e,´ se sao˜ SAEs de elevada energia ou SAEs de elevada potencia.ˆ Os primeiros possuem funçoes˜ direcionadas para a gestao˜ de energia associadas a` reduçao˜ dos custos de exploraçao˜ do sistema electrico,´ ajudando a` rentabilidade dos sistemas electroprodutores. Os segundos apresentam funçoes˜ relacionadas com a qualidade de serviço associadas a` produtividade, segurança e confiabilidade da energia electrica,´ fornecendo benef´ıcios tecnicos´ ao funcionamento operacional dos sistemas electroprodutores. Os PHSs, CAESs, baterias de grandes dimensoes˜ e os TESs sao˜ por norma SAEs de elevada energia, enquanto os FESs, SMESs, DLCs e baterias sao˜ vulgarmente SAEs de elevada potencia.ˆ A descriçao˜ detalhada de cada um destes sistemas de armazenamento de energia sai fora do ambitoˆ do presente documento, contudo muitos sao˜ os estudos ja´ realizados por diversos autores comparando os SAEs existentes, as suas principais caracter´ısticas e aplicaçoes˜ (ver [16, 17, 18, 19]). Com base nessa bibliografia e´ poss´ıvel apresentar a Tabela 2.1 que resume de forma sucinta e clara as principais caracter´ısticas de cada um dos SAEs.

2.2.2.2 Principais Caracter´ısticas

Como ﬁcou patente anteriormente, existe uma vasta gama de diferentes tecnologias para armazenar energia electrica.´ Contudo, diferentes aplicac¸oes˜ com diferenciados requisitos requerem diferentes caracter´ısticas por parte dos SAEs. Uma analise´ de uma perspectiva tecnica,´ economica´ e ambiental e´ fundamental para a escolha criteriosa da tecnologia de armazenamento indicada. Assim sendo, apresenta-se de seguida as principais propriedades que devem ser analisas na escolha apropriada de um SAE:

• Rendimento - Para avaliar o rendimento de um SAEh a´ que ter em considerac¸ao˜ o ciclo completo de funcionamento: carga, armazenamento e descarga (Figura 2.2). Tambem´ ha´ que contabilizar as perdas dos sistemas de conversao˜ de energia. Este e´ dos factores mais importantes para a apreciac¸ao˜ da viabilidade economica,´ uma vez que, e´ necessario´ perceber que existem perdas durante o processo de carga/descarga, que afectam o rendimento e por sua vez, a produtividade.

Figura 2.2: Eﬁcienciaˆ e perdas num SAE[25].

• Durabilidade - Refere-se ao tempo de vida util´ de um SAE que pode ser medido em anos ou

13 Tabela 2.1: Caracter´ısticas tecnicas´ t´ıpicas dos diferentes SAEs [10, 15, 20, 21, 22, 23, 24].

Tecnologias Potenciaˆ Capacidade Energ. Pot. Custo Custo por Tempo N úmero Rendimento Tempo Tempo de Auto- Tempo SAE Nominal Arm. Espec´ıfica Espec´ıfica por potenciaˆ vida Ciclos de [%] de Res- descarga descarga Arm. [MW] [MWh] [Wh/kg] [W/kg] energia [$/kW] útil Vida posta adequado [$/kWh] (anos)

PHS 100-5000 0.5-24000 0.5-1.5 - 5-100 2000-4300 30-60 >20000 65-85 seg-min 1hr-24h+ Minimo hrs-meses

CAES 0.003-1000 400-7000 30-60 - 3- 150 800-1300 20-40 104-3x104 40-75 seg-min 1hr- 24h+ Minimo hrs-meses

FES 0.1-20 <5 5-100 400-1600 800- 250-350 >15 105-107 80-95 ms seg-15min Muito alta sec-min 5000 (20% por hora)

PbA <40 0.001-40 25-50 75-300 50-400 300-600 ∼13 600-1800 70-85 ms <6hr Baixa min-dias (0.2% por dia) ´ arias (BESS) NiCd <45 ∼6.75 50-75 100-150 800- 500-1500 ∼15 2000-4500 60-70 ms <8hr Baixa min-dias 1500 (0.6% por dia) 14

Li-ion <50 <50 75-200 100-500 600- 900-4000 ∼15 1000-104 80-97 ms <8hr Baixa min-dias 2500 (0.3% por dia)

NaS <34 <250 150-240 90-230 300-500 1000-3000 ∼15 2500-4500 75-85 seg <1hr Minimo hrs-dias Tecno. Baterias Secund

FBES <10 <120 10-50 50-150 150- 600-2500 ∼10 1000-104 65-85 ms <20hr Muito hrs-meses 1000 baixa

HESS <50 <200 100-1000 5-500 2-15 1500-3000 ∼20 >10000 30-50 ms-seg min-hrs Muito hrs-meses baixa

DLC <0.3 <3 1-30 500-5000 300- 100-300 ∼15 ∼ 106 85-95 ms seg-min Muito alta sec-hrs 2000 (40% por dia)

SMES <100 <0.25 10-75 500-2000 2000-104 200-300 20-30 104 − 105 85-90 ms ms-seg Alta (10% min-hrs por dia)

TES <300 <2000 80-250 10-30 3-60 200-300 10-25 2000- 30-60 seg-min hrs Baixa (1% min-dias 14600 por dia) numero´ de ciclos. Este muitas vezes e´ inﬂuenciado por factores como a profundidade de descarga e/ou a temperatura de funcionamento. Este e´ tambem´ um dos factores importantes para a viabilidade economica´ do sistema de armazenamento.

• Densidade de potencia/energiaˆ e potencia/energiaˆ espec´ıfica -Sao˜ factores que permitem obter uma avaliaçao˜ acerca da relaçao˜ potencia/energiaˆ e das dimensoes˜ e peso de uma dada soluçao.˜

• Tempo de resposta e tempo de descarga - Existem aplicac¸oes˜ que exigem sistemas de armazenamento com tempos de resposta quase instantaneas,ˆ enquanto outras nao˜ temˆ uma exigenciaˆ tao˜ grande relativamente ao tempo de resposta, como por exemplo aplicac¸oes˜ de elevada energia. O tempo de descarga esta´ associado ao tempo que o sistema de armazenamento demora ate´ descarregar toda a sua energia armazenada a funcionar a` potenciaˆ nominal.

• Capacidade de armazenamento - Mais uma vez esta e´ uma caracter´ıstica que depende da aplicaçao˜ pretendida. Caso se trate de uma aplicaçao˜ de potenciaˆ entregando-a em per´ıodos curtos, a capacidade de armazenamento nao˜ tem que ser muito elevada. Em aplicaçoes˜ que requerem o fornecimento de energia durante longos per´ıodos, um SAE com elevada capacidade de armazenamento e´ o indicado.

• Auto-descarga- Indica a descarga que o SAE sofre quando se encontra na fase de armazenamento de energia, isto e,´ descreve a capacidade do sistema de armazenamento em manter a energia armazenada quando se encontra em vazio, sendo este parametroˆ relevante para a viabilidade economica´ do sistema.

• Custo de investimento- E´ um dos factores com mais peso na hora de escolha do SAE. Este pode ser apresentado por unidade de energia ou de potenciaˆ para que possa ser comparado entre diferentes tecnologias.

Assim sendo com base nestas caracter´ısticas, uma analise´ sucinta das diferentes tecnologias de SAEs e´ conduzido na Tabela 2.1 fornecendo assim alguns dados retirados a partir da pesquisa bibli- ografica´ efectuada no decorrer deste trabalho, que espelham o posicionamento dos diferentes SAEs em termos de desempenho e caracter´ısticas. Na Figura 2.3 apresenta-se a comparaçao˜ das potenciasˆ nominais e das capacidades de armazenamento t´ıpicas de diferentes tecnologias de SAEs. Tambem´ e´ poss´ıvel observar na figura o tempo de descarga a` potenciaˆ nominal. Os pontos marcados na figura correspondem a dados de instalaçoes˜ reais que se encontram documentadas em [20]. Como e´ poss´ıvel observar quer pela Tabela 2.1 quer pela Figura 2.3, o tempo de descarga a` potenciaˆ nominal e´ tipicamente menor que 1 hora para as tecnologias FES, DLC, SMES e algumas baterias que, por sua vez, sao˜ SAEs que estao˜ intimamente associados a aplicaçoes˜ que visao˜ garantir a qualidade de serviço dada as suas elevadas potenciasˆ nominais t´ıpicas e rapidos´ tempos de resposta. Por outro lado, existem a grande maioria das baterias que demoram menos de 10 horas a serem totalmente descarregadas e tecnologias como os TES, CAESe PHS que demoram mais do que esse mesmo tempo

15 Figura 2.3: Potenciaˆ nominal vs capacidade de armazenamento de diferentes SAEs.[20] a estarem totalmente descarregadas podendo mesmo alcançar alguns dias, e por isso sao˜ sistemas tipicamente utilizados em aplicaçoes˜ de gestao˜ de energia. Quanto a` densidade de potenciaˆ e energia quanto maior for o seu valor para uma determinada tecnologia SAE significa que menor e´ o volume requerido pelo sistema de armazenamento. Verifica-se que sistemas de armazenamento como o PHS ou o CAES apresentam valores baixos, enquanto grande parte das baterias apresentam valores altos, principalmente o caso das baterias de ioes˜ de l´ıtio (Li-ion) que apresentam densidade de energia e potenciaˆ ambas altas, o que leva a` sua utilizaçao˜ generalizada em dispositivos portateis´ e confere um potencial promissor na industria dos ve´ıculos electricos´ e outras aplicaçoes˜ para SAEs de pequena/media´ escala. O rendimento, por sua vez, tal como ja´ referido, e´ um dos factores mais importantes pois tem um grande impacto na viabilidade economica´ de um sistema dotado com um SAE. Pela Tabela 2.1 e´ poss´ıvel verificar que as tecnologias que apresentam uma menor eficienciaˆ sao,˜ tipicamente, os TESs, CAESs e HESSs que podem apresentar eficienciasˆ menores que 50%. Em oposiçao,˜ as tecnologias com eficienciasˆ energeticas´ mais interessantes sao˜ as baterias, em especial, as de l´ıtio e as tecnologias SMESs e DLCs. Tambem,´ a auto-descarga e´ um factor determinante na definiçao˜ de um SAE para os diferentes tipos de aplicaçoes,˜ dado que, o n´ıvel de auto-descarga de cada uma das tecnologias determina o tempo de armazenamento adequado, em vazio. Assim, tecnologias como PHS, PHS, baterias de NaS, FBES, HESSs ao˜ soluçoes˜ tecnicamente viaveis´ para armazenamento de energia de longa duraçao˜ dado que apresentam n´ıveis de auto-descarga muito baixos. Ao inves,´ tecnologias como SMES, FESe DLC apresentam elevada auto-descarga di aria´ e como tal, apenas podem ser utilizadas para aplicaçoes˜ de armazenamento de energia de curta duraçao,˜ nomeadamente, aquelas que visam garantir a qualidade de serviço. O tempo de vida util´ e o numero´ de ciclos de vida sao˜ dois dos factores que afectam o custo total de investimento num SAE. Tempo de vida curto e numero´ reduzido de ciclos de vida aumentam cus-

16 tos relacionados com a operaçao˜ e manutençao˜ bem como os custos de substituiçao˜ [20]. De uma forma generalizada, pode-se verificar pela Tabela 2.1 que o tempo de vida util´ e o numero´ de ciclos e´ comparavel´ entre tecnologias com a mesma forma de armazenamento de energia, sendo que os mecanicosˆ e electricos´ sao˜ aqueles que apresentam maior numero´ de ciclos de vida, enquanto que os electroqu´ımicos sao˜ os que apresentam menor numero´ de ciclos. Tal facto deve-se principalmente a` deterioraçao˜ qu´ımica resultante do tempo de operaçao˜ acumulado. Por fim, importa abordar tambem´ os custos associados a cada tecnologia de SAE bem como os custos de operaçao˜ e manutençao.˜ Os custos de tecnologias cujo grau de maturidade tecnologica´ e comercial e´ menor tendem a ser mais avultados. Tecnologias como SMES ou FES apresentam elevado custo em termos de capacidade de energia por serem sistemas de armazenamento que sao˜ indicados para aplicaçoes˜ de elevada potencia,ˆ como tal, apresentam um custo por potenciaˆ barato face as` restantes tecnologias. Verifica-se que os custos em termos de capacidade de energia para sistemas como PHSe CAESs ao˜ reduzidos por estes apresentarem elevada capacidade de armazenamento. Importa referir que o custo de investimento de um determinado SAE varia de acordo com a escala de tempo de construçao˜ e com o tamanho e localizaçao˜ do mesmo [20].

2.2.2.3 Aplicac¸oes˜

Com base nas caracter´ısticas tecnicas´ apresentadas anteriormente e´ poss´ıvel dividir os SAE em tresˆ grandes categorias de aplicaçao˜ na rede de energia electrica:´ aplicaçoes˜ de gestao˜ de energia, de sobrevivenciaˆ a fenomenosˆ transitorios´ e de qualidade de serviço [22]. Nas aplicaçoes˜ relacionadas com a gestao˜ de energia aquilo que se pretende e´ desacoplar os per´ıodos de geraçao˜ dos de consumo de energia electrica´ e optimizar o uso de energia, atraves´ da capacidade de armazenamento durante longos per´ıodos. As principais aplicaçoes˜ que se inserem nesta categoria de gestao˜ de energia sao:˜

• Deslocamento temporal de energia (Time Shifting)[20] - consiste no armazenamento de energia quando esta e´ mais barata (vazio) e posterior utilizac¸ao/venda˜ nos per´ıodos em que economicamente e´ mais favoravel´ (ponta) podendo assim evitar o accionamento de grupos termicos;´

• Nivelamento de carga - consiste na utilizaçao˜ de um SAE apropriado que permita balancear as flutuaçoes˜ t´ıpicas da procura de electricidade, podendo assim ser suavizada a curva propria´ de um diagrama de carga;

• Gestao˜ de Ponta - consiste numa estrategia´ operacional que permite que um SAE utilize a energia armazenada em per´ıodos fora da ponta para que depois possa compensar a gerac¸ao˜ electrica´ durante o per´ıodo de maxima´ procura.

Os SAEs com caracter´ısticas mais indicadas para este tipo de aplicac¸oes˜ sao˜ aqueles que apresentam elevadas capacidades de armazenamento como os PHS, CAESe TES para sistemas de elevadas dimensoes,˜ enquanto para sistemas de medias/pequenas´ dimensoes˜ as baterias sao˜ a tecnologia mais indicada para desempenhar tais func¸oes˜ [20].

17 As aplicaçoes˜ de sobrevivenciaˆ a fenomenosˆ transitorios´ estao˜ associadas a todo o tipo de aplicaçao˜ que requer que entre um sistema de armazenamento, num curto/medio´ per´ıodo de tempo, de forma a manter a continuidade do serviço. Sao˜ apropriados SAEs que sao˜ capazes de suportar um corte temporario´ de potenciaˆ nao˜ interrompendo o fornecimento de electricidade aos consumidores [26]. As principais aplicaçoes˜ que se inserem nesta categoria sao:˜

• Reserva Girante - consiste numa estrategia´ operacional que permite que um SAE possua uma reserva de potencia,ˆ tal como ocorre frequentemente na geraçao˜ convencional, para poder balancear a carga/geraçao.˜ Permite servir de back-up numa contingenciaˆ que provoque perda de geraçao˜ ou no aumento inesperado de carga.

• Regulaçao˜ de frequenciaˆ e tensao˜ - consiste na utilizaçao˜ de um SAE que auxilie no controlo da frequenciaˆ e/ou tensao˜ atraves´ da regulaçao˜ da potencia activa e reactiva injectadas e/ou absorvidas.

Como tal, um SAE com consideravel´ capacidade de injectar potenciaˆ durante per´ıodos de ate´ alguns minutos e capacidade c´ıclica e´ essencial. Assim sendo, para tais aplicaçoes˜ os SAEs indicados sao˜ principalmente as baterias e as FESs. Por ultimo,´ as aplicaçoes˜ relacionadas com a qualidade de serviço sao˜ aquelas que requerem o fornecimento/armazenamento de energia de forma rapida´ e durante curtos per´ıodos, de forma a manter a tensao˜ e frequenciaˆ dentro dos limites requeridos para que se mantenha a estabilidade e eliminando picos, harmonicas´ ou cavas no serviço, mantendo a qualidade da energia fornecida. Assim, a so- brevivenciaˆ a cavas de tensao,˜ o suporte de regulaçao˜ e controlo da tensao˜ e frequenciaˆ podem ser satisfeitos por um SAE com um tempo de resposta rapido´ e capacidade de injectar potenciaˆ em quan- tidades elevadas numa escala de tempo na ordem dos milissegundos, como e´ o caso das FES, SMES, DLC e de algumas baterias. Em suma, e´ poss´ıvel dizer que existem uma gama de factores a serem ponderados aquando da decisao˜ de seleccionar o SAE para integrar num sistema electrico.´ E´ claro que nao˜ existe um unico´ SAE qualificado para atender todos os requisitos impostos pela penetraçao˜ renovavel´ e necessidade de mitigaçao˜ das intermitenciasˆ do sector electrico.´ Numa perspectiva geral apresentaram-se as principais caracter´ısticas dos SAEs sendo a combinaçao˜ “optima”´ destas que permite encontrar o sistema de armazenamento que melhor se adapta para a aplicaçao˜ em vista. A maturidade tecnologica´ e comercial dos PHSs e das baterias faz destas tecnologias as mais atra- entes do ponto de vista do investidor. Contudo apesar dos PHSs serem o SAE com maior capacidade instalada em todo o mundo (ver Figura 1.3) este esta´ limitado a areas´ onde ha´ disponibilidade de recurso h´ıdrico e condiçoes˜ geologicas´ favoraveis´ o que contrasta com a modularidade e versatilidade t´ıpicas de uma bateria. Sao˜ estas caracter´ısticas que conferem as` BESSs uma enorme margem de progressao.˜ Para alem´ disso, verifica-se que as baterias podem ser aplicadas a praticamente todo o tipo de aplicaçoes˜ desde a gestao˜ de energia ate´ a` garantia de qualidade de serviço. No caso particular do projecto “Brava 100% renovavel”´ [8], o sistema de armazenamento de energia a instalar tem como objectivo central permitir a implementaçao˜ de um sistema electrico´ constitu´ıdo

18 apenas por geraçao˜ proveniente de fontes renovaveis.´ Assim sendo, o SAE tem que ter uma grande capacidade de armazenamento para ser capaz de executar gestao˜ de energia e tambem´ de ser capaz de aux´ıliar no controlo da estabilidade da rede, por regulaçao˜ de frequenciaˆ e tensao.˜ Os SAEs que pelas suas caracter´ısticas apresentam primazia face aos restantes no cumprimento destas imposiçoes,˜ sao˜ a bombagem hidroelectrica´ (PHS) e as baterias. Contudo a ilha da Brava nao˜ apresenta atributos geologicos´ (indisponibilidade de recurso h´ıdrico) que permitam a instalaçao˜ de um sistema de bombagem. Assim, os responsaveis´ pelo projecto “Brava 100% renovavel”´ escolheram como sistema de armazenamento a implementar uma bateria. Esta escolha faz sentido com a necessidade de ser um SAE versatil´ capaz de permitir o aumento da penetraçao˜ renovavel,´ reagir as` flutuaçoes˜ inevitaveis´ das fontes de energia renovaveis´ e capaz de funcionar como suporte de regulaçao˜ e controlo da tensao˜ e frequenciaˆ da rede, permitindo que esta tenha um comportamento sustentavel,´ seguro e estavel.´ Na secçao˜ seguinte apresentam-se as principais tecnologias de baterias existentes as suas caracter´ısticas do ponto de vista do utilizador e os seus modos de funcionamento e aplicaçoes.˜

2.3 Baterias

2.3.1 Introduc¸ao˜

Apesar da predominanciaˆ apresentada pelos sistemas de bombagem hidroelectrica´ em termos de capacidade de armazenamento instalada globalmente, existe o reconhecimento generalizado de que as baterias podem apresentar uma serie´ de oportunidades interessantes (enquanto SAEs) para a rede. As BESSs ao˜ uma tecnologia de armazenamento de energia que apresenta uma versatilidade ´ımpar permitindo-lhes ser aplicadas nas mais diversas areas´ desde o sector industrial ate´ ao quotidiano. A esperança depositada na imposiçao˜ nos ve´ıculos electricos/h´ ´ıbridos, a necessidade de criar dispositivos portateis´ de funcionamento prolongado e a utilizaçao˜ crescente em redes de energia electrica´ temˆ sido algumas das principais razoes˜ para o crescimento acelerado do sector das baterias, nas ultimas´ decadas´ [27]. Com o interesse crescente nas energias renovaveis,´ o uso de electronica´ de potenciaˆ nos sistemas de geraçao/transmiss˜ ao˜ tem se tornado cada vez mais fundamental [28]. Assim com a evoluçao˜ das tecnologias associadas as` baterias e aos conversores e´ poss´ıvel apresentar BESS que apresentam multiplas´ possibilidades de aplicaçao.˜ Comparativamente aos SAE apresentados na secçao˜ anterior (Secçao˜ 2.2.2), as baterias sao˜ a tecnologia que se destaca pela sua modularidade, escalabilidade e habilidade para servir uma serie´ de diferentes aplicaçoes,˜ ao longo de varios´ per´ıodos temporais desde segundos a horas. Estas aplicaçoes˜ podem ir desde serviços auxiliares de qualidade de serviço ate´ aplicaçoes˜ de gestao˜ de energia. A versatilidade de uma bateria do ponto de vista operacional e´ um dos principais argumentos para ser a tecnologia escolhida para a acomodaçao˜ da integraçao˜ de fontes renovaveis´ na rede. Optimizar a injecçao˜ variavel´ de potenciaˆ resultante das fontes renovaveis,´ absorver ou injectar potenciaˆ de acordo com o balanço carga/geraçao˜ ou responder rapidamente a cavas de tensao˜ sao˜ apenas alguns dos usos em que uma bateria pode participar. Assim, esta combinaçao˜ de

19 aplicaçoes˜ acaba por beneficiar em termos economicos´ a instalaçao˜ [29]. Nem todas as baterias sao˜ iguais e uma vez que estas sao˜ compostas, em parte, por agentes qu´ımicos, o seu desempenho esta´ dependente das suas caracter´ısticas electroqu´ımicas. As baterias que temˆ interesse para este tipo de aplicaçoes˜ sao˜ as secundarias´ (recarregaveis),´ uma vez que, as baterias primarias´ sao˜ incapazes de serem recarregadas, como tal, sao˜ inuteis´ para SAE que requerem varios´ ciclos de utilizaçao.˜ De entre as baterias secundarias´ aquelas que merecem maior destaque sao˜ as de acido-chumbo´ (PbA), l´ıtio (Li-ion) e n´ıquel-cadmio (NiCd), que fazem parte das designadas, baterias de baixa temperatura e as de sodio-enxofre´ (NaS), conhecida por bateria de alta temperatura [29]. Das tecnologias de baterias de baixa temperatura existentes aquela que apresenta maior capacidade instalada em sistemas de energia electrica´ sao˜ as de acido-chumbo,´ muito devido a` sua grande maturidade comercial e tecnica´ e consequentes custos de investimento reduzidos [30]. Apesar disso, as baterias de ioes˜ de l´ıtio temˆ provado ser a tecnologia que tecnicamente apresenta melhores caracter´ısticas. O maior senao,˜ sao˜ a tecnologia BESS que apresenta o custo de investimento, regra geral, mais avultado. Este e´ o principal factor que tem sido responsavel´ pelo entrave a` imposiçao˜ das baterias de l´ıtio como tecnologia dominante de entre as baterias secundarias.´ Varios´ sao˜ os projectos mundiais de baterias de l´ıtio, entre outras tecnologias, que demonstram a capacidade das baterias em facilitar e auxiliar com sucesso a transiçao˜ para um sistema de energia com maior penetraçao˜ renovavel´ (em [31] sao˜ apresentados alguns desses casos). Nos ultimos´ anos, o mercado das BESS tem registado um crescimento significativo. Segundo um estudo realizado pela consultora Navigant Research, em 2014, as receitas relativas a baterias adotadas em aplicaçoes˜ no sector energetico´ por todo o globo, rondaram os 200 milhoes˜ de euros e preve-seˆ que em 2023 alcancem os 16 bilioes˜ de euros [29]. Com este crescimento do mercado das baterias o custo das mesmas tem variado de forma inversa, diminuindo. O aumento da implementaçao˜ de baterias em redes electricas´ para suportar a integraçao˜ de energia renovavel´ aliado ao desenvolvimento crescente de ve´ıculos electricos´ tem tido um impacto directo no progresso e avanço do ponto de vista tecnologico´ das baterias. Estes factores levam a que a produçao˜ em massa seja uma realidade que permite a reduçao˜ dos custos das baterias, o que tem beneficiado particularmente a tecnologia de baterias de ioes˜ de l´ıtio. Prova disso, e´ o facto de as baterias de l´ıtios terem apresentado nos ultimos´ anos a queda mais acentuada do seu custo [29]. Tecnologicamente, cada vez mais avançadas melhorando a sua performance no que diz respeito ao ciclo de vida e eficiencia,ˆ e economicamente cada vez mais atrativas, as bateias de l´ıtio sao˜ uma aposta segura de entre os SAEs. Nas subsecçoes˜ seguintes apresentam-se os componentes principais de uma bateria, os seus princ´ıpios de funcionamento e uma visao˜ geral das principais caracter´ısticas tecnicas´ que distinguem as 2 principais tecnologias de baterias secundarias:´ as de ioes˜ l´ıtio e as de acido-chumbo.´

2.3.2 Componentes do sistema de armazenamento de uma bateria

Uma bateria e´ composta por varias´ celulas´ electroqu´ımicas que sao˜ ligadas em serie´ e/ou paralelo para atingir um determinado n´ıvel de tensao˜ e capacidade de armazenamento, respectivamente [32].

20 A celula´ enquanto unidade electroqu´ımica basica´ e´ responsavel´ por fornecer uma fonte de energia electrica´ por conversao˜ directa da energia qu´ımica. Esta e´ constitu´ıda por 3 componentes principais [27]:

• Anodoˆ - Corresponde ao electrodo´ negativo que cede electroes˜ para o circuito electrico´ exterior e que e´ oxidado durante as reacc¸oes˜ electroqu´ımicas;

• Catodo´ - Corresponde ao electrodo´ positivo que aceita electroes˜ do circuito electrico´ exterior e que e´ reduzido durante as reacc¸oes˜ electroqu´ımicas;

• Electrolito´ - Corresponde ao condutor ionico´ que providencia o meio atraves´ do qual existe a permuta de ioes˜ entre o anodoˆ e o catodo,´ enquanto os electroes˜ ﬂuem pelo circuito exterior

As baterias possuem tambem´ um componente importante que sao˜ os separadores, normalmente constitu´ıdos por um material poroso que permite a permuta de ioes˜ mas que garante isolamento electrico´ entre o anodoˆ e o catodo.´ Um electrolito´ deve apresentar uma condutividade ionica´ elevada, contudo nao˜ deve apresentar condutividade electrica.´ Nao˜ deve revelar reactividade com os materiais que compoem˜ os electrodos,´ deve ser seguro e manifestar ligeiras ou nenhumas alteraçoes˜ nas suas propriedades perante oscilaçoes˜ de temperatura. O catodo,´ por sua vez, enquanto agente oxidante deve ser eficiente nessa funçao˜ e ser estavel´ em contacto com o electrolito.´ Por fim o anodoˆ deve ser eficiente enquanto agente redutor, apresentar uma elevada cedenciaˆ de carga por unidade de peso (Ah/g) aquando do funcionamento da bateria e ser estavel.´ Assim, a escolha acertada destes tresˆ componentes de uma celula´ sao˜ um dos factores principais para a definiçao˜ de uma bateria prof´ıcua. Contudo toda esta conjugaçao˜ ideal de propriedades reflete-se no custo das baterias [27]. E´ principalmente a diferente conjugaçao˜ de materiais destes tresˆ componentes que justifica a existenciaˆ de diversos tipos de baterias com diferentes caracter´ısticas e aplicaçoes.˜ O conjunto de celulas´ e´ selado e conectado de forma a gerar modulos´ de celulas´ que conectados entre si num involucro criam uma bateria pronta a ser conectada a uma fonte externa ou carga. Contudo um BESSn ao˜ se limita somente a` bateria, tal como se pode verificar pela Figura 2.4.

Figura 2.4: Componentes t´ıpicos de um BESS[29].

21 Um BESS contem para alem´ da propria´ bateria uma serie´ de outros componentes responsaveis´ pela monitorizaçao˜ e controlo de algumas propriedades da bateria ou do contentor, bem como disjuntores e electronica´ de potencia,ˆ nomeadamente o sistema de conversao˜ de potenciaˆ (conversor). Os sistemas de monitorizaçao˜ e controlo existentes temˆ como objectivo principal gerir o funcionamento da bateria de forma a maximizar o seu desempenho tecnico-econ´ omico´ e a garantir as condiçoes˜ de segurança necessarias´ para o correcto funcionamento do sistema. Algumas das principais acçoes˜ de controlo passam por fazer com que a profundidade de descarga das celulas´ nao˜ ultrapasse de- terminados limites definidos pelos operadores dos sistemas ou que as celulas´ nao˜ fiquem sobrecarregadas e aqueçam, controlando a carga e descarga das mesmas. Existem diversas estrategias´ de controlo particulares para cada tecnologia de baterias de acordo com os principais inconvenientes a que a sua utilizaçao˜ esta´ sujeita. No caso particular das baterias de l´ıtio estas necessitam de particular monitorizaçao˜ e controlo da sua temperatura de operaçao.˜ Dada a combustibilidade do l´ıtio, o funcionamento a temperaturas elevadas pode levar ao sobreaquecimento da bateria podendo inflamar, da´ı a importanciaˆ de ter um sistema de controlo da temperatura [29]. O sistema de conversao˜ de potenciaˆ e´ uma componente fundamental da bateria. Este e´ responsavel´ pela capacidade de transmitir energia de forma bidireccional entre a rede e a bateria [20], contudo este fenomeno´ e´ apresentado de forma mais detalhada na secçao˜ seguinte (secçao˜ 2.3.3). A bateria e´ um sistema que entrega electricidade sob a forma de corrente continua (DC). Portanto, para que seja poss´ıvel a interconexao˜ com a rede electrica,´ cujo funcionamento e´ em corrente alternada (AC), e´ necessario´ um sistema de conversao˜ de potencia.ˆ O conversor a aplicar tem de ser capaz de numa situaçao˜ de carregamento da bateria funcionar como um rectificador convertendo a corrente AC em DC para ser armazenada energia na bateria. Na situaçao˜ de descarga, pelo contrario,´ a corrente DC que sai dos terminais da bateria tem que ser convertida em AC para que possa ser utilizada pela rede, tendo o conversor de ter um comportamento de inversor. Da´ı a referenciaˆ a` necessidade de um inversor com comportamento bidireccional.

2.3.3 Princ´ıpiode funcionamento

As celulas´ das baterias secundarias´ temˆ a capacidade de ser recarregadas armazenando electricidade sob a forma de energia qu´ımica. Tal como visto anteriormente, cada celula´ e´ composta por um electrodo´ positivo e outro negativo onde ocorrem as reaçoes˜ de oxidaçao-reduç˜ ao˜ (redox). Estes electrodos,´ por sua vez, estao˜ ligados por um circuito externo que permite a circulaçao˜ de corrente (electroes),˜ que ocorre devido as` reacçoes˜ qu´ımicas que ocorrem simultaneamente em ambos os electrodos.´ Estas reacçoes˜ qu´ımicas, por sua vez, sao˜ reacçoes˜ revers´ıveis permitindo a recarga da bateria atraves´ da aplicaçao˜ de uma tensao˜ externa aos terminais da bateria [15]. Na figura 2.5 e de seguida explicita-se o princ´ıpio de funcionamento t´ıpico da bateria nos seus 2 modos de operaçao,˜ descarga e recarga:

• A descarregar: no processo de descarga de uma bateria os electroes˜ acumulados pelo anodoˆ (agende redutor) sao˜ cedidos e ﬂuem pelo circuito externo ate´ ao catodo´ onde sao˜ aceites e consequentemente o material do catodo´ e´ reduzido. O circuito electrico´ completo ﬁnaliza-se com

22 a troca de ioes˜ positivos (catioes)˜ para o catodo´ e de ioes˜ negativos (anioes)˜ para o anodo.ˆ

• A carregar: no processo de recarga de uma bateria a metodologia e´ a inversa a` que ocorre no modo de operaçao˜ de descarga. Interessa frisar que quando a bateria carrega a polaridade do anodoˆ e catodo´ troca, isto e,´ o anodoˆ fica positivo e o catodo´ negativo. Assim, a corrente flui no sentido contrario,´ a oxidaçao˜ da-se´ no electrodo´ positivo e a reduçao˜ da-se´ no terminal negativo. Por definiçao˜ o anodoˆ e´ o electrodo´ onde ocorre a oxidaçao˜ e o catodo´ e´ o electrodo´ onde ocorre a reduçao.˜ Assim o electrodo´ positivo e´ agora o anodoˆ e o electrodo´ negativo e´ o catodo´ [27].

Figura 2.5: Ciclo carga/descarga numa bateria [23]

O ciclo de carga e descarga de uma bateria pode ser repetido por diversas vezes, uma vez que, as reacçoes˜ qu´ımicas que ocorrem nas baterias sao˜ revers´ıveis. Mesmo assim apesar de serem feitas de elementos que se podem recombinar repetidamente, as baterias recarregaveis´ apresentam um determinado tempo de vida util.´ Com a utilizaçao˜ estas começam a perder gradualmente a capacidade de reter a carga, tal como se aborda na secçao˜ seguinte.

2.3.4 Caracter´ısticastecnicas´ de uma bateria

Na secçao˜ 2.2.2.2 abordaram-se as principais caracter´ısticas tecnicas´ que devem ser consideradas aquando da selecçao˜ do sistema de armazenamento. Caracter´ısticas como a densidade de potencia/energiaˆ e potencia/energiaˆ espec´ıfica que afectam o volume/dimensao˜ da bateria e a potenciaˆ nominal que afecta a potenciaˆ que a bateria pode injectar. Tambem´ a capacidade de armazenamento, o custo do sistema, o rendimento e a auto-descarga sao˜ importantes consideraçoes˜ na selecçao˜ de uma bateria, cujos valores t´ıpicos para diferentes tecnologias de baterias se encontram apresentados na Tabela 2.1. Agora, nesta secçao,˜ a abordagem e´ feita tendo em conta que o SAE escolhido e´ uma bateria. Por- tanto, interessa averiguar os atributos espec´ıficos e caracter´ısticos das diferentes tecnologias de BESS e que anteriormente nao˜ foram explorados, tais como a profundidade de descarga (PD), o efeito de

23 memoria,´ temperatura de operaçao˜ e tensao˜ aos terminais da celula.´ As baterias por terem componentes qu´ımicos sao˜ sistemas de armazenamento que sao˜ muito influenciados pelas condiçoes˜ em que operam, podendo estas afectar o seu desempenho tecnico-econ´ omico,´ custo e tempo de vida util´ [2]. APD corresponde a` quantidade de energia que pode/deve ser utilizada relativamente a` capacidade total da bateria. E´ notavel´ que quanto maior for aPD de uma bateria menor ser a´ o seu tempo de vida util,´ o que corresponde a um menor numero´ de ciclos que e´ capaz de cumprir. Tipicamente, para valores de profundidade de descarga elevados (>85%), o tempo de vida de uma bateria reduz- se consideravelmente, isto porque contribui para a degradaçao˜ das celulas.´ Muitas vezes tambem´ se fala em estado de carga (SOC) que e´ um conceito exactamente oposto, ou seja, um SOC de 100% corresponde a umaPD de 0%. Na Figura 2.6 apresenta-se o comportamento t ´ıpico de 2 tecnologias de baterias de acido´ chumbo e de uma bateria de l´ıtio (LiFePO4), relativamente a` forma como aPD afecta o tempo de vida de cada tecnologia.

Figura 2.6: Variac¸ao˜ do numero´ de ciclos com a profundidade de descarga [33].

O efeito de memoria´ e´ outra das caracter´ısticas t´ıpicas de um BESS, contudo nem todas apresentam tal contrariedade. Este efeito reflecte-se na diminuiçao˜ consideravel´ da capacidade efectiva de uma bateria quando esta e´ sujeita de forma continuada a um certo ciclo de carga e descarga incompleto. O facto de repetidamente uma bateria ser recarregada sem ser totalmente descarregada, isto e,´ com uma PD menor que 100%, afecta as propriedades electroqu´ımicas de algumas tecnologias de baterias. A tecnologia que mais sofre deste efeito sao˜ as baterias de n´ıquel-cadmio´ (NiCd), ao inves,´ as baterias de ioes˜ de l´ıtio nao˜ possuem efeito de memoria´ [20]. Relativamente a` temperatura de operaçao,˜ o controlo da mesma e´ fundamental para um funcionamento prudente da bateria. Apesar de as baterias apresentarem uma gama de temperaturas de operaçao˜ relativamente abrangente, regra geral entre os 0 e 45oC, para que o processo de carga/descarga seja eficiente a gama deve encurtar. Principalmente na recarga das baterias a situaçao˜ e´ mais delicada.

24 O aumento da temperatura de operaçao˜ faz descer a tensao˜ aos terminais das baterias o que torna o processo de recarga mais ineficiente e demorado [34]. Adicionalmente, o funcionamento a temperaturas altas leva a` degradaçao˜ das celulas,´ perda da capacidade efectiva, corrosao,˜ emissao˜ de gases e consequentemente diminuiçao˜ do seu ciclo de vida util.´ Por todos estes factores, muitas das instalaçoes˜ de sistemas com baterias possuem integrados sistemas de controlo e gestao˜ da temperatura de forma a garantir a segurança e optimizaçao˜ do desempenho das mesmas [29]. Por fim, cada tecnologia apresenta os valores t´ıpicos de tensao˜ nominal a que sao˜ descarregadas/carregadas as suas celulas,´ sendo estes dependentes da diferença de potencial gerado pelos materiais usados no anodoˆ e catodo´ . A tensao˜ que surge aos terminais de uma celula,´ em que instante for, depende da corrente de carga, da sua impedanciaˆ interna, da temperatura de operaçao,˜ do SOC e do envelhecimento da celula´ [35]. Durante a descarga a tensao˜ aos terminais de uma bateria tende a diminuir enquanto que na recarga tende a aumentar. A caracter´ıstica t´ıpica da tensao˜ ao longo da descarga da celula´ e´ particular de cada tecnologia, podendo apresentar um declive mais ou menos pro- nunciado. Na Figura 2.7 apresenta-se as caracter´ısticas da curva de descarga de uma bateria de l´ıtio para diferentes taxas de descarga ao longo do ciclo de descarga, a uma temperatura fixa. As baterias de l´ıtio sao˜ a tecnologia que apresenta gamas de tensao˜ de operaçao˜ mais elevadas e tambem´ cuja tensao˜ aos terminais e´ mais invariavel´ no ciclo de descarga, o que permite um funcionamento mais eficiente e duradouro destas baterias. Baterias cujos declives das curvas de descarga sao˜ mais acen- tuados, como e´ o caso das baterias de acido´ chumbo, resultam na diminuiçao˜ da potenciaˆ entregue durante o ciclo de descarga, o que e´ inconveniente [36].

Figura 2.7: Caracter´ıstica da curva de descarga de uma bateria de l´ıtio [37].

Estas sao˜ algumas das principais consideraçoes˜ na selecçao˜ de uma bateria. Adicionalmente, para que a bateria seja indicada ha´ que ter em conta os requisitos de desempenho que a aplicaçao˜ a que se destina requer. Por exemplo, para aplicaçoes˜ de regulaçao˜ e mitigaçao˜ e´ importante apresentar um tempo de resposta celere´ e capacidade de suportar um numero´ elevado de ciclos carga/descarga. Alternativamente em aplicaçoes˜ de gestao˜ de energia em que e´ necessario´ fazer “deslocamento” temporal da mesma, os ciclos de carga/descarga devem ser capazes de ser prolongados no tempo [29].

25 Nesse sentido, na subsecc¸ao˜ seguinte abordam-se as principais aplicac¸oes˜ em que as baterias podem ser vantajosas.

2.3.5 Aplicac¸oes˜ de aux´ılio a` integrac¸ao˜ de renovaveis´

Tal como ja´ abordado na secçao˜ 2.2.2.3, as aplicaçoes˜ em que um SAE pode auxiliar podem ser agrupadas em tresˆ categorias diferentes de acordo com a sua natureza. Nesta sub-secçao˜ apresentam- se as principais aplicaçoes˜ a que uma bateria e´ adequavel.´ Os BESS podem ser utilizados em qualquer dos grupos de aplicaçoes˜ existente abrangendo per´ıodos de operaçao˜ dos milissegundos ate´ algumas horas. Estas aplicaçoes,˜ regra geral, estao˜ associadas a` necessidade de compensar a natureza variavel´ da energia eolica´ e solar. Desde a contribuiçao˜ em serviços auxiliares, como a regulaçao˜ e controlo da frequenciaˆ e tensao˜ das redes com elevada penetraçao˜ renovavel´ ate´ a` contribuiçao˜ no balanceamento da carga/geraçao˜ fornecendo ou absorvendo energia quando ocorrem desequil´ıbrios, sao˜ aplicaçoes˜ que uma bateria pode desempenhar. O facto de um so´ SAE ser capaz de multiplos´ usos, como e´ o caso de uma bateria, beneficia a economia da instalaçao˜ [29]. Uma das razoes˜ vitais para a instalaçao˜ de uma bateria e´ a contribuiçao˜ para um aumento confiavel´ da penetraçao˜ renovavel.´ No caso particular de uma ilha esta questao˜ ganha uma dimensao˜ redobrada e as baterias sao˜ vistas como uma oportunidade ´ımpar do ponte vista tecnico,´ economico´ e ambiental. As ilhas por apresentarem na generalidade, um potencial renovavel´ elevado, possu´ırem sistemas electricos´ que sao˜ dependentes da geraçao˜ convencional e ausenciaˆ de interligaçoes,˜ beneficiam com a instalaçao˜ de um sistema de armazenamento que permita a integraçao˜ confiavel´ de renovaveis,´ que confira flexibilidade de utilizaçao˜ e permita a reduçao˜ da dependenciaˆ de combust´ıveis fosseis.´ Na Fi- gura 2.8 apresenta-se o impacto que uma bateria de acido´ chumbo tem na geraçao˜ de um caso real de uma ilha (mais detalhes em [38]).

(a) Despacho sem BESS (b) Despacho com BESS

Figura 2.8: Despacho com e sem BESS[38].

E´ evidente que com a instalac¸ao˜ de uma bateria a dependenciaˆ da gerac¸ao˜ convencional diminui

26 a` custa de um aumento da penetraçao˜ renovavel.´ A bateria permite garantir o balanço carga/geraçao˜ e a operaçao˜ estavel´ da rede em paralelo com a maximizaçao˜ da penetraçao˜ renovavel.´ Adicional- mente, as baterias funcionam tambem´ como reserva permitindo assim contribuir para satisfazer a perda de geraçao˜ ou variaçao˜ de carga. O facto de uma bateria nao˜ apresentar massas girantes (energia cinetica)´ faz com que o conceito de reserva girante nao˜ seja totalmente aplicavel´ neste caso, pelo que e´ usual referir-se a esta reserva como reserva nao-girante.˜ Outro tipo de aplicaçao˜ consiste na acomodaçao˜ da variabilidade caracter´ıstica das fontes renovaveis´ e consequentemente da sua produçao˜ energetica.´ Neste caso as baterias actuam do lado da geraçao˜ da energia renovavel.´ Como o vento ou a irradianciaˆ solar temˆ um caracter´ estocastico´ e variavel´ apresentam flutuaçoes˜ mais ou menos severas ao longo das horas, que afectam a estabilidade do sistema electrico.´ A utilizaçao˜ de uma bateria permite suavizar as flutuaçoes˜ t´ıpicas da produçao˜ renovavel´ atraves´ da absorçao/injecç˜ ao˜ de potenciaˆ em curtos per´ıodos. Assim a energia injectada e´ mais nivelada permitindo que a rede opere de forma estavel´ e confiavel.´ Na Figura 2.9 apresenta-se o comportamento de uma bateria quando utilizada para efectuar a acomodaçao˜ de geraçao˜ solar.

Figura 2.9: Influenciaˆ de uma bateria na suavizaçao˜ de flutuaçoes˜ [29]

A vermelho temos a potenciaˆ gerada pelo Painel Fotovoltaico (PV) ja´ do lado AC, a preto apresenta- se a potenciaˆ imposta pela bateria e a azul a potenciaˆ resultante que e´ injectada na rede com a bateria a fazer acomodaçao˜ das flutuaçoes.˜ Em baixo apresenta-se a variaçao˜ de energia armazenada na bateria ao longo do tempo. Verifica-se que os ciclos carga/descarga necessarios´ sao˜ muitos, contudo a profundidade de descarga neste tipo de aplicaçoes˜ e´ geralmente reduzida. Menos frequente, contudo exequ´ıvel e´ a utilizaçao˜ de baterias para aplicaçoes˜ relacionadas com o armazenamento de energia durante longos per´ıodos temporais. Entre elas existe o armazenamento sazonal (meses) e o deslocamento temporal de energia (alguns minutos ate´ horas). Nesta ultima,´ o objectivo e´ usufruir das capacidades de uma bateria de forma a tirar proveito tecnico´ e economico.´ Por um lado, permite fazer com que instalaçoes˜ renovaveis´ se mantenham em serviço mesmo quando a sua geraçao˜ ultrapassa a procura, funcionando a bateria como carga, absorvendo a produçao˜ excedente.

27 Por outro, permite fazer um armazenamento economicamente justificavel,´ nos per´ıodos em que a procura e o preço da electricidade sao˜ baixos para que seja posteriormente injectada na rede. A energia armazenada na bateria pode entao˜ ser injectada num per´ıodo em que a procura e preços da electricidade sejam mais elevados, o que ocorre geralmente na ponta. No deslocamento temporal incluem-se aplicaçoes˜ como a gestao˜ de pontas ou o nivelamento de carga, em que ambas consistem numa forma de suavizar a forma t´ıpica de monte e vale da curva de procura, permitindo assim uma geraçao˜ mais constante. Na Figura 2.10 e´ possivel observar a forma como uma bateria e´ aplicada no deslocamento temporal de energia, nas aplicaçoes˜ de gestao˜ de pontas e nivelamento de carga.

(a) Gestao˜ de Pontas (b) Nivelamento de Carga

Figura 2.10: Aplicac¸oes˜ de deslocamento temporal de energia [15].

Por fim, as baterias sao˜ reconhecidas como um SAE notavel´ na colaboraçao˜ em serviços auxiliares. O suporte de regulaçao˜ e controlo de tensao˜ e frequenciaˆ sao˜ as principais aplicaçoes˜ que aqui se inserem. Nestas aplicaçoes˜ os tempos de resposta temˆ que ser rapidos´ de forma a remediar desequil´ıbrios de potenciaˆ activa e/ou reactiva que resultam em instabilidades na rede, que ignoradas podem levar ao deslastre de carga e em ultimo´ caso, ao colapso da rede. No que ao controlo de frequenciaˆ diz respeito a estrategia´ utilizada e´ a de manter o equil´ıbrio entre a potenciaˆ activa gerada e consumida. Como tal, a tecnica´ mais vulgarmente usada em baterias e´ semelhante a` estrategia´ do regulador de velocidade de uma maquina´ convencional, atraves´ de um controlo por estatismo. Assim de acordo com o desvio de frequenciaˆ que se verifica na rede, a bateria e´ capaz de injectar ou absorver energia de forma a equilibrar a frequencia.ˆ Por sua vez, as baterias possuem tempos de resposta mais rapidos´ que as maquinas´ convencionais, o que beneficia a rede na rapida´ e precisa compensaçao˜ das flutuaçoes˜ frequentes da geraçao˜ renovavel,´ mantendo a frequenciaˆ do sistema dentro dos limites exigidos. Na Figura 2.11 verifica-se a forma como uma bateria actua perante os desvios de frequencia.ˆ Frequenciasˆ elevadas indicam o excesso de geraçao˜ face a carga o que faz com que a bateria carregue para reparar tal perturbaçao,˜ pelo contrario,´ frequenciasˆ baixas indicam defice´ de geraçao˜ face a` carga, portanto a bateria fornece potenciaˆ como resposta. No que ao controlo da tensao˜ diz respeito este tem como objectivo manter a tensao˜ da rede dentro dos limites aceitaveis´ garantindo a estabilidade da mesma, uma vez que a operaçao˜ fora dos limites pode provocar danos e afectar o desempenho caso se prolongue no tempo [40]. Este controlo e´ feito com base na gestao˜ da potenciaˆ reactiva que e´ injectada na rede. A capacidade de potenciaˆ reactiva

28 Figura 2.11: Regulac¸ao˜ de frequenciaˆ por BESS [39]. da bateria esta´ associada a` capacidade do sistema de conversao˜ de energia ao qual esta e´ ligado. E´ a electronica´ de potenciaˆ que permite fornecer a capacidade de regular a tensao,˜ em grande parte independente do fornecimento de energia activa ou consumo. Um conversor de quatro quadrantes atraves´ da alta velocidade de comutac¸ao˜ torna poss´ıvel o controlo independente da potenciaˆ activa e reactiva injectada com a possibilidade de gerar e absorver ambos pela bateria. Esta funcionalidade e´ extremamente valiosa para melhorar a estabilidade de tensao˜ [28].

2.3.6 Baterias de l´ıtiovs Baterias de Acido-Chumbo´

Para finalizar este cap´ıtulo, considera-se importante confrontar as duas tecnologias de baterias de baixa temperatura que possuem maior relevanciaˆ no mercado electrico,´ nomeadamente dos sistemas de armazenamento de energia: as baterias de acido-chumbo´ e as de l´ıtio. Se nas primeiras podemos ver reflectida uma maturidade irrivalizavel,´ nas segundas projecta-se um futuro promissor com base nos sucessos tecnico-econ´ omicos´ alcançados. A analise´ mais generalizada das restantes tecnologias de baterias pode ser obtida atraves´ dos dados apresentados na Tabela 2.1. As baterias de acido-chumbo´ sao˜ a tecnologia, do tipo de baterias recarregaveis,´ mais barata e mais madura de entre os diferentes tipos de baterias existentes no mercado. Geralmente, o catodo´ e´ composto de dioxido´ de chumbo (PbO2), o anodoˆ e´ constitu´ıdo por chumbo esponjoso (Pb) e o electrolito´ de acido´ sulfurico´ liquido (H2SO4)[20]. A tensao˜ nominal de uma celula´ de PbA t´ıpica ronda os 2V [19]. As baterias de acido-chumbo´ sao˜ caracterizadas por terem um custo relativamente baixo em comparaçao˜ com outras tecnologias de baterias, rondando os $50-$400/kWh [21, 15]. Por outro lado, a eficienciaˆ desta tecnologia e´ na ordem dos 70-85%. O curto tempo de resposta, a relaçao˜ custo/desempenho vantajosa e a relativa baixa auto-descarga sao˜ tambem´ factores caracter´ısticos deste tipo de baterias. Estas podem ser utilizadas em aplicaçoes˜ de gestao˜ de energia, devido a` baixa auto-descarga que as torna indicadas para aplicaçoes˜ de armazenamento de energia em per´ıodos de tempo mais longos. Em contrapartida, existem alguns factores que limitam a sua utilizaçao˜ mais generalizada. A degradaçao˜ do seu desempenho e a afectaçao˜ do tempo de vida depende da temperatura de funcionamento, fa-

29 zendo com que seja necessario´ um sistema de controlo de temperatura, que aumenta os custos exigidos. Mas as principais desvantagens desta tecnologia sao˜ a baixa energia espec´ıfica (25-50 Wh/kg), a elevada toxicidade do chumbo e o tempo de vida util´ reduzido, entre 600 a 1800 ciclos, dependendo da profundidade de descarga [21]. Estas baterias podem ser encontradas actualmente, ja´ integradas em algumas instalaçoes˜ como por exemplo, em Chino, na California´ em que uma bateria de PbA com 10MW de potenciaˆ nominal e capacidade de 40MWh e´ responsavel´ por fornecer reserva girante e por participar em aplicaçoes˜ de nivelamento de carga [31]. Quanto as` baterias de l´ıtio, as primeiras comercializaveis´ surgiram em 1990 produzidas pela Sony [15]. Desde entao˜ esta tecnologia tem revelado um crescimento tecnico-comercial´ notavel,´ podendo actualmente ser utilizadas numa vasta gama de aplicaçoes˜ desde telemoveis´ ate´ aplicaçoes˜ de media/alta´ potenciaˆ para sistemas de armazenamento em sistemas electricos´ (ve´ıculos electricos´ ou rede electrica),´ com capacidades que podem alcançar os 30MWh [22]. Sao˜ baterias em que o catodo´ e´ constitu´ıdo por um oxido´ metalico´ de l´ıtio, o anodoˆ por carbono graf´ıtico e o electrolito´ e´ baseado numa soluçao˜ de sais de l´ıtio com mistura de solventes organicos.ˆ A tensao˜ nominal de uma celula´ de l´ıtio t´ıpica ronda os 3.7V [19], sendo mais alta que as restantes tecnologias de baterias, o que significa que o numero´ de celulas´ a interconectar em serie´ para obter uma determinada tensao˜ de operaçao˜ e´ menor. As principais caracter´ısticas das baterias de ioes˜ l´ıtio sao˜ a elevada energia espec´ıfica (75-200Wh/kg) superior a qualquer outra tecnologia, rapidos´ tempos de resposta e o elevado rendimento (80-97%) [15, 20]. O ciclo de vida pode variar conforme aPDa que a bateria e´ sujeita, mas por norma, esta´ entre 1000 e 10000 ciclos [15]. A auto-descarga t´ıpica verificada e´ <9% da capacidade nominal por mes.ˆ APD que as baterias de l ´ıtio suportam e´ algo limitada o que faz com que nao˜ deva ocorrer descarga total, apesar de actualmente ja´ existirem baterias de l´ıtio de descarga profunda (PD>85%) sem afectar de forma determinante o desempenho e tempo de vida da bateria. Para alem´ disso, tambem´ a temperatura de operaçao˜ e´ um factor que pode influenciar o tempo de vida e a segurança das baterias de l´ıtio, caso esta nao˜ seja controlada atraves´ da monitorizaçao˜ da temperatura das celulas.´ Contudo, as duas principais desvantagens desta tecnologia residem no preço elevado das baterias e na sua segurança. As baterias com capacidades elevadas apresentam custo altos (>$600/kWh) sendo esse o principal entrave para o seu crescimento comercial em sistemas de grande escala. O custo elevado esta´ relaci- onado com a necessidade das celulas´ possu´ırem circuitos internos de protecçao˜ contra sobrecargas. As sobrecargas sao˜ prop´ıcias a ocorrerem nas baterias de l´ıtio devido a` elevada densidade de energia e combustibilidade do l´ıtio que leva a` possibilidade de sobreaquecimento das celulas´ pondo em risco a segurança da instalaçao.˜ As baterias de Li-ion sao˜ vistas como as principais candidatas a aplicaçoes˜ em que o tempo de resposta curto e as dimensoes˜ reduzidas sao˜ factores determinantes. Actualmente a pesquisa e investigaçao˜ foca-se em aumentar a capacidade das baterias de l´ıtio, reduzir o seu custo e aumentar o seu tempo de vida util.´ A AES Energy Storage, empresa com sede nos EUA, ja´ foi responsavel´ por instalar varios´ sistemas de armazenamento de ioes˜ de l´ıtio, entre eles, um em Laurel Mountain, onde foi

30 instalado um sistema de baterias de l´ıtio com potenciaˆ nominal de 32MW e capacidade de 8MWh para suportar um parque eolico´ com 98MW, fornecendo flexibilidade na estabilizaçao˜ da rede e permitindo fazer gestao˜ da energia [20]. A comparaçao˜ entre estas duas tecnologias efectuada nesta secçao,˜ pode tambem´ ser observada pelos dados da Tabela 2.1. E´ evidente que do ponto de vista tecnico´ e operacional as baterias de ioes˜ de l´ıtio apresentam clara vantagem face as` de acido-chumbo´ quer pelo rendimento, densidade de potencia/energia,ˆ potencia/energiaˆ espec´ıfica, ciclo de vida util´ ou tensao˜ aos terminais das celulas´ elevadas. O maior senao˜ surge do ponto de vista economico´ em que as baterias de l´ıtio surgem como a tecnologia que requer um investimento mais elevado de entre as baterias. Contudo, tal como ja´ foi referido tem-se verificado que a tendenciaˆ e´ para que com a imposiçao˜ das baterias de l´ıtio como uma das soluçoes˜ com melhores resultados praticos´ de entre as BESS, os preços destas desçam com o aumento da produçao˜ e surgimento de economias de escala.

31 Cap´ıtulo3

Caso de Estudo: ilha da Brava

Neste cap´ıtulo apresenta-se o caso de estudo desta tese que se enquadra no plano energetico´ de Cabo Verde para 2020, apresentado no documento “Plano Energetico´ Renovavel´ para 2020” [8]. Apresenta- se a ilha da Brava e a descriçao˜ da sua rede electrica´ de media´ tensao˜ em 2015 bem como a previsao˜ para o ano de 2020. Na Secçao˜ 3.1 e´ feita a apresentaçao˜ geral da ilha e das suas principais caracter´ısticas em termos de recursos renovaveis´ e formalidades da rede electrica.´ Na Secçao˜ 3.2 identifica-se o sistema electroprodutor, a rede de distribuiçao˜ e o diagrama de carga da ilha da Brava e que foram utilizados para realizar os estudos em regime estacionario´ e dinamico.ˆ Apresenta-se igualmente a caracterizaçao˜ do recurso solar e eolico´ da ilha. Na Secçao˜ 3.3, com o objectivo de tornar a ilha 100% renovavel´ identificam-se os projectos a instalar na rede e as respectivas modificaçoes˜ que se perspectivam na procura e consequentemente no despacho do sistema electroprodutor. Apresenta-se tambem´ as caracter´ısticas gerais a considerar relativamente a` instalaçao˜ do BESS.

3.1 Ilha da Brava

A ilha Brava e´ a menor das ilhas habitadas de Cabo Verde pertencendo ao grupo de ilhas de Sotavento do arquipelago.´ Esta possui cerca de 67 km2 com aproximadamente 7 mil habitantes. A ilha apresenta apenas um concelho, Brava, e a sua sede e´ a Vila Nova Sintra sendo este o maior centro urbano da ilha. A ilha apresenta um clima ameno de temperaturas nao˜ muito elevadas e seco. A orografia da ilha e´ muito acidentada, tratando-se de uma ilha de natureza montanhosa. Apresenta uma exposiçao˜ ao recurso eolico´ elevada, principalmente nas vertentes a NE, atingindo velocidades de vento superiores a 9 m/s. O recurso solar a que a ilha e´ exposta e´ interessante contudo apresenta n´ıveis de nebulosidade significativos. Esta ilha apresenta reduzido escoamento anual medio´ e bacias hidrograficas´ de reduzida dimensao˜ o que faz com que nao˜ apresente potencial de produçao˜ de energia hidroelectrica´ [8]. A ELECTRA e´ a entidade responsavel´ pela concessao˜ da produçao˜ e distribuiçao˜ de electricidade

32 da ilha da Brava. Desde 2006 que, com base nos registos da ELECTRA, a taxa de cobertura territorial da rede de electricidade da ilha da Brava e´ de 100%. O sistema electrico´ da ilha e´ constitu´ıdo por uma central de produçao˜ de energia electrica,´ tratando- se de uma central termoelectrica,´ e uma rede de distribuiçao˜ MT que opera nas tens oes˜ de 20 e 6 KV. A ilha da Brava nao˜ apresenta qualquer tipo de interligaçao˜ com outras redes pelo que se trata de um sistema isolado. Na Figura 3.1 apresenta-se a planta do sistema electrico´ da ilha da Brava em que se encontram representados os principais postos de transformaçao˜ (PT) onde e´ possivel visualizar a sua localizaçao˜ geografica.´

Figura 3.1: Planta ilha da Brava, adaptado de [41].

3.2 Brava: Ano 2015

3.2.1 Sistema Electroprodutor e Subestac¸oes˜

O sistema electroprodutor da ilha da Brava, em 2015, e´ constitu´ıdo por uma central de produçao˜ de energia electrica,´ a Central Termoelectrica´ de Favetal (CEFV). A central de Favetal e´ constitu´ıda por 4 grupos termicos´ que utilizam como combust´ıvel o gasoleo´ e possui uma potenciaˆ instalada de 1770 kVA. Na Tabela 3.1 apresentam-se os dados gerais de cada um dos grupos da central de Favetal. O sistema electrico´ da ilha da Brava possui uma subestaçao˜ elevadora afecta a` CEFV, atraves´ da qual e´ injectada a produçao˜ na rede deMT. A Subestaç ao˜ de Favetal (SFV) possui uma potenciaˆ instalada de 800 kVA. Na Tabela 3.2s ao˜ apresentados os dados gerais da subestaçao.˜

33 Tabela 3.1: Dados dos grupos da central de Favetal.

Tabela 3.2: Dados da subestac¸ao˜ de Favetal.

Na Figura 3.2 apresenta-se o esquema uniﬁlar da central de Favetal incluindo a subestac¸ao˜ e a sa´ıda para a rede deMT.

Figura 3.2: Esquema da central de Favetal.

3.2.2 Rede de distribuic¸ao˜

O sistema electrico´ da ilha da Brava possui uma rede de distribuiçao˜ de 20 kV com origem na subestaçao˜ de Favetal e uma rede de 6 kV que deriva da subestaçao˜ SS de Nova Sintra. O esquema unifilar da rede de distribuiçao˜ deMT da ilha da Brava apresenta-se no Anexo A.1. Como se pode verificar trata- se de uma rede com uma configuraçao˜ radial com 2 n´ıveis de tensao.˜ A subestaçao˜ Nova Sintra e´ responsavel´ por permitir o funcionamento da rede de distribuiçao˜ a 20 e 6 kV atraves´ de um transformador redutor que opera com a relaçao˜ de transformaçao˜ 20/0,4 kV e de um transformador elevador que opera com relaçao˜ de transformaçao˜ de 0,4/6 kV alimentando os pontos da rede electrica´ que funcionam neste n´ıvel de tensao.˜ Estes transformadores temˆ ambos uma potenciaˆ de 250 kVA e possuem 5 tomadas manuais de ±2 × 2, 5%.

34 A rede de distribuic¸ao˜ e´ constitu´ıda por uma parte subterraneaˆ e uma aerea.´ Na rede subterranea,ˆ representada em A.1 a tracejado, os cabos utilizados sao˜ de dois tipos: de alum´ınio(Al) (20kV e 6kV) e Cobre (Cu) (6kV). Na rede aerea,´ as linhas utilizadas sao˜ condutores de alum´ınio do tipo Aster. Na Tabela 3.3 apresentam-se as caracter´ısticas principais dos tipos de linhas e cabos utilizados na rede de distribuic¸ao˜ da ilha.

Tabela 3.3: Caracter´ısticas das linhas e cabos.

Na Tabela 3.3 apresentam-se os valores da secc¸ao,˜ resistencia,ˆ indutanciaˆ e capacidade por unidade de comprimento. Para alem´ disso apresenta-se a corrente termica´ e a corrente de curto-circuito de cada tipo de cabo ou linha. No caso das linhas Aster de 34.4mm2 nao˜ foram identiﬁcados os dados referentes a` corrente termica´ e de curto-circuito.

3.2.3 Diagrama de Carga

Os dados de carga referentes a 2015 foram fornecidos pela ELECTRA para o mesˆ de Janeiro. Estes foram fornecidos por valor de carga visto por cada Posto de Transformaçao˜ (PT) para a ponta. De notar que a potenciaˆ reactiva de cadaPT e´ calculada atraves´ do conhecimento do coeficiente de carga, da potenciaˆ activa e da assunçao˜ de que todas as cargas apresentam factor de potenciaˆ de cos Φ = 0,8 indutivo. Assumiu-se que estes dados da ponta para o mesˆ de Janeiro eram representativos para qualquer estaçao˜ do ano, uma vez que, a ELECTRA revelou que nas ilhas de Cabo Verde o perfil de consumo nao˜ apresenta, regra geral, variaçoes˜ significativas entre o Verao˜ e Inverno. Assim considerou-se que este valor de ponta corresponde ao valor de produçao˜ maxima´ anual. Relativamente a` carga de vazio os dados mantem-seˆ inalterados face a` previsao˜ feita pela Gesto Energia S.A, no “Plano Energetico´ de 2020”, em 2011, para a procura do ano de 2015 (ver Tabela 3.5). Assumiu-se que a distribuiçao˜ das cargas pelosPTs assume o mesmo comportamento que o registado na ponta. Os valores de carga porPT para o cen ario´ de ponta e vazio encontram-se apresentados na Tabela 3.4. OPT Vila corresponde a` carga com maior consumo representando cerca de 30% da carga total da ilha. Isto justifica-se pelo facto de ser estePT que alimenta o maior centro urbano da ilha da Brava, a Vila de Nova Sintra. Para tornar o estudo o mais real poss´ıvel e dada a ausenciaˆ de informaçoes˜ sobre o perfil do diagrama de carga da ilha da Brava, decidiu-se utilizar como referenciaˆ o diagrama de carga da ilha de

35 Relativamente à carga de vazio os dados mantêm-se inalterados face á previsão feita pela Gesto Energia S.A, no “Plano Enegético de 2020”, em 2009. A distribuição das cargas pelos \acp{PT} assume o mesmo comportamento que na ponta.

Os valores das distribuições de carga para o cenário de ponta e vazio encontram-se apresentados na Tabela \ref{tab:cargasPT}.

Tabela 3.4: Dados da carga na Ponta e Vazio de 2015 para a ilha da Brava. Cenário Ponta Cenário Vazio Cargas P(kW) Q(kvar) P(kW) Q(kvar) PT Braga 4,619 3,464 2,309 1,732 PT Lem 29,191 21,893 14,592 10,944 PT Furna 31,777 23,833 15,885 11,913 PT ST Bárbara 4,434 3,326 2,216 1,662 PT Vila 114,916 86,187 57,443 43,083 PT Cova Rodela 18,845 14,134 9,420 7,065 PT Mato Grande 17,182 12,886 8,589 6,442 PT Antena 0,203 0,152 0,102 0,076 PT Cachaço 8,499 6,374 4,248 3,186 PT Mato 20,138 15,103 10,066 7,550 PT Pau 1,515 1,136 0,757 0,568 PT Tantum 5,543 4,157 2,771 2,078 PT Campo Baixo 9,977 7,482 4,987 3,740 PT N. S. Monte 37,689 28,267 18,840 14,130 PT Cova Joana 11,824 8,868 5,911 4,433 PT F. D´Agua 7,760 5,820 3,879 2,909 PT Bomba 3 34,733 26,050 17,362 13,022 PT Bomba 4 33,255 24,942 16,623 12,468 TOTAL 392,099 294,075 196,000 147,000

O \acs{PT} Vila corresponde à carga com maior consumo representando cerca de 30% da Santiago procedendo-se a` adaptaçao˜ do mesmo. Com esta assunçao˜ admite-se que os habitos´ quo- carga total da ilha. Isto justifica-se pelo facto de ser este \acs{PT} que alimenta o maior centro tidianos/industriais das duas ilhas sao˜ semelhantes, contudo a ilha da Brava apresenta um consumo urbano da ilha da Brava, a Vila de Nova Sintra. cerca de 40 vezes menor. O diagrama de carga original da ilha de Santiago corresponde a um diagrama de produç Paraao˜ tornar pelo o queestudo inclu o ´ıamais perdas real possível que foram e dada desprezadas. a ausência Comde informações base nos sobre dados o deperfil ponta do e vazio diagrama de carga da ilha da Brava, decidiu-se utilizar como referência o diagrama de carga da apresentados na Tabela 3.4 e extrapolando os restantes valores de carga horaria´ durante um dia para ilha de Santiago procedendo-se à adaptação do mesmo. Com esta assunção admite-se que os a ilha da Brava, o perfil de carga obtido encontra-se apresentado na Figura 3.3. Por analise´ da Figura hábitos quotidianos/industriais das duas ilhas são semelhantes, contudo a ilha da Brava numa escala de consumo cerca de 40 vezes menor. O diagrama de carga original da ilha de Santiago 0,45 corresponde a um diagrama de carga de produção pelo que incluía perdas que foram 0,4 desprezadas. Com base nos dados de ponta e vazio apresentados na Tabela xxx e 0,35 extrapolando os restantes valores de carga horária durante um dia para a ilha da Brava, o perfil 0,3 de carga obtido encontra-se apresentado na Figura xxxx. Por análise da Figura xxx podemos 0,25 verificar que a ponta do diagrama de cargas ocorre às 20h ocorrendo o vazio às 6 h.

0,2 P P [MW] 0,15

0,1

0,05

0 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16 00 18:00 20:00 22:00 24:00 Tempo [h]

Figura 3.3: Diagrama de carga de 2015.

3.3 podemos veriﬁcar que a ponta ocorre as` 20 horas, ocorrendo o vazio as` 6 horas.

Este diagrama de carga e´ entao˜ resultado de uma serie´ de assunçoes˜ apresentadas acima, com o objectivo de representar um dia t´ıpico de consumo da ilha da Brava, que servira´ de base para a construçao˜ dos cenarios´ de simulaçao.˜

36 3.2.4 Caracterizac¸ao˜ do recurso Solar e Eolico´

O conhecimento das caracter´ısticas do recursos solar e eolico´ e´ a base para realizaçao˜ dos estudos de viabilidade economica´ de qualquer projecto de fontes de energias renovaveis,´ onde se incluem os projectos solares e eolicos,´ respectivamente. A caracterizaçao˜ do potencial eolico´ e solar da ilha da Brava foi realizada pela Gesto Energia no ”Plano Energetico´ para 2020” [8]. Contudo nao˜ foi poss´ıvel ter acesso a uma serie´ temporal de registos de mediçoes˜ da velocidade do vento e irradiancias.ˆ Segundo os estudos realizados pela Gesto Energia, o recurso solar e´ abundante em Cabo Verde. Em media´ a ilha da Brava apresenta uma radiaçao˜ global de 1.800 kWh/m2/ano e cerca 3.750 horas de sol por ano. Para obtençao˜ dos dados de irradianciaˆ t´ıpicos que se verificam na ilha da Brava, nomeadamente na zona da Furna, onde serao˜ instalados os paneis fotovoltaicos, utilizou-se o PVgis, um simulador online que permite ter acesso aos mapas de radiaçao˜ solar num determinado ponto do globo. Na Figura 3.4 apresentam-se as caracter´ısticas de irradianciasˆ t´ıpicas de cada estaçao˜ do ano, no plano inclinado de 14o (inclinaçao˜ optima),´ para a regiao˜ da Furna.

1200

1000 Janeiro

] 800 2

Maio 600

400 Julho Irradiância [W/m

200 Outubro

0 04:48 07:12 09:36 12:00 14:24 16:48 19:12 Tempo [h]

FiguraRelativamente 3.4: Diagrama ao perfil de das vento irradi na ilhaanciaˆ da Brava, de meses por ausência de cada de estaçdados aooptou˜ do-se ano por nautilizar Furna. dados do perfil de vento de um dia típico registado em 2015 na ilha de Santiago, assumindo Pela analise´ que este da Figuranão varia 3.4 de verifica-seforma significativa que ado irradi anciaˆ ao longo do ano assume um comportamento que se registaria na ilha da Brava. Na Perfil de vento típico da Ilha da Brava aproximadamente constante entre estaçoes,˜ nao˜ se verificando variaçoes˜ consideraveis´ entre as ir- Tabela xxx e na Figura xxx apresentam-se 14 radianciasˆ medias,´ apesar de estas serem ligeiramente12 superiores para os meses de Verao˜ (Julho). as velocidades do vento assumidas para 10 Outro facto queeste estudo se pode bem verificarcomo as potênciase´ que o numero´ de8 horas de sol diarias´ nao˜ varia de forma signifi- 6 produzidas pelos diferentes aerogeradores cativa, apesar de ser menor para os meses de Inverno,4 apresentando cerca de menos 2 horas de sol

estudados. Na Figura xxx apresentam-se 2 Velocidade [m/s] diaria´ face aas um curvas dia tde´ıpico potência de Ver dasao.˜ turbinas Vestas 0 Segundoutilizadas os estudos para realizar apresentados os estudos em [8], o recurso eolico´ apresenta sazonalidade consideravel´ Tempo [h] verificando-seapresentados uma assimetria no capitulo anual. seguinte Esta e para observa-se entre os per´ıodos de Janeiro a Junho, em que conseguir obter a potência eólica disponível Curva de Potência aerogeradores Vestas as velocidades medias´ do vento sao˜ elevadas (>9m/s)1000,00 e de Julho a Dezembro em que se verifica um para cada modelo de aerogerador para o perfil decrescimo´ de da vento velocidade em causa. do vento. Outro dado relevante resulta do conhecimento que cerca de 90% dos ventos provemˆ de NE [8]. Relativamente ao perfil de vento na ilha da Brava, por ausenciaˆ de dados V5 Potência [MW] Vento 500,00 2 Hora optou-se por utilizar dados[m/s] doVestas perfil de2x ventoVestas de um dia t´ıpico registado em 2015 na ilha de Santiago, V52 V29 V2 00:00 12,43 0,8 0,438 9 para o mesˆ de Janeiro, assumindo que este nao˜ varia dePotência [kW] forma significativa do que se registaria na ilha 1:00 9,73 0,573 0,31 2:00 10,15 0,618 0,34 0,00 3:00 10,77 0,673 0,377 37 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 4:00 10,87 0,682 0,384 Vento [m/s] 5:00 10,65 0,663 0,37 6:00 10,87 0,682 0,384 7:00 11,84 0,763 0,426 8:00 12,63 0,809 0,441 9:00 11,5 0,736 0,413 10:00 11,94 0,773 0,431 11:00 12,43 0,8 0,438 12:00 11,94 0,773 0,431 13:00 11,84 0,763 0,426 da Brava. Na Figura 3.5 apresenta-se o perfil de vento considerado.

4 Velocidade Velocidade [m/s]

Tempo [h]

Figura 3.5: Perﬁl de vento para a ilha da Brava.

3.3 Brava: Ano 2020

3.3.1 Plano de implementac¸ao˜ de novos projectos

Com vista a alcançar a meta imposta pelo Governo de Cabo Verde de atingir uma taxa de penetraçao˜ de energias renovaveis´ de 50% em todo o arquipelago´ ate´ 2020, foram identificados uma serie´ de projectos renovaveis´ a instalar. O desenvolvimento das energias renovaveis´ pretende representar nao˜ so´ uma viragem economica´ do pa´ıs, mas tambem´ pretende coloca-lo´ na linha da frente dos pa´ıses de referenciaˆ no desenvolvimento de um modelo sustentavel´ de toda a economia [8]. No caso particular da ilha da Brava, os projectos identificados em [42] pela Gesto Energia, para implementaçao˜ ate´ 2020 foram os seguintes:

• Parque Eolico-´ Ventos da Furna (PE.035) – Este projecto consiste na construc¸ao˜ de um parque eolico´ localizado na ilha Brava com uma potenciaˆ instalada de 0,85 MW constitu´ıdo por um aerogerador Vestas, modelo V52/850 kW. O valor estimado do projecto e´ de 1,74 MAC.

• Parque Solar – Furna (PE.045) – Este projecto consiste na construçao˜ de um parque solar constitu´ıdo por modulos´ fotovoltaicos de sil´ıcio policristalino (5.778 unidades aproximadamente) com uma potenciaˆ pico de 225Wp e respectivos serviços auxiliares. Este parque tera´ uma potenciaˆ instalada total de 1,3 MW, em que 0,92MW serao˜ instalados numa primeira fase e 0,39MW numa fase posterior. O orçamento estimado para este projecto e´ de 4,26 MAC.

• Projecto Brava 100% Renovavel´ (SAE.03) – Este projecto consiste na instalac¸ao˜ de um SAE, nomeadamente um BESS, que permita assegurar a sustentabilidade energetica´ da ilha da Brava, e que integre os projectos renovaveis´ identiﬁcados (PE.035 e PE.045).

Assim a previsao˜ apresentada em [8] considera uma potenciaˆ renovavel´ total a instalar de 2,15 MW.

38 3.3.2 Previsao˜ de Carga para 2020

A previsao˜ de carga efectuada em 2011, no “Plano Energetico´ de 2020” [8], encontra-se apresentada na Tabela 3.5, para os anos de 2015 e 2020.

Tabela 3.5: Previsao˜ de ponta e vazio apresentada em [8] para 2015 e 2020.

Confrontando os dados reais fornecidos pela ELECTRA referentes ao ano de 2015, ja´ apresentados na Tabela 3.4 com as previsoes˜ efectuadas em [8] (Tabela 3.5), verifica-se que apresentam um desvio significativo.Verifica-se Assim, que os atrav dadoses´ dosde ponta dados fornecidos da carga pela de ponta\acs{ELECTRA} reais fornecidos para o pelaano deELECTRA 2015 diferem, referentes ao anoem degrande 2015, medida procedeu-se dos previstosa` extrapolaç para esteao˜ ano. para Assim o ano at deravés 2020 dos com dados base da nocarga crescimento de ponta percen- reais, fornecidos pela Electra, referentes ao ano de 2015, procedeu-se á extrapolação para o tual previsto, no ”Plano Energetico´ de 2020”, realizado pela Gesto Energia S.A. Assim admite-se um ano de 2020 com base no crescimento percentual previsto, no Plano Energético de 2020, aumento de 20,6% da carga em relaçao˜ ao cenario´ de carga actual (2015), apresentado na Tabela realizado pela Gesto Energia S.A. Assim admite-se um aumento de 20,6% da carga em relação 3.4, o que preveˆ uma ponta de aproximadamente 473 kW. Quanto a` carga de vazio os dados mantem-ˆ ao cenário de carga actual (2015), apresentado na Tabela xx (tabela das cargas), o que prevê se inalterados face a` previsao˜ feita, por ausenciaˆ de dados que os invalidem. Sendo entao˜ a relaçao˜ uma ponta de aproximadamente 473 kW. Quanto à carga de vazio os dados mantêm-se Vazio/Ponta de 0,5. inalterados face à previsão feita, por ausência de dados, sendo então a relação Vazio/Ponta de Apresenta-se0,5. Apresenta ent-seao˜ então na Tabela na Tabela 3.6 osxx os valores valores de de carga Ponta na e PontaVazio, ebem Vazio, como bem a distribuição como a distribuiç da ao˜ das cargascargas pelosdas cargasPTs que pelos s ao˜ \acp{PT}. utilizados neste estudo.

Tabela 3.6: Dados da carga na Ponta e Vazio de 2020 para a ilha da Brava. Cenário Ponta Cenário Vazio Cargas P(kW) Q(kvar) P(kW) Q(kvar) PT Braga 5,571 4,178 2,698 2,023 PT Lem 35,207 26,405 17,048 12,786 PT Furna 38,327 28,745 18,559 13,919 PT ST Bárbara 5,348 4,011 2,590 1,942 PT Vila 138,601 103,951 67,115 50,336 PT Cova Rodela 22,729 17,047 11,006 8,254 PT Mato Grande 20,723 15,542 10,035 7,526 PT Antena 0,245 0,184 0,119 0,089 PT Cachaço 10,250 7,688 4,963 3,723 PT Mato 24,289 18,216 11,761 8,821 PT Pau 1,827 1,370 0,885 0,664 PT Tantum 6,685 5,014 3,237 2,428 PT Campo Baixo 12,033 9,025 5,827 4,370 PT N. S. Monte 45,457 34,093 22,012 16,509 PT Cova Joana 14,261 10,696 6,906 5,179 PT F. D´Agua 9,359 7,019 4,532 3,399 PT Bomba 3 41,892 31,419 20,286 15,214 PT Bomba 4 40,110 30,082 19,422 14,567 TOTAL 472,914 354,685 229,000 171,750

OO novo novo diagrama diagrama dede cargacarga referente ao ao ano ano de de 2020 2020 é eáprese apresentadontado na nafigura Figura xx, este3.6, servirá este servir a´ de basede para base a construçpara a construçãoao˜ dos cen dosarios´ cenários de simulaç de simulação,ao,˜ tal como tal como apresentado apresentado na Secç no capituloao˜ 5.1. xxxxx.

39 0,5

0,45

0,4

0,35

0,3

0,25

P P [MW] 0,2

0,15

0,1

0,05

0 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16 00 18:00 20:00 22:00 24:00 Tempo [h]

Figura 3.6: Diagrama de carga de 2020.

3.3.3 Redimensionamento dos projectos a implementar

Os projectos apresentados na Secçao˜ 3.3.1 foram dimensionados de acordo com a previsao˜ de carga para 2020 apresentada na Tabela 3.5. A previsao˜ de carga que vai ser considerada e´ a apresentada na Tabela 3.6, pelo que se considerou conveniente fazer um redimensionamento dos projectos das renovaveis´ a instalar. Para tal, considerou-se um conjunto de aproveitamentos renovaveis,´ com vista ao objectivo Brava 100% renovavel,´ que apresentassem uma menor potenciaˆ instalada de acordo com a diminuiçao˜ da carga prevista para 2020. Os projectos renovaveis´ apresentados em 3.3.1 apresentam um potenciaˆ instalada 4,55 vezes superior a` potenciaˆ de ponta prevista, pelo que se consideraram sobredimensionados e portanto inviaveis,´ como provado nos estudos efectuados em 5.2.2.1. Assim sendo, neste estudo os projectos considerados em 3.3.1 sofrem as seguintes alteraçoes:˜

• Parque Eolico-´ Ventos da Furna – considera-se a reduçao˜ da potenciaˆ eolica´ a instalar pas- sando a ser utilizados 2 aerogeradores Vestas V29 de potenciaˆ nominal 225 kW cada. Com esta alteraçao˜ a potenciaˆ eolica´ a instalar e´ de 450 kW, ou seja, menos 400 kW do que o projectado em [42]. O facto de se instalarem 2 aerogeradores fornece uma maior flexibilidade na potenciaˆ eolica´ a injectar na rede, uma vez que, permite que apenas 1 turbina esteja ligada se necessario.´

• Parque Solar – Furna – considera-se a reduçao˜ do numero´ de modulos´ a instalar no Parque Solar da Furna (PSF), reduzindo assim a potenciaˆ solar a instalar. Considera-se a instalaçao˜ de 1600 modulos´ da Martifer MTS225P (datasheet no AnexoB) com uma pot enciaˆ pico de 225Wp, o que perfaz uma potenciaˆ instalada de 360 kW. Com esta alteraçao˜ a potenciaˆ solar a instalar ate´ 2020 reduz-se em 940 kW face ao projectado em [42].

Com a instalaçao˜ destes projectos a potenciaˆ renovavel´ instalada em 2020 sera´ de 810 kW, o que corresponde a cerca de 1,7 vezes a potenciaˆ de ponta prevista para a ilha da Brava em 2020. Com a introduçao˜ dos novos projectos na rede electrica´ da ilha Brava, o sistema electroprodutor desta vai sofrer algumas alteraçoes˜ surgindo 2 novas centrais renovaveis´ de produçao˜ de energia electrica:´ Parque Eolico´ Ventos da Furna (PEVF) e o PSF.O PEVF e´ constitu´ıdo por dois aerogeradores iguais dotados de maquinas´ de induçao˜ duplamente alimentadas (MIDA) de 225 kW cada, apresen-

40 tando uma potenciaˆ total instalada de 450 kW. Os aerogeradores sao˜ ligados em cadeia, tal como se pode veriﬁcar pelo esquema uniﬁlar apresentado na Figura 3.7, referente ao PEVF. Os transformadores utilizados para conectar cada um dos aerogeradores a` rede possuem uma potenciaˆ instalada de 0,3 MVA cada. O PEVF e´ ligado a` rede no barramento de sa´ıda da SFV atraves´ de um cabo subterraneoˆ de

Figura 3.7: Esquema Uniﬁlar do PEVF. alum´ınio (Al50) dimensionado de forma a evitar sobrecargas. O comprimento do cabo escolhido foi de 0,8 km pois esta e´ a distanciaˆ aproximada entre a subestac¸ao˜ da central de Favetal SFV e o local onde os aerogeradores serao˜ instalados (Furna). Na Tabela 3.7 apresentam-se os dados gerais do PEVF.

Tabela 3.7: Dados do PEVF.

Ja´ o PSF possui uma potenciaˆ instalada de 360 kWp e esta´ afecto a um transformador de 0,4 MVA que e´ ligado tambem´ no barramento de sa´ıda da SFV atraves´ de um cabo igual e da mesma dimensao˜ que o que liga o PEVF a` SFV uma vez que o parque solar e´ para ser instalado tambem´ em Furna. O esquema uniﬁlar do PSF e´ apresentado na Figura 3.8. Na Tabela 3.8 apresentam-se os dados gerais do PSF.

Tabela 3.8: Dados do PSF.

Estes sao˜ os projectos que vao˜ ser utilizados na realizac¸ao˜ deste estudo e e´ com base neles que serao˜ desenvolvidos os diversos cenarios´ de estudo.

41 Figura 3.8: Esquema Uniﬁlar do PSF.

3.3.4 Projecto ilha 100% Renovavel´

Com os projectos de renovaveis´ identificados em 3.3.3, pretende-se instalar na ilha da Brava um SAE que permita integra-los´ de forma a garantir a sustentabilidade energetica´ da ilha com uma penetraçao˜ 100% renovavel´ na produçao˜ de energia electrica.´ Este projecto visa igualmente permitir reduzir a dependenciaˆ energetica´ do exterior e poupar em combust´ıvel, reduzindo as emissoes˜ de CO2. O SAE a introduzir e´ uma bateria secundaria.´ Pela comparaçao˜ das caracter´ısticas t´ıpicas apresentada na Tabela 2.1 bem como pelos factores descritos na Secçao˜ 2.3, a tecnologia BESS escolhida para implementaçao˜ neste projecto foi uma bateria de ioes˜ de l´ıtio. Esta apresenta como ja´ visto caracter´ısticas tecnicas´ impares no que ao rendimento e densidade de energia/potenciaˆ diz respeito. A bateria a instalar sera´ utilizada maioritariamente numa aplicaçao˜ de energia, isto e,´ o seu principal objectivo esta´ associado ao custo de exploraçao˜ do sistema electrico,´ ajudando a melhorar a rentabilidade do mesmo. Assim aquilo que e´ desejavel´ e´ que nos per´ıodos em que a produçao˜ renovavel´ e´ excessiva face a` carga, este excesso possa ser armazenado na bateria, para posterior aproveitamento quando a carga aumenta face a` geraçao,˜ isto e,´ pretende-se que exista um deslocamento temporal de energia (time shifting). Contudo esta tambem´ deve contribuir na regulaçao˜ de tensao˜ e frequenciaˆ de forma a manter a estabilidade da rede. A bateria vai ser instalada geograficamente junto ao PSF sendo ligada no mesmo ponto da rede que as renovaveis´ (BUS2-SFV), com um cabo subterraneoˆ de alum´ınio (Al50) dimensionado de forma a evitar sobrecargas. Na Figura 3.9 apresenta-se o esquema unifilar refente da instalaçao˜ da BESS.

Figura 3.9: Esquema Uniﬁlar da instalac¸ao˜ do BESS.

O dimensionamento do BESS e´ apresentado no Cap´ıtulo4 tendo em conta o estudo estacion ario´ realizado para a ilha da Brava em 2020.

42 Cap´ıtulo4

Implementac¸ao˜ e Modelizac¸ao˜

Neste cap´ıtulo apresentam-se os meios utilizados para proceder aos estudos em regime estacionario´ e dinamico,ˆ relativamente ao software utilizado e aos modelos admitidos. Na Secçao˜ 4.1 introduz-se o software de simulaçao˜ utilizado, o PSS/E, apresentando-se de uma forma geral o seu funcionamento na calculo´ do transitoˆ de energia e a metodologia de processamento utilizada nas simulaçoes˜ dinamicas.ˆ Na Secçao˜ 4.2 e´ exposta a forma como a rede da ilha da Brava foi implementada no programa e apresentam-se os fundamentos dos modelos utilizados em regime estacionario´ e transitorio.´ Adicional- mente apresentam-se as consideraçoes˜ assumidas para o dimensionamento da BESS.

4.1 Software PSS/E

O software utilizado para modelar e implementar a rede em estudo foi o Power System Simulator / Engineering (PSS/E), versao˜ 32, distribu´ıdo pela Siemens PTI. Este e´ reconhecido como uma das ferramentas mais utilizadas pelas empresas do sector energetico,´ para validar os seus estudos. O PSS/E permite analisar o transitoˆ de energia, efetuar simulaçoes˜ em regime dinamicoˆ e estudar a estabilidade dos sistemas, entre outras funçoes˜ que permitem estudar o desempenho de redes de energia electrica´ em regime permanente e dinamico.ˆ Este software possui uma vasta biblioteca de modelos dinamicosˆ de diversos componentes da rede electrica´ que permitem caracterizar de forma fidedigna o seu comportamento aquando da ocorrenciaˆ de uma contingencia.ˆ Para a resoluçao˜ do transitoˆ de energia o programa permite a utilizaçao˜ do metodo´ de Gauss- Seidel ou do metodo´ de Newton-Raphson, sendo o segundo o utilizado para a obtençao˜ dos resultados apresentados neste trabalho, por apresentar uma velocidade de convergenciaˆ claramente superior face ao primeiro. As simulaçoes˜ dinamicasˆ temˆ como objectivo determinar a forma como um sistema responde a` ocorrenciaˆ de um determinado est´ımulo, que pode ser um curto-circuito ou uma variaçao˜ de geraçao,˜ por exemplo. O comportamento de um sistema electrico´ e´ descrito atraves´ de equaçoes˜ diferenciais. O processo que o PSS/E realiza e´ baseado na resoluçao˜ das equaçoes˜ diferenciais que caracterizam

43 o sistema a simular e na definiçao˜ das suas variaveis´ de estado (STATEs). Entao,˜ a cada passo de integraçao˜ da simulaçao,˜ as derivadas temporais de cada uma das variaveis´ de estado definidas sao˜ calculadas, com recurso a parametrosˆ constantes (CONs) e variaveis´ (VARs), que descrevem o sistema nesse determinado instante de tempo. O passo a seguir consiste na definiçao˜ dos valores das variaveis´ de estado do sistema no instante temporal seguinte, atraves´ dos valores das derivadas temporais e variaveis´ de estado no instante temporal actual. Este processo e´ repetido de passo de integraçao˜ em passo de integraçao˜ ate´ ao fim do per´ıodo de simulaçao.˜ Na Figura 4.1 apresenta-se um esquema com as acçoes˜ basicas´ realizadas pelo PSS/E numa simulaçao˜ dinamica.ˆ

Figura 4.1: Sequenciaˆ de acc¸oes˜ realizadas pelo PSS/E numa simulac¸ao˜ dinamica,ˆ adaptado de [43].

A estrutura de dados dos modelos da bliblioteca do PSS/E e´ categorizada nos seguintes vectores de dados: CONs, ICONs, STATEs, DSTATEs e VARs. Cada modelo reserva um numero´ de posiçoes˜ em cada um dos vectores consoante o numero´ de variaveis´ de estado (STATEs) e suas derivadas (DSTATEs), constantes reais (CONs) ou inteiras (ICONs) e variaveis´ (VARs) que o caracterizam. A assimilaçao˜ de dados e´ feita atraves´ de um ficheiro DYRE, que contem´ os parametrosˆ constantes (CONs) que nao˜ variam durante a simulaçao.˜ A rotina CONEC, por sua vez, serve para definiçao˜ por parte do utilizador de interconexoes˜ entre modelos introduzidos no DYRE e modelos auxiliares, tal como foi feito para a associaçao˜ entre os modelos representantes do BESS, o modelo ”PAUX1”e o ”CBEST”.

4.2 Implementac¸ao˜ e modelizac¸ao˜ da rede no PSS/E

4.2.1 Introduc¸ao˜

A rede da ilha da Brava, referente a 2015, e´ implementada no PSS/E com recurso a 50 barramentos interligados por 46 linhas/cabos, 4 transformadores e 4 geradores convencionais. Para a simulac¸ao˜ do cenario´ de 2020, o numero´ de barramentos aumenta para 58, as linhas/cabos para 50, os trans-

44 formadores para 9 e os geradores convencionais mantem-se,ˆ sendo acrescentadas as renovaveis´ (2 aerogeradores e umPV) e a bateria. A rede el ectrica´ e´ composta por 2 n´ıveis de tensao˜ distintos: 6 kV e 20 kV. Os geradores convencionais, a bateria e o barramento VILA operam a 0,4kV. O parque solar funciona a uma tensao˜ de 0,315 kV e os aerogeradores temˆ uma tensao˜ de sa´ıda de 0,69 kV. O sistema electrico´ da ilha e´ composto por 18 cargas no total, em que 3 funcionam na rede de distribuiçao˜ de 6kV e as restantes a 20 kV. Na Figura 4.2 apresenta-se o esquema unifilar desenhado no software PSS/E referente ao ano de 2020. Relativamente aos estudos em regime estacionario,´ foram realizadas algumas adaptaçoes˜ na rede electrica´ da Brava apresentada no AnexoA, de forma a fosse poss ´ıvel simula-la´ da forma mais conveniente. Foram utilizados barramentos “fict´ıcios” de forma a simular os ligadores aero-subterraneosˆ que servem na rede de interface de ligaçao˜ entre um cabo subterraneoˆ e uma linha aerea,´ o que justifica o numero´ acrescido de barramentos face a` realidade. Nas secçoes˜ que se seguem apresentam-se algumas das consideraçoes˜ tidas na implementaçao˜ e modelizaçao˜ dos sistemas/componentes utilizados na rede quer em regime estacionario´ quer em regime transitorio.´ Os parametrosˆ utilizados para cada modelo dinamicoˆ foram adaptados de estudos anteriormente realizados com recurso ao PSS/E, uma vez que, nao˜ foi poss´ıvel obter dados concretos dos parametrosˆ dinamicosˆ dos principais constituintes da rede. O foco principal contudo e´ apresentado sobre os modelos utilizados para o BESS, sendo estes alvo de um maior detalhe.

4.2.2 Geradores Convencionais

Modelo Estacionario:´ No caso das simulaçoes˜ realizadas sem bateria, o barramento da central de Favetal (BUS1), onde se encontra ligada toda a geraçao˜ convencional, e´ escolhido para ser o no´ de balanço da rede electrica.´ Os dados que sao˜ fornecidos para as maquinas´ s´ıncronas convencionais no regime estacionario´ correspondem a: potenciaˆ nominal, em MVA, limites de potenciaˆ activa e reactiva, tensao˜ especificada e impedanciaˆ equivalente da maquina´ (ZSORCE). A tensao˜ especificada para a CEFV (BUS1) e´ sempre mantida em 1 p.u. Segundo os dados fornecidos pela ELECTRA, os grupos sao˜ explorados com um factor de potenciaˆ de 0,8 (cos φ=0,8), pelo que os limites de potenciaˆ activa e reactiva maximos´ foram obtidos tendo em conta tal caracter´ıstica. Foram tidas algumas consideraçoes˜ em conta na definiçao˜ dos criterios´ de produçao˜ convencional, como descritas de seguida. Primeiro, assumiu-se que a potenciaˆ min´ıma a que os geradores devem funcionar corresponde a 50% da sua potenciaˆ nominal, isto porque o funcionamento a menos de meia carga e´ desaconselhado em geradores a gasoleo,´ pois o calor por eles libertado deve ser suficiente para aquecer o combust´ıvel e assim manter a sua viscosidade. E em segundo, considera-se que os grupos nao˜ consomem reactiva em regime estacionario,´ pelo que o limite m´ınimo de reactiva e´ 0. A impedanciaˆ ZSORCE de cada gerador nao˜ e´ um dado necessario´ para o calculo´ do transitoˆ de energia, contudo e´ preciso para as simulaçoes˜ dinamicas,ˆ devendo corresponder a` reactanciaˆ subtran- sitoria´ da maquina,´ tambem´ definida no ficheiro DYRE.

45 4 3 2 1 MW Flow 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 BUS1 1 BUS2 2 BUS3 3 BUS57 57 BUS51 51 BUS55 55 BUS53 53 BUS4 4 rfrnea n e2020. de ano ao referente PSS/E no uniﬁlar Esquema 4.2: Figura 1 1 1 1 BUS6 6 AEROGERADOR2 58 AEROGERADOR 52 BESS 56 PV 54 BRAGA 5 1 1 LEM 7 1 FURNA 48 1 BUS8 8 S.BARBARA 49 BUS47 47 1 BUS9 9 VILA 50 BUS46 46 BUS10 10 1 BUS45 45 BUS12 12 MATO GRANDE MATO 11 BUS41 41 BUS18 18 1 BUS42 42 BUS13 13 MATO 17 BUS43 43 1 ANTENA 14 BUS15 15 COVA RODELA COVA 44 1 BUS20 20 1 BUS16 16 CACHAÇO 19 BUS21 21 BUS22 22 1 BUS23 23 BUS24 24 LEGENDA : BUS28 28 PAU 25 BAIXO CAMPO 26 TANTUM 27 1 1 1 NS MONTE NS 40 BUS37 37 BUS29 29 6 kV 0,69 kV 0,4 kV 0,315 kV 20 kV 1 BUS38 38 BUS30 30 COVA JOANA COVA 39 BUS35 35 BUS31 31 1 BOMBA3 34 BUS32 32 F.D.AGUA 36 1 1 BOMBA4 33 1

46 Na Tabela 4.1 apresentam-se os dados utilizados no regime estacionario´ para cada um dos grupos forma a simular os ligadores aero-subterrâneos que servem na rede de interface de ligação da CEFV. entre um cabo subterrâneo e uma linha aérea.

Geradores Convencionais Tabela 4.1: Dados dos grupos termicos´ em regime estacionario.´ Tensão S P P Q Q ZSORCE Localização Barramento especificada Grupo N MAX MIN MAX MIN [MVA] [MW] [MW] [Mvar] [Mvar] [p.u] [p.u] I (G1) 0,320 0,256 0,128 0,192 0 Favetal II (G2) 0,5 0,4 0,2 0,3 0 BUS1 1,0 0,271 (CEFV) III (G3) 0,5 0,4 0,2 0,3 0 IV (G4) 0,45 0,36 0,18 0,27 0 Total 1,77 1,416 0,708 1,062 0

Aerogeradores ˆ ModeloPVs Din amico: Sao˜ muitos os modelos que a biblioteca do PSS/E disponibiliza para a modelizaçao˜ dos geradores, S P Q Q ZSORCE Localização Barramento/Nome N MAX MAX MIN reguladores carga-velocidade e reguladores de[MVA] tensao˜ (excitatrizes).[MW] [Mvar Uma] [Mvar vez] que,[p.u] a CEFV trata-se de Furna uma central termica´ com geradoresBUS54 s-PV´ıncronos que0,379 contribuem 0,36 para0,118 a regulaç 0 ao˜ prim9999aria´ de frequencia,ˆ (PSF) os modelos escolhidos devem ter em conta tais caracter´ısticas. BUS52-Aerogerador1 0,237 0,225 0,074 0 0,8 Furna Os quatro(PEVF) geradores da CEFV apesar de apresentaram potenciasˆ nominais diferentes estes sao˜ BUS58-Aerogerador2 0,237 0,225 0,074 0 0,8 todos modelizados como maquinas´ s´ıncronas com rotor de polos´ salientes com os mesmos parametros,ˆ dadas as pequenas diferenças de potenciaˆ que apresentam entre si. Como tal utiliza-se o modelo BESS ”GENSAL” para caracterizar cada um dos geradores.

Para modelizar os reguladores de tensao˜ utilizou-se o modelo ”IEEET1”. Estes sao˜ responsaveis´ por S P P Q Q ZSORCE modelar umLocalização sistema de excitaçBarramento/Nomeao˜ capaz de excitarN o geradorMAX s´ıncronoMIN atravMAX es´ deMIN uma corrente cont´ınua [MVA] [MW] [MW] [Mvar] [Mvar] [p.u] que atravessa o enrolamento indutor do rotor criando um campo magnetico.´ Os valores utilizados para Furna BUS55-BESS 0,972 0,875 -0,875 0,424 -0,424 9999 os parametrosˆ (BESS) foram retirados de estudos ja´ realizados no PSS/E. Para validar os parametrosˆ do modelo realizou-se a actividade ”ESTR/ERUN” do PSS/E que permite simular testes ao desempenho do Protecçoes sistema de excitaçao.˜ Esta actividade verifica os parametrosˆ definidos para sistema de excitaçao˜ dos geradores, em isolado, atravesTensão´ daresposta do sistema a um variaçao˜ Frequência em escal ao˜ da tensao˜ de re- Escalões Aerogeradores PV’s Aerogeradores PV’s Escalões ferenciaˆ doV reguladormin1 [pu] de tens0,10ao.˜ Na Figura C.20,85, do AnexoC apresenta-se45 a resposta45 daf excitatrizmin1 [Hz] com TP1 [s] 0,01 0,01 0,02 0,2 TP1 [s] os parametrosˆ Vmin2 apresentados[pu] 0,25 na Secçao˜ C.4.-- Apresentam-se 45 duas grandezas,-- a ETRMfmin2 que [Hz] corres- TP [s] 0,68 -- 30 -- TP [s] ponde a` tensao˜ 2 aos terminais do regulador, em p.u, e a EFD que corresponde a` tensao˜ de2 sa´ıda da Vmin3 [pu] 0,35 -- 55 55 fmax1 [Hz] excitatriz, emTP p.u.3 [s] 0,83 -- 0,02 0,2 TP3 [s] Vmin4 [pu] 0,50 -- 55 -- fmax2 [Hz] Pela analise´ TP4 da[s] Figura C.21,05 verifica-se o correcto-- funcionamento10 dos reguladores-- de tensTPao.˜4 [s] A ETRM Vmin5 [pu] 0,65 -- estabiliza naTP tens5 [s]ao˜ de 1,05 p.u1,28passados 4 segundos-- da variaçao˜ em escalao˜ da tensao˜ de referenciaˆ Vmin6 [pu] 0,80 -- em 0,05 p.u.TP A6 vermelho[s] apresenta-se1,50 a resposta-- da tensao˜ de sa´ıda da excitatriz, em que e´ possivel verificar que e´ uma resposta rapida´ que apresenta um comportamento inicial oscilatorio,´ acabando por estabilizar por volta dos 3 segundos. Os reguladores carga-velocidade sao˜ responsaveis´ por assegurar o controlo primario´ de frequenciaˆ de um grupo gerador. Para isto, o regulador compara a velocidade de rotaçao˜ do grupo com a de referenciaˆ e controla a actuaçao˜ na valvula´ de admissao˜ de combust´ıvel a` turbina do grupo permitindo assim variar a potenciaˆ mecanicaˆ do mesmo. Para modelizar os reguladores carga-velocidade dos

47 geradores utilizou-se o modelo ”DEGOV1”. Este e´ um modelo que caracteriza o motor de combustao˜ interna e o seu regulador em que e´ feito um controlo por estatismo, que garante uma caracter´ıstica da frequenciaˆ em funçao˜ da potenciaˆ mecanicaˆ da turbina, com base no valor de estatismo definido. Mais uma vez, os valores utilizados foram retirados de estudos realizados no PSS/E. Para validar os parametrosˆ do modelo realizou-se a actividade ”GSTR/GRUN” do PSS/E que permite simular testes ao desempenho do regulador carga-velocidade. Com esta actividade a resposta do regulador de cada grupo e´ testada isoladamente atraves´ da variaçao˜ em escalao˜ do n´ıvel de carga do gerador. O objectivo principal e´ verificar se os parametrosˆ definidos para o ”DEGOV1” conduzem a uma resposta amortecida, sem oscilaçoes˜ persistentes. Na Figura C.3, do AnexoC, apresenta-se a resposta do regulador carga- velocidade com os parametrosˆ apresentados na Secçao˜ C.4. Apresentam-se duas grandezas, o SPD que corresponde a` variaçao˜ de velocidade da maquina,´ em p.u, e a PMEC que corresponde a` potenciaˆ mecanicaˆ da maquina,´ em p.u na base da maquina.´ O estado de carga inicial do gerador testado e´ de 0,8 p.u. sendo aplicada uma variaçao˜ do n´ıvel de carga de + 0,1 p.u.. Pela analise´ da Figura C.3 verifica-se que a resposta do ”DEGOV1” ao aumento do n´ıvel de carga do gerador e´ rapida,´ estabilizando em 7 s e que e´ amortecida tal como desejavel,´ o que confirma os parametrosˆ definidos para o modelo e o correcto funcionamento dos reguladores de carga-velocidade dos grupos termicos.´

4.2.3 Renovaveis´

As centrais PEVFe PSFs ao˜ constitu´ıdas por unidades de geraçao˜ renovaveis´ cuja modelizaçao˜ e´ apresentada nesta secçao.˜ Modelos Estacionarios:´ Relativamente ao PEVF este e´ composto por 2 aerogeradores iguais do tipo MIDA. Em regime estacionario,´ para o calculo´ do transitoˆ de energia, as turbinas eolicas´ sao˜ modeladas de forma semelhante aos geradores convencionais. As principais diferenças surgem relativamente aos limites de potenciaˆ reactiva em que e´ poss´ıvel definir o modo de controlo da potenciaˆ reactiva a injectar, tendo se optado pelo modo ”Standart QT,QB limits”. Este modo de controlo impoe˜ os limites de reactiva de acordo com a potenciaˆ nominal e o cos φ definidos para cada uma das turbinas eolica,´ sendo que o limite minimo e´ sempre imposto como nulo, impedindo que em regime estacionario´ as maquinas´ consumam reactiva. Quanto ao PSF, os sistemas fotovoltaicos sao˜ modelados em regime estacionario´ da mesma forma que os aerogeradores. Por estes possu´ırem como interface de conexao˜ a` rede um conversor, o parametroˆ XSORCE e´ definido como infinito (XSORCE=9999). O modo de controlo de potenciaˆ reactiva utilizado e´ exactamente o mesmo que e´ usado para os aerogeradores. Para qualquer um dos aproveitamentos renovaveis´ optou-se por considerar que operam a um factor de potenciaˆ de 0,95. Os barramentos a que sao˜ ligados sao˜ do tipo PV (tipo 2). Na Tabela 4.2 apresentam-se os dados utilizados no regime estacionario´ para cada uma das centrais nao˜ des- pachaveis´ (PEVFe PSF). Modelos Dinamicos:ˆ 1 1Os modelos utilizados podem ser consultados em [43]

48 forma a simular os ligadores aero-subterrâneos que servem na rede de interface de ligação entre um cabo subterrâneo e uma linha aérea.

Geradores Convencionais

Tensão S P P Q Q ZSORCE Localização Barramento especificada Grupo N MAX MIN MAX MIN [MVA] [MW] [MW] [Mvar] [Mvar] [p.u] [p.u] I (G1) 0,320 0,256 0,128 0,192 0 Favetal II (G2) 0,5 0,4 0,2 0,3 0 BUS1 1,0 0,271 (CEFV) III (G3) 0,5 0,4 0,2 0,3 0 IV (G4) 0,45 0,36 0,18 0,27 0 Total 1,77 1,416 0,708 1,062 0

Aerogeradores

PVs Tabela 4.2: Dados dos parques renovaveis´ em regime estacionario.´ S P Q Q ZSORCE Localização Barramento/Nome N MAX MAX MIN [MVA] [MW] [Mvar] [Mvar] [p.u] Furna BUS54-PV 0,379 0,36 0,118 0 9999 (PSF)

BUS52-Aerogerador1 0,237 0,225 0,074 0 0,8 Furna (PEVF) BUS58-Aerogerador2 0,237 0,225 0,074 0 0,8

BESS Para modelizar os aerogeradores do tipo MIDA a biblioteca do PSS/E possui um grupo de 4 modelos da fam ´ılia ”WT3”, que permitem caracterizar de forma fidedigna o desempenho dinamicoˆ de uma maquina´ de induçao˜ duplamente alimentada, com controlo de potenciaˆ activa atraves´ do conversor que S P P Q Q ZSORCE Localização Barramento/Nome N MAX MIN MAX MIN liga o rotor do aerogerador a` rede. Este grupo[MVA] de modelos [MW] possui: [MW] um modelo[Mvar] para[Mvar o gerador/conversor] [p.u] Furna (”WT3G1”), um modelo paraBUS55 o controlo-BESS do0,972 conversor 0,875 electr onico´-0,875 (”WT3E1”), 0,424 - um0,424 modelo 9999 da turbina (BESS) (”WT3T1”) e um modelo do controlo do pitch das pas´ (”WT3P1”). O modelo ”WT3G1” e´ responsavel´ pela injecçao˜ de corrente (parte real e reactiva) na rede de acordo Protecçoes com a resposta proveniente dos comandos do modelo de controlo do conversor. Ao contrario´ do modelo Tensão Frequência que caracteriza os geradores convencionais (”GENSAL”), o ”WT3G1” nao˜ apresenta variaveis´ de estado Escalões Aerogeradores PV’s Aerogeradores PV’s Escalões para o rotor,Vmin1 sendo[pu] estas inclu0,10´ıdas no modelo0,85 ”WT3T1”. Na pratica´45 este modelo45e´ caracterizadofmin1 [Hz] por TP1 [s] 0,01 0,01 0,02 0,2 TP1 [s] uma fonteVmin2 de corrente[pu] controlada0,25 que calcula a corrente-- a injectar45 na rede de acordo-- com osf comandosmin2 [Hz] TP [s] 0,68 -- 30 -- TP [s] de fluxo e corrente2 activa que recebe do modelo ”WT3E1”. Por sua vez, o controlador modelado2 por Vmin3 [pu] 0,35 -- 55 55 fmax1 [Hz] ”WT3E1” e´TP respons3 [s] avel´ por0,83 controlar a potenciaˆ -- activa e reactiva0,02 a injectar na rede0,2 pelo aerogerador.TP3 [s] Vmin4 [pu] 0,50 -- 55 -- fmax2 [Hz] O modeloTP inclui4 [s] um sistema1,05 de controlo de potencia--ˆ activa e outro10 de reactiva. O-- sistema deTP controlo4 [s] da potenciaˆ Vmin5 reactiva [pu] pode ser0,65 modelado de acordo-- com 3 tipos de regulaçao˜ do controlo: por pot enciaˆ TP5 [s] 1,28 -- reactiva constante,Vmin6 [pu] por factor0,80 de potenciaˆ constante-- ou por tensao.˜ Escolheu-se o controlo da pot enciaˆ TP6 [s] 1,50 -- reactiva para regular a tensao˜ aos terminais da maquina,´ em concordanciaˆ com o metodo´ de controlo escolhido no estacionario.´ Relativamente ao sistema de controlo da potenciaˆ activa (binario),´ este utiliza uma funçao˜ nao˜ linear para ajustar a velocidade do aerogerador como funçao˜ do n´ıvel de potenciaˆ electrica.´ Quanto ao modelo ”WT3T1” este e´ responsavel´ por calcular a potenciaˆ mecanicaˆ e a velocidade da turbina eolica.´ Inclui a modelizaçao˜ mecanicaˆ do veio e do rotor do gerador, para alem´ do modelo de conversao˜ aerodinamicoˆ que permite obter a potenciaˆ mecanicaˆ extra´ıda do vento em funçao˜ do anguloˆ de pitch. Por fim, o modelo ”WT3P1” e´ responsavel´ por controlar o anguloˆ de pitch.O anguloˆ de pitch e´ regulado de forma a que o aerogerador funcione no ponto de maxima´ eficiencia,ˆ ou seja, garante que para as diferentes velocidades de vento a turbina opera com coefiente de potenciaˆ (Cp) maximo.´ Tal factor so´ e´ possivel com a variaçao˜ da velocidade do rotor.

Para modelizar osPVs, por sua vez, o PSS/E disp oe˜ dos modelos ”PVGU” e ”PVEU” que simulam o desempenho dinamicoˆ de umPV conectado a` rede atraves´ de um inversor. O primeiro, o ”PVGU”, corresponde ao modelo do conversor/gerador e o segundo, o ”PVEU”, corresponde ao modelo do controlador electronico´ doPV. O modelo ”PVGU” e´ responsavel´ por calcular a corrente a injectar na rede com base nos comandos provenientes do controlador ”PVEU” relativamente a` potenciaˆ activa e reactiva.

49 Adicionalmente foram utilizados dois modelos, um que permitem obter a caracter´ıstica linearizada da potenciaˆ de sa´ıda doPV (”PANELU”) e outro que caracteriza o perfil de irradi anciaˆ a simular (”IRRADU”). O modelo ”PANELU” permite calcular a potenciaˆ DC do sistema fotovoltaico para um determinado n ´ıvel de irradiancia,ˆ uma vez que, no ficheiro DYRE sao˜ introduzidos, para n´ıveis de irradianciaˆ padrao,˜ a potenciaˆ gerada pelos paineis.´ Os parametrosˆ utilizados para os modelos dos aerogeradores ePVs foram adaptados dos exemplos do PSS/E, sendo apresentados os seus valores no ficheiro DYRE, em AnexoC.

4.2.4 Protecc¸oes˜

Considerou-se conveniente dimensionar protecçoes˜ de frequenciaˆ e tensao˜ para os aerogeradores e os PVs a instalar na rede electrica´ da Brava, visto os seus modelos nao˜ apresentarem protecçoes˜ internas. O modelo utilizado para as protecçoes˜ de tensao˜ foi o ”VTGTPA” e para as protecçoes˜ de frequenciaˆ foi o ”FRQDCA”. Ambos os modelos pretendem simular reles,´ sendo definido o tempo de extinçao˜ do arco atraves´ dos tempos de abertura dos disjuntores (TB=0,08), da temporizaçao˜ das protecçoes˜ (TP) e dos limites de actuaçao˜ das mesmas. Quando as condiçoes˜ de tensao/frequ˜ enciaˆ ultrapassam os limites definidos nas proteçoes,˜ o temporizador destas arranca. Caso as condiçoes˜ de tensao/frequ˜ enciaˆ se restabeleçam antes do tempo TP e´ feito reset a` temporizaçao˜ do disjuntor. Assim as condiçoes˜ de tensao/frequ˜ enciaˆ devem se manter acima (sobre-protecçao)˜ ou abaixo (sub-protecçao)˜ das condiçoes˜ permitidas durante todo o tempo TP para que seja dada ordem de abertura ao disjuntor. O modelo ”VTGTPA” e´ responsavel´ por monitorizar continuamente a tensao˜ no barramento a que e´ associado, neste caso nos barramentos onde e´ ligada a geraçao˜ renovavel´ (Aerogeradores-BUS52 e BUS58 ePVs-BUS54) e proceder a` abertura do disjuntor desconectando a geraçao˜ da restante rede, caso existam condiçoes˜ severas que o obriguem. Para cada um dos aerogeradores sao˜ utilizados 10 escaloes˜ de protecçao˜ de tensao,˜ em que 7 sao˜ contra subtensoes˜ e 3 sao˜ contra sobretensoes.˜ Cada escalao˜ apresenta uma temporizaçao˜ TP diferente que e´ tanto mais demorada quando menos severos forem os valores de tensao˜ limite. Este dimensionamento e´ feito com o objectivo de emular nos aerogeradores a capacidade de sobrevivenciaˆ a cavas de tensao˜ (fault ride-through). Esta proteçao˜ simulada e´ obtida de uma caracter´ıstica real utilizada neste tipo de aerogeradores dotando as maquinas´ com capacidade de sobrevivenciaˆ a quedas de tensao,˜ tal como apresentado no AnexoC, na Figura C.1. Para osPVs s ao˜ apenas considerados 2 escaloes˜ de proteçao,˜ um contra sobretensoes˜ e outro contra subtensoes,˜ sendo as temporizaçoes˜ da proteçoes˜ mais exigentes que as usadas nos aerogeradores. O modelo ”FRQDCA” tem o mesmo princ´ıpio de actuaçao˜ que o ”VTGTPA”, contudo e´ responsavel´ por monitorizar a frequenciaˆ ao inves´ da tensao.˜ Por outro lado, este modelo e´ capaz de desconectar qualquer equipamento que esteja ligado ao barramento em que o rele´ e´ associado. Assim sendo, quando esta protecçao˜ actua para alem´ da geraçao˜ tambem´ o transformador elevador e´ desligado da rede. Para cada um dos aerogeradores sao˜ utilizados 4 escaloes,˜ 2 contra sobre-frequenciasˆ e 2 contra sub-frequencias.ˆ Em cada par de protecçoes˜ uma e´ para regimes transitorios´ e outra para regimes estacionarios´ pos-transit´ orio,´ sendo estas distinguidas pela temporizaçao˜ TP. Para osPVs s ao˜ apenas

50 Furna BUS55-BESS 0,972 0,875 -0,875 0,424 -0,424 9999 (BESS)

Protecçoes

Tensão Frequência Escalões Aerogeradores PV’s Aerogeradores PV’s Escalões Vmin1 [pu] 0,10 0,85 45 45 fmin1 [Hz] TP1 [s] 0,01 0,01 0,02 0,2 TP1 [s] Vmin2 [pu] 0,25 -- 45 -- fmin2 [Hz] TP2 [s] 0,68 -- 30 -- TP2 [s] Vmin3 [pu] 0,35 -- 55 55 fmax1 [Hz] TP3 [s] 0,83 -- 0,02 0,2 TP3 [s] Vmin4 [pu] 0,50 -- 55 -- fmax2 [Hz] TP4 [s] 1,05 -- 10 -- TP4 [s] Vmin5 [pu] 0,65 -- TP5 [s] 1,28 -- Vmin6 [pu] 0,80 -- TP6 [s] 1,50 -- Vmin7 [pu] 0,90 -- TP7 [s] 10,00 -- Vmax1 [pu] 1,3 1,1 TP8 [s] 0,01 0,01 Vmax2 [pu] 1,15 -- consideradosTP9 [s] 2 escaloes˜ 1,3 de protec¸ao,˜ um contra-- sobre-frequ enciasˆ e outrocontra sub-frequ encias.ˆ Vmax3 [pu] 1,1 -- Na TabelaTP10 [s] 4.3 apresentam-se3,0 os dados-- de todas as protec¸ oes˜ utilizadas.

Tabela 4.3: Dados para os diferentes escaloes˜ das protecc¸oes˜ de tensao/frequ˜ encia.ˆ Tensão Aerogeradores PV Subtensões Sobretensões Sub Sobre Escalões Vmin1 Vmin2 Vmin3 Vmin4 Vmin5 Vmin6 Vmin7 Vmax3 Vmax2 Vmax1 Vmin1 Vmax1 Tensão limite 0,1 0,25 0,35 0,50 0,65 0,8 0,9 1,1 1,15 1,3 0,85 1,1 [p.u] Temporização 0,01 0,675 0,825 1,05 1,275 1,5 10 3 1,3 0,01 0,01 0,01 [s] Frequência Aerogeradores PV Subfrequências Sobrefrequências Sub Sobre Escalões fmin1 fmin2 fmax1 fmax2 fmin1 fmax1 Freq. limite 47 47,5 52 51,25 47 51 [Hz] Temporização 0,02 10 0,02 10 0,2 0,2 [s]

Características do BESS

Pn [MW] 0,875 EbatN [MWh] 3,5 4.2.5 Bateria (VoutBESS [V] ) 400 Tempo c/d à Pn [h] 4 PD [%] 85 A bateria e´ um elemento fundamental no aumento da penetrac¸ao˜ renovavel´ no sistema electroprodutor da ilha da Brava e na concretizac¸ao˜ dos planos para 2020.

Tal como ja´ apresentado em 2.3.5, um BESS pode ser utilizado tanto em aplicaçoes˜ de ´ındole energetica´ em que a capacidade e o tempo de resposta sao˜ maiores, ou em aplicaçoes˜ de potenciaˆ em que o tempo de resposta deve ser curto e a potenciaˆ elevada. Enquanto SAE cuja aplicaçao˜ central e´ ser utilizado para compensar o desn´ıvel entre a geraçao˜ dispon´ıvel e a procura a cada instante, e´ importante que a capacidade do BESS seja suficiente para absorver a potenciaˆ renovavel´ excedente. Assim, permite que as renovaveis´ se mantenham em serviço e que nao˜ tenham de ser desligadas. Por outro lado, o BESS deve tambem´ ser capaz de regular as variaçoes˜ de frequenciaˆ que se verificam na rede resultantes de uma contingencia,ˆ atraves´ da injecçao˜ ou absorçao˜ de energia, garantindo assim a estabilidade desta.

Tal como ja´ abordado em 2.3.2, o conversor bidirecional e´ um componente fundamental num BESSe como tal tem de ser considerado na modelizac¸ao˜ do sistema da bateria. A escolha natural do conversor para servir de interface entre a rede e o BESS assenta num conversor de tensao˜ (Voltage Source Converter (VSC)). Este tipo de conversor opera com uma estrategia´ de controlo da tensao˜ aos terminais da bateria controlando assim a potenciaˆ da bateria. A polaridade da tensao˜ aos terminais da bateria mantem-se´ constante dependendo a potenciaˆ transferida por esta apenas do sentido da corrente Direct Current (DC). Estes conversores permitem que haja um grau de independenciaˆ entre a tensao˜ cont´ınua e a sintetizada antes da reactanciaˆ do conversor, o que permite um controlo independente da potenciaˆ reactiva e activa [43].

51 4.2.5.1 Dimensionamento

Para o dimensionamento considera-se entao˜ Ebat como sendo a energia media´ requerida pela bateria por dia. Esta e´ avaliada pelo deﬁce/excedente´ de potenciaˆ entre a potenciaˆ renovavel´ dispon´ıvel e a potenciaˆ de carga para cada uma das horas, tal como apresentado na expressao˜ 4.1. Assim e´ poss´ıvel deﬁnir a capacidade Ebat da bateria com recurso a` expressao˜ 4.2.

Pdif (t) = Prendisp (t) − Pcarga(t) . (4.1)

24 X Ebat = Pdif (t) × ∆t , (4.2) j=1 em que, ∆t corresponde ao per´ıodo de tempo em que a potenciaˆ e´ despachada. Por outro lado, para que o dimensionamento da bateria seja mais real e´ necessario´ entrar em consideraçao˜ com aPD, a autonomia e a deterioraç ao˜ resultante da utilizaçao˜ e do tempo de vida. No caso daPD considerou-se que de forma a n ao˜ comprometer a longevidade e eficienciaˆ da bateria nao˜ devia ultrapassar os 85%, o que corresponde a um SOC que no m´ınimo pode alcançar os 15% da capacidade da bateria. A autonomia Aut, por sua vez, indica a duraçao˜ a que a bateria e´ capaz de suportar a procura sem que seja carregada. Considerou-se que a bateria a instalar teria uma autonomia de 1 dia, para o caso estudado. Por fim, considerou-se atraves´ de um factor de correcçao˜ F c, o efeito que a temperatura de operaçao˜ e idade apresentam na capacidade total de uma bateria. O factor de correcçao˜ considerado foi de 110%2. Este factor de correcçao˜ serve para compensar a capacidade nominal da bateria, tendo em conta o aumento da capacidade de armazenamento pelo funcionamento a uma temperatura media´ de 25oC e por outro lado, a perda de capacidade causada pelo envelhecimento e deterioraçao˜ das celulas´ com o tempo. Incluindo estes tresˆ parametrosˆ no dimensionamento da bateria, a capacidade nominal EbatN da mesma e´ dada por:

F c(%) × E × Aut E = bat . (4.3) batN PD(%)

Para determinar o numero´ de celulas´ em paralelo e serie´ que a bateria tem que ter para possuir a capacidade e a tensao˜ deﬁnidas, tem-se:

• Celulas´ em serie:´ Quociente entre a tensao˜ nominal que a bateria vai operar na rede (Vout = 400 V) e a tensao˜ nominal de cada modulo´ de celulas´ (Vc= 12,8 V), permite identiﬁcar o numero´ de modulos´ a conectar em serie´ para atingir a tensao˜ nominal da BESS.Sao˜ portanto necessarios´ 32 modulos´ em serie;´

• Celulas´ em paralelo: Quociente entre a capacidade nominal da bateria EbatN e a capacidade individual de cada modulo´ de celulas,´ permite identificar o numero´ de celulas´ a conectar em paralelo para alcançar a capacidade nominal definida para a bateria. Sao˜ necessarios´ 29 modulos´ em paralelo, tal como se apresenta na Secçao˜ 5.2.3.1.

2 adaptado de https : //www.wbdg.org/ccb/DOD/ST C/twewgtp4.pdf

52 Para motivos de simulaçao˜ e obtençao˜ de caracter´ısticas considerou-se a datasheet apresentada no AnexoB. Na datasheet apresenta-se as caracter´ısticas por modulo´ de uma bateria de l´ıtio LiFePO4 (fosfato de ferro de l´ıtio). A escolha desta bateria esta´ associada ao facto de esta tecnologia de baterias de l´ıtio apresentar um elevado desempenho (eficienciaˆ de 99%) e qualidade de serviço. Apresenta tempo de vida util´ longo (ate´ 5000 ciclos), alta densidade de energia e e´ mais segura que as baterias de l´ıtio convencionais. Por outro lado, sao˜ baterias que permitem uma PD elevada, sendo consideradas baterias indicadas para aplicaçoes˜ de ciclo profundo. Cada modulo´ apresenta uma tensao˜ de descarga aproximadamente constante nos 12, 8V correspondendo a 4 celulas´ em serie´ de tensao˜ nominal de

3, 2V cada. Nao˜ apresenta efeito de memoria´ e a capacidade de cada modulo´ (Emodulo) e´ de 300Ah, o que corresponde a 3, 6kW h. O dimensionamento da bateria de acordo com toda esta metodologia e´ feito tendo em conta os resultados do regime estacionario´ apresentados em 5.2.3.1, apresentando-se desde ja,´ na Tabela 4.4, as caracter´ısticas tecnicas´ do BESS utilizado nas simulac¸oes˜ para a ilha da Brava 100% renovavel.´

Tabela 4.4: Caracter´ısticas de dimensionamento do BESS.

4.2.5.2 Modelizac¸ao˜

O modelo utilizado para representar o BESS e´ um modelo desenvolvido pela Electric Power Research Institute (EPRI) como o objectivo de simular as caracter´ısticas dinamicasˆ de uma bateria, o modelo ”CBEST”. Este modelo encontra-se na biblioteca do PSS/E e esta´ descrito em [43]. Este permite modular a potenciaˆ activa e reactiva fornecidas pela bateria. Tal como outros modelos de Flexible AC Transmission System (FACTS), este modelo de bateria permite melhorar a estabilidade transitoria,´ fornecer amortecimento, melhorar a estabilidade da tensao˜ e/ou limitar as excursoes˜ da frequenciaˆ [44]. Para que tais aplicaçoes˜ sejam bem desempenhadas e´ necessario´ associar ao ”CBEST” o sinal externo adequado para que a bateria seja capaz de modelar o seu desempenho em qualquer destas funçoes.˜ Apresenta-se agora a forma com o modelo ”CBEST” deve ser definido nos estudos em regime estacionario´ e dinamico.ˆ Modelo Estacionario:´ Em regime estacionario,´ para resolver o transitoˆ de energia, o BESS e´ modelado como um gerador convencional com uma elevada impedanciaˆ (ZSORCE = 9999) de modo a eliminar as contribuiçoes˜ para o curto-circuito. A definiçao˜ de uma impedanciaˆ elevada serve para emular o facto do BESSn ao˜ ser ”visto” pela rede por este ser ligado a esta atraves´ de electronica´ de potenciaˆ (conversor bidirecional)

53 que permite que a corrente alternada (AC) seja rectificada durante o carregamento e que a corrente continua (DC) seja invertida durante a descarga. Este modelo permite a inicializaçao˜ com um factor de potenciaˆ diferente de zero, ou seja, com potenciaˆ inicial nao˜ nula, alarmando apenas a existenciaˆ de uma variavel´ de estado que e´ nao˜ nula na computaçao˜ dos STATES de energia do modelo. O BESS utilizado (Tabela 4.4) tem uma potenciaˆ nominal de 0, 875MW e como este pretende ser utilizado para controlo de potenciaˆ activa e reactiva e´ definido um factor de potencia,ˆ cos φ=0,9. Assim este e´ definido com uma potenciaˆ nominal de 0, 972MVA. Os limites de potenciaˆ activa sao˜ de 0, 875MW e −0, 875MW , uma vez que, a bateria tem capacidade de ser descarregada e carregada. Relativamente a` potenciaˆ reactiva que a bateria pode entregar ou absorver os limites sao˜ definidos de acordo com o factor de potenciaˆ assumido (Q = S × senφ), pelo que os limites obtidos sao˜ os seguintes 0, 424Mvar e −0, 424Mvar, respectivamente. Este dados que sao˜ utilizados para a obtençao˜ do transitoˆ de energia encontram-se resumidos na Tabela 4.5.

Tabela 4.5: Dados da bateria em regime estacionario.´

Modelo Dinamico:ˆ O circuito de controlo da potenciaˆ activa do modelo ”CBEST” encontra-se apresentado na Figura 4.3 atraves´ do seu diagrama de blocos.

Figura 4.3: Diagrama de blocos do controlo de potenciaˆ activa do modelo CBEST.

A potenciaˆ de sa´ıda POUT e a energia total EOUT da bateria sao˜ as variaveis´ principais deste modelo. De referir que no modelo ”CBEST”, uma potenciaˆ quando e´ negativa indica que a bateria esta´ na fase de recarga e que quando e´ positiva a bateria encontra-se a descarregar. Este modelo permite definir os limites da potenciaˆ activa absorvida e fornecida pelo BESS. Por um lado, sao˜ impostos os limites nominais (definidos por -PMAX e PMAX ), por outro os limites impostos pelo conversor, nomeadamente pela corrente AC deste (definidos por -IACMAX e IACMAX ). A energia absorvida ou injectada e´ calculada no modelo tendo em consideraçao˜ o rendimento do BESS. Assim, aquando da integraçao˜ no tempo da potenciaˆ de sa´ıda da bateria (POUT ) para obter a energia total (EOUT ), o rendimento resultante do processo de carga ou descarga, consoante o caso, e´ considerado por INP EFF ou OUT EFF , respectivamente.

54 O modelo nao˜ tem como controlar se durante a simulaçao˜ e´ excedida a capacidade de armazenamento do BESS, pelo que assume que a capacidade da bateria e´ suficientemente grande para cobrir toda a solicitaçao˜ de energia que ocorre durante a simulaçao.˜ Contudo o modelo apresenta na VAR(L+4) a soma da energia que entra e sai do BESS, o que corresponde a` energia total da bateria.

O PINIT corresponde sempre ao valor de potenciaˆ positivo ou negativo que provem´ do regime estacionario´ e que deﬁne o estado inicial da bateria. Os parametrosˆ MBASE e SBASE correspondem respectivamente, as` potenciasˆ base, em MVA, do BESS (igual a 0, 972MVA) e do sistema (igual a

1MVA). A potenciaˆ maxima´ PMAX e´ considerada 0, 9p.u. na base do BESS, sendo este igual ao factor de potenciaˆ deﬁnido no modelo estacionario´ para a bateria. O IACMAX e´ deﬁnido pela expressao˜

PMAX cosφ o que corresponde a 1p.u., uma vez que, PMAX = cosφ. Contudo, o valor que foi deﬁnido para o IACMAX foi de 1, 2p.u., considerando-se assim que o conversor admite alguma sobrecarga. Ja´ o parametroˆ VAC corresponde a` tensao˜ do barramento, em p.u, a que o BESS e´ conectado na rede, ou seja, no BUS55. Por ﬁm, os ultimos´ parametrosˆ relativos ao rendimento do processo carga/descarga,

INP EFF e OUT EFF sao˜ deﬁnidos em 0, 95 e 1, 05, o que corresponde a um rendimento do BESS de cerca de 90%.

Uma das entradas do modelo de potenciaˆ activa do modelo ”CBEST” da Figura 4.3 e´ o PAUX . Esta entrada requer a utilizaçao˜ de um modelo auxiliar que defina a funçao˜ da bateria e o seu desempenho relativamente ao controlo de potenciaˆ activa. A funçao˜ pretendida para o BESS e´ que este seja capaz de controlar as flutuaçoes˜ de frequenciaˆ atraves´ da injecçao˜ ou absorçao˜ de energia. Assim para que o BESS seja capaz de desempenhar tal funçao,˜ a entrada PAUX do modelo ”CBEST” e´ associado ao sinal auxiliar gerado pelo modelo ”PAUX1”. O modelo ”PAUX1” nao˜ se encontra na documentaçao˜ disponibilizada pelo PSS/E contudo existe um modelo cuja dinamicaˆ e´ igual, o ”PAUX1T” mas que apenas pode ser associado a linhas de corrente continua ou FACTS. Para associar o sinal gerado pelo ”PAUX1” a` entrada do modelo ”CBEST” foi necessario´ utilizar o compilador FORTRAN e desenvolver declaraçoes˜ na rotina CONEC que permitem concretizar a conexao˜ da sa´ıda do modelo auxiliar ”PAUX1” a` entrada PAUX do modelo ”CBEST”. O modelo ”PAUX1” consiste num modelo auxiliar sens´ıvel a` frequencia.ˆ Este permite modelar a potenciaˆ activa do modelo ”CBEST” com base no valor instantaneoˆ do desvio de frequenciaˆ da rede, pelo que, a potenciaˆ activa a ser injectada/absorvida pelo BESS e´ funçao˜ das flutuaçoes˜ de frequenciaˆ que se verificarem. Na Figura 4.4 apresenta-se o diagrama de blocos do modelo PAUX1.

Figura 4.4: Diagrama de blocos do modelo PAUX1.

Este modelo e´ essencialmente um controlador proporcional com um ganho associado. Pela analise´ da Figura 4.4 veriﬁca-se que este modelo e´ constitu´ıdo por um ﬁltro passa-baixo com constante de tempo TR, por um bloco de amostragem com constante de tempo TD, por um ganho KC e por um bloco

55 limitador da potenciaˆ maxima´ e m´ınima. O modelo recebe como sinal de entrada o desvio de frequencia,ˆ em p.u, do barramento onde o BESS e´ ligado, gerando uma potenciaˆ de sa´ıda proporcional, em MW, que e´ conectada a` entrada

PAUX do modelo ”CBEST”. O sinal do desvio de frequenciaˆ tanto pode ser positivo como negativo, conforme o efeito causado por uma contingenciaˆ provoque um excesso ou deﬁce´ de potenciaˆ activa, respectivamente. O sinal de sa´ıda do modelo entao˜ tem que apresentar sinal contrario´ ao do desvio de frequenciaˆ de forma a que o PAUX possa compensar os desvios de frequencia.ˆ Para que tal se veriﬁque entao˜ o ganho KC tem que ser negativo.

O ganho KC e´ deﬁnido em MW/p.u, de forma a que o sinal de sa´ıda do modelo ”PAUX1” venha em unidades de potenciaˆ (MW), visto que o desvio de frequenciaˆ vem em p.u na base de frequenciaˆ (50

Hz). Utilizou-se o valor para o ganho KC de −10MW/p.u. Para a constante de tempo TR deﬁniu-se 1ms, o que representa um ﬁltro passa baixo com frequenciaˆ de corte em 1kHz. A constante de tempo

TD foi deﬁnida com 1ms, o que indica que a frequenciaˆ lida do barramento em que e´ ligado o BESS e´ amostrada com este intervalo de tempo. O limitador apresenta como limite maximo´ e m´ınimo os limites de potenciaˆ impostos pela bateria, 0, 875MW e −0, 875MW , respectivamente. O barramento que foi escolhido para ler a frequenciaˆ foi o BUS55 ao qual esta´ ligado o transformador associado ao BESS. Por ﬁm, falta apresentar a parte do modelo ”CBEST” responsavel´ pelo controlo de potenciaˆ reactiva, apresentando-se na Figura 4.5 o seu diagrama de blocos.

Figura 4.5: Diagrama de blocos da parte de controlo de reactiva do modelo CBEST.

O modelo para a potenciaˆ reactiva e´ composto por um regulador de tensao˜ em tudo semelhante com o modelo que o PSS/E utiliza para o FACTS, Static Condenser (STATCON) pelo que foram seguidas as indicac¸oes˜ fornecidas no manual, em [43] para este modelo. A potenciaˆ reactiva de sa´ıda do modelo

”CBEST”, QOUT , assume a mesma convençao˜ da potenciaˆ activa, de que quando o seu valor e´ negativo corresponde a` absorçao˜ de reactiva e quando e´ positivo corresponde a` injecçao˜ de reactiva por parte da bateria.

A parte reactiva da corrente, IQ, e´ controlada directamente pelo regulador de tensao.˜ O integrador

KAV R s e´ delimitado pelos limites de corrente do conversor (IQMAX e -IQMAX ). Estes sao˜ deﬁnidos tendo em considerac¸ao˜ os limites utilizados para o circuito da potenciaˆ activa, tendo em conta que o modelo

”CBEST” da´ prioridade a` potenciaˆ activa. Assim, IQMAX e´ obtido por 4.4, em que PAC corresponde a` potenciaˆ de sa´ıda, em p.u., proveniente da parte de controlo de potenciaˆ activa do ”CBEST” (ver Figura 4.3).

56 r 2 PAC 2 IQMAX = IACMAX − ( ) . (4.4) VAC

Tal como sugerido no manual, o parametroˆ KAV R deve ser calculado atraves´ da expressao˜ 4.5, em que ∆Eterm/∆Ireac representa a sensibilidade da tensao˜ aos terminais do BESS relativamente a` variaçao˜ de corrente reactiva deste. Na expressao˜ 4.6, Zthev corresponde ao inverso da corrente de curto-circuito, em p.u, que se verifica aos terminais do BESS. Apos´ a realizaçao˜ dos calculos´ apresentados obteve-se que o KAV R e´ igual a 35.

25 KAV R = . (4.5) ∆Eterm/∆Ireac

∆E Z × MBASE term = thev . (4.6) ∆Ireac SBASE

As constantes de tempo T1, T2, T3, T4 sao˜ consideradas todas iguais e os parametrosˆ VMIN e

VMAX sao˜ deﬁnidos como inﬁnitos, ou seja, -9999 e 9999, respectivamente, tal como sugerido no manual como valores t´ıpicos do modelo. O DROOP por sua vez e´ aconselhado que apresente um valor de acordo com a seguinte gama 0,01 a 0,05 , pelo que se optou por considerar um DROOP = 0, 03. IACMAX

57 Cap´ıtulo5

Simulac¸oes˜ e Resultados

Neste cap´ıtulo expoe-se˜ todo o processo desde a construçao˜ dos cenarios´ a simular e a justificaçao˜ para cada um deles, ate´ a` apresentaçao˜ dos resultados do transitoˆ de energia e das simulaçoes˜ dinamicas.ˆ Na Secçao˜ 5.1 apresentam-se os 4 cenarios´ de carga/geraçao˜ utilizados para estudar a rede da ilha da Brava, bem como os diferentes panoramas simulados que se caracterizam por diferentes configuraçoes˜ do sistema electroprodutor para 2020. Na Secçao˜ 5.2 divulgam-se os resultados obtidos do transitoˆ de energia para cada um dos panoramas e cenarios´ de estudo. Os resultados apresentados focam-se na avaliaçao˜ da geraçao˜ de potenciaˆ activa e reactiva por parte das unidades de geraçao˜ em serviço, dos n´ıveis de tensao,˜ perdas e da existenciaˆ de sobrecargas. Para os panoramas em que o BESS se encontra instalado sao˜ apresentados todos os pressupostos da sua operaçao˜ apresentando-se no AnexoD, o despacho da bateria para cada panorama durante um dia. Por fim, na Secçao˜ 5.3 apresentam-se todos os estudos dinamicosˆ efectuados para testar a estabilidade da rede da ilha da Brava, para os panoramas de 2020, com e sem geraçao˜ convencional. Sao˜ efectuadas simulaçoes˜ para 4 perturbaçoes˜ distintas, sendo apresentado o comportamento transitorio´ das principais grandezas da rede e formalizados comentarios´ cr´ıticos ao regime estacionario´ que se alcança (ou nao)˜ apos´ cada uma das perturbaçoes.˜

5.1 Construc¸ao˜ dos cenarios´ de simulac¸ao˜

Nesta secçao˜ apresentam-se os cenarios´ de carga/geraçao˜ desenvolvidos para estudar a rede electrica´ da ilha da Brava em 2020. Definiram-se 4 cenarios´ diferentes com o objectivo de estes simularem diferentes perfis de carga e geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel e assim permitirem obter resultados o mais generalizados poss´ıvel. Interessa recordar o diagrama de carga previsto para 2020, apresentado na Figura 3.6, pois e´ com base neste que serao˜ constru´ıdos os cenarios´ de simulaçao.˜ Relativamente a` geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel esta foi obtida assumindo que a caracterizaçao˜ solar e eolica´ apresentada na secçao˜ 3.2.4 se mantem para 2020, pelo que o perfil de vento (Figura 3.5) e de

58 Relativamente ao perfil de vento na ilha da Brava, por ausência de dados optou-se por utilizar dados do perfil de vento de um dia típico registado em 2015 na ilha de Santiago, assumindo que este não varia de forma significativa do irradianciaˆ (Figura 3.4) apresentados sao˜ utilizados para obter da geraçao˜ dos parques eolico´ e solar, que se registaria na ilha da Brava. Na Perfil de vento típico da Ilha da Brava respectivamente. Tabela xxx e na Figura xxx apresentam-se 14 A geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel para o PEVF12 obteve-se com recurso as` curvas de potenciaˆ dos as velocidades do vento assumidas para 10 aerogeradoreseste estudo bem VESTAS como as V-52 potências e VESTAS V-29.8 As curvas de potenciaˆ de um aerogerador indicam 6 aproduzidas potenciaˆ el pelosectrica´ diferentes disponibilizada aerogeradores por este para diferentes velocidades do vento. Na Tabela 5.1(a) 4 apresentam-seestudados. Na asFigura velocidades xxx apresentam do vento-se utilizadas2 para este estudo bem como as potenciasˆ produzidas Velocidade [m/s] 0 poras cadacurvas um de potência dos panoramas das turbinas do PEVFVestas, caracterizados pelos diferentes modelos de aerogeradores considerados.utilizadas para Na realizar Figura os 5.1 estudos(b) apresentam-se as curvas de potenciaˆ das turbinas VESTAS utilizadas, Tempo [h] apresentados no capitulo seguinte e para atraves´ das quais foi poss´ıvel obter a potenciaˆ eolica´ dispon´ıvel para cada modelo de aerogerador com conseguir obter a potência eólica disponível Curva de Potência aerogeradores Vestas o perfil de vento em causa. 1000,00 para cada modelo de aerogerador para o perfil (a)de vento Dados em do causa. vento e respectiva potenciaˆ por modelo de turbina V5 Potência [MW] Vento 500,00 2 Hora Vestas 2x Vestas [m/s] V2 V52 V29 1000,00

00:00 12,43 0,8 0,438 9 Potência [kW] 1:00 9,73 0,573 0,31 900,00 2:00 10,15 0,618 0,34 0,00 800,00 3:00 10,77 0,673 0,377 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Vento [m/s] 4:00 10,87 0,682 0,384 700,00 5:00 10,65 0,663 0,37 600,00 6:00 10,87 0,682 0,384 V52 7:00 11,84 0,763 0,426 500,00 8:00 12,63 0,809 0,441 V29

9:00 11,5 0,736 0,413 400,00 Potência [kW] Potência 10:00 11,94 0,773 0,431 11:00 12,43 0,8 0,438 300,00 12:00 11,94 0,773 0,431 200,00 13:00 11,84 0,763 0,426 14:00 11,84 0,763 0,426 100,00 15:00 11,5 0,736 0,413 0,00 16:00 11,17 0,709 0,398 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 17:00 10,37 0,636 0,352 Vento [m/s] 18:00 9,96 0,6 0,326 (b)Curvas de potenciaˆ dos aerogeradores 19:00 10,56 0,654 0,365 20:00 10,56 0,654 0,365 21:00 10,15 0,618 0,339 22:00 10,27 0,627 0,346 23:00 12,05 0,782 0,433

Figura 5.1: Dados gerais do recurso eolico´ a utilizar para as simulaçoes.˜ Cap 4 Quanto a` geraçao˜ renovavel´ disponıvel para o PSF esta foi obtida atraves´ de uma rotina desen- ´ volvida em Excel com base no modelo de 3 parametrosˆ e 1 d´ıodo para representar umPV e poder O \textit{software} utilizado para modelar e implementar a rede em estudo foi o \ac{PSS/E}, calcular a potenciaˆ produzida pelo PSF. Esta rotina entra com os dados apresentados na datasheet versão 32, distribuído pela Siemens PTI. Este é reconhecido como uma das ferramentas mais do modelo de paineis´ fotovoltaicos (Anexo B.1) que vao˜ ser instalados, bem como com os valores de irradianciaˆ no plano dosPVs (14 o) e a temperatura ambiente media,´ que se assumiu rondar os 25 oC. Dos dados da datasheet nomeadamente, da corrente de curto-circuito, da tensao˜ de circuito aberto e da corrente e tensao˜ no ponto de maxima´ potenciaˆ (MPP) nas Standart Test Conditions (STC), obtem-ˆ se os 3 parametrosˆ do modelo. Estes sao˜ o m que corresponde ao factor de idealidade do d´ıodo e e´ constante neste modelo, o I0 que corresponde a` corrente inversa de saturaçao˜ do d´ıodo e o Icc que

59 para o efeito. O esquema unifilar do parque é apresentado na Figura xxx. Na Tabela xx apresentam-se os dados gerais do PSF.

Modelo Tensão Potência Transformador Nº de Localização dos Nominal instalada Potência Relação painéis Tomadas painéis [kV] [MWp] [MVA] Transf. Martifer Furna 0,315 1600 0,360 0,4 0,315/20 kV ± 2 x 2,5% MTS225P

Previsão Solar e Eólica corresponde a` corrente de curto-circuito.Para obtenção dosE´ a dados partir de destes irradiância que típicose´ poss que´ıvel se obterverificam a potna enciailhaˆ da elBrava,ectrica´ produzida por cada modulo.´ Nanomeadamente Tabela 5.1 apresenta-se na zona da Furna, os valoresonde serão de instalados irradianciaˆ os obtidospaneis fotovoltaicos, dos dados dautilizou-se o Figura 3.4, para o mesˆ de Janeiro,PVgis,bem um simulador como a online potenciaˆ que solarpermite dispon ter acesso´ıvel correspondenteaos mapas de radiação no PSF solar para num determinado ponto do globo. Na Tabela xxx e na Figura xxx apresenta-se os dados obtidos os dois planeamentos de potenciaˆ solar instalada projectados (ver 3.3.1e 3.3.3). para a irradiância no mês de Janeiro, no plano dos painéis solares cuja inclinação utilizada é a dada como óptima pelo software correspondendo a 14º. Tabela 5.1: Dados da irradianciaˆ e potenciaˆ solar dispon´ıvel para cada planeamento estudado. Potência [MW] Irradiância Hora 5778 1600 [W/m2] módulos módulos 07:00 145 0,143 0,040 08:00 392 0,404 0,112 09:00 623 0,632 0,175 10:00 803 0,796 0,220 11:00 912 0,889 0,246 12:00 942 0,914 0,253 13:00 892 0,872 0,242 14:00 764 0,762 0,211 15:00 569 0,580 0,161 16:00 329 0,338 0,094 17:00 46 0,040 0,011

Uma vez definidos os dadosPara de calcular potenciaˆ a potência renov avelínjectada dispon pelo´ıvel painéis ao longo fotovoltaicos de um desenvolveu dia, interessa-se um agora programa definir os cenarios´ de carga/geraçbaseadoao˜ queno modelo serao˜ de simulados. 3 parâmetros Para e 1 efeitosdíodo que de será simulaç abordadoao,˜ consideram-se no capítulo seguinte. 4 cenarios´ de carga/geraçao˜ diferentes (I,II,III,IV), com o objectivo de simular o perfil de carga da ilha da Brava. Sao˜ estes caracterizados por:

• O cenario´ I corresponde ao cenario´ de vazio e ocorre as` 6 h, com irradianciaˆ negligenciavel;´

• O cenario´ II corresponde a um cenario´ em que a produc¸ao˜ renovavel´ total dispon´ıvel e´ geralmente maxima´ sendo que este ocorre as` 11 h da manha;˜

• O cenario´ III corresponde a um cenario´ intermedio´ que ocorre as` 16h, em que a gerac¸ao˜ renovavel´ total dispon´ıvel e´ mais baixa, nomeadamente o recurso solar;

• O cenario´ IV corresponde ao cenario´ de ponta que ocorre as` 20h, com irradianciaˆ negligenciavel.´

Estes serao˜ os cenarios´ que serao˜ estudados em regime estacionario´ e transitorio´ para cada um dos panoramas de gerac¸ao˜ simulados para a ilha da Brava. Sao˜ estes:

• Ilha da Brava sem gerac¸ao˜ renovavel´ - Este panorama e´ apenas estudado em regime estacionario´ num exerc´ıcio de perceber de que forma seria o despacho e transitoˆ de energia em 2020, caso se mantivessem as unidade de produc¸ao˜ actuais (2015);

• Ilha da Brava com gerac¸ao˜ renovavel:´

– Renovaveis´ projetadas no ”Plano Energetico´ para 2020” [8] (ver secc¸ao˜ 3.3.1) - Este panorama e´ igualmente estudado apenas em regime estacionario´ com o objectivo de demostrar que as renovaveis´ projectadas no ”Plano Energetico´ para 2020” nao˜ sao˜ viaveis´ para a previsao˜ de carga utilizada (Figura 3.6);

60 – Renovaveis´ redimensionadas (ver 3.3.3) - Neste panorama simulam-se as renovaveis´ redimensionadas de acordo com a previsao˜ de carga admitida e mantem-se a gerac¸ao˜ convencional. Sao˜ estas as renovaveis´ que sao˜ consideradas nos panoramas seguintes. Nao˜ inclui o BESS instalado. Sao˜ realizados estudos em regime estacionario´ apenas;

• Ilha da Brava com gerac¸ao˜ renovavel´ e BESS:

– Com gerac¸ao˜ convencional - Neste panorama o sistema electroprodutor para 2020 inclui as renovaveis´ redimensionadas, as unidades de gerac¸ao˜ convencional e o BESS instalados. Sao˜ realizados estudos em regime estacionario´ e dinamico;ˆ

– 100% Renovavel´ - Neste panorama apresenta-se a rede da ilha da Brava em 2020, apenas com gerac¸ao˜ proveniente das fontes renovaveis´ e com o aux´ılio da bateria (BESS). Sao˜ realizados estudos em regime estacionario´ e dinamico;ˆ

Apresenta-se de seguida o diagrama de carga de 2020 com a potenciaˆ renovavel´ dispon´ıvel, para o panorama com as renovaveis´ projetadas no ”Plano Energetico´ para 2020” [8], na Figura 5.2 (a) e para as renovaveis´ redimensionadas, na Figura 5.2 (b).

1,8

1,6

1,4

1,2

1 PEVF 0,8 P P [MW] PSF 0,6 Carga

0,4

0,2

Tempo [h] (a) Gerac¸ao˜ renovavel´ dispon´ıvel com as renovaveis´ projetadas no Plano Energetico´ para 2020

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

PEVF P P [MW] 0,3 PSF Carga 0,2

0,1

Tempo [h] (b) Gerac¸ao˜ renovavel´ dispon´ıvel com as renovaveis´ redimensionadas

Figura 5.2: Carga de 2020 vs Gerac¸ao˜ renovavel´ dispon´ıvel.

Pela analise´ da Figura 5.2(a) e´ poss´ıvel verificar-se que com as renovaveis´ projetadas no ”Plano Energetico´ para 2020” [8], a geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel e´ sempre superior a` procura prevista para a ilha em 2020. Pode-se concluir, desde logo, que esta projecçao˜ de renovaveis´ nao˜ e´ viavel,´ pois

61 implicaria grandes desperd´ıcios de geraçao˜ renovavel´ fazendo com que os aproveitamentos renovaveis´ tivessem de ser retiradas de serviço na grande maioria do dia. Com as renovaveis´ redimensionadas de acordo com a previsao˜ de carga assumida verifica-se que a geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel so´ nao˜ supera a carga prevista nas horas de maior procura (Figura 5.2(b)). Para alem´ disso, neste caso, a flexibilidade de despacho das unidades de geraçao˜ eolica´ e´ maior pois existem duas turbinas eolicas´ a instalar, o que permite desligar apenas uma delas caso a geraçao˜ renovavel´ exceda a procura.

5.2 Resultados do transitoˆ de energia

Nesta secçao˜ apresentam-se os resultados do transitoˆ de energia para cada um dos panoramas apresentados em 5.1, com os resultados a serem obtidos apenas para cada um dos cenarios´ carga/geraçao˜ (I a IV) a´ı apresentados tambem.´ Os resultados apresentados avaliam os valores de tensao,˜ potenciaˆ gerada (activa e reactiva), perdas e sobrecargas. A resoluçao˜ do transitoˆ de energia e´ fundamental e necessaria´ na obtençao˜ das condiçoes˜ iniciais a partir das quais as simulaçoes˜ dinamicasˆ se iniciam. Como tal, e´ essencial que grandezas como a tensao˜ e potenciaˆ gerada pelas maquinas´ se encontrem dentro dos limites definidos como admiss´ıveis e que nao˜ existam sobrecargas em linhas ou transformadores. Definiram-se alguns criterios´ de operaçao˜ da rede em regime estacionario,´ de forma a optimizar o seu funcionamento. Em primeiro define-se a metodologia atraves´ da qual sao˜ despachadas as unidades convencionais. O criterio´ utilizado foi baseado no consumo espec´ıfico de cada um dos grupos, uma vez que, na perspectiva da operaçao˜ de um sistema de energia os custos mais relevantes sao˜ os associados ao combust´ıvel utilizado na produçao˜ de energia. Assim sendo, o Grupo 2 (G2) e´ o primeiro a ser despachado por ser o que apresenta menor consumo espec´ıfico (ver Tabela 3.1). Quando necessario´ entra o Grupo 3 (G3) e caso este nao˜ atinja a potenciaˆ m´ınima especificada, entra entao˜ o Grupo 1 (G1). O Grupo 4 (G4) e´ o preterido por ser aquele com maior consumo espec´ıfico (270g/kW h), sendo o ultimo´ a entrar no despacho, caso necessario.´ Este metodo´ de despacho so´ nao˜ e´ respeitado nos panoramas em que se pretende ter a menor penetraçao˜ convencional poss´ıvel, pelo que nesses casos o G1 e´ o escolhido por ser o menor dos grupos da CEFV. Em segundo, e´ definido o criterio´ utilizado para garantir a reserva girante do sistema. E´ utilizada como reserva girante m´ınima 10% da potenciaˆ nominal de cada um dos grupos que estiver em serviço. Define-se portanto que os sistemas convencionais so´ devem ser explorados ate´ 90% das suas capacidades nominais de modo a disporem sempre de reserva girante. Assim, os grupos da CEFV devem ser limitados aos seguintes n´ıveis de produçao:˜ o G1 a 0, 230MW , o G2 e G3 a 0, 360MW e o G4 a 0, 324MW . Desta forma e´ poss´ıvel garantir uma margem de reserva de potencia,ˆ que pode ser fundamental no aux´ılio a fenomenosˆ transitorios´ ou na ocorrenciaˆ de uma perturbaçao˜ que retire geraçao˜ renovavel´ de serviço, por exemplo. Por ultimo,´ apresenta-se os limites definidos para os valores de tensao˜ admitidos na rede da ilha, em regime estacionario.´ Assume-se que as tensoes˜ devem estar entre 1, 05p.u. e 0, 95p.u. da tensao˜ nominal do barramento em questao.˜ Os n´ıveis de tensao˜ entre cenarios´ simulados nao˜ devem ser

62 comparados, uma vez que, estao˜ dependentes da forma como sao˜ ajustadas as tomadas dos transformadores das centrais de forma a controlar a potenciaˆ reactiva injectada na rede. Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06 De seguida sao˜ apresentados os resultados do transitoˆ de energia da rede da ilha da Brava para

2020, para cada um dos panoramas propostos na Secçao˜ 5.1. Apresenta-se o perfil de tensoes˜ dos principais barramentos daTabela rede, 2-Alguns a pot enciadetalhesˆ injectada dos grupos pelasda central unidades eléctrica de de Favat geraçal ao˜ e as perdas da rede, sendo a analise´ do transitoˆ de energia baseada nestes parametros.ˆ Nos casos em queP seMAX registaram Consumo com Potência Potência P P Q Q Grupo MAX MIN MAX MIN específico reserva no transitoˆ de energia[MVA] objecç oes˜ ao[MW] correcto [MW] funcionamento [MW] [MW] da rede[MW] (sobrecargas, sobretensoes,˜ etc) [g/kWh] de 10% sao˜ apresentadas as soluçoes˜ admitidas. [MW] I (G1) 0.320 0.256 0.256 0.128 0.192 0 246 0.2304 II (G2) 0.5 0.4 0.4 0.2 0.3 0 210 0.36 III (G3) 0.5 0.4 0.4 0.2 0.3 0 220 0.36 5.2.1 IlhaIV (G4) da Brava0.45 sem geraç0.36 ao˜ renov0.36 avel´0.18 0.27 0 270 0.324

Na Tabela 5.2 e na Figura 5.3 apresentam-se os resultados do regime estacionario´ e o perﬁl de tensoes,˜ No estudo em regime estacionário obtiveram-se os seguintes resultados para a geração ˜ ´ respectivamente,convencional, para apresentados o panorama na da Tabela ilha da 3. Brava 2020 sem gerac¸ao renovavel.

Tabela 3-Resultados do regime estacionário sem renováveis Tabela 5.2: Resultados do regime estacionario´ para o panorama sem gerac¸ao˜ renovavel.´ Cenários I II III IV P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Carga Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355 P (MW) 0 0,146 0,150 0 G1 Q (Mvar) 0 0,115 0,119 0 P (MW) 0,230 0,228 0,234 0,238 G2 Geração Q (Mvar) 0,178 0,180 0,186 0,191 Convencional P (MW) 0 0 0 0,238 G3 Q (Mvar) 0 0 0 0,191 P (MW) 0 0 0 0 G4 Q (Mvar) 0 0 0 0 Reserva Girante (MW) 0,170 0,282 0,272 0,324 P (kW) 0,52 1,42 1,52 2,3 Perdas Q (kvar) 5,91 16,55 17,60 27,3

O Grupo 2 (G2) é aquele que apresenta menor consumo específico (210g/kwh) como tal VILA é o primeiro a ser despachado em qualquer um dos cenários. Quando necessário entra o Grupo 3 (G3)BUS41 e caso este não atinja a potência mínima especificada, entra então o Grupo 1 (G1).IV O

Grupo BUS204 (G4) é o preterido por ser aquele com maior consumo específico (270g/kwh), sendoIII o

II último aBUS8 entrar no despacho, caso necessário. É utilizada como reserva girante 10% da potência

nominalBarramentos de cada um dos grupos, por isso, nas situações intermédias (II e III) é necessárioI BUS2 despachar o G1 conjuntamente com G2 para garantir que a geração máxima deste último com a 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 reserva não é ultrapassada. Tensão [p.u]

FiguraDe notar, 5.3: que Perfil para deque tensas teoesñsões para não osejam panorama muito baixas sem na geraç zonaao˜ de renov 6kV éavel. ńecessário aumentar a tomada do transformador elevador associado ao barramento de 6kV (BUS41) com uma tomada de 2.5% do lado da alta tensão (6KV). Na situação de ponta, verificou-se que o transformador que interliga a barra de 20kV com o barramento do PT VILA se encontrava 5.2.1.1 Analise´ sobrecarregado. Como solução optou-se por colocar um transformador igual a este em paralelo. Produçao˜

Nos cenarios´ II e III, o G2 nao˜ e´ o unico´ grupo a ser despachado por causa do criterio´ definido3 para a reserva girante. Este, como ja´ apresentado, delimita cada grupo a 90% da sua potenciaˆ nominal, portanto para que tal factor nao˜ seja violado e´ necessario´ despachar outro grupo. Pelo criterio´ de despacho definido, seria a unidade G3 a seguinte a ser despachada, contudo nao˜ o e´ pois ficaria a funcionar a um

63 n´ıvel de carga <50% da PN , o que nao˜ respeitaria a PMIN especificada no estacionario´ (Tabela 4.1). Portanto, o gerador despachado e´ o seguinte em relaçao˜ ao consumo especifico crescente, o G1. A reserva girante garantida no pior caso (IV) e´ de 69% da potenciaˆ de carga. Conclui-se entao˜ que a reserva girante em nenhum dos cenarios´ e´ um problema, tal como se pode verificar na Tabela 5.2. Sobrecargas No cenario´ de ponta (IV) verificou-se a sobrecarga do transformador que interliga o barramento BUS8 e o barramento VILA, do SS Nova Sintra. Este e´ um transformador de 250 kVA e o transitoˆ de energia impoe-lhe˜ uma carga de 266,2 kVA o que origina uma sobrecarga de 106,5%. Como soluçao˜ optou-se por colocar em paralelo um transformador igual a este, tal como apresentado na Figura 4.2. Qualquer dos outros cenarios´ nao˜ revelou a existenciaˆ de sobrecargas nem em linhas/cabos, nem em transformadores. Tensoes˜ A rede de distribuiçao˜ de 6 kV revelou ser a zona da rede onde os n´ıveis de tensao˜ sao˜ mais baixos relativamente a` tensao˜ nominal. No cenario´ IV, todos os barramentos da rede de 6 kV ultrapassam o limite m´ınimo de 0,95 p.u. De forma a solucionar este problema, a opçao˜ utilizada foi a de aumentar a tomada em +2,5% do transformador da SS Nova Sintra que liga o barramento VILA ao barramento BUS41, elevando assim as tensoes˜ do lado dos 6 kV. Esta soluçao˜ e´ implementada em todos os cenarios.´ O perfil de tensoes˜ dos principais barramentos da rede e´ apresentado na Figura 5.3. Como e´ poss´ıvel verificar com esta soluçao˜ a tensao˜ na rede e´ mantida dentro dos limites operacionais definidos como viaveis´ para qualquer cenario.´ Perdas As perdas de potenciaˆ activa e reactiva na rede electrica´ sao˜ apresentadas na Tabela 5.2. As perdas de potenciaˆ activa sao˜ pouco significativas, representando no caso mais grave (IV), cerca de 0,5% da potenciaˆ injectada neste cenario.´ Quanto as` perdas de potenciaˆ reactiva estas sao˜ mais relevantes apresentando para a ponta o valor mais elevado, correspondendo a cerca de 8% da potenciaˆ reactiva gerada.

5.2.2 Ilha da Brava com gerac¸ao˜ renovavel´

5.2.2.1 Renovaveis´ projetadas no Plano Energetico´ para 2020

O estudo em regime estacionario´ deste panorama para os cenarios´ apresentados (I a IV) revelou que em todos eles o despacho de geraçao˜ teria que ser igual ao apresentado para a ilha da Brava sem renovaveis´ (Secçao˜ 5.2.1- Tabela 5.2). Isto acontece porque em nenhum dos cenarios´ apresentados e´ poss´ıvel despachar quer o PSF quer o PEVF por estes injectarem uma potenciaˆ activa demasiado elevada face a` carga em questao,˜ tal como seria de prever pela Figura 5.2(a). Para alem´ disso, tem que se contabilizar que, sem SAE, e´ sempre necessario´ ter no m´ınimo 1 dos grupos convencionais em serviço, para que este possa fornecer alguma reserva girante para colmatar em parte a variabilidade e imprevisibilidade da geraçao˜ renovavel,´ e para participar no controlo primario´ de frequencia.ˆ Portanto tambem´ o perfil de tensoes˜ nos barramentos mais importantes da rede se mantem face ao apresentado

64 na Figura 5.3. Apenas quando a produçao˜ do parque solar e´ residual as` 7 e 17 horas (ver Tabela 5.1), e´ poss´ıvel introduzir a geraçao˜ solar do PSF no despacho, desligando o PEVF e utilizando a geraçao˜ convencional para ajustar a` procura dessas horas. Tal como ja´ referido, este sobredimensionamento das renovaveis´ deve-se ao facto de a previsao˜ de carga para 2020 ter sido alterada face a` apresentada no ”Plano Energetico´ de 2020”[8], onde se encontram dimensionadas estas renovaveis,´ o que faz destas inviaveis.´

5.2.2.2 Renovaveis´ redimensionadas

Com as renovaveis´ redimensionadas na Secc¸ao˜ 3.3.3, cuja potenciaˆ renovavel´ dispon´ıvel durante Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06 um dia e´ apresentada na Figura 5.2 (b), os resultados do regime estacionario´ e o perﬁl de tensoes˜ encontram-se expostos a Tabela 5.3 e na Figura 5.4, respectivamente.

Tabela 9- Resultados do regime estacionário para o panorama Redimensionamento de Renováveis 2

Tabela 5.3: Resultados do regime estacionario´ para o panorama com renovaveis´ redimensionadas. Cenários I II III IV P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Carga Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355 P (MW) 0 0,146 0 0 G1 Q (Mvar) 0 0,115 0 0 P (MW) 0 0 0 0,238 G2 Geração Q (Mvar) 0 0 0 0,191 Convencional P (MW) 0,230 0,228 0 0,238 G3 Q (Mvar) 0,178 0,180 0 0,191 P (MW) 0 0 0,185 0 G4 Q (Mvar) 0 0 0,235 0 P (MW) 0 0 0 0 PSF Geração Q (Mvar) 0 0 0 0 Renovável P (MW) 0 0 0,199 0 PEVF Q (Mvar) 0 0 0,069 0 Reserva Girante (MW) 0,170 0,282 0,175 0,324 P (kW) 0,52 1,42 1,5 2,3 Perdas Q (kvar) 5,91 16,55 17,7 27,3

BUS52-No cenário IV (Ponta) verificou-se que não é possível aproveitar a produção eólica de 0,185AEROGERADORMW juntamente com o G2, mais uma vez devido aos limites de reactiva que são VILA ultrapassados. IV BUS41 III NosBUS20 períodos da 1-2h, das 18-20h e das 21-22h é possível aproveitar a geração do parque eólico juntamente com a produção convencional para satisfazer a carga de cada IIuma

BUS8 Barramentos das horas, enquanto a geração do parque solar pode ser aproveitada durante todo o períodoI BUS2 solar tirando o intervalo entre as 11-14h. Verificaram-se também os perfis de tensão nos 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 barramentos mais importantes da rede apresentaTensão [p.u]ndo-se os resultados na Figura 7.

Figura 5.4: PerﬁlPerfil de de tens Tensõesoes˜ para para o panoramao Cenário comde Renováveis renovaveis´ redimensionadas.2

VILA

BUS41 5.2.2.3 Analise´ BUS28 IV Produçao˜ III BUS20 Relativamente ao panorama sem renovaveis,´ o unico´ cenario´ em que a geraçao˜II difere e´ o III devido BUS8 I a` penetraçao˜ renovavel´ do PEVF, como e´ apresentado na Tabela 5.3. Neste caso e´ poss´ıvel despachar BUS2 um dos aerogeradores (BUS 52) com uma potenciaˆ injectada de 0,199 MW, o que faz com que nesse 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 Tensão [pu] 65 Figura 7- Perfil de tensões para o panorama de renováveis2 nos principais barramentos

Verifica-se que a penetração renovável neste panorama é muito mais elevada que qualquer um dos cenários apresentados nas secções anteriores. 11

cenario,´ a potenciaˆ renovavel´ injectada represente 52% da potenciaˆ total. Juntamente, o grupo termico´ despachado neste cenario´ foi o G4, isto porque o G1 nao˜ e´ suficiente para satisfazer a potenciaˆ reactiva exigida e por outro lado, o G2 ou G3 no caso de serem despachados ficariam a operar abaixo da PMIN especificada. O facto de no cenario´ III apenas ser despachado um grupo termico´ faz com a reserva girante se reduza significativamente face ao panorama sem renovaveis´ (menos 97 kW). Nos restantes cenarios,´ a geraçao˜ renovavel´ tem que ser totalmente retirada de serviço por um destes motivos: por excesso de geraçao˜ renovavel´ (I) que impede o despacho de qualquer grupo convencional por a PMIN especificada nao˜ ser atingida, ou entao˜ por falta de geraçao˜ reactiva (II e IV) que obriga a abdicar das renovaveis´ para despachar unidades convencionais e assim satisfazer a potenciaˆ reactiva. Nos per´ıodos da 1-2h, das 18-20h e das 21-22h e´ poss´ıvel aproveitar a geraçao˜ do PEVF, com apenas 1 aerogerador em serviço, juntamente com a produçao˜ convencional para satisfazer a carga de cada uma das horas, enquanto a geraçao˜ do PSF pode ser aproveitada durante todo o per´ıodo solar, com o PEVF desligado, tirando o intervalo entre as 11-14h (Figura 5.2(b)). Sobrecargas Nao˜ existem sobrecargas. Tensoes˜ Face aos comentarios´ apresentados em 5.2.1.1 apenas se acrescenta que no cenario´ III, o aerogerador (BUS52) funciona a uma tensao˜ especificada de 1 p.u, tal como se pode verificar na Figura 5.4. Perdas As perdas de potenciaˆ activa e reactiva na rede electrica´ sao˜ apresentadas na Tabela 5.3. De notar que no cenario´ III, com o aerogerador em serviço as perdas nao˜ revelam alteraçoes˜ significativas face ao panorama sem renovaveis.´

5.2.3 Ilha da Brava com gerac¸ao˜ renovavel´ e BESS

O objectivo desta secçao˜ e´ apresentar os estudos em regime estacionario´ para os panoramas em que se considera a instalaçao˜ de um BESS. Com a introduçao˜ da bateria o objectivo fundamental e´ permitir a integraçao˜ dos projectos renovaveis´ garantindo a sustentabilidade energetica´ da ilha com vista a um sistema 100% renovavel.´ Os 2 panoramas que se inserem nesta secçao˜ distinguem-se apenas pelo facto de um assumir no seu despacho a presença de geraçao˜ convencional enquanto que o outro apenas possui geraçao˜ renovavel´ (100% renovavel).´ A bateria utilizada e´ dimensionada de acordo com o panorama 100% renovavel,´ uma vez que, e´ este que requer uma bateria de maior potenciaˆ e capacidade. Assim garante-se que para alem´ de ser poss´ıvel integra-la´ no panorama 100% renovavel,´ tambem´ o e´ no panorama com geraçao˜ convencional, apesar do seu sobredimensionamento relativamente a este ultimo.´ Os objectivos principais da metodologia de despacho utilizada com BESSs ao˜ sempre de utilizar o m´ınimo de geraçao˜ convencional poss´ıvel e de minimizar a potenciaˆ renovavel´ retirada de serviço.

66 Com a introduçao˜ do BESS definiram-se os seguintes pressupostos de operaçao˜ para os estudos estacionarios:´

• Quando a bateria esta´ a carregar e´ como se funcionasse como uma carga portanto a potenciaˆ associada e´ negativa, o contrario´ acontece quando esta´ a descarregar em que funciona com um gerador injetando potenciaˆ (sinal positivo);

• Pretende-se que o BESS esteja 24 horas em servic¸o, uma vez que, e´ a principal fonte de potenciaˆ reactiva e possibilita o aumento da penetrac¸ao˜ renovavel;´

• Pretende-se aproveitar ao maximo´ os per´ıodos de excesso de gerac¸ao˜ renovavel´ dispon´ıvel para carregar a bateria. E quanto a` descarga pretende-se que ocorra nos per´ıodos em que a procura e´ maior, tentando minimizar o corte de produc¸ao˜ renovavel;´

• O estado de carga da bateria (SOC) tem de fazer um ciclo diario,´ ou seja, a gestao˜ feita da carga da bateria na simulac¸ao˜ do despacho de um dia tem de voltar ao estado inicial considerado, o que impoe˜ que a quantidade de energia absorvida pela bateria tem que ser igual a` descarregada;

• A produc¸ao˜ convencional e´ a ultima´ a ser despachada sendo responsavel´ por satisfazer as perdas da rede. No panorama 100% renovavel,´ a bateria e´ a ultima´ a ser despachada e e´ responsavel´ por atender as perdas;

• Quando e´ considerado o panorama com gerac¸ao˜ convencional, o despacho da bateria e´ feito com o pressuposto que o menor dos grupos convencionais (G1) se encontra a funcionar a` potenciaˆ

m´ınima (PMIN = 0.128MW ).

O despacho diario´ efectuado para cada um dos panoramas nao˜ tem em consideraçao˜ as perdas de potenciaˆ na rede, uma vez que, nao˜ se simulou o transitoˆ de energia para todas as horas, mas apenas dos cenarios´ de I a IV. A estrategia´ de gestao˜ da energia do BESS utilizada tem como base o pressuposto ja´ apresentado de a bateria ter de cumprir um ciclo diario,´ exigindo-se que a energia absorvida acabe por ser igual a` fornecida durante o dia. Esta abordagem foi considerada apenas com o objectivo de garantir que a bateria se encontra no estado inicial (totalmente descarregada) no fim do ciclo diario,´ possibilitando assim um novo despacho semelhante caso as condicionantes, vento, irradianciaˆ e carga nao˜ apresentem variaçoes˜ significativas face ao simulado. Para alem´ desse pressuposto na gestao˜ da energia da bateria existem uma serie´ de restriçoes˜ a considerar que delimitam a sua operaçao˜ e capacidade, tais como:

1. A potenciaˆ a que a bateria e´ carregada/descarregada deve respeitar o equil´ıbrio de potenciaˆ entre

a gerac¸ao˜ (renovavel´ e convencional), PGer, e a procura, PCarga. Assim a potenciaˆ a que opera a

bateria, PBateria, e´ dada por PBateria(t) = −(PGer(t) − PCarga(t));

2. Os limites de potenciaˆ da bateria deﬁnidos na Tabela 4.5t emˆ que ser respeitados, de forma a nao˜

por em risco a operaçao˜ da bateria. Esta limitaçao˜ e´ definida por −0, 875 < PBateria(t) < 0, 875;

67 3. Os limites de capacidade da bateria devem ser tidos em considerac¸ao˜ de forma a que nao˜ sejam ultrapassados, podendo por em causa a seguranc¸a e tempo de vida do BESS. Assim, na gestao˜

da energia da bateria, garante-se sempre que a energia da bateria, EBateria, nao˜ ultrapassa

os limites EBateriamin ≤ EBateria ≤ EBateriamax . Deﬁne-se que EBateriamin = 15%EbatN e que

EBateriamax = EbatN , garantindo assim que aPDn ao˜ ultrapassa os 85%. Assim a gestao˜ respeita:

(a) na descarga, o limite minimo da capacidade de armazenamento da bateria nao˜ sendo este

ultrapassado. Logo, EBateria(t) = max[(EBateria(t − 1) − ∆t × PBateria(t)),EBateriamin ];

(b) no carregamento, o limite maximo´ da capacidade de armazenamento da bateria nao˜ sendo

ente ultrapassado. Logo, EBateria(t) = min[(EBateria(t − 1) − ∆t × PBateria(t)),EBateriamax ];

4. A profundidade de descarga (PD), ou de outra perspectiva, o estado de carga (SOC) da bateria, deve igualmente ser tido em consideraçao˜ de forma a nao˜ ultrapassar aPD definida. Assim, E (t) o SOC definido por SOC(t) = SOC(t − 1) + Bateria . Consequentemente, os limites sao˜ EbatN 15% ≤ SOC(t) ≤ 100%.

De seguida apresentam-se os resultados do estudo estacionario´ para os panoramas 100% renovavel´ (Secçao˜ 5.2.3.1) e com geraçao˜ convencional (Secçao˜ 5.2.3.2) em que o BESS se encontra instalado no sistema electrico´ da ilha da Brava para 2020.

5.2.3.1 100% Renovavel´

Nesta secçao˜ para alem´ dos resultados do estudo estacionario´ para a ilha da Brava 100% renovavel,´ fundamentam-se os dados caracter´ısticos da bateria ja´ definidos na Tabela 4.4. Interessa reforçar que este panorama e´ caracterizado pela potenciaˆ renovavel´ dispon´ıvel apresentada na Figura 5.2 (b). O dimensionamento da bateria, tal como ja´ foi referido, foi feito tendo em conta este panorama pois e´ aquele em que existe maior penetraçao˜ renovavel´ e como tal, e´ aquele que impoe˜ requisitos mais exigentes a` bateria em termos de capacidade de armazenamento e potenciaˆ nominal. A metodologia utilizada ja´ foi exposta na Secçao˜ 4.2.5.1, pelo que, nesta secçao˜ apenas sao˜ apresentados os resultados obtidos. Primeiro, com a previsao˜ de carga e geraçao˜ renovavel´ definidas (Figura 5.2 (b)) aver´ıgua-se a diferença entre a geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel e a carga, Pdif (expressao˜ 4.1), sendo os resultados apresentados na Tabela D.1, no AnexoD. De acordo com os estes dados e admitindo-se intervalos de despacho de 1 hora (∆t = 1) obtem-se´ da expressao˜ 4.2, a capacidade media´ requerida para a bateria, Ebat, sendo igual a Ebat = 2, 7MW h. A capacidade nominal do BESS, EbatN , pode entao˜ ser calculada considerando os 3 parametrosˆ caracter´ısticos da bateria, aPD, a autonomia e a deterioraçao˜ resultante da idade, atraves´ da equaçao˜ 4.3, obtendo-se EbatN ≈ 3, 5MW h.

A escolha da potenciaˆ do conversor Pn e´ feita de acordo com a necessidade de satisfazer a potenciaˆ reactiva que no pior caso esta teria que fornecer, sendo este no cenario´ de ponta (IV). A potenciaˆ do conversor tambem´ foi escolhida com o intuito da relac¸ao˜ entre EbatN e Pn fosse tal que o tempo de carga/descarga da bateria fosse um tempo inteiro. Entao˜ deﬁniu-se Pn = 0, 875MW o que permite a E bateria ser carregada/descarregada em 4 h, a` potencia nominal ( batN = 4h). Assim sendo, com esta Pn

68 Pn a bateria e´ capaz de no maximo´ fornecer uma potenciaˆ reactiva de 0,424 Mvar, tal como anunciado na Tabela 4.5, o que e´ suficiente para no pior caso a bateria suportar toda a geraçao˜ da ilha. Quanto E ao numero´ de modulos´ em paralelo este e´ dado por batN , pelo que se verifica que e´ necessario´ o Emodulo BESS ser constitu´ıdo por 29 modulos´ em paralelo.

Uma vez apresentada a forma como foram definidas as caracter´ısticas tecnicas´ da bateria, apresenta- se de seguida o despacho das unidades de geraçao,˜ em que a gestao˜ da energia da bateria respeita com todos os pressupostos ja´ apresentados. De referir que a estrategia´ de despacho da geraçao˜ acaba por assentar na tentativa de tornar o excesso de geraçao˜ renovavel´ o mais correspondente do defice´ de geraçao˜ verificada ao longo do dia, ou seja, fazer com que que a soma das diferenças entre geraçao˜ e carga ao longo do dia seja o mais proxima´ de zero poss´ıvel. Desta forma garante-se que o aproveitamento renovavel´ e´ o maximo´ poss´ıvel, respeitando o pressuposto assumido de a bateria ter de cumprir um ciclo completo. Na Figura 5.5 apresenta-se o diagrama de carga para 2020, com o despacho das unidades de geraçao˜ do panorama 100% renovavel,´ de acordo com os dados apresentados na Tabela D.1, no AnexoD. Diagrama de Carga 0,8

0,6

0,4

BateriaBESS EólicaPEVF

P [MW] P 0,2 SolarPSF

0 Carga 00:00 02:00 04:00 06:00 07:34 09:00 11:00 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00

-0,2

-0,4 Tempo (h)

Figura 5.5: Diagrama de carga do panorama 100% renovavel,´ com o despacho das unidades de gerac¸ao.˜

Acerca do despacho apresentado interessa focar alguns pontos. Primeiro, a Figura 5.5 corresponde a um grafico´ de barras empilhadas, em que a potenciaˆ do BESS que apresenta valor negativo corresponde ao carregamento da bateria por parte da geraçao˜ excedente. Segundo, assume-se a bateria descarregada as` 8 h, por ser o momento do dia em que a geraçao˜ passa a ser consideravelmente superior a` procura, como tal interessa ter a bateria dispon´ıvel com a sua capacidade total livre a partir deste momento.

Na Figura 5.6 apresenta-se o SOC da bateria para o despacho da bateria que foi realizado para este panorama. De referir que o SOC apresentado na Tabela D.1, atraves´ do qual se obtem´ esta figura e´ calculado relativamente ao EbatN (ver Tabela 4.4). Os resultados obtidos da simulaçao˜ do regime estacionario´ para cada um dos cenarios´ estudados, com o despacho sugerido, encontram-se apresentados na Tabela 5.4.Ja´ na Figura 5.7 apresenta-se o perfil de tensoes˜ para os principais barramentos da rede.

69 Vmin7 [pu] 0,90 -- TP7 [s] 10,00 -- Vmax1 [pu] 1,3 1,1 TP8 [s] 0,01 0,01 Vmax2 [pu] 1,15 -- TP9 [s] 1,3 -- Vmax3 [pu] 1,1 -- TP10 [s] 3,0 --

100 90

80 70 60 50

SOC (%) SOC 40 Características do BESS 30 Pn [MW] 0,875 20 EbatN [MWh] 3,5 10Vout [V] 400 0 Tempo0 c/d1 à 2Pn 3[h]4 5 6 7 8 9 10 114 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 PD [%] Tempo85 (h) Ebat (MWh) 2,7 FiguraNº módulos 5.6: Estado em série de carga (SOC) da bateria32 para o panorama 100% renovavel.´ Nº módulos em paralelo 29

Tabela 5.4: Resultados do regime estacionario´ para o panorama 100% renovavel.´ Cenários I II III IV P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Carga Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355 P (MW) 0,000 0,246 0,094 0,000 PSF Q (Mvar) 0,000 0,081 0,031 0,000 Geração P (MW) 0,192 0,219 0,199 0,183 Aerogerador1 Renovável Q (Mvar) 0,048 0,047 0,040 0,015 PEVF P (MW) 0,000 0,219 0,199 0,000 Aerogerador2 Q (Mvar) 0,000 0,047 0,040 0,000 P (MW) 0,038 -0,310 -0,108 0,293 BESS Q (Mvar) 0,134 0,144 0,201 0,368 Reserva (MW) 0,838 - - 0,582 P (kW) 0,50 1,91 1,70 2,60 Perdas Q (kvar) 9,63 39,66 24,42 28,10

BUS58- AEROGERADOR2

BESS

BUS54- PV IV BUS52- AEROGERADOR III VILA

BUS41

II Barramentos BUS20

BUS8 I

BUS2

0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 1,02 Tensão [p.u]

Figura 5.7: Perﬁl de tensoes˜ para o panorama 100% renovavel.´

5.2.3.1.1 Analise´ Produçao˜ Neste panorama 100% renovavel,´ o no´ de referenciaˆ considerado corresponde ao barramento ao qual a bateria e´ ligado (BUS56-BESS). Analisando a Figura 5.5 juntamente com a Tabela D.1, verifica-se que no per´ıodo das 8 ate´ as` 17h toda a geraçao˜ renovavel´ e´ aproveitada sendo a excedente utilizada para carregar a bateria. Das 18 h ate´ as` 7 h e´ retirada de serviço uma das turbinas Vestas V29 do PEVF, sendo apenas um aerogerador e a bateria a suportar a carga. Durante cerca de 30 minutos (7:34 ate´ 8:00 h) e´ necessario´ retirar de serviço toda a geraçao˜ renovavel,´ permitindo assim que a bateria descarregue na sua totalidade para cumprir o ciclo diario´ definido. A geraçao˜ solar dispon´ıvel

70 Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06

Tabela 11- Resultados do regime estacionário para o panorama 100% Renovável Cenário Cenário Ponta Vazio (I) Intermédio 1 Intermédio 2 Cenários (IV) (II) (III)

P (MW) 0,229 0,3720 0,3821 0,4729 Carga Q(MVAr) 0,1717 0,2790 0,2866 0,3547 P(MW) 0 0,2462 0,0936 0 PS Q(MVAr) 0 0,0612 0,0591 0 Geração AeroG P (MW) 0,192 0,219 0,199 0,1825 Renovável P 1 Q(MVAr) 0,0652 0,0509 0,0508 0,074 E AeroG P (MW) 0 0,219 0,199 0 2 Q(MVAr) 0 0,0505 0,0505 0 P (MW) 0,0375 -0,3102 -0,1078 0,293 Bateria Q(MVAr) 0,1168 0,1561 0,1503 0,3069 Perdas P (kW) 0.59 1.88 1.74 2.56 Q (kVAr) 10.12 40.32 24.62 26.90 e´ entao˜ toda injectada na rede exceptuando-se esse per´ıodo de cerca de 30 minutos. Apresenta- Procedeu-se ao cálculo da quantidade de energia renovável que é desperdiçada por se se entao,˜ na Tabela 5.5, a quantidade de energia renovavel´ que e´ desperdic¸ada tendo em conta o ter que desligar o parque solar (PS) ou/e o parque eólico (PE). Nesta situação obtêm-se os dados despacho apresentado, de acordo com a Tabela D.1. apresentados na Tabela 12, de acordo com os dados de despacho apresentados no Anexo 4.

Tabela 12-Energia Renovável desperdiçada Tabela 5.5: Energia desperdic¸ada no panorama 100% renovavel.´ E (MWh) ESolar desperdiçada 0,017 EEólica desperdiçada 2,694 ETotal desperdiçada 2,709 Erenovável disponível 11,136 퐄퐓퐨퐭퐚퐥 퐝퐞퐬퐩퐞퐫퐝퐢ç퐚퐝퐚 = 24,34% 퐄퐫퐞퐧퐨퐯á퐯퐞퐥 퐝퐢퐬퐩퐨퐧í퐯퐞퐥

ComoComo se se pode pode verificar verificar pela pela Tabela Tabela 5.5 12 cerca de de 24% 24% da da geração geraçao ˜renovável renovavel´ disponível dispon ´ıvel, para as paracondiç asoes˜ condições previstas, previstase´ desperdiçada é desperdiçada no despacho no despacho que foi que considerado. foi considerado. Este valor Este e´ valor aceit éavel´ visto que aceita cargaável evisto´ em que grande a carga parte é em do grande dia menor parte quedo dia a geraçmenorao˜ que renov a geraçãoavel´ dispon renovável´ıvel, conseguindo-sedisponível atingir uma penetraçao˜ dePerfil 75% de da Tensões geraçao˜ para renov oavel´ Cenário dispon 100%´ıvel. Renovável

QuantoVILAa` reserva apresentada na Tabela 5.4 esta refere-se apenas a` reserva que a bateria oferece. Esta e´ apenas apresentada para os cenarios´ em que a bateria se encontra no modo de descarga (I e BUS41 IV). Para os cenarios´ em que a bateria se encontra no modo de carga (II e III) nao˜ se apresenta reserva, BUS28 contudo poderia-se apresentar a reserva ”negativa” que indica o quao˜ mais poderiaIV ser aumentada a potenciaˆ BUS20 a que a bateria carrega, no entanto nao˜ e´ um dado relevante para o estudo.III II SobrecargasBUS8 I Nao˜ existemBUS2 sobrecargas.

Tensoes˜ 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 Tensão [pu] O barramentoFigura BESS 11 funciona- Perfil de atensõ umaes para tens oao˜ panorama especificada 100% renovável de 1 p.u. Das tensoes˜ monitorizadas 17 apresentadas na Figura 5.7 verifica-se que nao˜ existem barramentos que operam fora dos limites de operaçao˜ considerados como aceitaveis´ (±5% da tensao˜ nominal ). O perfil de tensoes˜ da rede da ilha da Brava, num panorama 100% renovavel,´ revela ser aceitavel´ quer na rede de distribuiçao˜ de 20 kV quer na de 6 kV. De referir apenas que o barramento VILA e´ aquele que apresenta n´ıveis de tensao˜ mais baixos, sendo o caso mais relevante o do cenario´ de ponta (IV) em que a tensao˜ atinge os 0,958 p.u.

Perdas

As perdas de potenciaˆ activa e reactiva na rede electrica´ sao˜ apresentadas na Tabela 5.4. De uma forma geral, verifica-se que nos cenarios´ simulados, as perdas para este panorama sao˜ substan- cialmente superiores as` que se verificaram no panorama com renovaveis´ e sem BESS (Tabela 5.3), nomeadamente as referentes a` potenciaˆ reactiva. As perdas de potenciaˆ activa sao˜ pouco significativas, representando no caso mais grave, na ponta (IV), cerca de 0,55% da potenciaˆ activa injectada neste cenario.´ Quanto as` perdas de potenciaˆ reactiva, estas sao˜ maiores no cenario´ II, representando 12% da potenciaˆ reactiva injectada neste cenario.´ Em media,´ 8% da potenciaˆ reactiva e´ perdida ao longo da rede, neste panorama.

71 5.2.3.2 Com gerac¸ao˜ convencional

A proposta apresentada nesta secçao˜ tem o intuito de sugerir uma soluçao˜ em que e´ possivel ter a ilha a operar com renovaveis,´ o BESS e com o aux´ılio de geraçao˜ convencional. Por outro lado, o estudo deste panorama justifica-se tambem´ na necessidade de apresentar uma alternativa ao panorama 100% renovavel´ que como apresentado nos resultados do estudo dinamico,ˆ revelou alguns problemas de simulaçao.˜ Este panorama implementa a geraçao˜ convencional da ilha da Brava juntamente com as renovaveis´ redimensionadas e a bateria dimensionada na Secçao˜ 5.2.3.1. A estrategia´ utilizada neste caso e´ a de maximizar a penetraçao˜ de geraçao˜ renovavel,´ pelo que, sempre que poss´ıvel apenas e´ utilizado a menor das unidades de geraçao˜ convencional (G1). O despacho da bateria para este panorama, parte do pressuposto que o G1 se encontra sempre a funcionar a` potenciaˆ m´ınima admiss´ıvel

(PMIN = 0, 128MW ), uma vez que, a bateria e´ despachada antes da convencional, sendo esta ultima´ responsavel´ por satisfazer as perdas de potenciaˆ na rede. Assim sendo e´ o barramento BUS1, onde e´ ligada a central termica´ (CEFV), que e´ considerado como no´ de balanço. Ao utilizar a bateria que foi dimensionada especificamente para o panorama 100% renovavel´ neste outro, verifica-se que esta e´ claramente sobredimensionada para ser implementada neste, nao˜ sendo aproveitada toda a sua capacidade de armazenamento. Na Figura 5.8 apresenta-se o diagrama de carga para 2020, com o despacho das unidades de geraçao˜ renovavel´ e convencional, de acordo com os dados apresentados na Tabela D.2, no AnexoD.

0,7 0,6 0,5 Convencional 0,4 0,3 PSF 0,2 PEVF P [MW] P 0,1

0 BESS 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16 00 18:00 20:00 22:00 24:00 -0,1 Carga -0,2 -0,3 Tempo [h]

Figura 5.8: Diagrama de carga do panorama com o despacho do BESS, renovaveis´ e convencional.

Assume-se a bateria descarregada as` 23 h, por ser este o momento do dia em que a geraçao˜ começa a ser superior a` procura. Na Figura 5.9 apresenta-se o SOC da bateria para o despacho da bateria que foi realizado para este panorama. Tal como referido no panorama 100% renovavel,´ o SOC apresentado na Tabela D.2e na Figura 5.9 e´ calculado relativamente ao EbatN . Pela analise´ da Figura 5.9 e´ poss´ıvel verificar que o estado de carga da bateria apenas chega a

50% de EbatN o que corresponde a uma taxa de inutilizaçao˜ de 75% da capacidade nominal da bateria, provando o sobredimensionamento da bateria relativamente a` sua aplicaçao˜ neste panorama. Os resultados obtidos da simulaçao˜ do regime estacionario´ para cada um dos cenarios´ estudados

72 Vmin7 [pu] 0,90 -- TP7 [s] 10,00 -- Vmax1 [pu] 1,3 1,1 TP8 [s] 0,01 0,01 Vmax2 [pu] 1,15 -- TP9 [s] 1,3 -- Vmax3 [pu] 1,1 -- TP10 [s] 3,0 --

Características do BESS P [MW] n 0,875 EbatN [MWh] 3,5 Vout [V] 400 Tempo c/d à Pn [h] 4 100 PD [%] 85 90 Ebat (MWh) 2,7 80 Nº módulos em série 32 Nº módulos70 em paralelo 29 60

SOC (%) SOC 40 30 Cenários I II III IV P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 20 Carga Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355 10 P (MW) 0,000 0,246 0,094 0,000 0 PSF 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Q10 (Mva11 r)12 13 0,00014 15 16 170,08118 19 200,03121 22 23 0,00024 Geração P (MW)Tempo (h) 0,192 0,219 0,199 0,183 Aerogerador1 Renovável Q (Mvar) 0,048 0,047 0,040 0,015 PEVF P (MW) 0,000 0,219 0,199 0,000 Figura 5.9: Estado de cargaAerogerador2 (SOC) para o panorama com BESS, renovaveis´ e convencional. Q (Mvar) 0,000 0,047 0,040 0,000 P (MW) 0,038 -0,310 -0,108 0,293 BESS com o despacho sugerido, encontram-se apresentadosQ (Mvar) na0,134 Tabela 5.60,144.J a´ na0,201 Figura 5.100,368 apresenta-se Reserva (MW) 0,838 - - 0,582 o perﬁl de tensoes˜ para os principais barramentosP (kW) da rede.0,50 1,91 1,70 2,60 Perdas Q (kvar) 9,63 39,66 24,42 28,10

Tabela 5.6: Resultados do regime estacionario´ para o panorama com BESS, renovaveis´ e convencional. Cenários I II III IV P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Carga Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355 P (MW) 0,129 0,130 0,130 0,130 Geração Convencional G1 Q (Mvar) 0,084 0,121 0,165 0,177 P (MW) 0,000 0,246 0,000 0,000 PSF Geração Q (Mvar) 0,000 0,043 0,000 0,000 Renovável P (MW) 0,192 0,219 0,000 0,183 PEVF Aerogerador1 Q (Mvar) 0,026 0,037 0,000 0,052 P (MW) -0,091 -0,221 0,254 0,162 BESS Q (Mvar) 0,072 0,107 0,134 0,145 Reserva + Reserva Girante (MW) 0,128 0,126 0,747 0,838 P (kW) 0,50 1,70 1,60 2,30 Perdas Q (kvar) 10,16 28,22 12,53 20,00

BESS

BUS54- PV IV BUS52- AEROGERADOR

VILA III

BUS41 II

Barramentos BUS20

BUS8 I

BUS2

0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 Tensão [p.u]

Figura 5.10: Perﬁl de tensoes˜ para o panorama com BESS, renovaveis´ e convencional.

5.2.3.2.1 Analise´ Produçao˜ Tal como ja´ referido, o no´ de balanço corresponde ao barramento da geraçao˜ convencional, uma vez que, se considerou que esta seria a responsavel´ por satisfazer as perdas de potencia.ˆ Com a introduçao˜ da geraçao˜ convencional neste panorama, a penetraçao˜ de energia renovavel´ torna-se menor, pelo que em todo o despacho considerado uma das turbinas Vestas-V29 (Aerogera-

73 dor2) e´ mantida sempre fora de serviço. Analisando a Figura 5.8 juntamente com a Tabela D.2, verifica- se que apenas as` 16 e 17 horas e´ retirada de serviço toda a geraçao˜ renovavel´ ficando a procura da ilha encarregue ao G1 e a` bateria. O PSF e´ retirado de serviço ao 12h e entre as 14-17 h. Por sua vez, a` 1h teve de se aumentar ligeiramente a geraçao˜ do G1 apenas pelo facto de a bateria ainda nao˜ possuir carga suficiente para descarregar a energia exigida nesse momento, tal como se verifica na Tabela D.2. Apresenta-se na Tabela 5.7, a quantidade de energia renovavel´ que e´ desperdiçada tendo em conta o despacho apresentado de acordo com a Tabela D.2.

Tabela 5.7: Energia desperdic¸ada no panorama com BESS, renovaveis´ e convencional. E (MWh) ESolar desperdiçada 0,729 EEólica desperdiçada 5,065 ETotal desperdiçada 5,794

Erenovável disponível 11,136 퐄퐓퐨퐭퐚퐥 퐝퐞퐬퐩퐞퐫퐝퐢ç퐚퐝퐚 = 52,03% 퐄퐫퐞퐧퐨퐯á퐯퐞l 퐝퐢퐬퐩퐨퐧í퐯퐞l

Pela Tabela 5.7 verifica-se que cerca de 52% da geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel para as condiçoes˜ previstas e´ desperdiçada no despacho que foi considerado. Este valor e´ justificado principalmente pela introduçao˜ da geraçao˜ convencional que faz com que uma das turbinas eolicas´ nunca seja explorada. No que toca as` potencias,ˆ os dados do transitoˆ de energia apresentados para cada cenario´ na Tabela 5.6 indicam que em qualquer um dos cenarios´ simulados e´ poss´ıvel operar apenas com um grupo convencional, o G1, estando este a funcionar aproximadamente a` potenciaˆ m´ınima (PMIN = 0, 128MW ) em todos eles, permitindo satisfazer assim a potenciaˆ activa e reactiva pedida pela rede. Verifica-se que em media,´ 70% da potenciaˆ injectada e´ de origem renovavel.´ O cenario´ onde se verifica maior penetraçao˜ renovavel´ e´ no das 11 h, em que 78% da potenciaˆ injectada na rede e´ de origem renovavel.´ Quanto a` reserva apresentada na Tabela 5.6 esta refere-se a` reserva que a bateria oferece juntamente com a reserva girante fornecida pelo G1. So´ nos cenarios´ em que a bateria se encontra em modo de descarga (III e IV) e´ que e´ contabilizada a porçao˜ de reserva respectiva a` bateria. Sobrecargas Nao˜ se verificou nenhuma situaçao˜ de sobrecarga em linhas ou transformadores. Tensoes˜ Das tensoes˜ monitorizadas apresentadas na Figura 5.10 verifica-se que nao˜ existem barramentos que operam fora dos limites de operaçao˜ considerados como aceitaveis´ (±5% da tensao˜ nominal ). O perfil de tensoes˜ da rede da ilha da Brava, neste panorama revelou apresentar bons resultados em toda a rede. Perdas As perdas de potenciaˆ activa e reactiva na rede electrica´ sao˜ apresentadas na Tabela 5.6. De uma forma geral, verifica-se que nos cenarios´ simulados, as perdas para este panorama sao˜ inferiores as` que se verificaram no panorama 100% renovavel´ (Tabela 5.4). As perdas de potenciaˆ activa sao˜ pouco significativas, representando no caso mais grave, na ponta (IV), cerca de 0,48% da potenciaˆ

74 activa injectada neste cenario.´ Quanto as` perdas de potenciaˆ reactiva, estas sao˜ maiores no cenario´ II representando 9% da potenciaˆ reactiva injectada neste cenario.´ Em media,´ 6% da potenciaˆ reactiva e´ perdida ao longo da rede, neste panorama.

5.3 Simulac¸oes˜ Dinamicasˆ

As simulaçoes˜ em regime dinamicoˆ temˆ como objectivo avaliar a forma como a rede electrica´ da ilha da Brava se comporta perante a ocorrenciaˆ de uma determinada contingenciaˆ que afecta a operaçao˜ da rede e o seu regime estacionario,´ colocando-se assim em prova a estabilidade da mesma. Sao˜ realizadas simulaçoes˜ apenas para os dois panoramas apresentados anteriormente que contemˆ a bateria instalada, uma vez que, apenas interessa estudar os casos em que e´ possivel averiguar a forma como o BESS se comporta em regime dinamicoˆ e a contribuiçao˜ que apresenta na estabilidade da rede. No panorama 100% renovavel´ verificaram-se problemas de convergenciaˆ em alguns defeitos estudados, principalmente aquando da ocorrenciaˆ de curto-circuitos. Quando a nao˜ convergenciaˆ ocorre apenas durante o defeito e a rede começa a convergir passados poucos passos de integraçao˜ apos´ o defeito ser removido, os resultados finais que se obtemˆ nao˜ sao˜ afectados. Para cada um dos panoramas sao˜ realizados diferentes perturbaçoes˜ sendo consequentemente descrita a analise´ dos resultados para cada. As grandezas que sao˜ apresentadas sobre a forma de grafico´ sao˜ escolhidas adequadamente para suportar a analise´ de cada caso, sendo submetidas as que se consideram menos relevantes para o AnexoE. Por uma questao˜ de consonanciaˆ todas as perturbaçoes˜ simuladas temˆ in´ıcio aos 2 segundos. Foram estudadas quatro perturbaçoes˜ distintas com o objectivo de apresentar alguma diversidade de acontecimentos pass´ıveis de ocorrer na rede da Brava. As quatro perturbaçoes˜ simuladas foram:

1. Curto-circuito franco no BUS50-VILA;

2. Sa´ıda de servic¸o de um grupo termico;´

3. Variac¸ao˜ da irradiancia;ˆ

4. Sa´ıda de servic¸o do BESS.

De forma a nao˜ tornar a apresentaçao˜ dos resultados para cada uma das perturbaçoes˜ muito ex- tensa e exaustiva considerou-se suficiente apresentar e analisar dos cenarios´ I a IV apenas aqueles que se consideram ser mais relevantes e que simulam a situaçao˜ mais gravosa, para cada um dos panoramas e contingenciasˆ estudadas. Resta apresentar as condiçoes˜ de funcionamento que foram definidas com o objectivo de qualificar o regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao,˜ no que se refere as` grandezas de frequenciaˆ e tensao˜ de operaçao˜ da rede. No caso da frequenciaˆ considera-se que o sistema pode operar de forma segura caso em regime pos´ transitorio´ o desvio de frequenciaˆ nao˜ ultrapasse ±1, 5Hz, ou seja, a rede deve operar dentro da gama dos 48, 5 − 51, 5Hz. Relativamente aos limites de tensao˜ admiss´ıvel apos´ uma perturbaçao˜ sugere-se que esta nao˜ ultrapasse os ±10% da tensao˜ nominal, ou

75 seja, 0, 9 − 1, 1p.u. Assim, de seguida apresenta-se de forma detalhada cada uma das perturbac¸oes˜ para cada panorama e cenario´ e os resultados obtidos.

5.3.1 Curto-circuito franco no BUS50-VILA

O estudo de um curto-circuito na rede trata-se de uma contingenciaˆ que simula um percurso de baixa impedancia,ˆ atraves´ do qual fluem elevadas correntes. O curto-circuito e´ aplicado no BUS50-VILA com duraçao˜ de 100 ms, com in´ıcio aos 2 s sendo extinto aos 2,1 s. A escolha do barramento onde se aplicou o curto-circuito e´ justificada pelo facto de a VILA ser um barramento electricamente centricoˆ face a` restante rede de distribuiçao.˜ O defeito aplicado e´ um curto circuito trifasico´ simetrico´ que e´ caracterizado por uma susceptanciaˆ de −2 × 109p.u, o que permite considerar o defeito como franco. Esta perturbaçao˜ e´ implementada quer no panorama 100% renovavel´ quer no com geraçao˜ convencional, apresentando-se apenas os resultados para o cenario´ das 11 horas (II), uma vez que, este e´ caracterizado por ser aquele em que a penetraçao˜ renovavel´ e´ mais significativa. Assim com a ocorrenciaˆ do defeito as protecçoes˜ das renovaveis´ podem actuar fazendo com que seja retirada geraçao˜ renovavel´ de serviço, o que provoca um transitorio´ mais grave que em qualquer outro cenario.´ Com o curto-circuito aplicado no BUS50-VILA aos 2s, o regime estacionario´ e´ interrompido iniciando- se um regime transitorio.´ Ao fim de 100ms o curto-circuito e´ extinto. As tensoes˜ ao longo de toda a rede decaem para valores menores do que 0, 1p.u. durante o defeito, justificando-se este decrescimo´ tao˜ acentuado tanto pela severidade do defeito como pela dimensao˜ reduzida da rede, cuja topologia lhe confere uma robustez reduzida. Quer no panorama 100% renovavel´ quer no com convencional, a ocorrenciaˆ do curto-circuito ocasiona a sa´ıda de serviço dosPVs. Tal contig enciaˆ advem´ do decremento da tensao˜ aos seus terminais, que faz actuar a protecçao˜ contra subtensoes˜ em 0, 01s abrindo o disjuntor passados 80ms, pelo que aos 2, 09s o disjuntor abre retirando de serviço oPV e o respectivo transformador. Com a perda dos PVs sao˜ perdidos 246kW de potenciaˆ injectada. Para o caso da ilha 100% renovavel,´ na Figura 5.11 ilustra-se a variaçao˜ temporal da frequenciaˆ na sequenciaˆ da ocorrenciaˆ do defeito, vista do BUS55 e a potenciaˆ injectada pelosPVs. Ap os´ a sa´ıda dos PVs, a potenciaˆ de carga e´ maior que a potenciaˆ injectada o que provoca a diminuiçao˜ da frequencia.ˆ Como resposta a` perda de geraçao˜ decorrente do defeito, as unidades de geraçao˜ em serviço (PEVF e BESS) reagem no sentido de contrariar a descida de frequencia.ˆ No caso dos aerogeradores, apresenta-se na Figura 5.12, a resposta temporal de uma das turbinas sendo que a outra apresenta uma resposta semelhante. Observa-se que aos 2, 1s, apos´ a eliminaçao˜ do defeito, os aerogeradores apresentam um aumento da potenciaˆ electrica´ injetada opondo-se a` perda de produçao˜ dosPVs e assim atenuando a descida de frequ enciaˆ durante os primeiros instantes. Esta resposta caracteriza-se pelo aumento da potenciaˆ injectada pelo grupo turbina-gerador a` custa da reduçao˜ da sua energia cinetica,´ ou seja, da diminuiçao˜ da velocidade de rotaçao,˜ tal como e´ vis´ıvel na Figura 5.12, transformando a energia cinetica´ em electrica.´ A potenciaˆ gerada pelo PEVF tende para o valor pre-defeito,´ pelo que, ate´ que a velocidade de rotaçao˜ seja restabelecida, parte da potenciaˆ activa e´

76 absorvida de forma a aumentar a velocidade de rotaçao˜ dos aerogeradores. Visto que os aerogeradores em regime estacionario´ pos-defeito´ apresentam a mesma potenciaˆ activa que em pre-defeito,´ o BESS assume-se como a unidade de geraçao˜ responsavel´ por suportar a perda de produçao˜ decorrente da perturbaçao.˜ Na Figura 5.13 apresenta-se a resposta dinamicaˆ da bateria no que a` potenciaˆ electrica´ se refere. Uma vez que, a bateria se encontra a carregar em regime pre-defeito,´ esta e´ vista pela rede como uma carga. Assim com a perda de geraçao˜ dosPVs, a bateria diminui a potenciaˆ que absorve para 65kW , o que do ponto de vista da dualidade carga/produçao˜ simula o deslastre de carga. Tal com ja´ apresentado na Secçao˜ 4.2.5.2, a potenciaˆ injectada pela bateria esta´ dependente da variaçao˜ de frequenciaˆ do barramento BUS55 (Figura 5.11) e do ganho

KC = −10MW/p.u. que acaba por mimetizar o controlo primario´ de frequenciaˆ por estatismo de um gerador convencional.

Figura 5.11: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ ac- Figura 5.12: Potenciaˆ e variaçao˜ velocidade de um tiva dos PVs (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - pano- aerogerador (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ rama 100% renovavel).´

Figura 5.13: Potenciaˆ activa e energia do BESS Figura 5.14: Potenciaˆ Reactiva (perturbac¸ao:˜ CC (perturbac¸ao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% re- no BUS50 - panorama 100% renovavel).´ novavel).´

Na Figura 5.13 apresenta-se igualmente a evoluc¸ao˜ temporal da energia da bateria em p.u.sec na

77 base do sistema. A potenciaˆ reactiva injectada pelas unidades de geraçao˜ apos´ a sa´ıda de serviço dos PVs e´ apresentada na Figura 5.14. No final do tempo de simulaçao˜ a frequenciaˆ da rede electrica´ da ilha da Brava e´ igual a 48,8 Hz. No regime estacionario´ que se atinge na sequenciaˆ desta contigenciaˆ nao˜ se verificam tensoes˜ fora dos limites de operaçao˜ definidos como aceitaveis,´ nem ramos (linhas/cabos ou transformadores) ou maquinas´ a operar em sobrecarga. O perfil das tensoes,˜ durante o per´ıodo de simulaçao,˜ nos principais barramentos da rede encontra-se apresentado na Figura E.1. De referir que o estudo desta perturbaçao˜ para qualquer um dos restantes cenarios´ (I,III e IV), apresentou resultados igualmente satisfatorios´ de acordo com os criterios´ de qualificaçao˜ do regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao˜ ja´ apresentados. No panorama com geraçao˜ convencional, as simulaçoes˜ ja´ nao˜ apresentam qualquer tipo de nao˜ convergencia.ˆ Na Figura 5.15 verifica-se que durante a ocorrenciaˆ do curto-circuito a frequenciaˆ da rede no BUS55 apresenta um pico com 51Hz que resulta do excesso de potenciaˆ mecanicaˆ face a` potenciaˆ electrica.´ Com eliminaçao˜ do defeito e com a decorrente perda dosPVs, a pot enciaˆ diminui face a` carga o que faz com que a frequenciaˆ comece a diminuir. Neste caso, para alem´ da resposta do aerogerador em serviço e´ tambem´ apresentada a resposta inercial pelo gerador convencional em serviço (G1), tal como e´ vis´ıvel na Figura E.2. Apos´ a resposta inercial do G1, o controlo primario´ de frequenciaˆ começa a actuar pelo que os reguladores carga/velocidade (controlo por estatismo) do G1 impoem˜ um aumento da potenciaˆ mecanica,ˆ tal como se pode verificar na Figura 5.15. Quando o binario´ mecanicoˆ iguala o binario´ electrico,´ a aceleraçao˜ do gerador anula-se e a frequenciaˆ acaba por estabilizar por volta dos 30s. A potenciaˆ mecanicaˆ do G1, no regime estacionario,´ que se atinge no per´ıodo pos-perturbaç´ ao˜ e´ igual a 198, 74kW , enquanto que o aerogerador em serviço opera a 219kW atingindo o mesmo ponto de funcionamento que em regime pre-defeito´ (Figura E.3).

Figura 5.15: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ Figura 5.16: Potenciaˆ activa e energia do BESS mecanicaˆ do G1 (perturbac¸ao:˜ CC no BUS50 - pa- (perturbac¸ao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ conven- norama c/ convencional). cional).

Quanto ao BESS a sua resposta durante o tempo de simulac¸ao˜ e´ apresentada na Figura 5.16, sendo a sua analise´ semelhante a` efectuada para o panorama 100% renovavel.´ Contudo neste caso a

78 variaçao˜ de potenciaˆ que absorve, entre o regime pre´ e pos´ defeito, nao˜ e´ tao˜ acentuada. A bateria no regime estacionario´ pos-pertubaç´ ao˜ absorve 51, 14kW . Nesta figura apresenta-se tambem´ a energia total armazenada durante o tempo de simulaçao,˜ que como se verifica, e´ menor que aquela que e´ obtida no panorama 100% renovavel.´ No final do tempo de simulaçao˜ a frequenciaˆ da rede electrica´ da ilha da Brava e´ igual a 49, 15Hz. No regime estacionario´ que se atinge na sequenciaˆ desta contigenciaˆ nao˜ se verificam tensoes˜ fora dos limites de operaçao˜ definidos como aceitaveis,´ nem sobrecargas. O perfil das tensoes,˜ durante o per´ıodo de simulaçao,˜ nos principais barramentos da rede encontra-se apresentado na Figura E.5. Tal como no panorama 100% renovavel,´ qualquer um dos restantes cenarios´ (I,III e IV) apresentou resultados igualmente satisfatorios´ para o regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao.˜

5.3.2 Sa´ıdade servic¸o de um grupo termico´ (G1)

A simulaçao˜ da sa´ıda de serviço de um grupo termico´ pretende averiguar de que forma a rede reage a` perda da unica´ unidade de geraçao˜ convencional que se encontra em serviço em regime estacionario´ (G1) e como influenciaˆ a estabilidade da rede, relativamente ao controlo primario´ de frequencia..ˆ Esta perturbaçao˜ e´ apenas estudada para o panorama cujo regime estacionario´ e´ apresentado na secçao˜ 5.2.3.2, uma vez que, o cenario´ 100% renovavel´ e´ caracterizado pela inexistenciaˆ de produçao˜ convencional. O cenario´ cujos resultados sao˜ apresentados corresponde a` ponta (IV), visto que, e´ neste que a procura e´ mais elevada. O objectivo principal e´ apenas estudar a forma como a bateria reage a` perda de geraçao˜ convencional, portanto nesta perturbaçao˜ apresenta-se igualmente a influenciaˆ que o ganho KC apresenta na resposta do BESS e estabilidade da rede. Assim, aos 2s e´ retirado de serviço o gerador G1 e os transformadores da SFV, perdendo-se 130kW . Instantaneamente o equil´ıbrio entre carga e potenciaˆ mecanicaˆ e´ quebrado e a frequenciaˆ desce decorrente do defice´ de potenciaˆ mecanica.ˆ Para demons- trar a influenciaˆ do ganho KC na modelizaçao˜ da bateria e na sua resposta dinamicaˆ foi simulada esta perturbaçao˜ recorrendo a KC = −5MW/p.u. e ao valor definido por defeito de −10MW/p.u., confrontando-se os resultados nas Figuras 5.17e 5.18. A potenciaˆ electrica´ adicional fornecida pelo aerogerador e a injecçao˜ de potenciaˆ por parte da bateria definem o desvio inicial de frequencia,ˆ sendo tanto maior quanto menor a capacidade de injectar potenciaˆ por parte do BESS. Na Figura 5.17 e´ possivel verificar que quando o ganho e´ menor, a resposta inercial por parte do aerogerador e´ mais significativa de forma tentar compensar a incapacidade do BESS. Como consequenciaˆ desse facto a velocidade de rotaçao˜ do rotor do aerogerador MIDA decresce mais de forma a que a energia cinetica´ possa ser convertida em electrica.´

Como se verifica na Figura 5.18, a frequenciaˆ a que estabiliza a rede e´ inferior quando o KC = −5MW/p.u. tendendo esta para 48, 75Hz, enquanto que com o ganho a −10MW/p.u. a frequenciaˆ estabiliza em 49, 4Hz. Tal facto e´ facilmente percept´ıvel a` luz do modelo ”PAUX1”, em que de forma simplificada o que acontece e´ que a potenciaˆ a injectar pela bateria e´ funçao˜ do desvio de frequenciaˆ

(∆f) e do ganho KC , ou seja, PAUX = KC × ∆f. Em qualquer um dos casos, o facto de a frequenciaˆ

79 estabilizar para um valor menor que 50Hz indica que a potenciaˆ electrica´ fornecida pelas maquinas´ e´ superior a` potenciaˆ mecanica.ˆ

Figura 5.18: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ Figura 5.17: Potenciaˆ activa (perturbaçao:˜ sa´ıda de mecanicaˆ do G1 (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de serviço de G1). G1).

Os resultados suplementares obtidos para o ganho KC = −10MW/p.u. encontram-se apresentados no Anexo E.2. Os valores de potenciaˆ injectada em regime estacionario´ pos-transit´ orio´ sao˜ de 182kW e 287kW para o aerogerador e BESS, respectivamente. Como se verifica, a potenciaˆ electrica´ injectada pelo aerogerador e´ ligeiramente inferior a` potenciaˆ a que este funcionava em regime pre-defeito,´ pelo que os controlos mecanicosˆ da turbina, nomeadamente o pitch actua de forma a ajustar a potenciaˆ mecanica.ˆ Quanto a` potenciaˆ reactiva (Figura E.7), com a perda de 177, 18kvar com a retirada de serviço do G1, as restantes unidades de geraçao˜ temˆ de compensar a falta de reactiva na rede, que como se veˆ na Figura E.8 afecta a tensao˜ nos barramentos da rede. A bateria atraves´ do controlo directo da parte reactiva da corrente, por parte do controlador de tensao˜ permite responder rapidamente a` excursao˜ de tensao˜ injectando potenciaˆ reactiva. O aerogerador devido a` perturbaçao˜ estabiliza por volta dos 14s, com a injecçao˜ de uma potenciaˆ reactiva de 103, 16kvar, que ultrapassa os limites definidos para a maquina,´ pelo que se verifica que esta opera em sobrecarga em regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao.˜ No regime estacionario´ que se atinge na sequenciaˆ desta contigenciaˆ nao˜ se verificam tensoes˜ fora dos limites de operaçao˜ definidos como aceitaveis.´

5.3.3 Variac¸ao˜ da irradianciaˆ

Com o objectivo de simular uma perturbaçao˜ que permitisse caracterizar a imprevisibilidade e variabilidade dos recursos renovaveis´ optou-se por fazer variar a irradianciaˆ verificada na ilha. A variaçao˜ do recurso solar (irradiancia)ˆ foi feita considerando a ocorrenciaˆ de nebulosidade que delimita a radiaçao˜ solar que atinge a crosta terrestre e assim a geraçao˜ solar produzida pelosPVs. Com base na ir- radianciaˆ horaria´ utilizada para definir a geraçao˜ solar em regime estacionario´ (Tabela 5.1) de cada cenario,´ considera-se o in´ıcio do surgimento de nuvens a partir do 2o segundo de simulaçao˜ e que 2 segundos apos´ (4 s), a irradianciaˆ atinge o valor m´ınimo e constante que se assumiu de ser de cerca de

80 1000 912 912 900

800 ] 2 700 600 500 400 300

Irradiância [W/mIrradiância 200 200 100 3 77% da irradianciaˆ do regime estacion0 ario´ , tal como apresentado na Figura 5.19 para o cenario´ das 11 0 5 10 15 20 25 30 horas (II). Estes dados sao˜ inseridos no ﬁcheiro DYRETempo (Anexo[s] C.4), no modelo ”IRRADU” e a potenciaˆ injectada peloPV e´ obtida posteriormente atraves´ do modelo linear doPV deﬁnido pelo ”PANELU”.

1000 912 900

800 ] 2 700 600 500 400 300

Irradiância [W/mIrradiância 200 200 100 0 0 10 20 30 40 50 60 Tempo [s]

Figura 5.19: Simulac¸ao˜ da variac¸ao˜ da irradiancia.ˆ

Esta simulaçao˜ e´ apresentada apenas para o cenario´ II, de cada um dos panoramas, por ser aquele onde a penetraçao˜ de geraçao˜ solar e´ mais significativa. Com a variaçao˜ de irradianciaˆ simulada aquilo que verifica e´ uma perda gradual na geraçao˜ solar, ao longo dos 2 segundos durante os quais o surgimento de nebulosidade e´ imposto sobre a forma de uma rampa (ver Figura 5.19). A potenciaˆ injectada no per´ıodo com nebulosidade e´ de 57, 60kW , o que corresponde a um decrescimo´ de produçao˜ dosPVs de 77%, o que vem comprovar a linearidade do modelo ”PANELU”. Com esse decrescimo´ de geraçao˜ as unidades de geraçao˜ em serviço respondem no sentido de contrariar tal contigencia.ˆ No panorama 100% renovavel,´ para alem´ dosPVs encontram-se em serviço os dois aerogeradores do PEVF bem como a bateria a operar em modo de carga. Nos resultados apresentados apenas se exibe um dos aerogeradores do PEVF, uma vez que estes apresentam uma resposta dinamicaˆ igual. Na Figura 5.20 e´ possivel verificar o comportamento inercial das turbinas eolicas.´ Observa-se que os aerogeradores aumentam a potenciaˆ electrica´ que injectam durante os primeiros instantes pos´ perturbaçao,˜ face ao regime estacionario,´ a` custa da perda de velocidade do rotor ou de outra perspectiva da energia cinetica´ da turbina. Desta forma, estas contribuem para suporte da descida da frequenciaˆ resultante da perda de geraçao˜ solar. Apos´ a resposta inercial, os aerogeradores diminuem a sua geraçao˜ de forma a repor a velocidade de rotaçao.˜ Como e´ vis´ıvel a partir dos 10s, a potenciaˆ electrica´ e´ menor que a potenciaˆ mecanicaˆ pelo que o rotor começa a acelerar, o que se traduz no aumento do desvio de velocidade do aerogerador. A potenciaˆ mecanicaˆ e electrica´ em regime estacionario´ pos´ perturbaçao˜ apresentam valores ligeiramente inferiores aos de regime pre-defeito´ correspondendo estes a 218kW . A velocidade estabiliza ligeiramente abaixo dos 0, 2p.u. indicando o equil´ıbrio entre o binario´ mecanicoˆ e electrico´ dos aerogeradores passados 50s de simulaçao.˜ Na Figura 5.21, e´ possivel observar o comportamento da bateria durante o per´ıodo de simulaçao.˜ Tal como ja´ referido, a potenciaˆ a que a bateria carrega/descarrega e´ proporcional da variaçao˜ de frequenciaˆ que se verifica no barramento BUS55, sendo o desvio final de frequenciaˆ definido em funçao˜

3Valor obtido atraves´ de dados reais de leituras de irradianciaˆ para a ilha do Corvo, Ac¸ores.

81 do ganho KC .

Figura 5.20: Potenciaˆ activa, mecanicaˆ e desvio Figura 5.21: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ ac- de velociadade dos aerogeradores (perturbaçao:˜ tiva do PV e BESS (perturbaçao:˜ variaçao˜ de ir- variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama 100% re- radianciaˆ - panorama 100% renovavel).´ novavel).´

Uma vez que, o sistema de controlo primario´ de frequenciaˆ do BESS e´ do tipo proporcional, a estabilizaçao˜ da frequenciaˆ ocorre para um valor inferior da frequenciaˆ nominal (50 Hz), tal como verificado. Com a perda de geraçao˜ solar, a bateria responde carregando a uma potenciaˆ menor, o que e´ analogo´ a` diminuiçao˜ da carga da rede, uma vez que, a bateria a carregar e´ vista pela rede como uma carga. Em regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao,˜ o BESS passa a operar a −120, 86kW . A frequenciaˆ da rede vista do BUS55 e´ apresentada na Figura 5.21, podendo-se verificar que esta estabiliza por volta dos 50s, em 49, 05Hz. Relativamente ao perfil de tensoes˜ na rede da ilha da Brava verifica-se que a perturbaçao˜ de variar a irradianciaˆ nao˜ proporciona grandes excursoes˜ destas nos principais barramentos da rede como se pode observar na Figura E.11, mantendo-se as tensoes˜ aproximadamente iguais as` do regime estacionario´ pre-defeito.´ Quanto a` potenciaˆ reactiva verifica-se com a reduçao˜ da geraçao˜ solar que as perdas de reactiva diminuem significativamente, o que e´ observavel´ na diminuiçao˜ da potenciaˆ reactiva injectada, em regime pos-perturbaç´ ao˜ (Figura E.10). No regime estacionario´ que se atinge na sequenciaˆ desta contigenciaˆ nao˜ se verificam ramos (linhas/cabos ou transformadores) ou maquinas´ a operar em sobrecarga. Para o panorama com convencional, a analise´ e´ semelhante a` feita anteriormente para o caso so´ com renovaveis.´ De ressalvar apenas o comportamento dinamicoˆ do grupo convencional (G1) apresentado na Figura E.12. Com a perda de geraçao˜ solar, o gerador em serviço, em parte, e´ responsavel´ por satisfazer a ”carga” adicional do sistema, reduzindo a energia cinetica´ das massas rotativas do gerador fornecendo a potenciaˆ electrica´ necessaria.´ Assim, a velocidade da maquina´ reduz-se e consequentemente a frequenciaˆ do sistema, enquanto variavel´ global da rede, acompanha o comportamento nao˜ voltando nenhuma destas variaveis´ aos seus valores iniciais. O controlo primario´ de frequenciaˆ por parte do gerador convencional actua no sentido de aumentar o binario´ mecanicoˆ e consequentemente a potenciaˆ mecanica.ˆ Como e´ vis´ıvel na Figura E.12, o re-

82 gulador carga/velocidade do G1 impoe˜ um aumento da potenciaˆ mecanicaˆ aquando do decrescimo´ da frequenciaˆ da rede, de forma a que o binario´ electrico´ e mecanicoˆ atinjam o equil´ıbrio e a frequenciaˆ es- tabilize. No regime estacionario´ que se atinge no per´ıodo pos-perturbaç´ ao,˜ o G1 opera a uma potenciaˆ mecanicaˆ de 183, 9kW , valor este que e´ em 3kW menor que a potenciaˆ electrica´ injectada pelo grupo. Ja´ o unico´ aerogerador em serviço, em regime pos-perturbaç´ ao,˜ regressa ao ponto de operaçao˜ do regime pre-defeito,´ tal como se pode analisar na Figura E.12. A estabilizaçao˜ da frequenciaˆ da rede electrica´ da ilha da Brava ocorre por volta dos 30s com um valor igual a 49, 34Hz, tal como apresentado na Figura 5.22. Nesta mesma figura e´ possivel verificar tambem´ a potenciaˆ activa injectada pelo BESS e a sua complementariedade com a variaçao˜ de frequencia,ˆ dado que o modelo ”PAUX1” e´ essencialmente um controlador proporcional que modela a resposta da bateria as` excursoes˜ de frequencia,ˆ tal como ja´ explorado. O BESS, em regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao˜ carrega a uma potenciaˆ de 90kW .

Figura 5.22: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activa do PV e BESS (perturbac¸ao:˜ variac¸ao˜ de ir- radianciaˆ - panorama c/ convencional).

A potenciaˆ reactiva injectada e´ apresentada na Figura E.13 onde, tal como observado para o panorama 100% renovavel,´ a geraçao˜ de reactiva pos-perturbaç´ ao˜ decresce devido a` diminuiçao˜ das perdas ao longo da rede, resultante do diferente transitoˆ de energia imposto pela contigenciaˆ estudada. No final do tempo de simulaçao,˜ no regime estacionario´ que se atinge nao˜ se verificam tensoes˜ fora dos limites de operaçao˜ definidos como aceitaveis´ nem sobrecargas. O perfil de tensoes˜ durante o per´ıodo de simulaçao˜ e´ aproximadamente constante com pequenas oscilaçoes˜ a ocorrerem durante os instantes em que a geraçao˜ solar varia, tal como no panorama 100% renovavel.´

5.3.4 Sa´ıdade servic¸o do BESS

A ultima´ simulaçao˜ apresentada corresponde a` desligaçao˜ da bateria da rede retirando-a de serviço e tem como objectivo estudar a estabilidade da rede sem o aux´ılio do BESS. A perturbaçao˜ feita ocorre aos 2s com o deslastre da bateria e respectivo transformador. No caso 100% renovavel´ aquilo que se espera com este estudo e´ provar a inviabilidade de operaçao˜ da rede sem BESS, provando-

83 se a importanciaˆ da bateria no sistema electroprodutor da ilha da Brava. Esta importanciaˆ centra-se nao˜ so´ na integraçao˜ das renovaveis´ na rede, mas tambem´ na relevanciaˆ que apresenta na geraçao˜ de potenciaˆ reactiva, tal como se referiu na Secçao˜ 5.2.3.Ja´ no panorama com o BESS e geraçao˜ convencional aquilo que se pretende estudar e´ a forma como a rede reage apenas com renovaveis´ e um grupo convencional em serviço. Para este estudo foram escolhidos os cenarios´ II e IV para serem apresentados os resultados em regime dinamico.ˆ Esta escolha justifica-se no facto de corresponderem a casos em que a bateria opera em modos de funcionamento distintos, no II a carregar e no IV a descarregar. Apos´ retirar de serviço o BESS, no panorama 100% renovavel´ para o cenario´ de ponta (IV), a geraçao˜ da ilha fica apenas ao encargo do aerogerador de serviço. A perda de 367, 81kvar de potenciaˆ reactiva aquando do deslastre da bateria ocasiona a descida instantaneaˆ generalizada das tensoes˜ na rede (Figura E.14). Como e´ observavel´ na Figura 5.23, o aerogerador acaba por ser retirado de serviço alguns segundos apos´ o deslastre da bateria. Tal acontecimento ocorre devido a` actuaçao˜ das protecçoes˜ contra subtensoes˜ instaladas no aerogerador. Aos 2s, o segundo escalao˜ das protecçoes˜ arranca por a tensao˜ aos terminais do aerogerador atingir os 0, 1991p.u.. Contudo devido a` injecçao˜ de potenciaˆ reactiva (Figura 5.24) por parte do aerogerador, levando-o a atingir o limite maximo,´ a tensao˜ aos seus terminais aumenta para 0, 2504p.u., o que provoca o reset da protecçao.˜ Apos´ 0, 825s (temporizaçao˜ do 3o escalao)˜ o disjuntor recebe ordem de disparo que ocorre apos´ 0, 08s, pelo que aos 2, 905s o aerogerador e´ retirado de serviço pela actuaçao˜ das protecçoes˜ de subtensao.˜ O perfil de tensoes˜ dos principais barramentos da rede pode ser analisado na Figura E.14.

Figura 5.23: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ ac- Figura 5.24: Energia do BESS e potenciaˆ reactiva do aerogerador e BESS (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do tiva do aerogerador e BESS (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - panorama 100% renovavel).´ BESS - panorama 100% renovavel).´

Assim, aos 2, 905s a rede encontra-se sem geraçao˜ em serviço pelo que colapsa sendo automati- camente retirados de serviço todos os barramentos no PSS/E. A partir do momento em que a bateria sai de serviço a frequenciaˆ deixa de ser calculada pelo que o valor que e´ verificado na Figura 5.23, no qual a frequenciaˆ estabiliza nao˜ apresenta qualquer significado real. Na Figura 5.24 apresenta-se igualmente a energia total da bateria podendo-se verificar que aos 2s esta estabiliza o que comprova que a potenciaˆ de sa´ıda da bateria e´ nula a partir desse instante.

84 O facto de a rede colapsar ja´ era previs´ıvel antes deste estudo, uma vez que, a geraçao˜ eolica´ seria sempre insuficiente para satisfazer a carga mesmo que o aerogerador nao˜ fosse retirado de serviço pelas protecçoes.˜ Em qualquer um dos restantes cenarios´ estudados (I,II ou III), os resultados sao˜ coincidentes com os aqui apresentados, no sentido em que ao ocorrer o deslastre da bateria o sistema fica instavel,´ saindo toda a geraçao˜ de serviço pelas protecçoes˜ e a rede acaba por colapsar. Assim fica provada a necessidade de manter a bateria em serviço durante todo o dia, uma vez que esta e´ fundamental para a estabilidade da rede, num panorama em que apenas operam renovaveis.´ No panorama com geraçao˜ convencional, o deslastre da bateria apresenta repercussoes˜ diferentes para a rede electrica´ da ilha da Brava. Apresentam-se de seguida os resultados obtidos para os cenarios´ II e IV, em que a bateria opera em regime estacionario´ no modo de carga e descarga, respectivamente. No cenario´ II, a bateria antes de ser retirada de serviço esta´ a carregar, pelo que e´ vista pela rede como uma carga. Aos 2s ao ser deslastrado o BESS, do ponto de vista da rede e´ como se a carga do sistema diminui-se ou de uma forma analoga´ pode ser interpretado como um aumento da geraçao.˜ Saiem de serviço 221, 13kW de ”carga” e 106, 89kvar de potenciaˆ reactiva, respectivamente. Neste cenario,´ o PSF e um aerogerador do PEVF encontram-se em serviço juntamente com o grupo convencional G1, sendo apresentada a sua resposta dinamicaˆ na Figura 5.25, relativamente a` potenciaˆ activa. Assim que o BESS e´ deslastrado verifica-se pela Figura 5.26 que a frequenciaˆ começa a aumentar, o que indica que esta e´ uma situaçao˜ de excesso de geraçao.˜ A potenciaˆ electrica´ do grupo G1 diminui instantaneamente, enquanto que a potenciaˆ mecanicaˆ nao˜ reage logo dado que a energia fornecida a` turbina nao˜ e´ instantanea.ˆ Assim o binario´ mecanicoˆ e´ maior que o binario´ electrico´ da maquina,´ o que faz a velocidade do G1 aumentar e consequentemente a frequenciaˆ da rede, tal como se observa pela Figura 5.26. O pico da frequenciaˆ atinge os 51, 6Hz aos 2, 506s. Nesse instante ocorre a sa´ıda de serviço do transformador doPV levando a` desligaçao˜ do PSF por actuaçao˜ da protecçao˜ de sobre-frequenciaˆ do transformador elevador doPV, de onde resulta a perda de 246, 1kW e 42, 8kvar. A perda de produçao˜ associada ao PSF ocasiona que a potenciaˆ gerada passe a ser menor que a potenciaˆ de carga o que faz com que a frequenciaˆ comece a decair a partir desse instante. Como resposta as unidades de geraçao˜ em serviço aumentam a potenciaˆ injectada (Figura 5.25). A diminuiçao˜ da frequenciaˆ impoe˜ ao regulador carga/velocidade do G1 o aumento da potenciaˆ mecanicaˆ do grupo, como e´ visivel na Figura 5.26. Uma vez que, aos 2s e´ deslastrada a bateria a operar como carga com 221, 13kW e aos 2, 506s da-´ se o deslastre do PSF que injectava 246, 1kW , comparando o equil´ıbrio carga/geraçao˜ verifica-se que e´ perdida mais geraçao˜ que carga deslastrada pelo que, o desvio de frequenciaˆ final e´ necessariamente menor que 50Hz. Por volta dos 30s, o binario´ mecanicoˆ e electrico´ do G1 igualam-se e a frequenciaˆ da rede estabiliza nos 49, 75Hz. Relativamente a` potenciaˆ reactiva injectada pelas unidades de geraçao˜ em serviço encontra-se apresentada na Figura E.16 o seu comportamento. Com a sa´ıda de serviço da bateria e do PSF, a potenciaˆ reactiva injectada pelas maquinas´ no regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao˜ e´ de 198, 25kvar e

85 93, 21kvar pelo G1 e Aerogerador1, respectivamente. Na Figura E.14 apresenta-se o perfil de tensoes˜ dos principais barramentos da rede, verificando-se que nenhum dos barramentos opera a uma tensao˜ fora da banda definida com segura em regime estacionario.´ Apesar disso, a ligeira diminuiçao˜ das tensoes˜ esta´ relacionada com o facto de quer o grupo convencional quer o aerogerador ultrapassarem, embora que pouco, o limite maximo´ de potenciaˆ reactiva a que devem operar, sendo estes dados apresentados nas Tabelas 4.1e 4.2.

Figura 5.25: Potenciaˆ activa no cenario´ II Figura 5.26: Potenciaˆ mecanicaˆ do G1 e frequenciaˆ (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ con- no BUS55, para cenario´ II (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do vencional). BESS - panorama c/ convencional).

Quanto ao cenario´ IV, aos 2s com a sa´ıda de serviço do BESSs ao˜ perdidos 162, 4kW de potenciaˆ activa e 145, 43kvar de potenciaˆ reactiva. As unidades de geraçao˜ em serviço (Aerogerador1 e G1), respondem prontamente a esta perda de geraçao.˜ A resposta inercial destas unidades e´ vis´ıvel na Figura 5.27, permitindo assim atenuar a diminuiçao˜ de frequenciaˆ que ocorre apos´ a perturbaçao,˜ uma vez que existe um incremento da potenciaˆ electrica.´ Este aumento da potenciaˆ electrica´ das maquinas´ face a` potenciaˆ mecanicaˆ das mesmas leva a` desaceleraçao˜ destas e consequentemente a frequenciaˆ da rede diminui, ate´ que os binarios´ das maquinas´ se igualem e levem a` estabilizaçao˜ da frequenciaˆ da rede. A frequenciaˆ estabiliza por volta dos 20s, momento em que a potenciaˆ mecanicaˆ e electrica´ do grupo convencional estabilizam. Observando a Figura 5.27 verifica-se que a potenciaˆ mecanicaˆ do G1 e´ menor que a potenciaˆ electrica´ injectada, o que justifica um desvio de frequenciaˆ menor que 50Hz. Quanto ao aerogerador verifica-se que este fica a operar a uma potenciaˆ inferior a` do regime pre-perturbaç´ ao,˜ observando-se a actuaçao˜ dos controlos mecanicosˆ por volta dos 30s de forma a que a potenciaˆ mecanicaˆ seja concordante com a potenciaˆ electrica´ injectada. No regime estacionario´ que se atinge no per´ıodo pos-perturbaç´ ao˜ a potenciaˆ mecanicaˆ do grupo G1 da central Favetal e´ igual a 269, 61kW , sendo a potenciaˆ mecanicaˆ do aerogerador igual a 182, 5kW . A potenciaˆ reactiva injectada pelas unidades de geraçao˜ em serviço do sistema electroprodutor da ilha da Brava encontra-se apresentada na Figura E.18. Com a sa´ıda de serviço da bateria, a potenciaˆ reactiva injectada pelas maquinas´ em serviço aumenta, atingindo no regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao˜ 230, 42kvar e 105, 35kvar pelo G1 e Aerogerador1, respectivamente. Na Figura E.14 apresenta-se o perfil de tensoes˜ dos principais barramentos da rede. E´ possivel verificar que as tensoes˜ apresentam de

86 forma generalizada valores abaixo dos 0, 95p.u. contudo em nenhum barramento se verifica que tenha sido ultrapassado o limite m´ınimo definido com aceitavel´ (0, 9p.u.). Esta diminuiçao˜ das tensoes˜ esta´ relacionada com a sobrecarga das maquinas´ em serviço, atingindo estas o limite superior de potenciaˆ reactiva a que devem operar.

Figura 5.27: Frequenciaˆ no BUS55 e potenciaˆ activa e mecanicaˆ das unidades de gerac¸ao,˜ para cenario´ IV (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ convencional).

No final do tempo de simulaçao˜ a frequenciaˆ da rede electrica´ da ilha da Brava e´ igual a 48, 25Hz, o que se encontra ligeiramente abaixo do desvio de frequenciaˆ m´ınimo considerado como aceitavel´ em regime estacionario´ pos-perturbaç´ ao,˜ antes da atuaçao˜ do controlo secundario´ de frequencia.ˆ Relati- vamente as` sobrecargas das maquinas´ em serviço, verifica-se que ambas ultrapassam o limite maximo´ de reactiva definidos nas Tabelas 4.1e 4.2.

5.4 Analise´ geral

Nesta analise´ pretende-se resumir os principais resultados e conclusoes˜ que podem ser retirados dos estudos realizados em regime estacionario´ e dinamico.ˆ O estudo estacionario´ realizado para o panorama sem renovaveis´ instaladas em 2020, pretende apenas apresentar a forma como as unidades de geraçao˜ actuais reagiriam a` carga projectada para o ano de 2020. Verifica-se que os grupos convencionais sao˜ capazes de suportar a carga sem qualquer problema. Para alem´ disso, nesta simulaçao˜ e´ possivel identificar desde logo, que o aumento previsto da carga para 2020 gera problemas de sobrecarga na rede de distribuiçao,˜ no cenario´ de ponta (IV). A sobrecarga ocorre no transformador que interliga o barramento BUS8 e o barramento VILA, do SS Nova Sintra, sendo a soluçao˜ proposta a inserçao˜ em paralelo de um transformador igual a este, o qual e´ mantido para qualquer uma das simulaçoes˜ efectuadas. Com a introduçao˜ de renovaveis´ na rede foram simulados dois panoramas distintos, um com as renovaveis´ projectadas no ”Plano Energetico´ para 2020”[8] e outro com o redimensionamento dos projectos renovaveis´ sugerido na Secçao˜ 3.3.3. No primeiro caso ficou provado, mais uma vez, que as

87 renovaveis´ projectadas em [8] nao˜ sao˜ ajustadas a` previsao˜ de carga actualizada neste estudo. Nos 4 cenarios´ simulados foi imposs´ıvel manter em serviço qualquer dos parques renovaveis´ visto que, a potenciaˆ activa disponibilizada por estes e´ sempre demasiado elevada face a` carga em questao.˜ Assim, o transitoˆ de energia obtido e´ igual ao do estudo feito sem renovaveis´ instaladas. No segundo caso, ja´ com as renovaveis´ redimensionadas os resultados sao˜ ligeiramente diferentes. Apesar de no cenario´ III ser poss´ıvel injectar a potenciaˆ proveniente de um dos aerogeradores do PEVF, nos restantes cenarios´ toda a geraçao˜ renovavel´ tem que ser deslastrada. Contudo, nos cenarios´ II e IV o motivo que obriga a` retirada de serviço das renovaveis´ nao˜ e´ o excesso de potenciaˆ dispon´ıvel como no caso anterior, mas sim o defice´ de geraçao˜ reactiva que por consequenciaˆ obriga a abdicar das renovaveis´ para despachar unidades convencionais capazes de a satisfazer. Relativamente as` perdas de potenciaˆ reactiva que se verificam no caso mais gravoso (IV) estas atingem 8% da potenciaˆ reactiva injectada.

Os resultados mais conclusivos e relevantes sao˜ os apresentados nos dois panoramas que consideram o BESS instalado, sendo que um considera a ilha com geraçao˜ 100% renovavel´ e o outro com aux´ılio de geraçao˜ convencional. De frisar que o dimensionamento do BESS e´ efectuado com base no panorama 100% renovavel´ por este ser aquele que exige requisitos de capacidade de armazenamento e potenciaˆ mais exigentes, comparativamente ao panorama em que se considera tambem´ geraçao˜ convencional.

Dos resultados estacionarios´ obtidos para o panorama 100% renovavel´ pode-se verificar que a bateria assume um papel determinante na geraçao˜ de potenciaˆ reactiva. Para alem´ disso oferece uma flexibilidade adicional a` rede que permite aumentar o aproveitamento renovavel.´ Verifica-se que apenas cerca de 24% da geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel durante o dia simulado e´ desperdiçada (Tabela 5.5), o que e´ um dado que revela o dimensionamento apropriado quer da bateria quer dos projectos de renovaveis´ instalados. Dos resultados conclui-se igualmente a inexistenciaˆ de sobrecargas ou tensoes˜ fora dos limites definidos como aceitaveis.´ Quanto as` perdas de potenciaˆ aquelas que merecem maior destaque sao˜ as de reactiva que revelam ser consideravelmente superiores face aos panoramas sem a bateria instalada. No pior dos cenarios´ (II) as perdas de reactiva representam cerca de 12% da potenciaˆ reactiva injectada.

Considerando geraçao˜ convencional, os resultados dos estudos estacionarios´ revelam, tal como seria de prever, que a bateria ao ser utilizada neste panorama nao˜ e´ aproveitada recorrendo a` totalidade das suas potencialidades de armazenamento e potencia.ˆ Verificou-se que com o despacho considerado cerca de 75% da EbatN e´ inutilizada, o que comprova claramente o sobredimensionamento do BESS quando aplicado neste panorama. Com a cooperaçao˜ do G1 na produçao,˜ a bateria perde algum do seu impacto face ao panorama anterior no que a` potenciaˆ reactiva e activa diz respeito, tal como se pode verificar pela Tabela 5.6. Nos resultados do regime estacionario´ verificou-se ser poss´ıvel operar apenas com G1 a funcionar aproximadamente a` potenciaˆ m´ınima garantindo-se assim a maior penetraçao˜ renovavel´ conceb´ıvel. Contudo, da introduçao˜ da geraçao˜ convencional no despacho das unidades de produçao˜ resulta um inevitavel´ aumento do desperd´ıcio renovavel,´ alcançando este 52% da energia diaria´ renovavel´ dispon´ıvel, mais do dobro que o valor registado no panorama 100% renovavel.´ Nao˜ se verificaram sobrecargas nem tensoes˜ fora dos limites. Quanto as` perdas de potenciaˆ reactiva rondam

88 na media´ dos cenarios´ estudados os 6% da potenciaˆ injectada, valor abaixo do verificado no panorama anterior. Relativamente aos estudos em regime dinamico,ˆ como resumo dos principais resultados que foram obtidos dos estudos efectuados apresenta-se na Tabela 5.8 as principais conclusoes˜ que foram retiradas do regime estacionario´ que e´ atingido apos´ cada uma das perturbaçoes˜ e que permitem qualifica-lo.´

Tabela 5.8: Resumo dos resultados dos estudos dinamicos.ˆ Perturbação CC BUS50 Saída G1 Variação Irradiância Saída BESS Cenário II IV II II IV Freq. Freq. Freq. Freq. Freq. Tensões Sobrecargas Tensões Sobrecargas Tensões Sobrecargas Tensões Sobrecargas Tensões Sobrecargas Grandeza [Hz] [Hz] [Hz] [Hz] [Hz] 100% 48,8 x 49,05 Instável: rede colapsa Instável: rede colapsa Renovável ✓ ✓ x Panorama Com Aerogerador Aerogerador e 49,15 x 49,4 Aerogerador 49,34 49,75 48,25 Convencional ✓ ✓ ✓ x ✓ e G1 ✓ G1

De uma forma geral os resultados obtidos para os diferentes panoramas mostraram ser satisfatorios´ do ponto de vista de tensao˜ e frequenciaˆ de operaçao˜ da rede da ilha da Brava. De referir apenas como resultado mais gravoso a perturbaçao˜ que faz sair o BESS de serviço, e que no caso 100% renovavel´ leva a que a rede colapse por nao˜ ser poss´ıvel suportar a carga de cada um dos cenarios´ com as unidades de geraçao˜ renovavel´ em serviço. Os aerogeradores apresentam uma resposta fundamental no um auxilio ao suporte da excursao˜ de frequenciaˆ que se verifica aquando da ocorrenciaˆ de uma contigencia.ˆ A malha de controlo de potenciaˆ activa dos seus modelos permite a injecçao˜ adicional de potenciaˆ activa tornando o desvio de frequenciaˆ menos gravoso para a rede. Quanto a` bateria esta e´ crucial para a estabilidade da rede dada a importanciaˆ que apresenta na geraçao˜ de potenciaˆ activa e reactiva, mas tambem´ pela capacidade que tem de permitir o aumento da penetraçao˜ renovavel.´ Por outro lado, tambem´ se pode concluir pelos resultados obtidos que a exploraçao˜ da rede com recurso a geraçao˜ convencional permite em parte reduzir a dependenciaˆ do BESS e dar maior flexibilidade e estabilidade a` rede. Tal factor justifica-se pelo facto de existirem 2 unidades de geraçao˜ (G1 e bateria) que regulam a frequenciaˆ da rede, atraves´ do controlo primario´ de frequencia.ˆ Nas perturbaçoes˜ que simulam a perda de uma unidade de geraçao˜ (Secçoes˜ 5.3.2e 5.3.4 ) verifica-se que os resultados apresentam m aquinas´ sobrecarregadas devido aos limites maximos´ de potenciaˆ reactiva definidos serem ultrapassados no ponto de operaçao˜ estacionario´ a que ficam a ser exploradas pos-perturbaç´ ao.˜ Tal situaçao˜ nao˜ e´ favoravel´ para as maquinas,´ como tal deve ser tida em consideraçao˜ e corrigida. Importa referir que o PSS/E revelou apresentar algumas limitaçoes˜ quer no modelo do BESS, quer na possibilidade de estudar sistemas apenas com geraçao˜ renovavel.´ As situaçoes˜ de nao˜ con- vergenciaˆ que surgiram em alguns dos estudos realizados para o panorama 100% renovavel,´ nomeadamente aquando da realizaçao˜ de um curto-circuito foram um dos problemas. Visto que os resultados em regime transitorio´ sao˜ obtidos atraves´ de um metodo´ numerico,´ a soluçao˜ para este problema pas- sou por actuar nos parametrosˆ caracter´ısticos do metodo,´ especificamente na reduçao˜ do passo de integraçao,˜ no aumento do numero´ maximo´ de iteraçoes,˜ no aumento da toleranciaˆ de convergenciaˆ e na reduçao˜ da aceleraçao˜ usada na soluçao˜ do transitoˆ de energia da rede. Em situaçoes˜ em que o problema de nao˜ convergenciaˆ ocorre apenas durante o curto-circuito (tal como se verifica na secçao˜

89 5.3.1), começando os resultados a convergir poucos passos de integraçao˜ apos´ a eliminaçao˜ do defeito, nao˜ foi tomada qualquer acçao˜ pois este comportamento nao˜ impede que se atinja um ponto de funcionamento estacionario.´ O modelo ”CBEST” da bateria revelou apresentar igualmente algumas limitaçoes.˜ Em primeiro este nao˜ permite definir o SOC inicial a que a bateria se encontra no inicio da simulaçao,˜ impedindo assim a adopçao˜ do SOC definido no despacho realizado no AnexoD, para cada cen ario´ estudado. Adicionalmente, este modelo nao˜ permite limitar a energia da bateria podendo assim a bateria durante a simulaçao˜ atingir uma qualquer capacidade de armazenamento ou profundidade de descarga.

90 Cap´ıtulo6

Conclusao˜

Neste cap´ıtulo apresentam-se as principais ilaçoes˜ que foram poss´ıveis de retirar ao longo de toda a dissertaçao.˜ Por fim, apresentam-se tambem´ algumas sugestoes˜ que se consideram ser interessantes para a realizaçao˜ de trabalhos futuros com base neste tema e algumas recomendaçoes˜ que comple- mentariam este trabalho.

6.1 Conclusoes˜

O crescimento da consciencializaçao˜ da importanciaˆ da integraçao˜ de energias renovaveis´ nos sistemas electroprodutores e´ evidente. Este nasce do intuito nao˜ so´ de reduzir a dependenciaˆ dos combust´ıveis fosseis´ e as consequentes emissoes,˜ mas tambem´ da construçao˜ de um sistema energetico´ mais sustentavel´ economica´ e ambientalmente. Nesta mudança de paradigma os sistemas de armazenamento de energia sao˜ cada vez mais um elo fundamental na acomodaçao˜ das renovaveis´ e na contribuiçao˜ para a estabilidade e robustez das redes electricas.´ Tais caracter´ısticas ganham uma im- portanciaˆ superior quando inseridas num contexto de sistema isolado, caracterizado por baixa inercia´ e sem quaisquer interligaçoes˜ com outros sistemas, o que faz com que o controlo da rede seja mais limitado e esta seja mais vulneravel´ a fenomenosˆ de instabilidade. Assim sendo, os SAEs apresentam potencialidades importantes para a sustentabilidade das redes isoladas, como e´ o caso das ilhas, pelo que o seu estudo e desenvolvimento e´ fundamental. O objectivo principal deste trabalho consistiu em estudar a viabilidade tecnica´ da implementaçao˜ de um SAE numa rede electrica´ de pequena/media´ dimensao.˜ O caso de estudo considerado corresponde a` rede electrica´ da ilha da Brava para o ano de 2020, usando como base o ”Plano Energetico´ para 2020”[8]. O objectivo central consiste em estudar a integraçao˜ de um SAE num panorama de geraçao˜ 100% renovavel,´ avaliando-se o seu funcionamento e a estabilidade da rede. Para alcançar este objectivo, estudou-se os SAEs existentes com foco nos BESSs e nas suas principais caracter´ısticas e aplicaçoes,˜ seguida da modelizaçao˜ da rede da Brava e de todos os contitituintes desta, incluindo o BESS e os parques eolico´ e solar em projecto. Como ferramenta para simular a rede e o seu funcionamento utilizou-se o software PSS/E. Recorreu-se a` biblioteca de modelos do programa de forma a

91 modelizar todos os constituintes da rede de acordo com os pressupostos dinamicosˆ definidos para cada um. Por fim, procedeu-se a` analise do comportamento estacionario´ da rede e a` avaliaçao˜ da resposta transitoria´ da mesma a 4 perturbaçoes˜ distintas, que visam apresentar desafios diferenciados a esta, podendo assim tecer-se um parecer final da sua estabilidade. De seguida, de forma mais detalhada, sao˜ apresentados os principais marcos de cada cap´ıtulo deste trabalho, realçando-se as conclusoes˜ de cada um.

No Cap´ıtulo2, como ponto de partida para atingir o objectivo desta dissertaç ao˜ apresentou-se a forma como o crescimento da integraçao˜ de energias renovaveis´ nas redes electricas,´ especialmente nas insulares, influenciaˆ a operaçao˜ segura e estavel´ dos sistemas electricos.´ A natureza estocastica´ e a variabilidade das fontes renovaveis´ sao˜ destacadas como os principais factores para a ocorrenciaˆ de problemas operacionais relativos a` estabilidade de frequenciaˆ e flutuaçoes˜ de tensao˜ que deterioram a qualidade de serviço das redes. Entao,˜ como resposta, começou-se por apresentar, contextualizar e comparar as diferentes tecnologias de SAEs existentes, com foco particular nas suas especificaçoes˜ tecnicas´ t´ıpicas, como por exemplo, o rendimento, a capacidade de armazenamento ou a densidade de energia, mas tambem´ as suas aplicaçoes.˜ Na secçao˜ seguinte, da analise´ destes dados permite-se justificar a definiçao˜ do BESS como o SAE adequado na implementaçao˜ do projecto ”Brava 100% renovavel”,´ devido a` flexibilidade que apresenta em ser capaz de fazer gestao˜ de energia eficientemente e participar em serviços de aux´ılio na estabilidade da rede, que exigem resposta rapida´ por parte do SAE. Uma vez definido o SAE abordam-se os principais fundamentos teorico-pr´ aticos´ dos BESS, bem como as aplicaçoes˜ centrais a que se destinam no ramo da integraçao˜ de renovaveis´ nas redes electricas.´ Exploram-se tambem´ as caracter´ısticas tecnicas´ de cada tecnologia de baterias e a importanciaˆ de adequar estas aos requisitos que determinada aplicaçao˜ exige. Pelo elevado rendimento e densidade de energia, considerou-se que o tipo de BESS a implementar seria de ioes˜ de l´ıtio. Assim, este cap´ıtulo tem o intuito de dar uma visao˜ geral das tecnologias de armazenamento e das suas aplicaçoes,˜ anun- ciando algumas consideraçoes˜ e conceitos chave para o resto do trabalho.

No Cap´ıtulo3 apresentou-se o caso de estudo de forma detalhada fazendo a devida distinç ao˜ entre a rede da ilha da Brava actual (2015) e as devidas alteraçoes˜ previstas para esta ate´ 2020. Apresentam- se os dados do sistema electroprodutor, subestaçoes˜ e da rede de distribuiçao.˜ E´ efectuada e apresentada a forma como foi estimado o diagrama de carga da ilha e a caracterizaçao˜ que e´ considerada do recurso eolico´ e solar, sendo estes dados fundamentais para posteriormente serem utilizados nos estudos estacionarios´ e transitorios.´ No caso particular da ilha da Brava 2020 apresentou-se neste cap´ıtulo a nova previsao˜ de carga considerada, que substitui a sugerida no ”Plano energetico´ para 2020” [8]. Esta nova previsao,˜ baseada nos dados fornecidos pela ELECTRA, levantou a necessidade de redimen- sionar os projectos engendrados para 2020, com o objectivo de diminuir a potenciaˆ instalada do PSFe do PEVF, ajustando-os a` nova previsao˜ de carga. Por fim, apresentam-se todas as especificaçoes˜ dos novos parques a instalar bem como das subestaçoes˜ associadas.

A implementaçao˜ e modelizaçao˜ do caso de estudo no programa de simulaçao˜ e´ apresentada no Cap´ıtulo4. Começou-se por descrever a rede e a sua estrutura de forma a que esta seja percept ´ıvel ao leitor. Posteriormente, apresenta-se uma analise´ breve dos princ´ıpios dos modelos dinamicosˆ e

92 estacionarios´ dos geradores convencionais, incluindo excitatriz e regulador carga-velocidade, dos aerogeradores e dosPVs, apresentando-se as considerac¸ oes˜ base do dimensionamento de cada elemento. O foco principal contudo centrou-se nos modelos que sustentam o funcionamento do BESS, o ”CBEST” e o modelo auxiliar ”PAUX1”.

Na secçao˜ correspondente ao BESS apresenta-se a metodologia utilizada para dimensionar a bateria, bem como os modelos utilizados para caracterizar o BESS em regime estacionario´ e dinamico.ˆ Re- lativamente, ao dimensionamento este foi efectuado tendo em consideraçao˜ um conjunto de equaçoes˜ aplicadas para o panorama 100% renovavel,´ uma vez que, e´ aquele que requer especificaçoes˜ tecnicas´ mais exigentes. A capacidade da bateria foi definida considerando a potenciaˆ renovavel´ dispon´ıvel que excede o diagrama de carga em cada instante do dia, contabilizando tambem´ factores limitativos como aPD e a deterioraç ao˜ com a utilizaçao.˜ Quanto a` modelizaçao˜ em regime estacionario,´ a bateria foi mo- delada como um gerador convencional. Dinamicamente analisou-se os modelos ”CBEST” e ”PAUX1” atraves´ dos seus diagramas de blocos, apresentando-se a funçao˜ de cada um deles e os respectivos parametrosˆ caracter´ısticos sao˜ devidamente explicados e dimensionados. O parametroˆ central que de-

fine a resposta do BESS e´ o ganho KC do modelo ”PAUX1”, visto que e´ o responsavel´ pela definiçao˜ do quanto a bateria carrega ou descarrega de forma a contrariar as oscilaçoes˜ de frequenciaˆ que se verificam na rede, sendo responsavel´ pelo controlo primario´ da frequencia.ˆ

No Cap´ıtulo5 apresentou-se e analisou-se os resultados dos estudos feitos para a ilha da Brava em 2020, em regime estacionario´ e dinamico.ˆ Adicionalmente, neste cap´ıtulo apresentou-se tambem´ o metodo´ como e´ efectuado o despacho a bateria, incluindo todos os pressupostos e condicionantes assumidos. Nos estudos em regime estacionario´ retrataram-se 5 panoramas de simulaçao˜ distintos que diferem entre si pelas renovaveis´ e/ou o BESS estarem instalados ou nao.˜ Dos resultados obtidos de cada uma das simulaçoes˜ do transitoˆ de energia foi poss´ıvel concluir que apesar da potenciaˆ instalada nao˜ ser uma objecçao˜ face a` carga prevista para 2020, por si so´ a rede actual (2015) nao˜ seria capaz de suportar o transitoˆ de energia, originando sobrecargas na rede. Para que a integraçao˜ dos projectos renovaveis´ seja viavel´ comprovou-se a importanciaˆ de incorporar o BESS na rede de forma a aumentar a penetraçao˜ renovavel´ e a cooperar com a geraçao˜ de potenciaˆ reactiva. A operaçao˜ da rede em regime estacionario,´ no panorama 100% renovavel´ nao˜ apresentou objecçoes˜ de qualquer natureza, verificando-se que as tensoes˜ da ilha se mantemˆ dentro dos limites de operaçao˜ de ±5% da tensao˜ nominal, que nao˜ se registaram sobrecargas e que o dimensionamento da bateria foi apropriado permitindo que cerca de 75% da geraçao˜ renovavel´ dispon´ıvel seja aproveitada. Com a introduçao˜ de geraçao˜ convencional no despacho, o desperd´ıcio renovavel´ aumenta e a capacidade de armazenamento da bateria revela ser sobredimensionada para este panorama, tal como esperado.

Em regime dinamico,ˆ apenas se estudou os dois panoramas que consideram o BESS em funcionamento, o 100% renovavel´ e o com geraçao˜ convencional. Como base foram utilizados os resultados do transitoˆ de energia para inicializar as simulaçoes˜ dinamicas.ˆ Estas simulaçoes˜ basearam-se em 4 perturbaçoes˜ distintas com o intuito de testar a resposta da rede a cada uma delas e dos resultados poder-se retirar uma conclusao˜ face a` estabilidade da rede para 2020.

Com a simulac¸ao˜ de um curto-circuito severo no BUS50-VILA veriﬁcou-se que de forma generali-

93 zada as tensoes˜ da rede descem significativamente, o que leva a` actuaçao˜ das protecçoes˜ dosPVs e consequente retirada de serviço destes para o cenario´ II, tendo a perda de geraçao˜ originado a descida da frequenciaˆ que estabiliza a 48, 8Hz para o cenario´ 100% renovavel´ e a 49, 15Hz com convencional. No regime estacionario´ pos-contig´ enciaˆ que se atingiu nao˜ se verificaram tensoes˜ fora dos limites nem a existenciaˆ de sobrecargas.

A simulaçao˜ seguinte consistiu em retirar de serviço o unico´ gerador convencional (G1) considerado no despacho do panorama com convencional e avaliar a estabilidade da rede agora enquanto sistema 100% renovavel.´ Para alem´ disso, serviu tambem´ como estudo em que se apresentou a influenciaˆ do parametroˆ KC na resposta dinamicaˆ da bateria. A perda de 130kW de potenciaˆ do G1 no cenario´ de ponta, origina a descida da frequenciaˆ da rede. A perda da unidade de geraçao˜ G1 que participa na regulaçao˜ primaria´ de frequenciaˆ fez com que o BESS fosse o unico´ elemento responsavel´ pelo controlo da frequencia.ˆ Verificou-se que ao aumentar o ganho KC da bateria, o desvio de frequenciaˆ em regime pos-perturbaç´ ao˜ diminu´ıa, isto porque a potenciaˆ injectada pela bateria e´ dada de forma simplificada por KC × ∆f. A operaçao˜ da rede nao˜ ficou comprometida com esta contingencia,ˆ verificando-se que para KC = −10MW/p.u. a frequenciaˆ estabiliza em 49, 4Hz e que as tensoes˜ mantem´ em valores aceitaveis,´ apesar de se verificar a sobrecarga do aerogerador devido a` potenciaˆ reactiva.

A terceira simulac¸ao˜ consistiu em fazer variar a irradianciaˆ simulando o surgimento de nebulosidade e assim afectando a potenciaˆ injectada pelo PSF. Esta contigenciaˆ nao˜ revelou ser problematica´ para a rede, nem no panorama 100% renovavel´ nem no com convencional, estabilizando a frequenciaˆ a 49, 05Hz e 49, 34Hz, respectivamente. Nao˜ se registaram sobrecargas nem tensoes˜ fora dos limites aceitaveis´ com esta perturbac¸ao.˜

A ultima´ contigenciaˆ estudada consistiu em retirar de serviço o BESS, em dois cenarios´ diferentes que representam a bateria em carga ou descarga. Para o panorama 100% renovavel´ aquilo que se verificou e´ que a perda do sistema de armazenamento leva ao colapso da rede em qualquer um dos cenarios.´ Tal acontecimento era expectavel´ visto que as renovaveis´ em serviço sao˜ incapazes de satisfazer a variaçao˜ de carga/geraçao˜ decorrente da perda do BESS, uma vez que, nao˜ sao˜ nutridas de capacidade para cooperar no controlo primario´ de frequencia.ˆ Como alternativa, no panorama em que se considerou geraçao˜ convencional, para ambos os cenarios´ estudados, a rede reagiu positivamente. A existenciaˆ de uma unidade que e´ capaz de fornecer flexibilidade de exploraçao˜ permite que a rede nao˜ colapse, sendo a regulaçao˜ primaria´ de frequenciaˆ garantida pelo G1. Apesar disso, concluiu- se que em ambos os cenarios´ deste panorama, a perda do BESS levou a que quer o G1, quer os aerogeradores em serviço ficassem a operar sobrecarregados, o que e´ uma situaçao˜ inconveniente para os equipamentos. No cenario´ IV, que corresponde ao caso mais gravoso, a frequenciaˆ estabiliza em 48, 25Hz.

Da analise´ dos resultados dinamicosˆ obtidos para o panorama 100% renovavel´ verificou-se que este apresenta algumas fragilidades. Os resultados obtidos foram reveladores para cada uma das simulaçoes˜ efectuadas, sendo atingidos os objetivos propostos para cada uma delas em particular. A maior fragilidade que se verificou surgiu na ocorrenciaˆ da perturbaçao˜ que origina a perda do BESSe que por conseguinte leva a que a rede fique instavel´ pela ausenciaˆ de unidades de geraçao˜ capazes

94 de auxiliar no controlo primario´ de frequencia.ˆ Assim fica evidenciado que e´ fundamental garantir que a bateria seja capaz de sobreviver a fenomenosˆ transitorios´ severos de forma a assegurar a sua per- manenciaˆ persistente em serviço. Para tornar esta vulnerabilidade menos gravosa admite-se que seria importante considerar a utilizaçao˜ de aerogeradores ePVs com capacidade para participar no controlo da frequenciaˆ do sistema. Nomeadamente, estes devem possuir regulaçao˜ carga-velocidade, garantindo assim que cada um opera abaixo da potenciaˆ dispon´ıvel de forma a certificar a qualquer instante, a existenciaˆ de uma reserva de potencia,ˆ capaz de auxiliar em situaçoes˜ transitorias´ desfavoraveis,´ atraves´ da injecçao˜ de potenciaˆ activa. Como alternativa, os resultados dinamicosˆ considerando apenas o menor dos grupos convencionas (G1) em serviço, revelou que a estabilidade da rede era mais robusta neste panorama. Na simulaçao˜ mais gravosa que impoe˜ a perda do BESS, a rede estabiliza devido a` flexibilidade que o G1 confere em termos de injecçao˜ de potenciaˆ que permite controlar os desvios de frequenciaˆ decorrentes da perda de geraçao/carga.˜

6.2 Trabalho Futuro

Ao longo do trabalho foram sendo identificadas algumas limitaçoes˜ do mesmo ou questoes˜ que pode- riam introduzir oportunidades de estudo com interesse para os resultados finais. Em primeiro lugar seria interessante estudar como seria o comportamento da rede de estudo caso, em vez de um BESS se tivesse optado por um outro SAE ou um conjunto deles com diferentes caracter´ısticas. Para alem´ disso, uma analise´ da viabilidade economica´ da soluçao˜ proposta acrescentaria mais um dado relevante para o estudo. Quanto a limitaçoes˜ do ponto de vista de simulaçao˜ e´ onde residem as principais oportunidades de aprimorar os resultados. Em todas as simulaçoes˜ realizadas apenas se estudou o cenario´ de Inverno da ilha da Brava, considerando-se que apesar de este ser aquele que representa o caso mais gravoso do ponto de vista de diagrama de carga, seria de interesse criar um cenario´ de Verao.˜ Quanto as` con- tingenciasˆ estudadas em regime dinamico,ˆ o estudo da variaçao˜ do vento atraves´ da simulaçao˜ de uma rajada seria interessante dada a elevada penetraçao˜ eolica´ da ilha. Tal nao˜ foi poss´ıvel implementar por os modelos utilizados para os aerogeradores nao˜ permitirem simular tal efeito. Outro ponto interessante, residia em dotar osPVs instalados com protecç oes˜ contra cavas de tensao˜ permitindo que estes fossem capazes de sobreviver a perturbaçoes˜ que provoquem o abaixamento temporario´ da tensao˜ aos seus terminais. Por fim, seria proveitoso rever alguns dos modelos utilizados e se possivel acrescentar capacidades nos mesmos, de forma a contornar algumas das limitaçoes˜ inerentes. No caso dos modelos ”WT3” seria interessante conseguir dota-los´ de capacidade para efectuar controlo primario´ de frequencia,ˆ atraves´ da limitaçao˜ da potenciaˆ maxima´ dispon´ıvel, garantindo assim uma reserva para resposta fenomenosˆ transitorios.´ No caso do modelo da bateria, o ”CBEST”, as principais limitaçoes˜ residem na incapacidade definir os limites de capacidade da bateria pelo que, nao˜ e´ poss´ıvel atribuir um SOC a` bateria, quer no inicio da simulaçao˜ quer apos´ a perturbaçao.˜

95 Bibliograﬁa

[1] World Economic Forum. Energy for Economic Growth. Technical report, 2012.

[2] International Energy Agency. World Energy Outlook 2013. IEA Publications, 2013.

[3] Portal-Energia, Crescimento mundial recorde das energias renovaveis´ em 2015. http://www. portal-energia.com/crescimento-mundial-recorde-das-energias-renovaveis-2015. Ace- dido a: 10-08-2016.

[4] Data and Statistics - IRENA REsource. http://resourceirena.irena.org. Acedido a: 10-08- 2016.

[5] DOE Global Energy Storage Database. http://www.energystorageexchange.org/. Acedido a: 11-08-2016.

[6] Energy Storage Association (ESA). Frequency Regulation Services and a Firm Wind Product: AES Energy Storage Laurel Mountain Battery Energy Storage (BESS). http://energystorage. org/energy-storage/case-studies/. Acedido a: 11-08-2016.

[7] IRENA. Africa’s Renewable Future: The Path to Sustainable Growth. Technical report, 2013.

[8] GESTO Energy Solutions. Plano energetico´ renovavel´ - Cabo Verde. Technical report, 2011.

[9] H. Vasconcelos, C. Moreira, A. Madureira, J. P. Lopes, and V. Miranda. Advanced Control Solutions for Operating Isolated Power Systems: Examining the Portuguese islands. IEEE Electriﬁcation Magazine, 3(1):25–35, 2015.

[10] A. C. da Silva. Utilizac¸ao˜ de Sistemas de Armazenamento de Energia para Melhoria das Condic¸oes˜ de Estabilidade de Redes Isoladas. Master’s thesis, Faculdade de Engenharia Universidade do Porto, 2015.

[11] P. Louka, G. Galanis, N. Siebert, G. Kariniotakis, P. Katsafados, G. Kallos, and I. Pytharoulis. Improvements in wind speed forecasts for wind power prediction purposes using Kalman ﬁltering. Wind Eng. Ind. Aerodyn, 96(12):2348–62, 2008.

[12] G. Lalor, A. Mullane, and M. O’Malley. Frequency control and wind turbine technologies. IEEE Transactions on Power Systems, 20(4):1905–1913, 2005.

96 [13] R. G. de Almeida and J. a. P.Lopes. Participation of doubly fed induction wind generators in system frequency regulation. Power Systems, IEEE Transactions on, 22(3):944–950, 2007.

[14] S. Mishbra, P. Zarina, and C. Sekhar. A novel controller for frequency regulation in a hybrid system with high PV penetration. IEEE Power and Energy Society General Meeting, pages 1–5, 2013.

[15] H. Chen, T. N. Cong, W. Yang, C. Tan, Y. Li, and Y. Ding. Progress in electrical energy storage system: A critical review. Progress in Natural Science, 19(3):291–312, Mar 2009.

[16] IEC. Electrical Energy Storage White Paper. Technical report, 2009.

[17] M. Beaudin, H. Zareipour, A. Schellenberglabe, and W. Rosehart. Energy for Sustainable Deve- lopment Energy storage for mitigating the variability of renewable electricity sources : An updated review. Energy for Sustainable Development, 14(4):302–314, 2010.

[18] H. Zhao, Q. Wu, S. Hu, H. Xu, and C. N. Rasmussen. Review of energy storage system for wind power integration support. Applied Energy, 137:545–553, 2015.

[19] I. Hadjipaschalis, A. Poullikkas, and V. Efthimiou. Overview of current and future energy storage technologies for electric power applications. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13(6-7): 1513–1522, 2009.

[20] X. Luo, J. Wang, M. Dooner, and J. Clarke. Overview of current development in electrical energy storage technologies and the application potential in power system operation. Applied Energy, 137: 511–536, Oct 2014.

[21] T. Kousksou, P. Bruel, a. Jamil, T. El Rhaﬁki, and Y. Zeraouli. Energy storage: Applications and challenges. Solar Energy Materials and Solar Cells, 120(PART A):59–80, 2014.

[22] H. L. Ferreira, R. Garde, G. Fulli, W. Kling, and J. P. Lopes. Characterisation of electrical energy storage technologies. Energy, 53:288–298, 2013.

[23] F. D´ıaz-Gonzalez,´ A. Sumper, O. Gomis-Bellmunt, and R. Villafaﬁla-Robles.´ A review of energy storage technologies for wind power applications. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2012.

[24] P. Medina, a.W. Bizuayehu, J. Catalao, E. Rodrigues, and J. Contreras. Electrical Energy Sto- rage Systems: Technologies’ State-of-the-Art, Techno-economic Beneﬁts and Applications Analy- sis. 2014 47th Hawaii International Conference on System Sciences, pages 2295–2304, 2014.

[25] B. Zakeri and S. Syri. Electrical energy storage systems: A comparative life cycle cost analysis. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 42:569–596, 2015.

[26] T. M. Masaud, K. Lee, and P. Sen. An overview of energy storage technologies in electric power systems: What is the future? In North American Power Symposium 2010, pages 1–6. IEEE, sep 2010.

97 [27] Linden, David and Reddy, Thomas B. Handbook of batteries. McGraw-Hill, third edition, 1995.

[28] N. Miller, D. Manz, J. Roedel, P. Marken, and E. Kronbeck. Utility scale Battery Energy Storage Systems. In IEEE PES General Meeting, pages 1–7. IEEE, jul 2010.

[29] IRENA. Battery Storage for Renewables: Market Status and Technology Outlook. Technical report, 2015.

[30] C. Lu. Dynamic modelling of battery energy storage system and application to power system stability. IEE Proceedings - Generation, Transmission and Distribution, 142(4):429, 1995.

[31] K. Divya and J. Østergaard. Battery energy storage technology for power systems—An overview. Electric Power Systems Research, 79(4):511–520, Apr 2009.

[32] B. Dunn, H. Kamath, and J.-M. Tarascon. Electrical Energy Storage for the Grid: A Battery of Choices. Science, 334(6058):928–935, 2011.

[33] Battery Lifetime. http://www.cleantechnica.com. Acedido a: 15-08-2016.

[34] Charging at High and Low Temperatures. http://www.batteryuniversity.com/. Acedido a: 16- 08-2016.

[35] Battery Performance Characteristics. http://www.mpoweruk.com/. Acedido a: 18-08-2016.

[36] 5 Facts in Lithium ion Battery VS Lead Acid Battery. http://http://www.skylightupower.com/. Acedido a: 19-08-2016.

[37] SB300 DataSheet 12V 300Ah Lithium Ion Battery. http://www.lithiumion-batteries.com/. Acedido a: 18-08-2016.

[38] L. Balza, C. Gischler, N. Janson, S. Miller, and G. Servetti. Potential for Energy Storage in Combi- nation with Renewable Energy in Latin America and the Caribbean. Technical report, 2014.

[39] ABB. EssPro Energy Storage Power Conversion System (PCS). The power to control energy. Technical report, 2014.

[40] Sucena Paiva, Jose´ Pedro. Redes de energia electrica.´ Uma analise´ sistemica´ . IST Press, 4th edition.

[41] Map of the brava island in cape verde. https://commons.wikimedia.org/wiki/File:CV_Ilha_ Brava.png. Acedido: 11-08-2016.

[42] GESTO Energy Solutions. Plano de investimentos. Technical report, 2012.

[43] PSS/E. Program Application Guide, Volume II. 2010.

[44] EPRI. Application of Storage Technology for Transmission System Support: Interim Report. 2012.

98 Anexo A

Diagrama Uniﬁlar da Rede MT da Brava

A.1 1/1

S/E

ESCALA: FOLHA PROJECTO N.º DISTRIBUIÇÃO ELECTRICIDADE: Junho 2009 Junho 2009 DATA: DATA: A.CORREIA R.MARTINS VER.: DES.: DIF - DGPDE DIRECÇÃO INFRAESTRUTURAS: A.2 REDE MT BRAVA - ESQUEMA UNIFILAR CADASTRO DOS SEE DE CABO VERDE DESIGNAÇÃO DO PROJECTO: DESIGNAÇÃO DO DESENHO:

LEGENDA

Abertura de circuito Rede Aérea - Userv = 20 kV Rede Aérea - Userv = 6 kV Protecção I>, I>> e Io / I> Rede Subterranea - Userv = 20 kV PT aéreo Un = 20 kV Rede Subterranea - Userv = 6 kV PT em Alvenaria Un = 20 kV Secção do cabo / Cable section PT em Alvenaria Un = 6 kV Comprimento do cabo / Cable length

Ligador aero-subterraneo

Potência Nominal / Rated Power ELECTRA S.A.R.L Interruptor aéreo de comando manual Nome do PT / Secondary S/S name A.1 Brava 2015 . rv 2020 Brava A.2 1/1

S/E

ESCALA: FOLHA PROJECTO N.º DISTRIBUIÇÃO ELECTRICIDADE: Junho 2009 Junho 2009 DATA: DATA: A.CORREIA R.MARTINS VER.: DES.: DIF - DGPDE DIRECÇÃO INFRAESTRUTURAS: A.3 REDE MT BRAVA - ESQUEMA UNIFILAR CADASTRO DOS SEE DE CABO VERDE DESIGNAÇÃO DO PROJECTO: DESIGNAÇÃO DO DESENHO:

LEGENDA

Ligador aero-subterraneo

Potência Nominal / Rated Power ELECTRA S.A.R.L Interruptor aéreo de comando manual Nome do PT / Secondary S/S name A.4 Anexo B

Datasheets

Incluem-se neste anexo algumas das datasheets dos equipamentos cujos dados foram utilizados no presente estudo.

B.1 B.1 Paineis´ Fotovoltaicos

B.2 B.2 Modulo´ Bateria

B.3 B.4 Anexo C

Modelos Dinamicos:ˆ Testes e Parametrosˆ

C.1 Protec¸oes˜ contra cavas de tensao˜

Na Figura C.1 apresenta-se a obtenc¸ao˜ da caracter´ıstica simulada das protec¸oes˜ contra subtensoes˜ implementadas nos aerogeradores com o objectivo de sobreviverem a cavas de tensao.˜

Característica simulada Característica de referência

1 10; 0,9 0,9

0,8 1,50; 0,80

0,7 1,275; 0,65 0,6

0,5

1,05; 0,5 |V| [pu]|V| 0,4 0,825; 0,35 0,3 0,675; 0,25 0,2

0,01; 0,1 0,1

0 0,001 0,01 0,1 1 10 Temporização protecção [s]

Figura C.1: Protec¸ao˜ contra cavas de tensao.˜

C.2 Teste a` excitatriz dos grupos termicos´

Na Figura C.2 apresenta-se o resultado do teste ”ESTR/ERUN” do PSS/E que testa os parametrosˆ do modelo da excitatriz ”IEEET1”.

C.1 Figura C.2: Resposta do modelo IEEET1 a` variac¸ao˜ em escalao˜ da tensao˜ de referencia.ˆ

C.3 Teste ao regulador carga-velocidade dos grupos termicos´

Na Figura C.3 apresenta-se o resultado do teste ”GSTR/GRUN” do PSS/E que testa os parametrosˆ do modelo do regulador carga-velocidade ”DEGOV1”.

Figura C.3: Resposta do modelo DEGOV1 a` variac¸ao˜ em escalao˜ do n´ıvel de carga do gerador.

C.4 Ficheiro DYRE

Nesta secçao˜ apresenta-se o ficheiro de simulaçao˜ DYRE que contem todos os modelos utilizados nas simulaçoes˜ e os respectivos parametros.ˆ / Geraçao˜ convencional 1 ’GENSAL’ 1 4.40 0.11 0.19 2.52 0.01 1.740 0.741 0.411 0.271 0.15 0.11 0.4 / 1 ’GENSAL’ 2 4.40 0.11 0.19 2.52 0.01 1.740 0.741 0.411 0.271 0.15 0.11 0.4 / 1 ’GENSAL’ 3 4.40 0.11 0.19 2.52 0.01 1.740 0.741 0.411 0.271 0.15 0.11 0.4 / 1 ’GENSAL’ 4 4.40 0.11 0.19 2.52 0.01 1.740 0.741 0.411 0.271 0.15 0.11 0.4 / 1 ’IEEET1’ 1 0.023 200 0.84 0.0 -2.5 1 0.3 0.12 0.9 0 2.47 0.035 3.5 0.6 /

C.2 1 ’IEEET1’ 2 0.023 200 0.84 0.0 -2.5 1 0.3 0.12 0.9 0 2.47 0.035 3.5 0.6 / 1 ’IEEET1’ 3 0.023 200 0.84 0.0 -2.5 1 0.3 0.12 0.9 0 2.47 0.035 3.5 0.6 / 1 ’IEEET1’ 4 0.023 200 0.84 0.0 -2.5 1 0.3 0.12 0.9 0 2.47 0.035 3.5 0.6 / 1 ’DEGOV1’ 1 0 0.2 0.05 0.5 8 1. 0.1 0.05 0.045 1 0.0 0.075 0 / 1 ’DEGOV1’ 2 0 0.2 0.05 0.5 8 1. 0.1 0.05 0.045 1 0.0 0.075 0 / 1 ’DEGOV1’ 3 0 0.2 0.05 0.5 8 1. 0.1 0.05 0.045 1 0.0 0.075 0 / 1 ’DEGOV1’ 4 0 0.2 0.05 0.5 8 1. 0.1 0.05 0.045 1 0.0 0.075 0 / /Geraçao˜ renovavel´ / Modelos da eolica´ VESTAS V-29 52 ’WT3G1’ 1 1 0.80000 30.000 0.0000 0.10000 0.2250 / 52 ’WT3E1’ 1 52 1 2 51 52 ’1’ 0.15000 18.000 5.0000 0.0000 0.05 3.0000 0.60000 1.1200 0.04 0.436 -0.43600 1.12000 0.02 0.45000 -0.45000 60 0.1 0.90000 1.1000 40.000 0.50 1.45 0.05 0.05 1.0000 0.69000 0.78000 0.98000 1.1200 0.74000 1.2000 / 52 ’WT3T1’ 1 1.2500 5.2900 0.0000 0.7000E-02 21.980 0.0000 1.88 2.30 / 52 ’WT3P1’ 1 0.30000 150.00 25.000 3.0000 30.000 0.0000 27.000 10.000 1 / / Protecçoes˜ do aerogerador1 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 47.0 55.0 0.02 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 47.5 55.0 10.0 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 45.0 51.25 30.0 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 45.0 52.0 0.02 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.10 5.0 0.010 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.25 5.0 0.675 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.35 5.0 0.825 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.50 5.0 1.050 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.65 5.0 1.275 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.80 5.0 1.500 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.90 5.0 10.00 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.00 1.1 3.0 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.00 1.15 1.3 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 52 52 ’1’ 0 0 0 0.00 1.3 0.01 0.08 / / Modelos da eolica´ VESTAS V-29 58 ’WT3G1’ 1 1 0.80000 30.000 0.0000 0.10000 0.2250 / 58 ’WT3E1’ 1 58 1 2 57 58 ’1’ 0.15000 18.000 5.0000 0.0000 0.05 3.0000 0.60000 1.1200 0.04 0.436 -0.43600 1.12000 0.02 0.45000 -0.45000 60 0.1 0.90000 1.1000 40.000 0.50 1.45 0.05 0.05 1.0000 0.69000 0.78000 0.98000 1.1200 0.74000 1.2000 / 58 ’WT3T1’ 1 1.2500 5.2900 0.0000 0.7000E-02 21.980 0.0000 1.88 2.30 / 58 ’WT3P1’ 1 0.30000 150.00 25.000 3.0000 30.000 0.0000 27.000 10.000 1 / / Protecçoes˜ do aerogerador2 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 47.0 55.0 0.02 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 47.5 55.0 10.0 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 45.0 51.25 30.0 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 45.0 52.0 0.02 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.10 5.0 0.010 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.25 5.0 0.675 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.35 5.0 0.825 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.50 5.0 1.050 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.65 5.0 1.275 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.80 5.0 1.500 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.90 5.0 10.00 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.00 1.1 3.0 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.00 1.15 1.3 0.08 /

C.3 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGTPA’ 0 2 6 4 0 1 58 58 ’1’ 0 0 0 0.00 1.3 0.01 0.08 / / Modelos PV Modulos´ MARTIFER 225 230 54 ’USRMDL’ 1 ’PVGU1’ 101 1 0 9 3 3 0.02 0.02 0.4 0.9 1.11 1.2 2.0 2.0 0.2E-01/ 54 ’USRMDL’ 1 ’PVEU1’ 102 0 4 24 10 4 54 0 1 0 0.15 18.0 5.0 0.05 0.1 0.0 0.08 0.47 -0.47 1.10 0.0 0.50 -0.50 0.05 0.1 0.9 1.1 120 0.05 0.05 1.7 1.11 1.11 0.36/ / Protecc¸oes˜ do PV 54 ’USRMDL’ 1 ’PANELU1’ 103 0 0 5 0 1 0.1600 0.3800 0.5900 0.850 1/ 54 ’USRMDL’ 1 ’IRRADU1’ 104 0 1 20 0 1 0 5 1000 10 900 15 850 20 800 25 700 30 600 35 700 0 0 0 0 0 0/ 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 54 54 ’1’ 0 0 0 45.0 51.0 0.2 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’FRQDCA’ 0 2 6 4 0 1 54 54 ’1’ 0 0 0 47.0 55.0 0.2 0.08 / 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGDCA’ 0 2 6 4 0 1 54 54 ’1’ 0 0 0 0.85 5.0 0.010 0.08/ 0 ’USRMDL’ 0 ’VTGDCA’ 0 2 6 4 0 1 54 54 ’1’ 0 0 0 0.00 1.1 0.010 0.08/ / Modelo do BESS

56 ’CBEST’ 1 0.9 1.05 0.95 1.2 35 0.1 0.1 0.1 0.1 9999 -9999 0.030 /

C.4 Anexo D

Despacho da Bateria

D.1 Panorama 100% renovavel´

D.2 Panorama com bateria, renovaveis´ e convencional

D.1 Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06

Anexo 4

TabelaTabela D.1: Despacho 19-Despac daho bateria da bateria no para panorama o panorama 100% 100%renovável renovavel.´ Codigo´ . (Código de coresde cores:: Verde Verde- 1- aerogerador aerogerador2 desligado; retirado de Vermelho servic¸o;- PE+PSVermelho desligados- PEVF) e PSF retirados de servic¸o

Horas PPEVF_disponivel PPSF_disponivel PCarga [MW] PGer [MW] PGer - PCarga PBateria [MW] EBateria SOC(%) [MW] [MW] [MW] [MWh] 00:00 0,438 0 0,344 0,219 -0,125 0,125 0,855 39,421 01:00 0,31 0 0,300 0,155 -0,145 0,145 0,730 35,845 02:00 0,34 0 0,293 0,170 -0,123 0,123 0,585 31,708 03:00 0,377 0 0,283 0,189 -0,094 0,094 0,461 28,179 04:00 0,384 0 0,284 0,192 -0,092 0,092 0,367 25,493 05:00 0,37 0 0,278 0,185 -0,093 0,093 0,275 22,864 06:00 0,384 0 0,229 0,192 -0,037 0,037 0,182 20,203 07:00 0,426 0,04 0,290 0,253 -0,037 0,037 0,145 19,146 07:34 0,426 0,04 0,290 0 -0,290 0,290 0,124 18,538

08:00 0,441 0,112 0,324 0,553 0,229 -0,229 0,000 15 09:00 0,413 0,175 0,359 0,588 0,229 -0,229 0,229 21,548 10:00 0,431 0,220 0,361 0,651 0,290 -0,290 0,458 28,091 D.2 11:00 0,438 0,246 0,372 0,684 0,312 -0,312 0,748 36,385 12:00 0,431 0,253 0,387 0,684 0,297 -0,297 1,061 45,303 13:00 0,426 0,242 0,396 0,668 0,271 -0,271 1,358 53,794 14:00 0,426 0,211 0,382 0,637 0,255 -0,255 1,629 61,547 15:00 0,413 0,161 0,372 0,574 0,201 -0,201 1,884 68,825 16 00 0,398 0,094 0,382 0,492 0,110 -0,110 2,085 74,582 17:00 0,352 0,011 0,364 0,363 0,001 0,001 2,195 77,710 18:00 0,326 0 0,354 0,163 -0,191 0,191 2,194 77,698

19:00 0,365 0 0,469 0,183 -0,286 0,286 2,003 72,235 20:00 0,365 0 0,473 0,183 -0,290 0,290 1,717 64,058 21:00 0,339 0 0,427 0,170 -0,258 0,258 1,427 55,761 22:00 0,346 0 0,368 0,173 -0,195 0,195 1,169 48,402 23:00 0,433 0 0,336 0,217 -0,120 0,120 0,974 42,841 24:00 0,438 0 0,344 0,219 -0,125 0,125 0,855 39,421

Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06

Anexo 5

TabelaTabela D.2: Despacho 20- Despacho da da bateria bateria nopara panorama o panorama com de renováveis2 BESS, renov comaveis´ geração e convencional.convencional. (CódigoCodigo´ de cores: de cores Amarelo: Verde- PS desligado;- 1 aerogerador Vermelho- retirado PE+PS desligados) de serviço; Vermelho- PEVF e PSF retirados de serviço; Azul- 1 aerogerador e PSF retirados de serviço

PPEVF_disponivel PPSF_disponivel PCarga PConvencional PtotalRenovável PGer - PCarga PBateria EBateria Horas PGer [MW] SOC(%) [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MWh] 00:00 0,438 0 0,344 0,128 0,219 0,347 0,003 -0,003 0,008 15,237 01:00 0,31 0 0,300 0,134 0,155 0,289 -0,011 0,011 0,011 15,320 02:00 0,34 0 0,293 0,128 0,170 0,298 0,005 -0,005 0 15,009 03:00 0,377 0 0,283 0,128 0,189 0,317 0,034 -0,034 0,005 15,138 04:00 0,384 0 0,284 0,128 0,192 0,320 0,036 -0,036 0,039 16,108 05:00 0,37 0 0,278 0,128 0,185 0,313 0,035 -0,035 0,075 17,137 06:00 0,384 0 0,229 0,128 0,192 0,320 0,091 -0,091 0,110 18,133 07:00 0,426 0,04 0,290 0,128 0,253 0,381 0,091 -0,091 0,201 20,733 08:00 0,441 0,112 0,324 0,128 0,332 0,460 0,137 -0,137 0,292 23,329

D.3 09:00 0,413 0,175 0,359 0,128 0,382 0,510 0,151 -0,151 0,428 27,234 10:00 0,431 0,220 0,361 0,128 0,436 0,564 0,203 -0,203 0,579 31,534 11:00 0,438 0,246 0,372 0,128 0,465 0,593 0,221 -0,221 0,781 37,328 12:00 0,431 0,253 0,387 0,128 0,469 0,597 0,210 0,043 1,003 43,646 13:00 0,426 0,242 0,396 0,128 0,455 0,583 0,186 -0,186 0,959 42,408 14:00 0,426 0,211 0,382 0,128 0,424 0,552 0,170 0,041 1,146 47,732 15:00 0,413 0,161 0,372 0,128 0,367 0,495 0,123 0,038 1,104 46,557 16 00 0,398 0,094 0,382 0,128 0,293 0,421 0,039 0,254 1,067 45,479 17:00 0,352 0,011 0,364 0,128 0,187 0,315 -0,048 0,236 0,813 38,218 18:00 0,326 0 0,354 0,128 0,163 0,291 -0,063 0,063 0,577 31,489 19:00 0,365 0 0,469 0,128 0,183 0,311 -0,158 0,158 0,514 29,683 20:00 0,365 0 0,473 0,128 0,183 0,311 -0,162 0,162 0,356 25,163 21:00 0,339 0 0,427 0,128 0,173 0,301 -0,126 0,126 0,193 20,523 22:00 0,346 0 0,368 0,128 0,173 0,301 -0,067 0,067 0,067 16,921 23:00 0,433 0 0,336 0,128 0,217 0,345 0,008 -0,008 0 15,018 24:00 0,438 0 0,344 0,128 0,219 0,347 0,003 -0,003 0,008 15,237

D.4 Anexo E

Resultados Dinamicosˆ suplementares

E.1 Curto-circuito franco no BUS50-VILA

E.1.1 100% renovavel´

Figura E.1: Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbac¸ao:˜ CC no BUS50 - panorama 100% renovavel).´

E.1 E.1.2 Com convencional

Figura E.2: Potenciaˆ activa do G1 e PV Figura E.3: Potenciaˆ activa e variaçao˜ velocidade (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ conven- do aerogerador (perturbaçao:˜ CC no BUS50 - pa- cional). norama c/ convencional).

Figura E.5: Tensoes˜ nos principais barramentos Figura E.4: Potenciaˆ reactiva (perturbac¸ao:˜ CC no (perturbac¸ao:˜ CC no BUS50 - panorama c/ conven- BUS50 - panorama c/ convencional). cional).

E.2 E.2 Sa´ıdade servic¸o de um grupo termico´ (G1)

Figura E.6: Potenciaˆ activa e variaçao˜ velocidade Figura E.7: Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ sa´ıda do aerogerador (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de de serviço de G1). G1).

Figura E.8: Tensoes˜ nos principais barramentos Figura E.9: Potenciaˆ activa e energia total do BESS (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1). (perturbaçao:˜ sa´ıda de serviço de G1).

E.3 E.3 Variac¸ao˜ da irradianciaˆ

E.3.1 100% renovavel´

Figura E.10: Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ Figura E.11: Tensoes˜ nos principais barramentos variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama 100% re- (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama novavel).´ 100% renovavel).´

E.3.2 Com convencional

Figura E.12: Potenciaˆ activa e mecanciaˆ do aero- Figura E.13: Potenciaˆ reactiva (perturbaçao:˜ gerador e G1 (perturbaçao:˜ variaçao˜ de irradianciaˆ variaçao˜ de irradianciaˆ - panorama c/ convencional). - panorama c/ convencional).

E.4 E.4 Sa´ıdade servic¸o do BESS

E.4.1 100% renovavel´

Figura E.14: Tensoes˜ nos principais barramentos (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - panorama 100% renovavel).´

E.4.2 Com convencional

E.4.2.1 Cenario´ II

Figura E.15: Tensoes˜ nos principais barramentos Figura E.16: Potenciaˆ reactiva (perturbac¸ao:˜ sa´ıda (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ con- do BESS - panorama c/ convencional). vencional).

E.5 E.4.2.2 Cenario´ IV

Figura E.17: Tensoes˜ nos principais barramentos Figura E.18: Potenciaˆ reactiva para cenario´ IV para cenario´ IV (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - pa- (perturbac¸ao:˜ sa´ıda do BESS - panorama c/ con- norama c/ convencional). vencional).

E.6