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Tecnologias de Armazenamento de Energia para Sistemas100% 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 CastroOrientador: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus
Vogal: Prof. Doutor João Abel Peças Lopes
Março 2017
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”O pensamento ainda e a melhor maneira de fugir ao pensamento.”
Fernando Pessoa
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Agradecimentos
E uma maratona que chega ao fim. Esta dissertacao, no seu estado final, poe fim a um caminho
ıngreme que durou 9 meses, sempre preenchidos de trabalho arduo e sacrifıcios mas tambem de
objectivos atingidos e satisfacao. Neste caminho algumas foram as pessoas que tiveram interferencia
directa ou indirectamente no desenrolar de todo o percurso, as quais nao quero deixar de agradecer.
Em primeira instancia, 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 contribuicao que
a sua experiente intuicao apresenta para a resolucao de problemas. A sua boa disposicao tambem foi
sempre um marco para o ambiente vivido na Area Cientifica de Energia.
Um agradecimento muito especial a Ines 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
convıvio diario vivenciado. Mas, principalmente fico grato pela relacao sui generis que desde logo
criamos quando nos conhecemos no inıcio deste caminho, que agora termina, mas que permitiu a
construcao de uma forte amizade que perdurara. Sem ela teria sido tudo mais complicado e menos
especial.
Por fim, quero agradecer a toda a minha famılia e amigos. Quanto aos meus amigos um agradeci-
mento especial ao Ricardo Ferro, Filipe Luıs e Bernardo Esteves por serem os irmaos que escolhi na
minha vida e que tiveram uma contribuicao indirecta, embora relevante em todo este caminho. Para a
minha famılia agradeco toda a dedicacao, paciencia 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!
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Resumo
Com o crescimento da procura de energia verificado e o aumento da quota de penetracao de energias
renovaveis, o maior desafio que se coloca aos sistemas electricos e o de satisfazer este desenvolvi-
mento de forma segura, economica e sustentavel. Os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE),
e especificamente os Battery Energy Storage Systems (BESS), tem provado ser elementos cruciais
nesta mudanca de paradigma pela contribuicao para o aumento da penetracao renovavel e atenuacao
dos problemas operacionais que dela advem. A ilha da Brava em Cabo Verde apresenta um plano
energetico para 2020, que visa tornar a ilha 100% renovavel com auxılio de um BESS. Assim o objec-
tivo deste trabalho consiste em estudar a possibilidade de operar a rede da ilha em 2020, num panorama
so com geracao renovavel e um BESS, analisando-se a estabilidade da rede, o controlo de frequencia
e o impacto na penetracao renovavel. Para tal sao construıdos os cenarios de simulacao incluindo a
previsao de carga e de recursos renovaveis para 2020. O dimensionamento/implementacao da rede
de MT 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 interdependencia
entre o BESS em servico e a estabilidade da rede, dada a importancia que revelou ter no controlo
de frequencia e flexibilidade da rede, permitindo o seu funcionamento com geracao 100% renovavel.
Adicionalmente realizaram-se tambem estudos que apresentam um panorama em que existe auxılio do
menor dos grupos convencionais da ilha.
Palavras-chave: Ilha da Brava, Projecto 100% Renovavel, SAE, BESS, PSS/E
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Abstract
With the growth in energy demand that has recently occurred, accompanied by the increasing of re-
newable 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
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Conteudo
Agradecimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . v
Resumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vii
Abstract . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ix
Lista de Tabelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xv
Lista de Figuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xvii
Lista de Abreviaturas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xxii
1 Introducao 1
1.1 Enquadramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2 Motivacao e objectivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.3 Estrutura do documento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2 SAEs para integracao de renovaveis no sector energetico 8
2.1 Energias renovaveis em redes insulares e problemas operacionais . . . . . . . . . . . . . 8
2.2 Solucoes face aos problemas operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.2.1 Fontes de energia renovavel e regulacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.2.2 Sistemas de armazenamento de energia (SAEs) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2.2.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2.2.2 Principais Caracterısticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2.2.3 Aplicacoes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3 Baterias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
2.3.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
2.3.2 Componentes do sistema de armazenamento de uma bateria . . . . . . . . . . . . 20
2.3.3 Princıpio de funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
2.3.4 Caracterısticas tecnicas de uma bateria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.3.5 Aplicacoes de auxılio a integracao de renovaveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
2.3.6 Baterias de lıtio 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 Subestacoes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
xi
3.2.2 Rede de distribuicao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
3.2.3 Diagrama de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
3.2.4 Caracterizacao do recurso Solar e Eolico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
3.3 Brava: Ano 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
3.3.1 Plano de implementacao 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 Implementacao e Modelizacao 43
4.1 Software PSS/E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.2 Implementacao e modelizacao da rede no PSS/E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.2.1 Introducao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.2.2 Geradores Convencionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4.2.3 Renovaveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.2.4 Proteccoes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.2.5 Bateria (BESS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
4.2.5.1 Dimensionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
4.2.5.2 Modelizacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
5 Simulacoes e Resultados 58
5.1 Construcao dos cenarios de simulacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
5.2 Resultados do transito de energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
5.2.1 Ilha da Brava sem geracao renovavel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.2.1.1 Analise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.2.2 Ilha da Brava com geracao 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 geracao renovavel e BESS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.2.3.1 100% Renovavel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
5.2.3.1.1 Analise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
5.2.3.2 Com geracao convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5.2.3.2.1 Analise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
5.3 Simulacoes Dinamicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
5.3.1 Curto-circuito franco no BUS50-VILA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
5.3.2 Saıda de servico de um grupo termico (G1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
5.3.3 Variacao da irradiancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
5.3.4 Saıda de servico 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: Testes e Parametros C.1
C.1 Protecoes 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 Dinamicos 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 Saıda de servico de um grupo termico (G1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.3
E.3 Variacao da irradiancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.4
E.3.1 100% renovavel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.4
E.3.2 Com convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.4
E.4 Saıda de servico 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
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Lista de Tabelas
2.1 Caracterısticas tecnicas tipicas dos diferentes SAEs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.1 Dados dos grupos da central de Favetal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
3.2 Dados da subestacao de Favetal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
3.3 Caracterısticas 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 proteccoes de tensao/frequencia. . . . . . . . . . 51
4.4 Caracterısticas de dimensionamento do BESS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
4.5 Dados da bateria em regime estacionario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
5.1 Dados da irradiancia e potencia solar disponıvel para cada planeamento estudado. . . . 60
5.2 Resultados do regime estacionario para o panorama sem geracao 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 desperdicada no panorama 100% renovavel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
5.6 Resultados do regime estacionario para o panorama com BESS, renovaveis e convenci-
onal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
5.7 Energia desperdicada no panorama com BESS, renovaveis e convencional. . . . . . . . . 74
5.8 Resumo dos resultados dos estudos dinamicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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
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Lista de Figuras
1.1 Evolucao da geracao nos paıses desenvolvidos e em desenvolviemnto. . . . . . . . . . . 2
1.2 Evolucao das diferentes tecnologias renovaveis entre 2000 e 2015. . . . . . . . . . . . . 3
1.3 Percentagem de sistemas de armazenamento instalados ate 2014. . . . . . . . . . . . . . 4
2.1 Categorizacao dos SAEs quanto a forma de armazenamento. . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.2 Eficiencia e perdas num SAE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.3 Potencia nominal vs capacidade de armazenamento de diferentes SAEs. . . . . . . . . . 16
2.4 Componentes tıpicos de um BESS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
2.5 Ciclo carga/descarga numa bateria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.6 Variacao do numero de ciclos com a profundidade de descarga. . . . . . . . . . . . . . . 24
2.7 Caracterıstica da curva de descarga de uma bateria de lıtio. . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
2.8 Despacho com e sem BESS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
2.9 Influencia de uma bateria na suavizacao de flutuacoes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
2.10 Aplicacoes de deslocamento temporal de energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
2.11 Regulacao de frequencia 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 irradiancia de meses de cada estacao 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 instalacao do BESS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.1 Sequencia de accoes realizadas pelo PSS/E numa simulacao dinamica. . . . . . . . . . . 44
4.2 Esquema unifilar no PSS/E referente ao ano de 2020. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
4.3 Diagrama de blocos do controlo de potencia 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 simulacoes. . . . . . . . . . . . . . . . . 59
5.2 Carga de 2020 vs Geracao renovavel disponıvel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.3 Perfil de tensoes para o panorama sem geracao 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
geracao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 Frequencia no BUS55 e potencia activados PVs (perturbacao: CC no BUS50 - panorama
100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
5.12 Potencia e variacao velocidade de um aerogerador (perturbacao: CC no BUS50 - pano-
rama 100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
5.13 Potencia activa e energia do BESS (perturbacao: CC no BUS50 - panorama 100% re-
novavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
5.14 Potencia Reactiva (perturbacao: CC no BUS50 - panorama 100% renovavel). . . . . . . . 77
5.15 Frequencia no BUS55 e potencia mecanica do G1 (perturbacao: CC no BUS50 - pano-
rama c/ convencional) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
5.16 Potencia activa e energia do BESS (perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ convenci-
onal). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
5.17 Potencia activa (perturbacao: saıda de servico de G1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
5.18 Frequencia no BUS55 e potencia mecanica do G1 (perturbacao: saıda de servico de G1). 80
5.19 Simulacao da variacao da irradiancia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
5.20 Potencia activa, mecanica e desvio de velociadade dos aerogeradores (perturbacao:
variacao de irradiancia - panorama 100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
5.21 Frequencia no BUS55 e potencia activa do PV e BESS (perturbacao: variacao de ir-
radiancia - panorama 100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
5.22 Frequencia no BUS55 e potencia activa do PV e BESS (perturbacao: variacao de ir-
radiancia - panorama c/ convencional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
5.23 Frequencia no BUS55 e potencia activa do aerogerador e BESS (perturbacao: saıda do
BESS - panorama 100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
5.24 Energia do BESS e potencia reactiva do aerogerador e BESS (perturbacao: saıda do
BESS - panorama 100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
5.25 Potencia activa no cenario II (perturbacao: saıda do BESS - panorama c/ convencional). 86
5.26 Potencia mecanica do G1 e frequencia no BUS55, para cenario II (perturbacao: saıda do
BESS - panorama c/ convencional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
xviii
5.27 Frequencia no BUS55 e potencia activa e mecanica das unidades de geracao, para
cenario IV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
C.1 Protecao contra cavas de tensao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . C.1
C.2 Resposta do modelo IEEET1 a variacao em escalao da tensao de referencia. . . . . . . . C.2
C.3 Resposta do modelo DEGOV1 a variacao em escalao do nıvel de carga do gerador. . . . C.2
E.1 Tensoes nos principais barramentos (perturbacao: CC no BUS50 - panorama 100% re-
novavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.1
E.2 Potencia activa do G1 e PV (perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ convencional). . . E.2
E.3 Potencia activa e variacao velocidade do aerogerador (perturbacao: CC no BUS50 -
panorama c/ convencional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.2
E.4 Potencia reactiva (perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ convencional). . . . . . . . E.2
E.5 Tensoes nos principais barramentos (perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ conven-
cional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.2
E.6 Potencia activa e variacao velocidade do aerogerador (perturbacao: saıda de servico de
G1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.3
E.7 Potencia reactiva (perturbacao: saıda de servico de G1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.3
E.8 Tensoes nos principais barramentos (perturbacao: saıda de servico de G1). . . . . . . . . E.3
E.9 Potencia activa e energia total do BESS (perturbacao: saıda de servico de G1). . . . . . E.3
E.10 Potencia reactiva (perturbacao: variacao de irradiancia - panorama 100% renovavel). . . E.4
E.11 Tensoes nos principais barramentos (perturbacao: variacao de irradiancia - panorama
100% renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.4
E.12 Potencia activa e mecancia do aerogerador e G1 (perturbacao: variacao de irradiancia -
panorama c/convencional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.4
E.13 Potencia reactiva (perturbacao: variacao de irradiancia - panorama c/ convencional). . . . E.4
E.14 Tensoes nos principais barramentos (perturbacao: saıda do BESS - panorama 100%
renovavel). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.5
E.15 Tensoes nos principais barramentos para cenario II (perturbacao: saıda do BESS - pa-
norama c/ convencional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.5
E.16 Potencia reactiva para cenario II (perturbacao: saıda do BESS - panorama c/ convencional).E.5
E.17 Tensoes nos principais barramentos para cenario IV (perturbacao: saıda do BESS - pa-
norama c/ convencional). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.6
E.18 Potencia reactiva para cenario IV (perturbacao: saıda do BESS - panorama c/ convenci-
onal). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . E.6
xix
xx
Lista de Abreviaturas
IRENA International Renewable Energy Agency
OECD Organisation for Economic Co-operation and Development
ONU Organizacao das Nacoes Unidas
SAE Sistema de Armazenamento de Energia
BESS Battery Energy Storage System
MIDA Maquina de Inducao 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 Transformacao
xxi
CEFV Central Termoelectrica de Favetal
SFV Subestacao 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 potencia
xxii
Capıtulo 1
Introducao
1.1 Enquadramento
A energia e um alicerce chave de qualquer paıs, tendo um contributo crucial para quase todos os
produtos e servicos do mundo moderno. Com a industrializacao a energia tornou-se no “combustıvel”
das civilizacoes desenvolvidas, em que sem ela seria impossıvel 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 paıs.
Enquanto que, nos paıses desenvolvidos o acesso a energia e um dado adquirido, sendo visto como
sustento para a prosperidade economica, nos paıses em desenvolvimento a situacao e diferente e a
sua importancia assume uma outra dimensao, sendo fundamental para a diminuicao 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, preve um crescimento de mais de dois tercos da procura mundial de electricidade
entre o perıodo de 2011-2035, o que corresponde a um crescimento anual de aproximadamente 2.2%
[2]. Sao os paıses 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 producao de energia e por conseguinte da capacidade
de producao instalada. Aliado a este desenvolvimento energetico surge a questao da poluicao e do
desequilıbrio de que a Natureza tem sido alvo, em grande parte causado pela utilizacao excessiva
dos combustıveis fosseis (carvao, gas e petroleo) enquanto fonte primaria de energia. A producao de
energia e a sua consequente utilizacao sao as maiores fontes artificiais de poluentes atmosfericos, que
agravam o efeito de estufa e o aquecimento global. Para alem da poluicao resultante da utilizacao de
combustıveis fosseis, a dependencia para producao de energia de combustıveis cuja taxa de reposicao
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 geopolıtica e a variacoes
1
volateis dos seus precos.
Por todos estes factores, nas ultimas decadas, muitos tem sido os esforcos tidos por entidades
como a Comissao Europeia ou a Organizacao das Nacoes Unidas (ONU), entre outras, para que se
estabelecam estrategias que visam mudar o foco da geracao convencional termica para as energias
renovaveis. Sao varios os paıses que se comprometem em cumprir determinadas metas ambiciosas,
que na grande generalidade dos casos, passam por um modelo energetico baseado nos seguintes
pilares: a reducao de gases de efeito de estufa; o aumento da penetracao de energias renovaveis na
producao; e o aumento da eficiencia energetica. Com estas politicas energeticas como orientacao,
na Figura 1.1 e possıvel verificar como foi e como se projecta que seja a distribuicao da geracao de
electricidade por cada um dos tipos de combustıvel e tecnologia para os paıses desenvolvidos (OECD)
e em desenvolvimento (Non-OECD).
Figura 1.1: Evolucao da geracao nos paıses desenvolvidos e em desenvolvimento [2].
Analisando a Figura 1.1 e claro que a evolucao do “mix” energetico dos paıses desenvolvidos
(OECD) e definitivamente distinta da dos paıses em desenvolvimento (Non-OECD). Enquanto que nos
primeiros existe uma clara mudanca de paradigma para o abandono progressivo dos combustıveis fos-
seis (carvao, gas natural e petroleo) em prol das renovaveis, nos segundos preve-se o crescimento de
todas as tecnologias de geracao de energia. Em comum, apenas um facto, o de que as energias re-
novaveis 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, principal-
mente as energias eolica, solar e hıdrica tem provado ser uma solucao alternativa com potencial na
reducao da dependencia face aos combustıveis fosseis bem como na diminuicao das emissoes de ga-
ses de efeito de estufa, no sector electrico mundial. Actualmente, um sistema de geracao de energia
que se quer sustentavel deve basear-se numa gestao racional das fontes de geracao tradicionais face
a uma crescente penetracao das energias renovaveis. A necessidade de produzir energia em grande
quantidade, aliada as preocupacoes 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 nıvel mun-
dial [3]. Como evidencia deste facto, na Figura 1.2 e possıvel verificar a evolucao detalhada da potencia
2
renovavel instalada acumulada, para cada uma das tecnologias renovaveis, entre 2000 e 2015.
Figura 1.2: Evolucao das diferentes tecnologias renovaveis entre 2000 e 2015 [4].
Constata-se que nos ultimos 15 anos a potencia 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 porcao de capacidade de potencia re-
novavel, sao as tecnologias eolicas e solares que tem 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 instalacao diz respeito.
Com esta “nova” realidade no sistema energetico dos paıses, e apesar de todas as vantagens que
apresenta em termos economicos e ambientais, o aumento da penetracao renovavel em grande escala,
devido as suas caracterısticas apresenta novos desafios para a rede electrica. O facto da velocidade
a que sopra o vento sofrer variacoes frequentes, assim como a irradiancia solar ser intermitente, e
nula no perıodo nocturno faz com que a potencia injectada pelos parques eolicos e solares, respec-
tivamente, tenha um comportamento flutuante de acordo com as variacoes das respectivas fontes de
energia. E esta natureza intermitente e estocastica da maioria das fontes de energia renovavel que se
revela desafiante para o equilıbrio entre geracao e carga de forma a nao comprometer a estabilidade da
rede. Problemas de estabilidade de frequencia e flutuacoes de tensao da rede causados pela natureza
variavel das fontes de energia renovavel sao os principais disturbios de que uma rede com elevada
penetracao renovavel esta sujeita. Por outro lado, enquanto a geracao tradicional convencional e des-
pachavel de acordo com as variacoes de procura, antagonicamente, os recursos renovaveis flutuam de
forma independente da procura podendo o pico de geracao 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 intermitencia da sua geracao, sendo os sistemas de
3
armazenamento de energia um elemento crucial nesta mudanca de paradigma.
Um Sistema de Armazenamento de Energia (SAE) utiliza como princıpio a conversao da energia
electrica noutra forma de energia em que e conservada (quımica, mecanica, 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 potencia 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 potencia 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 investigacao e procura, tendo levado a que evoluısse e se adaptasse de acordo com os avancos
tecnologicos e com as necessidades energeticas impostas pela crescente integracao de geracao re-
novavel na rede de energia. Aos metodos de armazenamento de energia tradicionais, como as bate-
rias electroquımicas 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 arma-
zenamento, com funcionalidades distintas e que se adequam a diferentes aplicacoes, 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 utilizacao quando for necessaria, que confere a
rede energetica a resiliencia que escasseia num sistema com elevada penetracao renovavel. Assim,por
exemplo, a energia produzida em perıodos de vazio, de baixo custo de producao e atraves de fontes
intermitentes pode ser acumulada num SAE e posteriormente utilizada em perıodos de ponta onde
os custos sao mais elevados, ou quando nao existe geracao suficiente disponıvel. Os sistemas de
armazenamento sao vistos actualmente como parte integrante e indispensavel de um sistema com
penetracao renovavel elevada que se quer fiavel e eficaz, de forma a precaver e auxiliar possıveis
instabilidades na rede e a aumentar a eficiencia 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 potencia instalada 98 MW em que foi instalado um sistema de baterias de lıtio com uma
potencia nominal de 32 MW e capacidade de 8 MWh, com o intuito regular frequencia e de contribuir
para o aumento da integracao 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 possıvel estabelecer as condicoes necessarias para a crescente integracao de fontes renovaveis
no sistema electrico em paralelo com sistemas de armazenamento de energia.
Com foco num futuro ambiental e economicamente sustentado, a utilizacao de sistemas de arma-
zenamento de energia em sintonia com os aproveitamentos renovaveis permite a integracao destes de
forma segura, flexıvel e fiavel, constituindo um importante elo de ligacao entre a producao renovavel e
as necessidades de consumo de energia electrica, podendo-se assim comecar a idealizar no horizonte,
um futuro 100% renovavel.
1.2 Motivacao e objectivos
Com o aumento da penetracao renovavel no sistema electrico existe a necessidade de complementar
com sistemas de armazenamento de energia, dada a natureza estocastica da producao renovavel e das
instabilidades que tal pode provocar na rede. Por isso, actualmente e grande a pesquisa e execucao de
projectos por todo o mundo, que visam a instalacao de SAEs com o fim de aprimorar o comportamento
das redes electricas, permitindo aumentar a penetracao renovavel, minimizar custos e aperfeicoar o
desempenho energetico.
O continente Africano tem estado a ultrapassar um perıodo de transformacao e crescimento economico.
A populacao 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 mudanca de paradigma sem precedentes nao e possıvel de acontecer sem a existencia
de alguns esforcos. Desenvolver infra-estruturas que suportem o investimento e definir politicas e me-
tas ambiciosas para o sector energetico, sao algumas das medidas que tem sido tomadas pelos lideres
polıticos dos paıses africanos, com cooperacao regional e internacional.
Cabo Verde e um desses paıses africanos que tem apostado na mudanca 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 penetracao 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 dependencia dos combustıveis fosseis, que e uma das principais dificuldades sentidas pelo sector
electrico da ilha. Nos estudos efectuados provou-se ser possıvel ultrapassar a meta dos 50% de taxa
de penetracao renovavel na producao 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 criacao de infra-estruturas de suporte. O plano de accao para as ilhas de Cabo Verde preve, 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 importacao de
combustıveis 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
dissertacao, o plano energetico tracado para 2020 e algo mais ambicioso. Ate 2020, pretende-se que
a ilha Brava se torne 100% renovavel. Para que tal seja alcancavel 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 ambito deste projecto para a ilha da Brava que surge a dissertacao ”Tecnologias de arma-
zenamento 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 dinamico a influencia da implementacao de um sistema de arma-
zenamento de energia (bateria) adequado para suportar a penetracao 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 simulacao de redes de energia PSS/E, onde e possivel si-
mular o transito de energia da ilha e definir modelos para todos os sistemas da rede de forma a simular
o seu comportamento dinamico. Assim sendo, com os resultados tecnicos obtidos nesta dissertacao
sera possıvel 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 dissertacao encontra-se estruturada em seis capıtulos e um conjunto de 5 anexos que lhes
seguem.
O Capıtulo 1 expoe de forma geral uma primeira abordagem ao conteudo que vai ser apresentado na
tese, enquadrando a importancia dos SAEs na crescente penetracao das energias renovaveis nas redes
electricas, nao so no caso de Cabo Verde mas numa perspectiva global. A parte do enquadramento e
feita uma introducao do caso de estudo e sao expostos os principais objectivos do trabalho.
O Capıtulo 2 e constituıdo por fundamentos mais teoricos acerca dos SAEs, nomeadamente das
baterias. Inicialmente sao exposto os principais problemas operacionais que advem da integracao
crescente de energias renovaveis nas redes isoladas e sao apresentadas algumas solucoes para os
contrariar. Sendo a principal solucao e aquela que e abordada nesta dissertacao os SAEs, aqui es-
tes sao apresentados no que diz respeito as suas principais caracterısticas e aplicacoes. Por fim,
6
apresentam-se as baterias de forma mais detalhada com foco nas suas caracterısticas tecnicas do
ponto de vista do utilizador e nao do fabricante.
No Capıtulo 3 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
implementacao se considera mais adequada face a nova previsao de carga apresentada para a ilha da
Brava em 2020.
O Capıtulo 4 e responsavel por apresentar ao leitor a forma como foi implementado e modelizado
o caso de estudo no programa de simulacao 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 dinamico
de cada um dos constituintes da rede, desde as unidades de geracao (incluindo a bateria) ate as
proteccoes utilizadas. O maior foco deste capıtulo situa-se na apresentacao do modelo que caracteriza
a bateria, apresentando-se as suas principais caracterısticas em regime estacionario e dinamico. O
metodo como e efectuado o dimensionamento da bateria e igualmente demonstrado neste capıtulo.
No Capıtulo 5 sao apresentados e analisados os resultados das simulacoes 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 transito de energia em regime estacionario para cada um destes. Relativamente a
resposta dinamica sao apresentadas todas as perturbacoes estudadas em regime transitorio e procede-
se a analise detalhada do comportamento da rede perante cada uma das 4 contigencias estudadas,
aferindo-se a importancia da bateria na estabilidade da rede.
Por fim, no Capıtulo 6 sao apresentadas as principais conclusoes do trabalho desenvolvido nesta
dissertacao, sendo igualmente propostos alguns estudos futuros que seriam interessantes explorar no
ambito desta tese.
7
Capıtulo 2
SAEs para integracao de renovaveis
no sector energetico
Na seccao 2.1 procede-se a identificacao e caracterizacao dos problemas operacionais que sao con-
sequencia da crescente integracao de energias renovaveis nos sistemas electricos, nomeadamente nas
redes isoladas, como e o caso particular das ilhas.
Na seccao 2.2 exploram-se algumas solucoes existentes que permitem mitigar os problemas indu-
zidos pela intermitencia renovavel, com o foco centrado nos SAEs.
Por sua vez, na seccao 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 solucoes mais interessantes para
integrar renovaveis em sistemas electricos de pequena/media escala.
2.1 Energias renovaveis em redes insulares e problemas operaci-
onais
A pressao ambiental e as preocupacoes economicas no sector electrico tem resultado no crescimento
do interesse em investir nas energias renovaveis, nomeadamente nas energias eolica e solar. Assim
a crescente contribuicao das fontes renovaveis variaveis na producao de electricidade em sistemas de
energia e uma realidade com a qual estes tem estado a lidar. No caso especıfico 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 poten-
cial. Para alem disso, maioria destes sistemas possui uma grande dependencia da producao termica
convencional, nao sendo a ilha da Brava excepcao, 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 producao elevados devido a necessidade de transportar os combustıveis fosseis ate
estas regioes remotas. Para alem disso, a pegada ambiental e afectada pela utilizacao de combustıveis
fosseis no sector energetico. Por todos estes factores tem-se assistindo ao aumento da penetracao
8
renovavel no mix energetico dos sistemas electroprodutores insulares.
Tal factor introduz um grau significativo de incerteza na operacao e planeamento dos sistemas pro-
dutores de electricidade para alem de aumentar a possibilidade de ocorrencia de problemas operaci-
onais nos sistemas electricos renovaveis face a integracao de producao 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 apresen-
tam quaisquer interligacoes com outros sistemas, o que faz com que o controlo da rede seja limitado
e com que exista carencia de flexibilidade da maioria dos activos da rede [9]. Estas limitacoes tornam
a rede mais vulneravel a ocorrencia de problemas de estabilidade de frequencia e de flutuacoes de
tensao que deterioram a qualidade do servico.
E evidente que a introducao crescente de renovaveis na rede, e principalmente nas redes isoladas,
cria desafios operacionais nestas. A operacao segura e estavel dos sistemas electricos e influenci-
ada nas redes insulares pela reduzida inercia dos sistemas devido ao reduzido numero de maquinas
sıncronas convencionais em servico e consequente escassez de reserva girante (diferenca entre a
potencia activa que um grupo esta a fornecer e o seu limite maximo imposto pelas suas especificacoes
tecnicas). Tais caracterısticas, aliadas a inexistencia de interligacoes limitam auxilio na regulacao
primaria de frequencia. A estas particularidades tıpicas de uma rede insular adicionam-se os incon-
venientes adjacentes a integracao de fontes renovaveis nestes sistemas. Estes inconvenientes estao
geralmente associados a natureza estocastica e inconstante da producao renovavel devido a variabi-
lidade das fontes renovaveis, como a velocidade do vento ou a irradiancia solar. Este funcionamento
provoca, por exemplo, a necessidade permanente de grupos convencionais em servico de forma a
acomodar a variacao de producao renovavel e/ou a variacao de carga.
Adicionalmente, os aproveitamentos renovaveis (exceptuando o hıdrico controlavel) nao contribuem
para a inercia total dos sistemas electricos, fundamental na resposta inercial adequada da rede aquando
da ocorrencia de perturbacoes que resultam na perda de geracao e/ou transmissao. Isto ocorre porque
estas fontes renovaveis sao ligadas a rede atraves de electronica de potencia (conversores). Tambem
o facto de as fontes renovaveis, como a eolica e solar nao serem controlaveis, o que significa que
funcionam a potencia disponıvel que o recurso renovavel e as limitacoes tecnicas impoem, faz com
que estes aproveitamentos nao possuam margem operacional de reserva. Tal caracterıstica impede a
contribuicao no controlo primario de frequencia, sendo este remetido para as maquinas sıncronas em
servico.
Adicionalmente, um sistema electrico com elevada penetracao renovavel dificulta a realizacao efi-
caz do pre-despacho. Este consiste no planeamento das estrategias de operacao optimas para um
determinado horizonte temporal, com base em factores economicos e tecnicos que visam um sistema
de geracao o mais sustentavel e seguro possıvel [10].
Todos estes argumentos sao contraproducentes relativamente ao objectivo de tornar as renovaveis
como fonte primaria de energia e como tal comecaram a surgir solucoes tecnicas que visam mitiga-los
de forma a que seja possıvel introduzir geracao 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 geracao de back-up
despachavel de forma a aprimorar a capacidade de resposta do sistema aquando da ocorrencia de
uma contigencia. Embora as solucoes 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, comecaram a surgir
entao como um desfecho alternativo quase que inevitavel para a resolucao de muitas das adversidades
impostas pela variabilidade renovavel.
Na seccao seguinte explora-se de forma mais detalhada o surgimento dos sistemas de armazena-
mento de energia como resposta a crescente penetracao de fontes renovaveis no sistema electropro-
dutor e apresentam-se as suas principais caracterısticas e aplicacoes. Apresenta-se tambem como
solucao a participacao das renovaveis nos servicos de regulacao, sendo tambem uma estrategia utili-
zada actualmente, apesar de nao ser alvo de grande desenvolvimento neste documento.
2.2 Solucoes face aos problemas operacionais
2.2.1 Fontes de energia renovavel e regulacao
A inercia de um sistema apresenta um papel extremamente importante uma vez que e esta que deter-
mina a sensibilidade da frequencia do sistema para suportar os desequilıbrios entre geracao e procura,
nos primeiros instantes apos a perturbacao. 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 variacoes na frequencia aquando da ocorrencia de uma perturbacao
[12].
Com a crescente introducao de turbinas eolicas e paineis fotovoltaicos nos sistemas electropro-
dutores isolados em detrimento de geracao convencional sıncrona, ha que ter nocao que, caso nao
sejam adoptadas as caracterısticas electromecanicas adequadas e as estrategias de controlo certas
a resposta inercial do sistema acaba afectada podendo resultar no aumento das taxas de variacao de
frequencia e em excursoes de frequencia maiores.
Como tal surgiram solucoes de controlo que visam tornar os aproveitamentos renovaveis, parte inte-
grante nas estrategias de controlo de frequencia e de tensao. Estas estrategias quer para os geradores
eolicos quer para os sistemas fotovoltaicos baseiam-se no princıpio de limitar a potencia extraıda des-
tes, fazendo com que os aproveitamentos nao operem em funcao dos pontos de extraccao optimos de
potencia, mas sim num ponto de menor potencia. Com esta adocao permite-se assim uma determinada
reserva mobilizada para servicos de regulacao. Alguns autores apresentam em [12, 13, 14] detalha-
damente as estrategias adoptadas para que exista cooperacao por parte das energias renovaveis nos
servicos de regulacao.
Em [12, 13] apresentam-se estrategias para o controlo primario de frequencia 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 potencia injectada por uma maquina
deste tipo corresponde a soma das potencias que atravessam o rotor e o estator. Assim, aquando
da ocorrencia de desvios de frequencia do sistema, qualquer resposta inercial por parte das MIDAs
dependera da relacao existente entre o binario electromagnetico do aerogerador e a frequencia da rede
[12].
Em [13] apresentam-se duas tecnicas especificas que sao adoptadas para que as MIDAs possam
providenciar contributo para o controlo da frequencia do sistema: o controlo inercial e o controlo por
estatismo (controlo carga-velocidade). O controlo inercial baseia-se numa realimentacao 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 pro-
porcional ao desvio de frequencia[13]. Por sua vez, o controlo carga-velocidade e utilizado para produzir
uma variacao na injeccao de potencia activa proporcional a diferenca entre a frequencia medida num
determinado barramento da rede e a frequencia 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 angulo
de pitch, permitindo assim o ajuste da potencia mecanica da turbina.
Em [14] apresenta-se um caso de estudo em que sao utilizados sistemas fotovoltaicos com capa-
cidade para participar em servicos de regulacao. A estrategia utilizada consiste em fazer com que o
sistema ao inves de operar no ponto de maxima potencia, funciona a uma tensao superior a de maximo,
o que corresponde a uma potencia menor do que a optima, permitindo assim obter um nıvel de reserva
que pode ser utilizado para mitigar problemas impostos pela variabilidade renovavel ou por oscilacoes
de procura.
A participacao das energias renovaveis nos servicos de regulacao prova entao ser uma solucao
capaz e com potencial principalmente em sistemas electricos isolados, contudo existem problemas as-
sociados com consideracoes economicas. O facto destas estrategias abdicarem da potencia disponıvel
que pode ser retirada dos aproveitamentos renovaveis em prol de uma reserva de potencia, 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 disponıvel.
2.2.2 Sistemas de armazenamento de energia (SAEs)
2.2.2.1 Introducao
Os SAEs comecaram a emergir no inicio do seculo 20, sendo que a primeira manifestacao da utilizacao
de um SAE esta associada ao uso de acumuladores de acido-chumbo (PbA) para suportar as cargas
residuais das redes de corrente continua, nos perıodos nocturnos, quando as centrais electroprodutoras
nao se encontravam em servico [15]. Com o desenvolvimento crescente da industria da producao e
distribuicao de electricidade e com a gradual consciencializacao por parte das empresas de servicos
publicos, nomeadamente do sector electrico, da importancia que a flexibilidade que um SAE pode
11
fornecer a rede, fez com que a instalacao de sistemas de armazenamento comecasse a crescer e a
tornar-se parte integrante da rede de energia.
No entanto, actualmente, o interesse no investimento e aplicacao pratica de SAEs beneficiou de um
grande estımulo. Factores como a crescente penetracao renovavel, a pressao ambiental e economica
e a dependencia cada vez mais vincada da electricidade na industria e no dia-a-dia sao responsaveis
por esse impulso. Aliado a estes, a exigencia de manter a qualidade de servico quer na producao,
quer na distribuicao de electricidade beneficia do desenvolvimento tecnologico associado aos SAEs
conseguindo assim apresentar melhores caracterısticas tecnicas a um menor custo. Todos estes fac-
tores 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 solucao para muitos
dos problemas operacionais ja apresentados na Seccao 2.1. Estes consistem em sistemas capazes
de converter energia electrica e armazena-la sob uma outra determinada forma (magnetica, quımica,
termica, entre outras) para posterior uso, num momento em que seja mais proveitosa a sua aplicacao.
A variabilidade da producao renovavel pode ser ultrapassada atraves de um SAE conveniente, que per-
mita 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 intermitencia da geracao renovavel procedendo
ao armazenamento da energia renovavel quando esta excede a procura (por norma, no vazio) e poste-
riormente utilizar a energia armazenada para cobrir os perıodos em que a carga e superior a geracao
intermitente (por norma, na ponta).
Os sistemas de armazenamento podem ser categorizados de acordo com uma serie de carac-
terısticas distintas que apresentam entre si e que como tal, fazem com que cada SAE seja indicado
para diferentes aplicacoes. Assim sendo, os SAEs podem ser classificados quanto a forma com que a
energia e armazenada e quando a funcao 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: Categorizacao dos SAEs quanto a forma de armazenamento. adaptado de [16]
Por outro lado, os SAEs podem ser classificados em duas categorias genericas, em funcao da
12
aplicacao a que se destinam, isto e, se sao SAEs de elevada energia ou SAEs de elevada potencia. Os
primeiros possuem funcoes direcionadas para a gestao de energia associadas a reducao dos custos de
exploracao do sistema electrico, ajudando a rentabilidade dos sistemas electroprodutores. Os segundos
apresentam funcoes relacionadas com a qualidade de servico associadas a produtividade, seguranca
e confiabilidade da energia electrica, fornecendo benefıcios 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.
A descricao detalhada de cada um destes sistemas de armazenamento de energia sai fora do ambito
do presente documento, contudo muitos sao os estudos ja realizados por diversos autores comparando
os SAEs existentes, as suas principais caracterısticas e aplicacoes (ver [16, 17, 18, 19]). Com base
nessa bibliografia e possıvel apresentar a Tabela 2.1 que resume de forma sucinta e clara as principais
caracterısticas de cada um dos SAEs.
2.2.2.2 Principais Caracterısticas
Como ficou patente anteriormente, existe uma vasta gama de diferentes tecnologias para armazenar
energia electrica. Contudo, diferentes aplicacoes com diferenciados requisitos requerem diferentes
caracterısticas 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 SAE ha que ter em consideracao 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
apreciacao 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: Eficiencia e perdas num SAE [25].
• Durabilidade - Refere-se ao tempo de vida util de um SAE que pode ser medido em anos ou
13
Tabela2.1:
Caracterısticas
tecnicastıpicas
dosdiferentes
SA
Es
[10,15,20,21,22,23,24].
TecnologiasS
AE
PotenciaN
ominal
[MW
]
Capacidade
Arm
.[M
Wh]
Energ.
Especıfica[W
h/kg]
Pot.E
specıfica[W
/kg]
Custopor
energia[$/kW
h]
Custo
porpotencia
[$/kW]
Tempo
vidautil
(anos)
Num
eroC
iclosde
Vida
Rendim
ento[%
]Tem
pode
Res-
posta
Tempo
dedescarga
Auto-
descargaTem
poA
rm.
adequado
PH
S100-5000
0.5-240000.5-1.5
-5-100
2000-430030-60
>20000
65-85seg-m
in1hr-24h
+M
inimo
hrs-meses
CA
ES
0.003-1000400-7000
30-60-
3-150800-1300
20-40104-3x1
04
40-75seg-m
in1hr-24h
+M
inimo
hrs-meses
FES
0.1-20<
55-100
400-1600800-5000
250-350>
15105-1
07
80-95m
sseg-15m
inM
uitoalta
(20%por
hora)
sec-min
Tecno. Baterias Secundarias (BESS)
PbA
<40
0.001-4025-50
75-30050-400
300-600∼
13600-1800
70-85m
s<
6hrB
aixa(0.2%
pordia)
min-dias
NiC
d<
45∼
6.7550-75
100-150800-1500
500-1500∼
152000-4500
60-70m
s<
8hrB
aixa(0.6%
pordia)
min-dias
Li-ion<
50<
5075-200
100-500600-2500
900-4000∼
151000-1
04
80-97m
s<
8hrB
aixa(0.3%
pordia)
min-dias
NaS
<34
<250
150-24090-230
300-5001000-3000
∼15
2500-450075-85
seg<
1hrM
inimo
hrs-dias
FBE
S<
10<
12010-50
50-150150-1000
600-2500∼
101000-1
04
65-85m
s<
20hrM
uitobaixa
hrs-meses
HE
SS
<50
<200
100-10005-500
2-151500-3000
∼20
>10000
30-50m
s-segm
in-hrsM
uitobaixa
hrs-meses
DLC
<0.3
<3
1-30500-5000
300-2000
100-300∼
15∼
106
85-95m
sseg-m
inM
uitoalta
(40%por
dia)
sec-hrs
SM
ES
<100
<0.25
10-75500-2000
2000-104
200-30020-30
104−
105
85-90m
sm
s-segA
lta(10%
pordia)m
in-hrs
TES
<300
<2000
80-25010-30
3-60200-300
10-252000-14600
30-60seg-m
inhrs
Baixa
(1%pordia)
min-dias
14
numero de ciclos. Este muitas vezes e influenciado por factores como a profundidade de des-
carga e/ou a temperatura de funcionamento. Este e tambem um dos factores importantes para a
viabilidade economica do sistema de armazenamento.
• Densidade de potencia/energia e potencia/energia especıfica - Sao factores que permitem
obter uma avaliacao acerca da relacao potencia/energia e das dimensoes e peso de uma dada
solucao.
• Tempo de resposta e tempo de descarga - Existem aplicacoes que exigem sistemas de arma-
zenamento com tempos de resposta quase instantaneas, enquanto outras nao tem uma exigencia
tao grande relativamente ao tempo de resposta, como por exemplo aplicacoes de elevada ener-
gia. O tempo de descarga esta associado ao tempo que o sistema de armazenamento demora
ate descarregar toda a sua energia armazenada a funcionar a potencia nominal.
• Capacidade de armazenamento - Mais uma vez esta e uma caracterıstica que depende da
aplicacao pretendida. Caso se trate de uma aplicacao de potencia entregando-a em perıodos
curtos, a capacidade de armazenamento nao tem que ser muito elevada. Em aplicacoes que
requerem o fornecimento de energia durante longos perıodos, 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 armazena-
mento de energia, isto e, descreve a capacidade do sistema de armazenamento em manter a
energia armazenada quando se encontra em vazio, sendo este parametro relevante para a viabi-
lidade 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 potencia para que possa ser comparado
entre diferentes tecnologias.
Assim sendo com base nestas caracterısticas, 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 caracterısticas.
Na Figura 2.3 apresenta-se a comparacao das potencias nominais e das capacidades de armaze-
namento tıpicas de diferentes tecnologias de SAEs. Tambem e possıvel observar na figura o tempo
de descarga a potencia nominal. Os pontos marcados na figura correspondem a dados de instalacoes
reais que se encontram documentadas em [20].
Como e possıvel observar quer pela Tabela 2.1 quer pela Figura 2.3, o tempo de descarga a potencia
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 aplicacoes que visao garantir a qualidade
de servico dada as suas elevadas potencias nominais tıpicas e rapidos tempos de resposta. Por outro
lado, existem a grande maioria das baterias que demoram menos de 10 horas a serem totalmente des-
carregadas e tecnologias como os TES, CAES e PHS que demoram mais do que esse mesmo tempo
15
Figura 2.3: Potencia nominal vs capacidade de armazenamento de diferentes SAEs.[20]
a estarem totalmente descarregadas podendo mesmo alcancar alguns dias, e por isso sao sistemas
tipicamente utilizados em aplicacoes de gestao de energia.
Quanto a densidade de potencia 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 lıtio (Li-ion)
que apresentam densidade de energia e potencia ambas altas, o que leva a sua utilizacao generalizada
em dispositivos portateis e confere um potencial promissor na industria dos veıculos electricos e outras
aplicacoes 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
possıvel verificar que as tecnologias que apresentam uma menor eficiencia sao, tipicamente, os TESs,
CAESs e HESSs que podem apresentar eficiencias menores que 50%. Em oposicao, as tecnologias
com eficiencias energeticas mais interessantes sao as baterias, em especial, as de lıtio e as tecnologias
SMESs e DLCs. Tambem, a auto-descarga e um factor determinante na definicao de um SAE para
os diferentes tipos de aplicacoes, dado que, o nıvel 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, HESS sao solucoes tecnicamente viaveis para armazenamento de energia de
longa duracao dado que apresentam nıveis de auto-descarga muito baixos. Ao inves, tecnologias como
SMES, FES e DLC apresentam elevada auto-descarga diaria e como tal, apenas podem ser utilizadas
para aplicacoes de armazenamento de energia de curta duracao, nomeadamente, aquelas que visam
garantir a qualidade de servico.
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 operacao e manutencao bem como os custos de substituicao [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
mecanicos e electricos sao aqueles que apresentam maior numero de ciclos de vida, enquanto que os
electroquımicos sao os que apresentam menor numero de ciclos. Tal facto deve-se principalmente a
deterioracao quımica resultante do tempo de operacao acumulado.
Por fim, importa abordar tambem os custos associados a cada tecnologia de SAE bem como os
custos de operacao e manutencao. 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 aplicacoes de elevada potencia, como tal, apresentam um custo por potencia barato face
as restantes tecnologias. Verifica-se que os custos em termos de capacidade de energia para sistemas
como PHS e CAES sao 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 construcao e com o tamanho e localizacao do mesmo [20].
2.2.2.3 Aplicacoes
Com base nas caracterısticas tecnicas apresentadas anteriormente e possıvel dividir os SAE em tres
grandes categorias de aplicacao na rede de energia electrica: aplicacoes de gestao de energia, de
sobrevivencia a fenomenos transitorios e de qualidade de servico [22].
Nas aplicacoes relacionadas com a gestao de energia aquilo que se pretende e desacoplar os
perıodos de geracao dos de consumo de energia electrica e optimizar o uso de energia, atraves da
capacidade de armazenamento durante longos perıodos. As principais aplicacoes 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 utilizacao/venda nos perıodos em que economica-
mente e mais favoravel (ponta) podendo assim evitar o accionamento de grupos termicos;
• Nivelamento de carga - consiste na utilizacao de um SAE apropriado que permita balancear as
flutuacoes tıpicas 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 perıodos fora da ponta para que depois possa compensar a geracao electrica
durante o perıodo de maxima procura.
Os SAEs com caracterısticas mais indicadas para este tipo de aplicacoes sao aqueles que apresen-
tam elevadas capacidades de armazenamento como os PHS, CAES e TES para sistemas de elevadas
dimensoes, enquanto para sistemas de medias/pequenas dimensoes as baterias sao a tecnologia mais
indicada para desempenhar tais funcoes [20].
17
As aplicacoes de sobrevivencia a fenomenos transitorios estao associadas a todo o tipo de aplicacao
que requer que entre um sistema de armazenamento, num curto/medio perıodo de tempo, de forma
a manter a continuidade do servico. Sao apropriados SAEs que sao capazes de suportar um corte
temporario de potencia nao interrompendo o fornecimento de electricidade aos consumidores [26]. As
principais aplicacoes que se inserem nesta categoria sao:
• Reserva Girante - consiste numa estrategia operacional que permite que um SAE possua uma
reserva de potencia, tal como ocorre frequentemente na geracao convencional, para poder ba-
lancear a carga/geracao. Permite servir de back-up numa contingencia que provoque perda de
geracao ou no aumento inesperado de carga.
• Regulacao de frequencia e tensao - consiste na utilizacao de um SAE que auxilie no controlo
da frequencia e/ou tensao atraves da regulacao da potencia activa e reactiva injectadas e/ou
absorvidas.
Como tal, um SAE com consideravel capacidade de injectar potencia durante perıodos de ate alguns
minutos e capacidade cıclica e essencial. Assim sendo, para tais aplicacoes os SAEs indicados sao
principalmente as baterias e as FESs.
Por ultimo, as aplicacoes relacionadas com a qualidade de servico sao aquelas que requerem o for-
necimento/armazenamento de energia de forma rapida e durante curtos perıodos, de forma a manter
a tensao e frequencia dentro dos limites requeridos para que se mantenha a estabilidade e eliminando
picos, harmonicas ou cavas no servico, mantendo a qualidade da energia fornecida. Assim, a so-
brevivencia a cavas de tensao, o suporte de regulacao e controlo da tensao e frequencia podem ser
satisfeitos por um SAE com um tempo de resposta rapido e capacidade de injectar potencia 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 possıvel 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 penetracao renovavel e necessidade de
mitigacao das intermitencias do sector electrico. Numa perspectiva geral apresentaram-se as principais
caracterısticas dos SAEs sendo a combinacao “optima” destas que permite encontrar o sistema de
armazenamento que melhor se adapta para a aplicacao 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 re-
curso hıdrico e condicoes geologicas favoraveis o que contrasta com a modularidade e versatilidade
tıpicas de uma bateria. Sao estas caracterısticas 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 aplicacoes desde a gestao de energia ate a garantia de qualidade de servico.
No caso particular do projecto “Brava 100% renovavel” [8], o sistema de armazenamento de ener-
gia a instalar tem como objectivo central permitir a implementacao de um sistema electrico constituıdo
18
apenas por geracao 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 auxıliar no controlo da estabilidade da rede, por regulacao de frequencia e tensao. Os SAEs que
pelas suas caracterısticas apresentam primazia face aos restantes no cumprimento destas imposicoes,
sao a bombagem hidroelectrica (PHS) e as baterias. Contudo a ilha da Brava nao apresenta atributos
geologicos (indisponibilidade de recurso hıdrico) que permitam a instalacao de um sistema de bom-
bagem. 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 penetracao renovavel, reagir as flutuacoes inevitaveis das
fontes de energia renovaveis e capaz de funcionar como suporte de regulacao e controlo da tensao e
frequencia da rede, permitindo que esta tenha um comportamento sustentavel, seguro e estavel.
Na seccao seguinte apresentam-se as principais tecnologias de baterias existentes as suas carac-
terısticas do ponto de vista do utilizador e os seus modos de funcionamento e aplicacoes.
2.3 Baterias
2.3.1 Introducao
Apesar da predominancia apresentada pelos sistemas de bombagem hidroelectrica em termos de ca-
pacidade 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 BESS sao 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
esperanca depositada na imposicao nos veıculos electricos/hıbridos, a necessidade de criar dispositi-
vos portateis de funcionamento prolongado e a utilizacao crescente em redes de energia electrica tem
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 potencia nos sistemas
de geracao/transmissao tem se tornado cada vez mais fundamental [28]. Assim com a evolucao das
tecnologias associadas as baterias e aos conversores e possıvel apresentar BESS que apresentam
multiplas possibilidades de aplicacao. Comparativamente aos SAE apresentados na seccao anterior
(Seccao 2.2.2), as baterias sao a tecnologia que se destaca pela sua modularidade, escalabilidade e
habilidade para servir uma serie de diferentes aplicacoes, ao longo de varios perıodos temporais desde
segundos a horas. Estas aplicacoes podem ir desde servicos auxiliares de qualidade de servico ate
aplicacoes 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 acomodacao da integracao de fontes
renovaveis na rede. Optimizar a injeccao variavel de potencia resultante das fontes renovaveis, absorver
ou injectar potencia de acordo com o balanco carga/geracao ou responder rapidamente a cavas de
tensao sao apenas alguns dos usos em que uma bateria pode participar. Assim, esta combinacao de
19
aplicacoes acaba por beneficiar em termos economicos a instalacao [29].
Nem todas as baterias sao iguais e uma vez que estas sao compostas, em parte, por agentes
quımicos, o seu desempenho esta dependente das suas caracterısticas electroquımicas. As baterias
que tem interesse para este tipo de aplicacoes 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 utilizacao. De entre as baterias secundarias aquelas que merecem maior destaque
sao as de acido-chumbo (PbA), lıtio (Li-ion) e nıquel-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 capaci-
dade 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 lıtio tem provado ser a tecnologia que tecnicamente apresenta melhores carac-
terısticas. 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 imposicao das baterias
de lıtio como tecnologia dominante de entre as baterias secundarias. Varios sao os projectos mundiais
de baterias de lıtio, entre outras tecnologias, que demonstram a capacidade das baterias em facilitar e
auxiliar com sucesso a transicao para um sistema de energia com maior penetracao 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 aplicacoes no sector energetico por todo o globo, rondaram os 200 milhoes de euros e preve-se 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 implementacao de baterias em
redes electricas para suportar a integracao de energia renovavel aliado ao desenvolvimento crescente
de veıculos electricos tem tido um impacto directo no progresso e avanco do ponto de vista tecnologico
das baterias. Estes factores levam a que a producao em massa seja uma realidade que permite a
reducao dos custos das baterias, o que tem beneficiado particularmente a tecnologia de baterias de
ioes de lıtio. Prova disso, e o facto de as baterias de lıtios terem apresentado nos ultimos anos a
queda mais acentuada do seu custo [29]. Tecnologicamente, cada vez mais avancadas melhorando a
sua performance no que diz respeito ao ciclo de vida e eficiencia, e economicamente cada vez mais
atrativas, as bateias de lıtio sao uma aposta segura de entre os SAEs.
Nas subseccoes seguintes apresentam-se os componentes principais de uma bateria, os seus
princıpios de funcionamento e uma visao geral das principais caracterısticas tecnicas que distinguem
as 2 principais tecnologias de baterias secundarias: as de ioes lıtio e as de acido-chumbo.
2.3.2 Componentes do sistema de armazenamento de uma bateria
Uma bateria e composta por varias celulas electroquımicas que sao ligadas em serie e/ou paralelo
para atingir um determinado nıvel de tensao e capacidade de armazenamento, respectivamente [32].
20
A celula enquanto unidade electroquımica basica e responsavel por fornecer uma fonte de energia
electrica por conversao directa da energia quımica. Esta e constituıda por 3 componentes principais
[27]:
• Anodo- Corresponde ao electrodo negativo que cede electroes para o circuito electrico exterior e
que e oxidado durante as reaccoes electroquımicas;
• Catodo- Corresponde ao electrodo positivo que aceita electroes do circuito electrico exterior e
que e reduzido durante as reaccoes electroquımicas;
• Electrolito- Corresponde ao condutor ionico que providencia o meio atraves do qual existe a
permuta de ioes entre o anodo e o catodo, enquanto os electroes fluem pelo circuito exterior
As baterias possuem tambem um componente importante que sao os separadores, normalmente
constituıdos por um material poroso que permite a permuta de ioes mas que garante isolamento
electrico entre o anodo e o catodo.
Um electrolito deve apresentar uma condutividade ionica elevada, contudo nao deve apresentar con-
dutividade electrica. Nao deve revelar reactividade com os materiais que compoem os electrodos, deve
ser seguro e manifestar ligeiras ou nenhumas alteracoes nas suas propriedades perante oscilacoes
de temperatura. O catodo, por sua vez, enquanto agente oxidante deve ser eficiente nessa funcao e
ser estavel em contacto com o electrolito. Por fim o anodo deve ser eficiente enquanto agente redutor,
apresentar uma elevada cedencia de carga por unidade de peso (Ah/g) aquando do funcionamento da
bateria e ser estavel. Assim, a escolha acertada destes tres componentes de uma celula sao um dos
factores principais para a definicao de uma bateria profıcua. Contudo toda esta conjugacao ideal de
propriedades reflete-se no custo das baterias [27]. E principalmente a diferente conjugacao de mate-
riais destes tres componentes que justifica a existencia de diversos tipos de baterias com diferentes
caracterısticas e aplicacoes.
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 BESS nao se limita somente a bateria, tal como se pode verificar pela Figura 2.4.
Figura 2.4: Componentes tıpicos de um BESS [29].
21
Um BESS contem para alem da propria bateria uma serie de outros componentes responsaveis pela
monitorizacao e controlo de algumas propriedades da bateria ou do contentor, bem como disjuntores e
electronica de potencia, nomeadamente o sistema de conversao de potencia (conversor).
Os sistemas de monitorizacao e controlo existentes tem como objectivo principal gerir o funciona-
mento da bateria de forma a maximizar o seu desempenho tecnico-economico e a garantir as condicoes
de seguranca necessarias para o correcto funcionamento do sistema. Algumas das principais accoes
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 sobrecar-
regadas e aquecam, 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 utilizacao esta sujeita. No caso particular das baterias de lıtio estas necessitam de particular
monitorizacao e controlo da sua temperatura de operacao. Dada a combustibilidade do lıtio, o funcio-
namento a temperaturas elevadas pode levar ao sobreaquecimento da bateria podendo inflamar, daı a
importancia de ter um sistema de controlo da temperatura [29].
O sistema de conversao de potencia 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 seccao seguinte (seccao 2.3.3). A bateria e
um sistema que entrega electricidade sob a forma de corrente continua (DC). Portanto, para que seja
possıvel a interconexao com a rede electrica, cujo funcionamento e em corrente alternada (AC), e
necessario um sistema de conversao de potencia. O conversor a aplicar tem de ser capaz de numa
situacao de carregamento da bateria funcionar como um rectificador convertendo a corrente AC em DC
para ser armazenada energia na bateria. Na situacao 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. Daı a referencia a necessidade de um inversor com
comportamento bidireccional.
2.3.3 Princıpio de funcionamento
As celulas das baterias secundarias tem a capacidade de ser recarregadas armazenando electricidade
sob a forma de energia quımica. Tal como visto anteriormente, cada celula e composta por um electrodo
positivo e outro negativo onde ocorrem as reacoes de oxidacao-reducao (redox). Estes electrodos, por
sua vez, estao ligados por um circuito externo que permite a circulacao de corrente (electroes), que
ocorre devido as reaccoes quımicas que ocorrem simultaneamente em ambos os electrodos. Estas
reaccoes quımicas, por sua vez, sao reaccoes reversıveis permitindo a recarga da bateria atraves da
aplicacao de uma tensao externa aos terminais da bateria [15]. Na figura 2.5 e de seguida explicita-se
o princıpio de funcionamento tıpico da bateria nos seus 2 modos de operacao, descarga e recarga:
• A descarregar: no processo de descarga de uma bateria os electroes acumulados pelo anodo
(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.
• A carregar: no processo de recarga de uma bateria a metodologia e a inversa a que ocorre no
modo de operacao de descarga. Interessa frisar que quando a bateria carrega a polaridade do
anodo e catodo troca, isto e, o anodo fica positivo e o catodo negativo. Assim, a corrente flui no
sentido contrario, a oxidacao da-se no electrodo positivo e a reducao da-se no terminal negativo.
Por definicao o anodo e o electrodo onde ocorre a oxidacao e o catodo e o electrodo onde ocorre
a reducao. Assim o electrodo positivo e agora o anodo 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
reaccoes quımicas que ocorrem nas baterias sao reversıveis. Mesmo assim apesar de serem feitas de
elementos que se podem recombinar repetidamente, as baterias recarregaveis apresentam um deter-
minado tempo de vida util. Com a utilizacao estas comecam a perder gradualmente a capacidade de
reter a carga, tal como se aborda na seccao seguinte.
2.3.4 Caracterısticas tecnicas de uma bateria
Na seccao 2.2.2.2 abordaram-se as principais caracterısticas tecnicas que devem ser consideradas
aquando da seleccao do sistema de armazenamento. Caracterısticas como a densidade de potencia/energia
e potencia/energia especıfica que afectam o volume/dimensao da bateria e a potencia nominal que
afecta a potencia que a bateria pode injectar. Tambem a capacidade de armazenamento, o custo do
sistema, o rendimento e a auto-descarga sao importantes consideracoes na seleccao de uma bateria,
cujos valores tıpicos para diferentes tecnologias de baterias se encontram apresentados na Tabela 2.1.
Agora, nesta seccao, a abordagem e feita tendo em conta que o SAE escolhido e uma bateria. Por-
tanto, interessa averiguar os atributos especıficos e caracterısticos 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 operacao e tensao aos terminais da celula. As baterias por terem componen-
tes quımicos sao sistemas de armazenamento que sao muito influenciados pelas condicoes em que
operam, podendo estas afectar o seu desempenho tecnico-economico, custo e tempo de vida util [2].
A PD corresponde a quantidade de energia que pode/deve ser utilizada relativamente a capacidade
total da bateria. E notavel que quanto maior for a PD de uma bateria menor sera 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 degradacao 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 uma PD de 0%. Na Figura 2.6 apresenta-se o comportamento tıpico de 2 tecnologias de
baterias de acido chumbo e de uma bateria de lıtio (LiFePO4), relativamente a forma como a PD afecta
o tempo de vida de cada tecnologia.
Figura 2.6: Variacao do numero de ciclos com a profundidade de descarga [33].
O efeito de memoria e outra das caracterısticas tıpicas de um BESS, contudo nem todas apresentam
tal contrariedade. Este efeito reflecte-se na diminuicao 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 electroquımicas de algumas tecnologias de baterias. A
tecnologia que mais sofre deste efeito sao as baterias de nıquel-cadmio (NiCd), ao inves, as baterias
de ioes de lıtio nao possuem efeito de memoria [20].
Relativamente a temperatura de operacao, o controlo da mesma e fundamental para um funcio-
namento prudente da bateria. Apesar de as baterias apresentarem uma gama de temperaturas de
operacao 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 situacao e mais delicada.
24
O aumento da temperatura de operacao faz descer a tensao aos terminais das baterias o que torna o
processo de recarga mais ineficiente e demorado [34]. Adicionalmente, o funcionamento a temperatu-
ras altas leva a degradacao das celulas, perda da capacidade efectiva, corrosao, emissao de gases e
consequentemente diminuicao do seu ciclo de vida util. Por todos estes factores, muitas das instalacoes
de sistemas com baterias possuem integrados sistemas de controlo e gestao da temperatura de forma
a garantir a seguranca e optimizacao do desempenho das mesmas [29].
Por fim, cada tecnologia apresenta os valores tıpicos de tensao nominal a que sao descarrega-
das/carregadas as suas celulas, sendo estes dependentes da diferenca de potencial gerado pelos ma-
teriais usados no anodo e catodo . A tensao que surge aos terminais de uma celula, em que instante
for, depende da corrente de carga, da sua impedancia interna, da temperatura de operacao, 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 caracterıstica tıpica 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 caracterısticas da curva de descarga de uma bateria de lıtio
para diferentes taxas de descarga ao longo do ciclo de descarga, a uma temperatura fixa. As baterias
de lıtio sao a tecnologia que apresenta gamas de tensao de operacao 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 diminuicao da potencia entregue
durante o ciclo de descarga, o que e inconveniente [36].
Figura 2.7: Caracterıstica da curva de descarga de uma bateria de lıtio [37].
Estas sao algumas das principais consideracoes na seleccao de uma bateria. Adicionalmente, para
que a bateria seja indicada ha que ter em conta os requisitos de desempenho que a aplicacao a que
se destina requer. Por exemplo, para aplicacoes de regulacao e mitigacao e importante apresentar
um tempo de resposta celere e capacidade de suportar um numero elevado de ciclos carga/descarga.
Alternativamente em aplicacoes de gestao de energia em que e necessario fazer “deslocamento” tem-
poral da mesma, os ciclos de carga/descarga devem ser capazes de ser prolongados no tempo [29].
25
Nesse sentido, na subseccao seguinte abordam-se as principais aplicacoes em que as baterias podem
ser vantajosas.
2.3.5 Aplicacoes de auxılio a integracao de renovaveis
Tal como ja abordado na seccao 2.2.2.3, as aplicacoes em que um SAE pode auxiliar podem ser
agrupadas em tres categorias diferentes de acordo com a sua natureza. Nesta sub-seccao apresentam-
se as principais aplicacoes a que uma bateria e adequavel.
Os BESS podem ser utilizados em qualquer dos grupos de aplicacoes existente abrangendo perıodos
de operacao dos milissegundos ate algumas horas. Estas aplicacoes, regra geral, estao associadas
a necessidade de compensar a natureza variavel da energia eolica e solar. Desde a contribuicao
em servicos auxiliares, como a regulacao e controlo da frequencia e tensao das redes com elevada
penetracao renovavel ate a contribuicao no balanceamento da carga/geracao fornecendo ou absor-
vendo energia quando ocorrem desequilıbrios, sao aplicacoes 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 instalacao [29].
Uma das razoes vitais para a instalacao de uma bateria e a contribuicao para um aumento confiavel
da penetracao 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 ambien-
tal. As ilhas por apresentarem na generalidade, um potencial renovavel elevado, possuırem sistemas
electricos que sao dependentes da geracao convencional e ausencia de interligacoes, beneficiam com
a instalacao de um sistema de armazenamento que permita a integracao confiavel de renovaveis, que
confira flexibilidade de utilizacao e permita a reducao da dependencia de combustıveis fosseis. Na Fi-
gura 2.8 apresenta-se o impacto que uma bateria de acido chumbo tem na geracao 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 instalacao de uma bateria a dependencia da geracao convencional diminui
26
a custa de um aumento da penetracao renovavel. A bateria permite garantir o balanco carga/geracao
e a operacao estavel da rede em paralelo com a maximizacao da penetracao renovavel. Adicional-
mente, as baterias funcionam tambem como reserva permitindo assim contribuir para satisfazer a perda
de geracao ou variacao 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 aplicacao consiste na acomodacao da variabilidade caracterıstica das fontes renovaveis
e consequentemente da sua producao energetica. Neste caso as baterias actuam do lado da geracao
da energia renovavel. Como o vento ou a irradiancia solar tem um caracter estocastico e variavel
apresentam flutuacoes mais ou menos severas ao longo das horas, que afectam a estabilidade do
sistema electrico. A utilizacao de uma bateria permite suavizar as flutuacoes tıpicas da producao re-
novavel atraves da absorcao/injeccao de potencia em curtos perıodos. 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 acomodacao de geracao solar.
Figura 2.9: Influencia de uma bateria na suavizacao de flutuacoes [29]
A vermelho temos a potencia gerada pelo Painel Fotovoltaico (PV) ja do lado AC, a preto apresenta-
se a potencia imposta pela bateria e a azul a potencia resultante que e injectada na rede com a bateria
a fazer acomodacao das flutuacoes. Em baixo apresenta-se a variacao 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 aplicacoes e geralmente reduzida.
Menos frequente, contudo exequıvel e a utilizacao de baterias para aplicacoes relacionadas com o
armazenamento de energia durante longos perıodos temporais. Entre elas existe o armazenamento
sazonal (meses) e o deslocamento temporal de energia (alguns minutos ate horas). Nesta ultima, o ob-
jectivo e usufruir das capacidades de uma bateria de forma a tirar proveito tecnico e economico. Por um
lado, permite fazer com que instalacoes renovaveis se mantenham em servico mesmo quando a sua
geracao ultrapassa a procura, funcionando a bateria como carga, absorvendo a producao excedente.
27
Por outro, permite fazer um armazenamento economicamente justificavel, nos perıodos em que a pro-
cura e o preco da electricidade sao baixos para que seja posteriormente injectada na rede. A energia
armazenada na bateria pode entao ser injectada num perıodo em que a procura e precos da electrici-
dade sejam mais elevados, o que ocorre geralmente na ponta. No deslocamento temporal incluem-se
aplicacoes como a gestao de pontas ou o nivelamento de carga, em que ambas consistem numa forma
de suavizar a forma tıpica de monte e vale da curva de procura, permitindo assim uma geracao mais
constante. Na Figura 2.10 e possivel observar a forma como uma bateria e aplicada no deslocamento
temporal de energia, nas aplicacoes de gestao de pontas e nivelamento de carga.
(a) Gestao de Pontas (b) Nivelamento de Carga
Figura 2.10: Aplicacoes de deslocamento temporal de energia [15].
Por fim, as baterias sao reconhecidas como um SAE notavel na colaboracao em servicos auxiliares.
O suporte de regulacao e controlo de tensao e frequencia sao as principais aplicacoes que aqui se inse-
rem. Nestas aplicacoes os tempos de resposta tem que ser rapidos de forma a remediar desequilıbrios
de potencia 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 frequencia diz
respeito a estrategia utilizada e a de manter o equilıbrio entre a potencia 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 frequencia que se verifica na rede, a bateria e capaz de injectar ou absorver energia de
forma a equilibrar a frequencia. Por sua vez, as baterias possuem tempos de resposta mais rapidos que
as maquinas convencionais, o que beneficia a rede na rapida e precisa compensacao das flutuacoes
frequentes da geracao renovavel, mantendo a frequencia do sistema dentro dos limites exigidos. Na
Figura 2.11 verifica-se a forma como uma bateria actua perante os desvios de frequencia.
Frequencias elevadas indicam o excesso de geracao face a carga o que faz com que a bateria
carregue para reparar tal perturbacao, pelo contrario, frequencias baixas indicam defice de geracao
face a carga, portanto a bateria fornece potencia 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 operacao 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 potencia reactiva que e injectada na rede. A capacidade de potencia reactiva
28
Figura 2.11: Regulacao de frequencia por BESS [39].
da bateria esta associada a capacidade do sistema de conversao de energia ao qual esta e ligado.
E a electronica de potencia 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 comutacao torna possıvel o controlo independente da potencia 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 lıtio vs Baterias de Acido-Chumbo
Para finalizar este capıtulo, considera-se importante confrontar as duas tecnologias de baterias de
baixa temperatura que possuem maior relevancia no mercado electrico, nomeadamente dos sistemas
de armazenamento de energia: as baterias de acido-chumbo e as de lıtio. Se nas primeiras podemos
ver reflectida uma maturidade irrivalizavel, nas segundas projecta-se um futuro promissor com base
nos sucessos tecnico-economicos alcancados. 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 anodo e constituıdo por chumbo esponjoso (Pb) e o
electrolito de acido sulfurico liquido (H2SO4) [20]. A tensao nominal de uma celula de PbA tıpica ronda
os 2V [19].
As baterias de acido-chumbo sao caracterizadas por terem um custo relativamente baixo em comparacao
com outras tecnologias de baterias, rondando os $50-$400/kWh [21, 15]. Por outro lado, a eficiencia
desta tecnologia e na ordem dos 70-85%. O curto tempo de resposta, a relacao custo/desempenho
vantajosa e a relativa baixa auto-descarga sao tambem factores caracterısticos deste tipo de baterias.
Estas podem ser utilizadas em aplicacoes de gestao de energia, devido a baixa auto-descarga que as
torna indicadas para aplicacoes de armazenamento de energia em perıodos de tempo mais longos.
Em contrapartida, existem alguns factores que limitam a sua utilizacao mais generalizada. A degradacao
do seu desempenho e a afectacao 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 exigi-
dos. Mas as principais desvantagens desta tecnologia sao a baixa energia especıfica (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 instalacoes como
por exemplo, em Chino, na California em que uma bateria de PbA com 10MW de potencia nominal e
capacidade de 40MWh e responsavel por fornecer reserva girante e por participar em aplicacoes de
nivelamento de carga [31].
Quanto as baterias de lıtio, as primeiras comercializaveis surgiram em 1990 produzidas pela Sony
[15]. Desde entao esta tecnologia tem revelado um crescimento tecnico-comercial notavel, podendo ac-
tualmente ser utilizadas numa vasta gama de aplicacoes desde telemoveis ate aplicacoes de media/alta
potencia para sistemas de armazenamento em sistemas electricos (veıculos electricos ou rede electrica),
com capacidades que podem alcancar os 30MWh [22].
Sao baterias em que o catodo e constituıdo por um oxido metalico de lıtio, o anodo por carbono
grafıtico e o electrolito e baseado numa solucao de sais de lıtio com mistura de solventes organicos.
A tensao nominal de uma celula de lıtio tıpica 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 operacao e menor. As principais caracterısticas das baterias de ioes lıtio
sao a elevada energia especıfica (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 a PD a
que a bateria e sujeita, mas por norma, esta entre 1000 e 10000 ciclos [15]. A auto-descarga tıpica
verificada e <9% da capacidade nominal por mes.
A PD que as baterias de lıtio suportam e algo limitada o que faz com que nao deva ocorrer descarga
total, apesar de actualmente ja existirem baterias de lıtio de descarga profunda (PD>85%) sem afectar
de forma determinante o desempenho e tempo de vida da bateria. Para alem disso, tambem a tempe-
ratura de operacao e um factor que pode influenciar o tempo de vida e a seguranca das baterias de lıtio,
caso esta nao seja controlada atraves da monitorizacao da temperatura das celulas. Contudo, as duas
principais desvantagens desta tecnologia residem no preco elevado das baterias e na sua seguranca.
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 possuırem circuitos internos de proteccao contra sobrecargas.
As sobrecargas sao propıcias a ocorrerem nas baterias de lıtio devido a elevada densidade de energia
e combustibilidade do lıtio que leva a possibilidade de sobreaquecimento das celulas pondo em risco a
seguranca da instalacao.
As baterias de Li-ion sao vistas como as principais candidatas a aplicacoes em que o tempo de
resposta curto e as dimensoes reduzidas sao factores determinantes. Actualmente a pesquisa e
investigacao foca-se em aumentar a capacidade das baterias de lıtio, reduzir o seu custo e aumen-
tar 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 lıtio, entre eles, um em Laurel Mountain, onde foi
30
instalado um sistema de baterias de lıtio com potencia nominal de 32MW e capacidade de 8MWh para
suportar um parque eolico com 98MW, fornecendo flexibilidade na estabilizacao da rede e permitindo
fazer gestao da energia [20].
A comparacao entre estas duas tecnologias efectuada nesta seccao, 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 lıtio apresentam clara vantagem face as de acido-chumbo quer pelo rendimento, densidade
de potencia/energia, potencia/energia especıfica, 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 lıtio 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 tendencia e para que com a imposicao das baterias de lıtio como uma
das solucoes com melhores resultados praticos de entre as BESS, os precos destas descam com o
aumento da producao e surgimento de economias de escala.
31
Capıtulo 3
Caso de Estudo: ilha da Brava
Neste capıtulo 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 descricao da sua rede electrica de media tensao em 2015 bem como a previsao
para o ano de 2020.
Na Seccao 3.1 e feita a apresentacao geral da ilha e das suas principais caracterısticas em termos
de recursos renovaveis e formalidades da rede electrica.
Na Seccao 3.2 identifica-se o sistema electroprodutor, a rede de distribuicao e o diagrama de carga
da ilha da Brava e que foram utilizados para realizar os estudos em regime estacionario e dinamico.
Apresenta-se igualmente a caracterizacao do recurso solar e eolico da ilha.
Na Seccao 3.3, com o objectivo de tornar a ilha 100% renovavel identificam-se os projectos a ins-
talar na rede e as respectivas modificacoes que se perspectivam na procura e consequentemente no
despacho do sistema electroprodutor. Apresenta-se tambem as caracterısticas gerais a considerar re-
lativamente a instalacao 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 exposicao 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 nıveis 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 producao de energia hidroelectrica [8].
A ELECTRA e a entidade responsavel pela concessao da producao e distribuicao 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 constituıdo por uma central de producao de energia electrica, tratando-
se de uma central termoelectrica, e uma rede de distribuicao MT que opera nas tensoes de 20 e 6 KV.
A ilha da Brava nao apresenta qualquer tipo de interligacao 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 transformacao (PT) onde e possivel visualizar a sua
localizacao geografica.
Figura 3.1: Planta ilha da Brava, adaptado de [41].
3.2 Brava: Ano 2015
3.2.1 Sistema Electroprodutor e Subestacoes
O sistema electroprodutor da ilha da Brava, em 2015, e constituıdo por uma central de producao de
energia electrica, a Central Termoelectrica de Favetal (CEFV). A central de Favetal e constituıda por
4 grupos termicos que utilizam como combustıvel o gasoleo e possui uma potencia 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 subestacao elevadora afecta a CEFV, atraves da
qual e injectada a producao na rede de MT. A Subestacao de Favetal (SFV) possui uma potencia
instalada de 800 kVA. Na Tabela 3.2 sao apresentados os dados gerais da subestacao.
33
Tabela 3.1: Dados dos grupos da central de Favetal.
Tabela 3.2: Dados da subestacao de Favetal.
Na Figura 3.2 apresenta-se o esquema unifilar da central de Favetal incluindo a subestacao e a
saıda para a rede de MT.
Figura 3.2: Esquema da central de Favetal.
3.2.2 Rede de distribuicao
O sistema electrico da ilha da Brava possui uma rede de distribuicao de 20 kV com origem na subestacao
de Favetal e uma rede de 6 kV que deriva da subestacao SS de Nova Sintra. O esquema unifilar da
rede de distribuicao de MT da ilha da Brava apresenta-se no Anexo A.1. Como se pode verificar trata-
se de uma rede com uma configuracao radial com 2 nıveis de tensao. A subestacao Nova Sintra e
responsavel por permitir o funcionamento da rede de distribuicao a 20 e 6 kV atraves de um transfor-
mador redutor que opera com a relacao de transformacao 20/0,4 kV e de um transformador elevador
que opera com relacao de transformacao de 0,4/6 kV alimentando os pontos da rede electrica que fun-
cionam neste nıvel de tensao. Estes transformadores tem ambos uma potencia de 250 kVA e possuem
5 tomadas manuais de ±2 × 2, 5%.
34
A rede de distribuicao e constituıda por uma parte subterranea e uma aerea. Na rede subterranea,
representada em A.1 a tracejado, os cabos utilizados sao de dois tipos: de alumınio(Al) (20kV e 6kV)
e Cobre (Cu) (6kV). Na rede aerea, as linhas utilizadas sao condutores de alumınio do tipo Aster. Na
Tabela 3.3 apresentam-se as caracterısticas principais dos tipos de linhas e cabos utilizados na rede
de distribuicao da ilha.
Tabela 3.3: Caracterısticas das linhas e cabos.
Na Tabela 3.3 apresentam-se os valores da seccao, resistencia, indutancia e capacidade por uni-
dade 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 mes de Janeiro. Estes
foram fornecidos por valor de carga visto por cada Posto de Transformacao (PT) para a ponta. De notar
que a potencia reactiva de cada PT e calculada atraves do conhecimento do coeficiente de carga, da
potencia activa e da assuncao de que todas as cargas apresentam factor de potencia de cos Φ = 0,8
indutivo.
Assumiu-se que estes dados da ponta para o mes de Janeiro eram representativos para qualquer
estacao do ano, uma vez que, a ELECTRA revelou que nas ilhas de Cabo Verde o perfil de consumo
nao apresenta, regra geral, variacoes significativas entre o Verao e Inverno. Assim considerou-se que
este valor de ponta corresponde ao valor de producao maxima anual. Relativamente a carga de vazio
os dados mantem-se 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 distribuicao das
cargas pelos PTs assume o mesmo comportamento que o registado na ponta.
Os valores de carga por PT para o cenario de ponta e vazio encontram-se apresentados na Tabela
3.4.
O PT Vila corresponde a carga com maior consumo representando cerca de 30% da carga total da
ilha. Isto justifica-se pelo facto de ser este PT que alimenta o maior centro urbano da ilha da Brava, a
Vila de Nova Sintra.
Para tornar o estudo o mais real possıvel e dada a ausencia de informacoes sobre o perfil do dia-
grama de carga da ilha da Brava, decidiu-se utilizar como referencia o diagrama de carga da ilha de
35
Tabela 3.4: Dados da carga na Ponta e Vazio de 2015 para a ilha da Brava.
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}.
O \acs{PT} Vila corresponde à carga com maior consumo representando cerca de 30% da
carga total da ilha. Isto justifica-se pelo facto de ser este \acs{PT} que alimenta o maior centro
urbano da ilha da Brava, a Vila de Nova Sintra.
Para tornar o estudo o mais real possível e dada a ausência de informações sobre o perfil do
diagrama de carga da ilha da Brava, decidiu-se utilizar como referência o diagrama de carga da
ilha de Santiago procedendo-se à adaptação do mesmo. Com esta assunção admite-se que os
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
corresponde a um diagrama de carga de produção pelo que incluía perdas que foram
desprezadas. Com base nos dados de ponta e vazio apresentados na Tabela xxx e
extrapolando os restantes valores de carga horária durante um dia para a ilha da Brava, o perfil
de carga obtido encontra-se apresentado na Figura xxxx. Por análise da Figura xxx podemos
verificar que a ponta do diagrama de cargas ocorre às 20h ocorrendo o vazio às 6 h.
Cargas Cenário Ponta Cenário Vazio
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
Santiago procedendo-se a adaptacao do mesmo. Com esta assuncao admite-se que os habitos quo-
tidianos/industriais das duas ilhas sao semelhantes, contudo a ilha da Brava apresenta um consumo
cerca de 40 vezes menor. O diagrama de carga original da ilha de Santiago corresponde a um diagrama
de producao pelo que incluıa perdas que foram desprezadas. Com base nos dados de ponta e vazio
apresentados na Tabela 3.4 e extrapolando os restantes valores de carga horaria durante um dia para
a ilha da Brava, o perfil de carga obtido encontra-se apresentado na Figura 3.3. Por analise da Figura
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
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
P [
MW
]
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 assuncoes apresentadas acima, com
o objectivo de representar um dia tıpico de consumo da ilha da Brava, que servira de base para a
construcao dos cenarios de simulacao.
36
3.2.4 Caracterizacao do recurso Solar e Eolico
O conhecimento das caracterısticas do recursos solar e eolico e a base para realizacao dos estudos
de viabilidade economica de qualquer projecto de fontes de energias renovaveis, onde se incluem os
projectos solares e eolicos, respectivamente. A caracterizacao do potencial eolico e solar da ilha da
Brava foi realizada pela Gesto Energia no ”Plano Energetico para 2020” [8]. Contudo nao foi possıvel
ter acesso a uma serie temporal de registos de medicoes da velocidade do vento e irradiancias.
Segundo os estudos realizados pela Gesto Energia, o recurso solar e abundante em Cabo Verde.
Em media a ilha da Brava apresenta uma radiacao global de 1.800 kWh/m2/ano e cerca 3.750 horas de
sol por ano.
Para obtencao dos dados de irradiancia tıpicos 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 radiacao solar num determinado ponto do globo. Na Figura 3.4
apresentam-se as caracterısticas de irradiancias tıpicas de cada estacao do ano, no plano inclinado de
14o (inclinacao optima), para a regiao da Furna.
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
que se registaria na ilha da Brava. Na
Tabela xxx e na Figura xxx apresentam-se
as velocidades do vento assumidas para
este estudo bem como as potências
produzidas pelos diferentes aerogeradores
estudados. Na Figura xxx apresentam-se
as curvas de potência das turbinas Vestas
utilizadas para realizar os estudos
apresentados no capitulo seguinte e para
conseguir obter a potência eólica disponível
para cada modelo de aerogerador para o perfil
de vento em causa.
Hora Vento [m/s]
Potência [MW] Vestas
V52 2x Vestas
V29 00:00 12,43 0,8 0,438 1:00 9,73 0,573 0,31 2:00 10,15 0,618 0,34 3:00 10,77 0,673 0,377 4:00 10,87 0,682 0,384 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
0
200
400
600
800
1000
1200
04:48 07:12 09:36 12:00 14:24 16:48 19:12
Irra
diâ
nci
a [W
/m2 ]
Tempo [h]
Janeiro
Maio
Julho
Outubro
0
2
4
6
8
10
12
14
Vel
oci
dad
e [m
/s]
Tempo [h]
Perfil de vento típico da Ilha da Brava
0,00
500,00
1000,00
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Po
tên
cia
[kW
]
Vento [m/s]
Curva de Potência aerogeradores Vestas
V52
V29
Figura 3.4: Diagrama das irradiancia de meses de cada estacao do ano na Furna.
Pela analise da Figura 3.4 verifica-se que a irradiancia ao longo do ano assume um comportamento
aproximadamente constante entre estacoes, nao se verificando variacoes consideraveis entre as ir-
radiancias medias, apesar de estas serem ligeiramente superiores para os meses de Verao (Julho).
Outro facto que se pode verificar e que o numero de horas de sol diarias nao varia de forma signifi-
cativa, apesar de ser menor para os meses de Inverno, apresentando cerca de menos 2 horas de sol
diaria face a um dia tıpico de Verao.
Segundo os estudos apresentados em [8], o recurso eolico apresenta sazonalidade consideravel
verificando-se uma assimetria anual. Esta observa-se entre os perıodos de Janeiro a Junho, em que
as velocidades medias do vento sao elevadas (>9m/s) e de Julho a Dezembro em que se verifica um
decrescimo da velocidade do vento. Outro dado relevante resulta do conhecimento que cerca de 90%
dos ventos provem de NE [8]. Relativamente ao perfil de vento na ilha da Brava, por ausencia de dados
optou-se por utilizar dados do perfil de vento de um dia tıpico registado em 2015 na ilha de Santiago,
para o mes de Janeiro, assumindo que este nao varia de forma significativa do que se registaria na ilha
37
da Brava. Na Figura 3.5 apresenta-se o perfil de vento considerado.
0
2
4
6
8
10
12
14
Vel
oci
dad
e [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 implementacao de novos projectos
Com vista a alcancar a meta imposta pelo Governo de Cabo Verde de atingir uma taxa de penetracao
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 paıs, mas tambem pretende coloca-lo na linha da frente dos paıses de
referencia 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 implementacao ate 2020
foram os seguintes:
• Parque Eolico- Ventos da Furna (PE.035) – Este projecto consiste na construcao de um par-
que eolico localizado na ilha Brava com uma potencia instalada de 0,85 MW constituıdo 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 construcao de um parque solar cons-
tituıdo por modulos fotovoltaicos de silıcio policristalino (5.778 unidades aproximadamente) com
uma potencia pico de 225Wp e respectivos servicos auxiliares. Este parque tera uma potencia
instalada total de 1,3 MW, em que 0,92MW serao instalados numa primeira fase e 0,39MW numa
fase posterior. O orcamento estimado para este projecto e de 4,26 MAC.
• Projecto Brava 100% Renovavel (SAE.03) – Este projecto consiste na instalacao 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 potencia 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. Assim, atraves dos dados da carga de ponta reais fornecidos pela ELECTRA, referentes
ao ano de 2015, procedeu-se a extrapolacao para o ano de 2020 com base no crescimento percen-
tual previsto, no ”Plano Energetico de 2020”, realizado pela Gesto Energia S.A. Assim admite-se um
aumento de 20,6% da carga em relacao ao cenario de carga actual (2015), apresentado na Tabela
3.4, o que preve uma ponta de aproximadamente 473 kW. Quanto a carga de vazio os dados mantem-
se inalterados face a previsao feita, por ausencia de dados que os invalidem. Sendo entao a relacao
Vazio/Ponta de 0,5.
Apresenta-se entao na Tabela 3.6 os valores de carga na Ponta e Vazio, bem como a distribuicao
das cargas pelos PTs que sao utilizados neste estudo.
Tabela 3.6: Dados da carga na Ponta e Vazio de 2020 para a ilha da Brava.
Verifica-se que os dados de ponta fornecidos pela \acs{ELECTRA} para o ano de 2015 diferem
em grande medida dos previstos para este ano. Assim através dos dados da carga de ponta
reais, fornecidos pela Electra, referentes ao ano de 2015, procedeu-se á extrapolação para o
ano de 2020 com base no crescimento percentual previsto, no Plano Energético de 2020,
realizado pela Gesto Energia S.A. Assim admite-se um aumento de 20,6% da carga em relação
ao cenário de carga actual (2015), apresentado na Tabela xx (tabela das cargas), o que prevê
uma ponta de aproximadamente 473 kW. Quanto à carga de vazio os dados mantêm-se
inalterados face à previsão feita, por ausência de dados, sendo então a relação Vazio/Ponta de
0,5. Apresenta-se então na Tabela xx os valores de Ponta e Vazio, bem como a distribuição da
cargas das cargas pelos \acp{PT}.
O novo diagrama de carga referente ao ano de 2020 é apresentado na figura xx, este servirá
de base para a construção dos cenários de simulação, tal como apresentado no capitulo xxxxx.
Cargas Cenário Ponta Cenário Vazio
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
O novo diagrama de carga referente ao ano de 2020 e apresentado na Figura 3.6, este servira de
base para a construcao dos cenarios de simulacao, tal como apresentado na Seccao 5.1.
39
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
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
P [
MW
]
Tempo [h]
Figura 3.6: Diagrama de carga de 2020.
3.3.3 Redimensionamento dos projectos a implementar
Os projectos apresentados na Seccao 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 potencia instalada de acordo com
a diminuicao da carga prevista para 2020. Os projectos renovaveis apresentados em 3.3.1 apresentam
um potencia instalada 4,55 vezes superior a potencia 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 alteracoes:
• Parque Eolico- Ventos da Furna – considera-se a reducao da potencia eolica a instalar pas-
sando a ser utilizados 2 aerogeradores Vestas V29 de potencia nominal 225 kW cada. Com esta
alteracao a potencia 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 potencia
eolica a injectar na rede, uma vez que, permite que apenas 1 turbina esteja ligada se necessario.
• Parque Solar – Furna – considera-se a reducao do numero de modulos a instalar no Parque
Solar da Furna (PSF), reduzindo assim a potencia solar a instalar. Considera-se a instalacao de
1600 modulos da Martifer MTS225P (datasheet no Anexo B) com uma potencia pico de 225Wp, o
que perfaz uma potencia instalada de 360 kW. Com esta alteracao a potencia solar a instalar ate
2020 reduz-se em 940 kW face ao projectado em [42].
Com a instalacao destes projectos a potencia renovavel instalada em 2020 sera de 810 kW, o que
corresponde a cerca de 1,7 vezes a potencia de ponta prevista para a ilha da Brava em 2020.
Com a introducao dos novos projectos na rede electrica da ilha Brava, o sistema electroprodu-
tor desta vai sofrer algumas alteracoes surgindo 2 novas centrais renovaveis de producao de energia
electrica: Parque Eolico Ventos da Furna (PEVF) e o PSF. O PEVF e constituıdo por dois aerogerado-
res iguais dotados de maquinas de inducao duplamente alimentadas (MIDA) de 225 kW cada, apresen-
40
tando uma potencia 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 potencia instalada de 0,3
MVA cada. O PEVF e ligado a rede no barramento de saıda da SFV atraves de um cabo subterraneo de
Figura 3.7: Esquema Unifilar do PEVF.
alumınio (Al50) dimensionado de forma a evitar sobrecargas. O comprimento do cabo escolhido foi de
0,8 km pois esta e a distancia aproximada entre a subestacao 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 potencia instalada de 360 kWp e esta afecto a um transformador de 0,4 MVA
que e ligado tambem no barramento de saıda 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 realizacao 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 penetracao
100% renovavel na producao de energia electrica. Este projecto visa igualmente permitir reduzir a
dependencia energetica do exterior e poupar em combustıvel, reduzindo as emissoes de CO2.
O SAE a introduzir e uma bateria secundaria. Pela comparacao das caracterısticas tıpicas apre-
sentada na Tabela 2.1 bem como pelos factores descritos na Seccao 2.3, a tecnologia BESS escolhida
para implementacao neste projecto foi uma bateria de ioes de lıtio. Esta apresenta como ja visto ca-
racterısticas tecnicas impares no que ao rendimento e densidade de energia/potencia diz respeito. A
bateria a instalar sera utilizada maioritariamente numa aplicacao de energia, isto e, o seu principal ob-
jectivo esta associado ao custo de exploracao do sistema electrico, ajudando a melhorar a rentabilidade
do mesmo. Assim aquilo que e desejavel e que nos perıodos em que a producao renovavel e excessiva
face a carga, este excesso possa ser armazenado na bateria, para posterior aproveitamento quando a
carga aumenta face a geracao, isto e, pretende-se que exista um deslocamento temporal de energia
(time shifting). Contudo esta tambem deve contribuir na regulacao de tensao e frequencia 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 subterraneo de alumınio (Al50) dimensionado de forma
a evitar sobrecargas. Na Figura 3.9 apresenta-se o esquema unifilar refente da instalacao da BESS.
Figura 3.9: Esquema Unifilar da instalacao do BESS.
O dimensionamento do BESS e apresentado no Capıtulo 4 tendo em conta o estudo estacionario
realizado para a ilha da Brava em 2020.
42
Capıtulo 4
Implementacao e Modelizacao
Neste capıtulo apresentam-se os meios utilizados para proceder aos estudos em regime estacionario e
dinamico, relativamente ao software utilizado e aos modelos admitidos.
Na Seccao 4.1 introduz-se o software de simulacao utilizado, o PSS/E, apresentando-se de uma
forma geral o seu funcionamento na calculo do transito de energia e a metodologia de processamento
utilizada nas simulacoes dinamicas.
Na Seccao 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 consideracoes 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, distribuıdo 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 transito de energia, efetuar simulacoes em regime dinamico e estudar a
estabilidade dos sistemas, entre outras funcoes que permitem estudar o desempenho de redes de
energia electrica em regime permanente e dinamico. Este software possui uma vasta biblioteca de
modelos dinamicos de diversos componentes da rede electrica que permitem caracterizar de forma
fidedigna o seu comportamento aquando da ocorrencia de uma contingencia.
Para a resolucao do transito de energia o programa permite a utilizacao do metodo de Gauss-
Seidel ou do metodo de Newton-Raphson, sendo o segundo o utilizado para a obtencao dos resultados
apresentados neste trabalho, por apresentar uma velocidade de convergencia claramente superior face
ao primeiro.
As simulacoes dinamicas tem como objectivo determinar a forma como um sistema responde a
ocorrencia de um determinado estımulo, que pode ser um curto-circuito ou uma variacao de geracao,
por exemplo. O comportamento de um sistema electrico e descrito atraves de equacoes diferenciais.
O processo que o PSS/E realiza e baseado na resolucao das equacoes diferenciais que caracterizam
43
o sistema a simular e na definicao das suas variaveis de estado (STATEs). Entao, a cada passo de
integracao da simulacao, as derivadas temporais de cada uma das variaveis de estado definidas sao
calculadas, com recurso a parametros constantes (CONs) e variaveis (VARs), que descrevem o sistema
nesse determinado instante de tempo. O passo a seguir consiste na definicao 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 integracao em
passo de integracao ate ao fim do perıodo de simulacao. Na Figura 4.1 apresenta-se um esquema com
as accoes basicas realizadas pelo PSS/E numa simulacao dinamica.
Figura 4.1: Sequencia de accoes realizadas pelo PSS/E numa simulacao dinamica, 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 posicoes
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
assimilacao de dados e feita atraves de um ficheiro DYRE, que contem os parametros constantes
(CONs) que nao variam durante a simulacao. A rotina CONEC, por sua vez, serve para definicao por
parte do utilizador de interconexoes entre modelos introduzidos no DYRE e modelos auxiliares, tal como
foi feito para a associacao entre os modelos representantes do BESS, o modelo ”PAUX1”e o ”CBEST”.
4.2 Implementacao e modelizacao da rede no PSS/E
4.2.1 Introducao
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 simulacao
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, sendo acrescentadas as renovaveis (2
aerogeradores e um PV) e a bateria. A rede electrica e composta por 2 nıveis 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 tem uma tensao de saıda de 0,69 kV. O sistema
electrico da ilha e composto por 18 cargas no total, em que 3 funcionam na rede de distribuicao 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 adaptacoes na rede
electrica da Brava apresentada no Anexo A, de forma a fosse possıvel simula-la da forma mais conve-
niente. Foram utilizados barramentos “fictıcios” de forma a simular os ligadores aero-subterraneos que
servem na rede de interface de ligacao entre um cabo subterraneo e uma linha aerea, o que justifica o
numero acrescido de barramentos face a realidade.
Nas seccoes que se seguem apresentam-se algumas das consideracoes tidas na implementacao
e modelizacao dos sistemas/componentes utilizados na rede quer em regime estacionario quer em
regime transitorio. Os parametros utilizados para cada modelo dinamico foram adaptados de estudos
anteriormente realizados com recurso ao PSS/E, uma vez que, nao foi possıvel obter dados concretos
dos parametros dinamicos 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 simulacoes realizadas sem bateria, o barramento da central de Favetal (BUS1), onde
se encontra ligada toda a geracao convencional, e escolhido para ser o no de balanco da rede electrica.
Os dados que sao fornecidos para as maquinas sıncronas convencionais no regime estacionario cor-
respondem a: potencia nominal, em MVA, limites de potencia activa e reactiva, tensao especificada e
impedancia equivalente da maquina (ZSORCE).
A tensao especificada para a CEFV (BUS1) e sempre mantida em 1 p.u. Segundo os dados forneci-
dos pela ELECTRA, os grupos sao explorados com um factor de potencia de 0,8 (cos φ=0,8), pelo que
os limites de potencia activa e reactiva maximos foram obtidos tendo em conta tal caracterıstica.
Foram tidas algumas consideracoes em conta na definicao dos criterios de producao convencional,
como descritas de seguida. Primeiro, assumiu-se que a potencia minıma a que os geradores devem
funcionar corresponde a 50% da sua potencia 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 combustıvel e assim manter a sua viscosidade. E em segundo, considera-se que os
grupos nao consomem reactiva em regime estacionario, pelo que o limite mınimo de reactiva e 0.
A impedancia ZSORCE de cada gerador nao e um dado necessario para o calculo do transito de
energia, contudo e preciso para as simulacoes dinamicas, devendo corresponder a reactancia subtran-
sitoria da maquina, tambem definida no ficheiro DYRE.
45
1BUS1
1 2 3 4
2BUS2
3BUS3
4BUS4
5BRAGA
1
6BUS67LEM
1 8BUS8
9BUS9
50VILA
1
10BUS10
11MATO GRANDE
1
12BUS1213BUS13
14ANTENA1
15BUS1516BUS16
19CACHAÇO1
17MATO1
18BUS18
20BUS20
21BUS21
23BUS23
24BUS24
25PAU1
26CAMPO BAIXO1
27TANTUM1
22BUS2228BUS28
29BUS29
30BUS30
37BUS3738BUS38
40NS MONTE1
39COVA JOANA1
35BUS3536F.D.AGUA1
31BUS31 32BUS32
34BOMBA31 33BOMBA41
41BUS41
42BUS42
45BUS4543BUS43
44COVA RODELA1
46BUS4647BUS47
49S.BARBARA
1 48FURNA
1
51BUS51
53BUS53
55BUS55
52AEROGERADOR
1
57BUS57
54PV
1 56BESS
1
58AEROGERADOR2
1
908070605040302010 1000 MW Flow
1
LEGENDA :0,315 kV
0,4 kV
0,69 kV
6 kV
20 kV
Figura4.2:
Esquem
aunifilarno
PS
S/E
referenteao
anode
2020.
46
Na Tabela 4.1 apresentam-se os dados utilizados no regime estacionario para cada um dos grupos
da CEFV.
Tabela 4.1: Dados dos grupos termicos em regime estacionario.
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
Localização Barramento Tensão
especificada [p.u]
Grupo SN
[MVA] PMAX [MW]
PMIN [MW]
QMAX [Mvar]
QMIN [Mvar]
ZSORCE [p.u]
Favetal (CEFV) BUS1 1,0
I (G1) 0,320 0,256 0,128 0,192 0
0,271 II (G2) 0,5 0,4 0,2 0,3 0 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
Localização Barramento/Nome SN
[MVA] PMAX [MW]
QMAX [Mvar]
QMIN [Mvar]
ZSORCE [p.u]
Furna (PSF)
BUS54-PV 0,379 0,36 0,118 0 9999
Furna (PEVF)
BUS52-Aerogerador1 0,237 0,225 0,074 0 0,8
BUS58-Aerogerador2 0,237 0,225 0,074 0 0,8
BESS
Localização Barramento/Nome SN
[MVA] PMAX [MW]
PMIN [MW]
QMAX [Mvar]
QMIN [Mvar]
ZSORCE [p.u]
Furna (BESS)
BUS55-BESS 0,972 0,875 -0,875 0,424 -0,424 9999
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 --
Modelo Dinamico:
Sao muitos os modelos que a biblioteca do PSS/E disponibiliza para a modelizacao dos geradores,
reguladores carga-velocidade e reguladores de tensao (excitatrizes). Uma vez que, a CEFV trata-se de
uma central termica com geradores sıncronos que contribuem para a regulacao primaria de frequencia,
os modelos escolhidos devem ter em conta tais caracterısticas.
Os quatro geradores da CEFV apesar de apresentaram potencias nominais diferentes estes sao
todos modelizados como maquinas sıncronas com rotor de polos salientes com os mesmos parametros,
dadas as pequenas diferencas de potencia que apresentam entre si. Como tal utiliza-se o modelo
”GENSAL” para caracterizar cada um dos geradores.
Para modelizar os reguladores de tensao utilizou-se o modelo ”IEEET1”. Estes sao responsaveis por
modelar um sistema de excitacao capaz de excitar o gerador sıncrono atraves de uma corrente contınua
que atravessa o enrolamento indutor do rotor criando um campo magnetico. Os valores utilizados para
os parametros foram retirados de estudos ja realizados no PSS/E. Para validar os parametros do mo-
delo realizou-se a actividade ”ESTR/ERUN” do PSS/E que permite simular testes ao desempenho do
sistema de excitacao. Esta actividade verifica os parametros definidos para sistema de excitacao dos
geradores, em isolado, atraves da resposta do sistema a um variacao em escalao da tensao de re-
ferencia do regulador de tensao. Na Figura C.2, do Anexo C apresenta-se a resposta da excitatriz com
os parametros apresentados na Seccao C.4. Apresentam-se duas grandezas, a ETRM que corres-
ponde a tensao aos terminais do regulador, em p.u, e a EFD que corresponde a tensao de saıda da
excitatriz, em p.u.
Pela analise da Figura C.2 verifica-se o correcto funcionamento dos reguladores de tensao. A ETRM
estabiliza na tensao de 1,05 p.u passados 4 segundos da variacao em escalao da tensao de referencia
em 0,05 p.u. A vermelho apresenta-se a resposta da tensao de saıda 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 frequencia
de um grupo gerador. Para isto, o regulador compara a velocidade de rotacao do grupo com a de
referencia e controla a actuacao na valvula de admissao de combustıvel a turbina do grupo permitindo
assim variar a potencia mecanica 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 caracterıstica
da frequencia em funcao da potencia mecanica 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
parametros 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 variacao em escalao do nıvel de carga do gerador. O objectivo
principal e verificar se os parametros definidos para o ”DEGOV1” conduzem a uma resposta amortecida,
sem oscilacoes persistentes. Na Figura C.3, do Anexo C, apresenta-se a resposta do regulador carga-
velocidade com os parametros apresentados na Seccao C.4. Apresentam-se duas grandezas, o SPD
que corresponde a variacao de velocidade da maquina, em p.u, e a PMEC que corresponde a potencia
mecanica 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 variacao do nıvel de carga de + 0,1 p.u..
Pela analise da Figura C.3 verifica-se que a resposta do ”DEGOV1” ao aumento do nıvel de carga
do gerador e rapida, estabilizando em 7 s e que e amortecida tal como desejavel, o que confirma os
parametros definidos para o modelo e o correcto funcionamento dos reguladores de carga-velocidade
dos grupos termicos.
4.2.3 Renovaveis
As centrais PEVF e PSF sao constituıdas por unidades de geracao renovaveis cuja modelizacao e
apresentada nesta seccao.
Modelos Estacionarios:
Relativamente ao PEVF este e composto por 2 aerogeradores iguais do tipo MIDA. Em regime esta-
cionario, para o calculo do transito de energia, as turbinas eolicas sao modeladas de forma semelhante
aos geradores convencionais. As principais diferencas surgem relativamente aos limites de potencia
reactiva em que e possıvel definir o modo de controlo da potencia 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 potencia 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 possuırem como interface de conexao a rede um conversor, o
parametro XSORCE e definido como infinito (XSORCE=9999). O modo de controlo de potencia re-
activa 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 fac-
tor de potencia 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 (PEVF e PSF).
Modelos Dinamicos:1
1Os modelos utilizados podem ser consultados em [43]
48
Tabela 4.2: Dados dos parques renovaveis em regime estacionario.
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
Localização Barramento Tensão
especificada [p.u]
Grupo SN
[MVA] PMAX [MW]
PMIN [MW]
QMAX [Mvar]
QMIN [Mvar]
ZSORCE [p.u]
Favetal (CEFV) BUS1 1,0
I (G1) 0,320 0,256 0,128 0,192 0
0,271 II (G2) 0,5 0,4 0,2 0,3 0 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
Localização Barramento/Nome SN
[MVA] PMAX [MW]
QMAX [Mvar]
QMIN [Mvar]
ZSORCE [p.u]
Furna (PSF)
BUS54-PV 0,379 0,36 0,118 0 9999
Furna (PEVF)
BUS52-Aerogerador1 0,237 0,225 0,074 0 0,8
BUS58-Aerogerador2 0,237 0,225 0,074 0 0,8
BESS
Localização Barramento/Nome SN
[MVA] PMAX [MW]
PMIN [MW]
QMAX [Mvar]
QMIN [Mvar]
ZSORCE [p.u]
Furna (BESS)
BUS55-BESS 0,972 0,875 -0,875 0,424 -0,424 9999
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 --
Para modelizar os aerogeradores do tipo MIDA a biblioteca do PSS/E possui um grupo de 4 mode-
los da famılia ”WT3”, que permitem caracterizar de forma fidedigna o desempenho dinamico de uma
maquina de inducao duplamente alimentada, com controlo de potencia activa atraves do conversor que
liga o rotor do aerogerador a rede. Este grupo de modelos possui: um modelo para o gerador/conversor
(”WT3G1”), um modelo para o controlo do conversor electronico (”WT3E1”), um modelo da turbina
(”WT3T1”) e um modelo do controlo do pitch das pas (”WT3P1”).
O modelo ”WT3G1” e responsavel pela injeccao de corrente (parte real e reactiva) na rede de acordo
com a resposta proveniente dos comandos do modelo de controlo do conversor. Ao contrario do modelo
que caracteriza os geradores convencionais (”GENSAL”), o ”WT3G1” nao apresenta variaveis de estado
para o rotor, sendo estas incluıdas no modelo ”WT3T1”. Na pratica este modelo e caracterizado por
uma fonte de corrente controlada que calcula a corrente a injectar na rede de acordo com os comandos
de fluxo e corrente activa que recebe do modelo ”WT3E1”. Por sua vez, o controlador modelado por
”WT3E1” e responsavel por controlar a potencia activa e reactiva a injectar na rede pelo aerogerador.
O modelo inclui um sistema de controlo de potencia activa e outro de reactiva. O sistema de controlo
da potencia reactiva pode ser modelado de acordo com 3 tipos de regulacao do controlo: por potencia
reactiva constante, por factor de potencia constante ou por tensao. Escolheu-se o controlo da potencia
reactiva para regular a tensao aos terminais da maquina, em concordancia com o metodo de controlo
escolhido no estacionario. Relativamente ao sistema de controlo da potencia activa (binario), este uti-
liza uma funcao nao linear para ajustar a velocidade do aerogerador como funcao do nıvel de potencia
electrica. Quanto ao modelo ”WT3T1” este e responsavel por calcular a potencia mecanica e a velo-
cidade da turbina eolica. Inclui a modelizacao mecanica do veio e do rotor do gerador, para alem do
modelo de conversao aerodinamico que permite obter a potencia mecanica extraıda do vento em funcao
do angulo de pitch. Por fim, o modelo ”WT3P1” e responsavel por controlar o angulo de pitch. O angulo
de pitch e regulado de forma a que o aerogerador funcione no ponto de maxima eficiencia, ou seja,
garante que para as diferentes velocidades de vento a turbina opera com coefiente de potencia (Cp)
maximo. Tal factor so e possivel com a variacao da velocidade do rotor.
Para modelizar os PVs, por sua vez, o PSS/E dispoe dos modelos ”PVGU” e ”PVEU” que simulam
o desempenho dinamico de um PV 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 con-
trolador electronico do PV. O modelo ”PVGU” e responsavel por calcular a corrente a injectar na rede
com base nos comandos provenientes do controlador ”PVEU” relativamente a potencia activa e reactiva.
49
Adicionalmente foram utilizados dois modelos, um que permitem obter a caracterıstica linearizada da
potencia de saıda do PV (”PANELU”) e outro que caracteriza o perfil de irradiancia a simular (”IRRADU”).
O modelo ”PANELU” permite calcular a potencia DC do sistema fotovoltaico para um determinado nıvel
de irradiancia, uma vez que, no ficheiro DYRE sao introduzidos, para nıveis de irradiancia padrao, a
potencia gerada pelos paineis.
Os parametros utilizados para os modelos dos aerogeradores e PVs foram adaptados dos exemplos
do PSS/E, sendo apresentados os seus valores no ficheiro DYRE, em Anexo C.
4.2.4 Proteccoes
Considerou-se conveniente dimensionar proteccoes de frequencia e tensao para os aerogeradores e os
PVs a instalar na rede electrica da Brava, visto os seus modelos nao apresentarem proteccoes internas.
O modelo utilizado para as proteccoes de tensao foi o ”VTGTPA” e para as proteccoes de frequencia foi
o ”FRQDCA”. Ambos os modelos pretendem simular reles, sendo definido o tempo de extincao do arco
atraves dos tempos de abertura dos disjuntores (TB=0,08), da temporizacao das proteccoes (TP) e dos
limites de actuacao das mesmas. Quando as condicoes de tensao/frequencia ultrapassam os limites
definidos nas protecoes, o temporizador destas arranca. Caso as condicoes de tensao/frequencia se
restabelecam antes do tempo TP e feito reset a temporizacao do disjuntor. Assim as condicoes de
tensao/frequencia devem se manter acima (sobre-proteccao) ou abaixo (sub-proteccao) das condicoes
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 geracao renovavel (Aerogeradores-BUS52 e
BUS58 e PVs-BUS54) e proceder a abertura do disjuntor desconectando a geracao da restante rede,
caso existam condicoes severas que o obriguem. Para cada um dos aerogeradores sao utilizados
10 escaloes de proteccao de tensao, em que 7 sao contra subtensoes e 3 sao contra sobretensoes.
Cada escalao apresenta uma temporizacao 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 sobrevivencia a cavas de tensao (fault ride-through). Esta protecao
simulada e obtida de uma caracterıstica real utilizada neste tipo de aerogeradores dotando as maquinas
com capacidade de sobrevivencia a quedas de tensao, tal como apresentado no Anexo C, na Figura C.1.
Para os PVs sao apenas considerados 2 escaloes de protecao, um contra sobretensoes e outro contra
subtensoes, sendo as temporizacoes da protecoes mais exigentes que as usadas nos aerogeradores.
O modelo ”FRQDCA” tem o mesmo princıpio de actuacao que o ”VTGTPA”, contudo e responsavel
por monitorizar a frequencia 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 proteccao actua para alem da geracao tambem o transformador elevador e desligado da
rede. Para cada um dos aerogeradores sao utilizados 4 escaloes, 2 contra sobre-frequencias e 2 contra
sub-frequencias. Em cada par de proteccoes uma e para regimes transitorios e outra para regimes
estacionarios pos-transitorio, sendo estas distinguidas pela temporizacao TP. Para os PVs sao apenas
50
considerados 2 escaloes de protecao, um contra sobre-frequencias e outro contra sub-frequencias.
Na Tabela 4.3 apresentam-se os dados de todas as protecoes utilizadas.
Tabela 4.3: Dados para os diferentes escaloes das proteccoes de tensao/frequencia.
Furna (BESS) BUS55-BESS 0,972 0,875 -0,875 0,424 -0,424 9999
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 --
TP9 [s] 1,3 -- Vmax3 [pu] 1,1 -- TP10 [s] 3,0 --
Tensão Aerogeradores PV
Subtensões Sobretensões Sub Sobre Escalões Vmin1 Vmin2 Vmin3 Vmin4 Vmin5 Vmin6 Vmin7 Vmax3 Vmax2 Vmax1 Vmin1 Vmax1
Tensão limite [p.u]
0,1 0,25 0,35 0,50 0,65 0,8 0,9 1,1 1,15 1,3 0,85 1,1
Temporização [s] 0,01 0,675 0,825 1,05 1,275 1,5 10 3 1,3 0,01 0,01 0,01
Frequência Aerogeradores PV
Subfrequências Sobrefrequências Sub Sobre Escalões fmin1 fmin2 fmax1 fmax2 fmin1 fmax1
Freq. limite [Hz]
47 47,5 52 51,25 47 51
Temporização [s] 0,02 10 0,02 10 0,2 0,2
Características do BESS Pn [MW] 0,875
EbatN [MWh] 3,5 Vout [V] 400
Tempo c/d à Pn [h] 4 PD [%] 85
4.2.5 Bateria (BESS)
A bateria e um elemento fundamental no aumento da penetracao renovavel no sistema electroprodutor
da ilha da Brava e na concretizacao dos planos para 2020.
Tal como ja apresentado em 2.3.5, um BESS pode ser utilizado tanto em aplicacoes de ındole
energetica em que a capacidade e o tempo de resposta sao maiores, ou em aplicacoes de potencia em
que o tempo de resposta deve ser curto e a potencia elevada. Enquanto SAE cuja aplicacao central
e ser utilizado para compensar o desnıvel entre a geracao disponıvel e a procura a cada instante, e
importante que a capacidade do BESS seja suficiente para absorver a potencia renovavel excedente.
Assim, permite que as renovaveis se mantenham em servico e que nao tenham de ser desligadas. Por
outro lado, o BESS deve tambem ser capaz de regular as variacoes de frequencia que se verificam na
rede resultantes de uma contingencia, atraves da injeccao ou absorcao de energia, garantindo assim a
estabilidade desta.
Tal como ja abordado em 2.3.2, o conversor bidirecional e um componente fundamental num BESS e
como tal tem de ser considerado na modelizacao 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 potencia da bateria. A polaridade da tensao aos terminais da bateria
mantem-se constante dependendo a potencia transferida por esta apenas do sentido da corrente Direct
Current (DC). Estes conversores permitem que haja um grau de independencia entre a tensao contınua
e a sintetizada antes da reactancia do conversor, o que permite um controlo independente da potencia
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 potencia entre a potencia renovavel disponıvel e a
potencia de carga para cada uma das horas, tal como apresentado na expressao 4.1. Assim e possıvel
definir a capacidade Ebat da bateria com recurso a expressao 4.2.
Pdif (t) = Prendisp(t) − Pcarga(t) . (4.1)
Ebat =
24∑j=1
Pdif (t) × ∆t , (4.2)
em que, ∆t corresponde ao perıodo de tempo em que a potencia e despachada.
Por outro lado, para que o dimensionamento da bateria seja mais real e necessario entrar em
consideracao com a PD, a autonomia e a deterioracao resultante da utilizacao e do tempo de vida.
No caso da PD considerou-se que de forma a nao comprometer a longevidade e eficiencia da bateria
nao devia ultrapassar os 85%, o que corresponde a um SOC que no mınimo pode alcancar os 15%
da capacidade da bateria. A autonomia Aut, por sua vez, indica a duracao a que a bateria e capaz de
suportar a procura sem que seja carregada. Considerou-se que a bateria a instalar teria uma autono-
mia de 1 dia, para o caso estudado. Por fim, considerou-se atraves de um factor de correccao Fc, o
efeito que a temperatura de operacao e idade apresentam na capacidade total de uma bateria. O factor
de correccao considerado foi de 110%2. Este factor de correccao 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 envelheci-
mento e deterioracao das celulas com o tempo. Incluindo estes tres parametros no dimensionamento
da bateria, a capacidade nominal EbatN da mesma e dada por:
EbatN =Fc(%) × Ebat ×Aut
PD(%). (4.3)
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 alcancar a capacidade nominal definida para a bateria. Sao necessarios 29 modulos
em paralelo, tal como se apresenta na Seccao 5.2.3.1.
2adaptado de https : //www.wbdg.org/ccb/DOD/STC/twewgtp4.pdf
52
Para motivos de simulacao e obtencao de caracterısticas considerou-se a datasheet apresentada
no Anexo B. Na datasheet apresenta-se as caracterısticas por modulo de uma bateria de lıtio LiFePO4
(fosfato de ferro de lıtio). A escolha desta bateria esta associada ao facto de esta tecnologia de baterias
de lıtio apresentar um elevado desempenho (eficiencia de 99%) e qualidade de servico. Apresenta
tempo de vida util longo (ate 5000 ciclos), alta densidade de energia e e mais segura que as baterias
de lıtio convencionais. Por outro lado, sao baterias que permitem uma PD elevada, sendo consideradas
baterias indicadas para aplicacoes 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, 6kWh.
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 caracterısticas tecnicas do BESS utilizado nas simulacoes para a ilha da Brava 100% renovavel.
Tabela 4.4: Caracterısticas de dimensionamento do BESS.
4.2.5.2 Modelizacao
O modelo utilizado para representar o BESS e um modelo desenvolvido pela Electric Power Research
Institute (EPRI) como o objectivo de simular as caracterısticas dinamicas de uma bateria, o modelo
”CBEST”. Este modelo encontra-se na biblioteca do PSS/E e esta descrito em [43]. Este permite
modular a potencia 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 frequencia [44].
Para que tais aplicacoes 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 funcoes.
Apresenta-se agora a forma com o modelo ”CBEST” deve ser definido nos estudos em regime
estacionario e dinamico.
Modelo Estacionario:
Em regime estacionario, para resolver o transito de energia, o BESS e modelado como um gerador
convencional com uma elevada impedancia (ZSORCE = 9999) de modo a eliminar as contribuicoes
para o curto-circuito. A definicao de uma impedancia elevada serve para emular o facto do BESS nao
ser ”visto” pela rede por este ser ligado a esta atraves de electronica de potencia (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 inicializacao com um factor de potencia diferente de zero, ou seja, com
potencia inicial nao nula, alarmando apenas a existencia de uma variavel de estado que e nao nula
na computacao dos STATES de energia do modelo. O BESS utilizado (Tabela 4.4) tem uma potencia
nominal de 0, 875MW e como este pretende ser utilizado para controlo de potencia activa e reactiva
e definido um factor de potencia, cos φ=0,9. Assim este e definido com uma potencia nominal de
0, 972MVA. Os limites de potencia activa sao de 0, 875MW e −0, 875MW , uma vez que, a bateria
tem capacidade de ser descarregada e carregada. Relativamente a potencia reactiva que a bateria
pode entregar ou absorver os limites sao definidos de acordo com o factor de potencia 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 obtencao do transito de energia encontram-se resumidos na
Tabela 4.5.
Tabela 4.5: Dados da bateria em regime estacionario.
Modelo Dinamico:
O circuito de controlo da potencia 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 potencia activa do modelo CBEST.
A potencia de saıda POUT e a energia total EOUT da bateria sao as variaveis principais deste mo-
delo. De referir que no modelo ”CBEST”, uma potencia 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 potencia 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, nomea-
damente pela corrente AC deste (definidos por -IACMAX e IACMAX ). A energia absorvida ou injectada
e calculada no modelo tendo em consideracao o rendimento do BESS. Assim, aquando da integracao
no tempo da potencia de saıda da bateria (POUT ) para obter a energia total (EOUT ), o rendimento resul-
tante do processo de carga ou descarga, consoante o caso, e considerado por INPEFF ou OUTEFF ,
respectivamente.
54
O modelo nao tem como controlar se durante a simulacao e excedida a capacidade de armaze-
namento do BESS, pelo que assume que a capacidade da bateria e suficientemente grande para co-
brir toda a solicitacao de energia que ocorre durante a simulacao. 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 potencia positivo ou negativo que provem do regime
estacionario e que define o estado inicial da bateria. Os parametros MBASE e SBASE correspondem
respectivamente, as potencias base, em MVA, do BESS (igual a 0, 972MVA) e do sistema (igual a
1MVA). A potencia maxima PMAX e considerada 0, 9p.u. na base do BESS, sendo este igual ao factor
de potencia definido no modelo estacionario para a bateria. O IACMAX e definido pela expressaoPMAX
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
parametro 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 parametros relativos ao rendimento do processo carga/descarga,
INPEFF e OUTEFF 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 potencia activa do modelo ”CBEST” da Figura 4.3 e o PAUX . Esta
entrada requer a utilizacao de um modelo auxiliar que defina a funcao da bateria e o seu desempenho
relativamente ao controlo de potencia activa. A funcao pretendida para o BESS e que este seja capaz
de controlar as flutuacoes de frequencia atraves da injeccao ou absorcao de energia. Assim para que
o BESS seja capaz de desempenhar tal funcao, a entrada PAUX do modelo ”CBEST” e associado
ao sinal auxiliar gerado pelo modelo ”PAUX1”. O modelo ”PAUX1” nao se encontra na documentacao
disponibilizada pelo PSS/E contudo existe um modelo cuja dinamica 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
declaracoes na rotina CONEC que permitem concretizar a conexao da saıda do modelo auxiliar ”PAUX1”
a entrada PAUX do modelo ”CBEST”.
O modelo ”PAUX1” consiste num modelo auxiliar sensıvel a frequencia. Este permite modelar a
potencia activa do modelo ”CBEST” com base no valor instantaneo do desvio de frequencia da rede,
pelo que, a potencia activa a ser injectada/absorvida pelo BESS e funcao das flutuacoes de frequencia
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 constituıdo 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 potencia maxima e mınima.
O modelo recebe como sinal de entrada o desvio de frequencia, em p.u, do barramento onde o
BESS e ligado, gerando uma potencia de saıda proporcional, em MW, que e conectada a entrada
PAUX do modelo ”CBEST”. O sinal do desvio de frequencia tanto pode ser positivo como negativo,
conforme o efeito causado por uma contingencia provoque um excesso ou defice de potencia activa,
respectivamente. O sinal de saıda do modelo entao tem que apresentar sinal contrario ao do desvio
de frequencia de forma a que o PAUX possa compensar os desvios de frequencia. 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 saıda do modelo ”PAUX1” venha em
unidades de potencia (MW), visto que o desvio de frequencia vem em p.u na base de frequencia (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 frequencia de corte em 1kHz. A constante de tempo
TD foi definida com 1ms, o que indica que a frequencia lida do barramento em que e ligado o BESS e
amostrada com este intervalo de tempo. O limitador apresenta como limite maximo e mınimo os limites
de potencia impostos pela bateria, 0, 875MW e −0, 875MW , respectivamente. O barramento que foi
escolhido para ler a frequencia 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 potencia 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 potencia 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
indicacoes fornecidas no manual, em [43] para este modelo. A potencia reactiva de saıda do modelo
”CBEST”, QOUT , assume a mesma convencao da potencia activa, de que quando o seu valor e negativo
corresponde a absorcao de reactiva e quando e positivo corresponde a injeccao de reactiva por parte
da bateria.
A parte reactiva da corrente, IQ, e controlada directamente pelo regulador de tensao. O integradorKAV R
s e delimitado pelos limites de corrente do conversor (IQMAX e -IQMAX ). Estes sao definidos tendo
em consideracao os limites utilizados para o circuito da potencia activa, tendo em conta que o modelo
”CBEST” da prioridade a potencia activa. Assim, IQMAX e obtido por 4.4, em que PAC corresponde a
potencia de saıda, em p.u., proveniente da parte de controlo de potencia activa do ”CBEST” (ver Figura
4.3).
56
IQMAX =
√I2ACMAX − (
PACVAC
)2 . (4.4)
Tal como sugerido no manual, o parametro 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 variacao 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 realizacao dos calculos
apresentados obteve-se que o KAV R e igual a 35.
KAV R =25
∆Eterm/∆Ireac. (4.5)
∆Eterm∆Ireac
=Zthev ×MBASE
SBASE. (4.6)
As constantes de tempo T1, T2, T3, T4 sao consideradas todas iguais e os parametros VMIN e
VMAX sao definidos como infinitos, ou seja, -9999 e 9999, respectivamente, tal como sugerido no
manual como valores tıpicos do modelo. O DROOP por sua vez e aconselhado que apresente um
valor de acordo com a seguinte gama 0,01 a 0,05IACMAX
, pelo que se optou por considerar um DROOP = 0, 03.
57
Capıtulo 5
Simulacoes e Resultados
Neste capıtulo expoe-se todo o processo desde a construcao dos cenarios a simular e a justificacao
para cada um deles, ate a apresentacao dos resultados do transito de energia e das simulacoes
dinamicas.
Na Seccao 5.1 apresentam-se os 4 cenarios de carga/geracao utilizados para estudar a rede da ilha
da Brava, bem como os diferentes panoramas simulados que se caracterizam por diferentes configuracoes
do sistema electroprodutor para 2020.
Na Seccao 5.2 divulgam-se os resultados obtidos do transito de energia para cada um dos panora-
mas e cenarios de estudo. Os resultados apresentados focam-se na avaliacao da geracao de potencia
activa e reactiva por parte das unidades de geracao em servico, dos nıveis de tensao, perdas e da
existencia de sobrecargas. Para os panoramas em que o BESS se encontra instalado sao apresenta-
dos todos os pressupostos da sua operacao apresentando-se no Anexo D, o despacho da bateria para
cada panorama durante um dia.
Por fim, na Seccao 5.3 apresentam-se todos os estudos dinamicos efectuados para testar a estabi-
lidade da rede da ilha da Brava, para os panoramas de 2020, com e sem geracao convencional. Sao
efectuadas simulacoes para 4 perturbacoes distintas, sendo apresentado o comportamento transitorio
das principais grandezas da rede e formalizados comentarios crıticos ao regime estacionario que se
alcanca (ou nao) apos cada uma das perturbacoes.
5.1 Construcao dos cenarios de simulacao
Nesta seccao apresentam-se os cenarios de carga/geracao 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 geracao renovavel disponıvel e assim permitirem obter resultados o mais
generalizados possıvel. Interessa recordar o diagrama de carga previsto para 2020, apresentado na
Figura 3.6, pois e com base neste que serao construıdos os cenarios de simulacao.
Relativamente a geracao renovavel disponıvel esta foi obtida assumindo que a caracterizacao solar
e eolica apresentada na seccao 3.2.4 se mantem para 2020, pelo que o perfil de vento (Figura 3.5) e de
58
irradiancia (Figura 3.4) apresentados sao utilizados para obter da geracao dos parques eolico e solar,
respectivamente.
A geracao renovavel disponıvel para o PEVF obteve-se com recurso as curvas de potencia dos
aerogeradores VESTAS V-52 e VESTAS V-29. As curvas de potencia de um aerogerador indicam
a potencia electrica disponibilizada por este para diferentes velocidades do vento. Na Tabela 5.1(a)
apresentam-se as velocidades do vento utilizadas para este estudo bem como as potencias produzidas
por cada um dos panoramas do PEVF, caracterizados pelos diferentes modelos de aerogeradores
considerados. Na Figura 5.1(b) apresentam-se as curvas de potencia das turbinas VESTAS utilizadas,
atraves das quais foi possıvel obter a potencia eolica disponıvel para cada modelo de aerogerador com
o perfil de vento em causa.
(a) Dados do vento e respectiva potenciapor modelo de turbina
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
que se registaria na ilha da Brava. Na
Tabela xxx e na Figura xxx apresentam-se
as velocidades do vento assumidas para
este estudo bem como as potências
produzidas pelos diferentes aerogeradores
estudados. Na Figura xxx apresentam-se
as curvas de potência das turbinas Vestas
utilizadas para realizar os estudos
apresentados no capitulo seguinte e para
conseguir obter a potência eólica disponível
para cada modelo de aerogerador para o perfil
de vento em causa.
Hora Vento [m/s]
Potência [MW] Vestas
V52 2x Vestas
V29 00:00 12,43 0,8 0,438 1:00 9,73 0,573 0,31 2:00 10,15 0,618 0,34 3:00 10,77 0,673 0,377 4:00 10,87 0,682 0,384 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 14:00 11,84 0,763 0,426 15:00 11,5 0,736 0,413 16:00 11,17 0,709 0,398 17:00 10,37 0,636 0,352 18:00 9,96 0,6 0,326 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
Cap 4
O \textit{software} utilizado para modelar e implementar a rede em estudo foi o \ac{PSS/E},
versão 32, distribuído pela Siemens PTI. Este é reconhecido como uma das ferramentas mais
0
2
4
6
8
10
12
14
Vel
oci
dad
e [m
/s]
Tempo [h]
Perfil de vento típico da Ilha da Brava
0,00
500,00
1000,00
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Po
tên
cia
[kW
]
Vento [m/s]
Curva de Potência aerogeradores Vestas
V52
V29
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
900,00
1000,00
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26
Po
tê
ncia
[k
W]
Vento [m/s]
V52
V29
(b)Curvas de potencia dos aerogeradores
Figura 5.1: Dados gerais do recurso eolico a utilizar para as simulacoes.
Quanto a geracao renovavel disponıvel para o PSF esta foi obtida atraves de uma rotina desen-
volvida em Excel com base no modelo de 3 parametros e 1 dıodo para representar um PV e poder
calcular a potencia produzida pelo PSF. Esta rotina entra com os dados apresentados na datasheet
do modelo de paineis fotovoltaicos (Anexo B.1) que vao ser instalados, bem como com os valores de
irradiancia no plano dos PVs (14o) 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 potencia (MPP) nas Standart Test Conditions (STC), obtem-
se os 3 parametros do modelo. Estes sao o m que corresponde ao factor de idealidade do dıodo e e
constante neste modelo, o I0 que corresponde a corrente inversa de saturacao do dıodo e o Icc que
59
corresponde a corrente de curto-circuito. E a partir destes que e possıvel obter a potencia electrica
produzida por cada modulo. Na Tabela 5.1 apresenta-se os valores de irradiancia obtidos dos dados da
Figura 3.4, para o mes de Janeiro, bem como a potencia solar disponıvel correspondente no PSF para
os dois planeamentos de potencia solar instalada projectados (ver 3.3.1 e 3.3.3).
Tabela 5.1: Dados da irradiancia e potencia solar disponıvel para cada planeamento estudado.
para o efeito. O esquema unifilar do parque é apresentado na Figura xxx. Na Tabela xx
apresentam-se os dados gerais do PSF.
Localização Modelo
dos painéis
Tensão Nominal
[kV]
Nº de painéis
Potência instalada
[MWp]
Transformador
Potência [MVA]
Relação Transf.
Tomadas
Furna Martifer
MTS225P 0,315 1600 0,360 0,4 0,315/20 kV ± 2 x 2,5%
Previsão Solar e Eólica
Para obtenção dos dados de irradiância típicos que se verificam na ilha da Brava,
nomeadamente na zona da Furna, onde serão instalados os paneis fotovoltaicos, utilizou-se o
PVgis, um simulador online que permite ter acesso aos mapas de radiação solar num
determinado ponto do globo. Na Tabela xxx e na Figura xxx apresenta-se os dados obtidos
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.
Hora Irradiância
[W/m2]
Potência [MW] 5778
módulos 1600
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
Para calcular a potência injectada pelo painéis fotovoltaicos desenvolveu-se um programa
baseado no modelo de 3 parâmetros e 1 díodo que será abordado no capítulo seguinte.
Uma vez definidos os dados de potencia renovavel disponıvel ao longo de um dia, interessa agora
definir os cenarios de carga/geracao que serao simulados. Para efeitos de simulacao, consideram-se 4
cenarios de carga/geracao 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 irradiancia negligenciavel;
• O cenario II corresponde a um cenario em que a producao renovavel total disponıvel 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 geracao renovavel
total disponıvel e mais baixa, nomeadamente o recurso solar;
• O cenario IV corresponde ao cenario de ponta que ocorre as 20h, com irradiancia negligenciavel.
Estes serao os cenarios que serao estudados em regime estacionario e transitorio para cada um
dos panoramas de geracao simulados para a ilha da Brava. Sao estes:
• Ilha da Brava sem geracao renovavel - Este panorama e apenas estudado em regime estacionario
num exercıcio de perceber de que forma seria o despacho e transito de energia em 2020, caso se
mantivessem as unidade de producao actuais (2015);
• Ilha da Brava com geracao renovavel:
– Renovaveis projetadas no ”Plano Energetico para 2020” [8] (ver seccao 3.3.1) - Este pano-
rama 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 pre-
visao de carga utilizada (Figura 3.6);
60
– Renovaveis redimensionadas (ver 3.3.3) - Neste panorama simulam-se as renovaveis redi-
mensionadas de acordo com a previsao de carga admitida e mantem-se a geracao conven-
cional. 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 geracao renovavel e BESS:
– Com geracao convencional - Neste panorama o sistema electroprodutor para 2020 inclui as
renovaveis redimensionadas, as unidades de geracao convencional e o BESS instalados.
Sao realizados estudos em regime estacionario e dinamico;
– 100% Renovavel - Neste panorama apresenta-se a rede da ilha da Brava em 2020, apenas
com geracao proveniente das fontes renovaveis e com o auxılio da bateria (BESS). Sao
realizados estudos em regime estacionario e dinamico;
Apresenta-se de seguida o diagrama de carga de 2020 com a potencia renovavel disponıvel, 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).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
P [
MW
]
Tempo [h]
PEVF
PSF
Carga
(a) Geracao renovavel disponıvel com as renovaveis projetadas no Plano Energetico para 2020
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
P [
MW
]
Tempo [h]
PEVF
PSF
Carga
(b) Geracao renovavel disponıvel com as renovaveis redimensionadas
Figura 5.2: Carga de 2020 vs Geracao renovavel disponıvel.
Pela analise da Figura 5.2(a) e possıvel verificar-se que com as renovaveis projetadas no ”Plano
Energetico para 2020” [8], a geracao renovavel disponıvel e sempre superior a procura prevista para
a ilha em 2020. Pode-se concluir, desde logo, que esta projeccao de renovaveis nao e viavel, pois
61
implicaria grandes desperdıcios de geracao renovavel fazendo com que os aproveitamentos renovaveis
tivessem de ser retiradas de servico na grande maioria do dia. Com as renovaveis redimensionadas
de acordo com a previsao de carga assumida verifica-se que a geracao renovavel disponıvel 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 geracao eolica e maior pois existem duas turbinas eolicas a
instalar, o que permite desligar apenas uma delas caso a geracao renovavel exceda a procura.
5.2 Resultados do transito de energia
Nesta seccao apresentam-se os resultados do transito de energia para cada um dos panoramas apre-
sentados em 5.1, com os resultados a serem obtidos apenas para cada um dos cenarios carga/geracao
(I a IV) aı apresentados tambem. Os resultados apresentados avaliam os valores de tensao, potencia
gerada (activa e reactiva), perdas e sobrecargas.
A resolucao do transito de energia e fundamental e necessaria na obtencao das condicoes iniciais
a partir das quais as simulacoes dinamicas se iniciam. Como tal, e essencial que grandezas como a
tensao e potencia gerada pelas maquinas se encontrem dentro dos limites definidos como admissıveis
e que nao existam sobrecargas em linhas ou transformadores.
Definiram-se alguns criterios de operacao 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 especıfico de cada um dos grupos, uma vez
que, na perspectiva da operacao de um sistema de energia os custos mais relevantes sao os associados
ao combustıvel utilizado na producao de energia. Assim sendo, o Grupo 2 (G2) e o primeiro a ser
despachado por ser o que apresenta menor consumo especıfico (ver Tabela 3.1). Quando necessario
entra o Grupo 3 (G3) e caso este nao atinja a potencia mınima especificada, entra entao o Grupo 1
(G1). O Grupo 4 (G4) e o preterido por ser aquele com maior consumo especıfico (270g/kWh), 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 penetracao convencional possıvel, 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 mınima 10% da potencia nominal de cada um dos grupos que estiver em servico.
Define-se portanto que os sistemas convencionais so devem ser explorados ate 90% das suas capa-
cidades nominais de modo a disporem sempre de reserva girante. Assim, os grupos da CEFV devem
ser limitados aos seguintes nıveis de producao: o G1 a 0, 230MW , o G2 e G3 a 0, 360MW e o G4 a
0, 324MW . Desta forma e possıvel garantir uma margem de reserva de potencia, que pode ser fun-
damental no auxılio a fenomenos transitorios ou na ocorrencia de uma perturbacao que retire geracao
renovavel de servico, 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 nıveis de tensao entre cenarios simulados nao devem ser
62
comparados, uma vez que, estao dependentes da forma como sao ajustadas as tomadas dos transfor-
madores das centrais de forma a controlar a potencia reactiva injectada na rede.
De seguida sao apresentados os resultados do transito de energia da rede da ilha da Brava para
2020, para cada um dos panoramas propostos na Seccao 5.1. Apresenta-se o perfil de tensoes dos
principais barramentos da rede, a potencia injectada pelas unidades de geracao e as perdas da rede,
sendo a analise do transito de energia baseada nestes parametros. Nos casos em que se registaram
no transito de energia objeccoes ao correcto funcionamento da rede (sobrecargas, sobretensoes, etc)
sao apresentadas as solucoes admitidas.
5.2.1 Ilha da Brava sem geracao renovavel
Na Tabela 5.2 e na Figura 5.3 apresentam-se os resultados do regime estacionario e o perfil de tensoes,
respectivamente, para o panorama da ilha da Brava 2020 sem geracao renovavel.
Tabela 5.2: Resultados do regime estacionario para o panorama sem geracao renovavel.
Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06
3
Tabela 2-Alguns detalhes dos grupos da central eléctrica de Favatal
Grupo Potência
[MVA] Potência
[MW] PMAX [MW]
PMIN [MW]
QMAX [MW]
QMIN [MW]
Consumo específico
[g/kWh]
PMAX
com reserva de 10% [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 IV (G4) 0.45 0.36 0.36 0.18 0.27 0 270 0.324
No estudo em regime estacionário obtiveram-se os seguintes resultados para a geração
convencional, apresentados na Tabela 3.
Tabela 3-Resultados do regime estacionário sem renováveis
Cenários I II III IV
Carga P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473
Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355
Geração Convencional
G1 P (MW) 0 0,146 0,150 0
Q (Mvar) 0 0,115 0,119 0
G2 P (MW) 0,230 0,228 0,234 0,238
Q (Mvar) 0,178 0,180 0,186 0,191
G3 P (MW) 0 0 0 0,238
Q (Mvar) 0 0 0 0,191
G4 P (MW) 0 0 0 0
Q (Mvar) 0 0 0 0 Reserva Girante (MW) 0,170 0,282 0,272 0,324
Perdas P (kW) 0,52 1,42 1,52 2,3 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
é o primeiro a ser despachado em qualquer um dos cenários. Quando necessário entra o Grupo
3 (G3) e caso este não atinja a potência mínima especificada, entra então o Grupo 1 (G1). O
Grupo 4 (G4) é o preterido por ser aquele com maior consumo específico (270g/kwh), sendo o
último a entrar no despacho, caso necessário. É utilizada como reserva girante 10% da potência
nominal de cada um dos grupos, por isso, nas situações intermédias (II e III) é necessário
despachar o G1 conjuntamente com G2 para garantir que a geração máxima deste último com a
reserva não é ultrapassada.
De notar, que para que as tensões não sejam muito baixas na zona de 6kV é necessário
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
sobrecarregado. Como solução optou-se por colocar um transformador igual a este em paralelo.
0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01
BUS2
BUS8
BUS20
BUS41
VILA
Tensão [p.u]
Bar
ram
ento
s
IV
III
II
I
Figura 5.3: Perfil de tensoes para o panorama sem geracao renovavel.
5.2.1.1 Analise
Producao
Nos cenarios II e III, o G2 nao e o unico grupo a ser despachado por causa do criterio definido para
a reserva girante. Este, como ja apresentado, delimita cada grupo a 90% da sua potencia nominal, por-
tanto 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
nıvel 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 relacao ao consumo especifico crescente, o G1.
A reserva girante garantida no pior caso (IV) e de 69% da potencia 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 transito de
energia impoe-lhe uma carga de 266,2 kVA o que origina uma sobrecarga de 106,5%. Como solucao
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 existencia de sobrecargas nem em linhas/cabos, nem em
transformadores.
Tensoes
A rede de distribuicao de 6 kV revelou ser a zona da rede onde os nıveis de tensao sao mais
baixos relativamente a tensao nominal. No cenario IV, todos os barramentos da rede de 6 kV ultra-
passam o limite mınimo de 0,95 p.u. De forma a solucionar este problema, a opcao 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 solucao e implementada em
todos os cenarios. O perfil de tensoes dos principais barramentos da rede e apresentado na Figura 5.3.
Como e possıvel verificar com esta solucao a tensao na rede e mantida dentro dos limites operacionais
definidos como viaveis para qualquer cenario.
Perdas
As perdas de potencia activa e reactiva na rede electrica sao apresentadas na Tabela 5.2. As perdas
de potencia activa sao pouco significativas, representando no caso mais grave (IV), cerca de 0,5% da
potencia injectada neste cenario. Quanto as perdas de potencia reactiva estas sao mais relevantes
apresentando para a ponta o valor mais elevado, correspondendo a cerca de 8% da potencia reactiva
gerada.
5.2.2 Ilha da Brava com geracao 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 geracao teria que ser igual ao apresentado para a ilha da Brava sem
renovaveis (Seccao 5.2.1- Tabela 5.2). Isto acontece porque em nenhum dos cenarios apresentados
e possıvel despachar quer o PSF quer o PEVF por estes injectarem uma potencia 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 mınimo 1 dos grupos convencionais em
servico, para que este possa fornecer alguma reserva girante para colmatar em parte a variabilidade e
imprevisibilidade da geracao renovavel, e para participar no controlo primario de frequencia. 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 producao do parque solar e residual as 7 e 17 horas (ver Tabela 5.1),
e possıvel introduzir a geracao solar do PSF no despacho, desligando o PEVF e utilizando a geracao
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 Seccao 3.3.3, cuja potencia renovavel disponıvel durante
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 5.3: Resultados do regime estacionario para o panorama com renovaveis redimensionadas.
Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06
11
Tabela 9- Resultados do regime estacionário para o panorama Redimensionamento de Renováveis 2
Cenários I II III IV
Carga P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355
Geração Convencional
G1 P (MW) 0 0,146 0 0 Q (Mvar) 0 0,115 0 0
G2 P (MW) 0 0 0 0,238 Q (Mvar) 0 0 0 0,191
G3 P (MW) 0,230 0,228 0 0,238 Q (Mvar) 0,178 0,180 0 0,191
G4 P (MW) 0 0 0,185 0 Q (Mvar) 0 0 0,235 0
Geração Renovável
PSF P (MW) 0 0 0 0 Q (Mvar) 0 0 0 0
PEVF P (MW) 0 0 0,199 0 Q (Mvar) 0 0 0,069 0
Reserva Girante (MW) 0,170 0,282 0,175 0,324
Perdas P (kW) 0,52 1,42 1,5 2,3 Q (kvar) 5,91 16,55 17,7 27,3
No cenário IV (Ponta) verificou-se que não é possível aproveitar a produção eólica de
0,185MW juntamente com o G2, mais uma vez devido aos limites de reactiva que são
ultrapassados.
Nos 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 uma
das horas, enquanto a geração do parque solar pode ser aproveitada durante todo o período
solar tirando o intervalo entre as 11-14h. Verificaram-se também os perfis de tensão nos
barramentos mais importantes da rede apresentando-se os resultados na Figura 7.
Verifica-se que a penetração renovável neste panorama é muito mais elevada que
qualquer um dos cenários apresentados nas secções anteriores.
0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01
BUS2
BUS8
BUS20
BUS28
BUS41
VILA
Tensão [pu]
Perfil de Tensões para o Cenário de Renováveis 2
IV
III
II
I
Figura 7- Perfil de tensões para o panorama de renováveis2 nos principais barramentos
0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01
BUS2
BUS8
BUS20
BUS41
VILA
BUS52-AEROGERADOR
Tensão [p.u]
Bar
ram
ento
s
IV
III
II
I
Figura 5.4: Perfil de tensoes para o panorama com renovaveis redimensionadas.
5.2.2.3 Analise
Producao
Relativamente ao panorama sem renovaveis, o unico cenario em que a geracao difere e o III devido
a penetracao renovavel do PEVF, como e apresentado na Tabela 5.3. Neste caso e possıvel despachar
um dos aerogeradores (BUS 52) com uma potencia injectada de 0,199 MW, o que faz com que nesse
65
cenario, a potencia renovavel injectada represente 52% da potencia total. Juntamente, o grupo termico
despachado neste cenario foi o G4, isto porque o G1 nao e suficiente para satisfazer a potencia 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 geracao renovavel tem que ser totalmente retirada de servico por um
destes motivos: por excesso de geracao renovavel (I) que impede o despacho de qualquer grupo
convencional por a PMIN especificada nao ser atingida, ou entao por falta de geracao reactiva (II e
IV) que obriga a abdicar das renovaveis para despachar unidades convencionais e assim satisfazer a
potencia reactiva.
Nos perıodos da 1-2h, das 18-20h e das 21-22h e possıvel aproveitar a geracao do PEVF, com
apenas 1 aerogerador em servico, juntamente com a producao convencional para satisfazer a carga de
cada uma das horas, enquanto a geracao do PSF pode ser aproveitada durante todo o perıodo 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 aero-
gerador (BUS52) funciona a uma tensao especificada de 1 p.u, tal como se pode verificar na Figura
5.4.
Perdas
As perdas de potencia activa e reactiva na rede electrica sao apresentadas na Tabela 5.3. De notar
que no cenario III, com o aerogerador em servico as perdas nao revelam alteracoes significativas face
ao panorama sem renovaveis.
5.2.3 Ilha da Brava com geracao renovavel e BESS
O objectivo desta seccao e apresentar os estudos em regime estacionario para os panoramas em que
se considera a instalacao de um BESS. Com a introducao da bateria o objectivo fundamental e permitir
a integracao dos projectos renovaveis garantindo a sustentabilidade energetica da ilha com vista a
um sistema 100% renovavel. Os 2 panoramas que se inserem nesta seccao distinguem-se apenas
pelo facto de um assumir no seu despacho a presenca de geracao convencional enquanto que o outro
apenas possui geracao 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 potencia e capacidade. Assim garante-se que para alem de ser
possıvel integra-la no panorama 100% renovavel, tambem o e no panorama com geracao convencional,
apesar do seu sobredimensionamento relativamente a este ultimo.
Os objectivos principais da metodologia de despacho utilizada com BESS sao sempre de utilizar
o mınimo de geracao convencional possıvel e de minimizar a potencia renovavel retirada de servico.
66
Com a introducao do BESS definiram-se os seguintes pressupostos de operacao para os estudos es-
tacionarios:
• Quando a bateria esta a carregar e como se funcionasse como uma carga portanto a potencia
associada e negativa, o contrario acontece quando esta a descarregar em que funciona com um
gerador injetando potencia (sinal positivo);
• Pretende-se que o BESS esteja 24 horas em servico, uma vez que, e a principal fonte de potencia
reactiva e possibilita o aumento da penetracao renovavel;
• Pretende-se aproveitar ao maximo os perıodos de excesso de geracao renovavel disponıvel para
carregar a bateria. E quanto a descarga pretende-se que ocorra nos perıodos em que a procura
e maior, tentando minimizar o corte de producao renovavel;
• O estado de carga da bateria (SOC) tem de fazer um ciclo diario, ou seja, a gestao feita da carga
da bateria na simulacao 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 producao 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 geracao convencional, o despacho da bateria e feito com
o pressuposto que o menor dos grupos convencionais (G1) se encontra a funcionar a potencia
mınima (PMIN = 0.128MW ).
O despacho diario efectuado para cada um dos panoramas nao tem em consideracao as perdas de
potencia na rede, uma vez que, nao se simulou o transito 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 pressu-
posto 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, irradiancia e carga
nao apresentem variacoes significativas face ao simulado. Para alem desse pressuposto na gestao
da energia da bateria existem uma serie de restricoes a considerar que delimitam a sua operacao e
capacidade, tais como:
1. A potencia a que a bateria e carregada/descarregada deve respeitar o equilıbrio de potencia entre
a geracao (renovavel e convencional), PGer, e a procura, PCarga. Assim a potencia a que opera a
bateria, PBateria, e dada por PBateria(t) = −(PGer(t) − PCarga(t));
2. Os limites de potencia da bateria definidos na Tabela 4.5 tem que ser respeitados, de forma a nao
por em risco a operacao da bateria. Esta limitacao e definida por −0, 875 < PBateria(t) < 0, 875;
67
3. Os limites de capacidade da bateria devem ser tidos em consideracao de forma a que nao sejam
ultrapassados, podendo por em causa a seguranca 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 a PD nao 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 consideracao de forma a nao ultrapassar a PD definida. Assim,
o SOC definido por SOC(t) = SOC(t − 1) +EBateria(t)
EbatN. Consequentemente, os limites sao
15% ≤ SOC(t) ≤ 100%.
De seguida apresentam-se os resultados do estudo estacionario para os panoramas 100% re-
novavel (Seccao 5.2.3.1) e com geracao convencional (Seccao 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 seccao para alem dos resultados do estudo estacionario para a ilha da Brava 100% renovavel,
fundamentam-se os dados caracterısticos da bateria ja definidos na Tabela 4.4. Interessa reforcar que
este panorama e caracterizado pela potencia renovavel disponıvel 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 penetracao renovavel e como tal, e aquele que impoe requisitos mais
exigentes a bateria em termos de capacidade de armazenamento e potencia nominal. A metodolo-
gia utilizada ja foi exposta na Seccao 4.2.5.1, pelo que, nesta seccao apenas sao apresentados os
resultados obtidos. Primeiro, com a previsao de carga e geracao renovavel definidas (Figura 5.2 (b))
averıgua-se a diferenca entre a geracao renovavel disponıvel e a carga, Pdif (expressao 4.1), sendo
os resultados apresentados na Tabela D.1, no Anexo D. 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, 7MWh. A capacidade nominal do BESS, EbatN , pode
entao ser calculada considerando os 3 parametros caracterısticos da bateria, a PD, a autonomia e a
deterioracao resultante da idade, atraves da equacao 4.3, obtendo-se EbatN ≈ 3, 5MWh.
A escolha da potencia do conversor Pn e feita de acordo com a necessidade de satisfazer a potencia
reactiva que no pior caso esta teria que fornecer, sendo este no cenario de ponta (IV). A potencia do
conversor tambem foi escolhida com o intuito da relacao 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
bateria ser carregada/descarregada em 4 h, a potencia nominal (EbatN
Pn= 4h). Assim sendo, com esta
68
Pn a bateria e capaz de no maximo fornecer uma potencia 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 geracao da ilha. Quanto
ao numero de modulos em paralelo este e dado por EbatN
Emodulo, pelo que se verifica que e necessario o
BESS ser constituıdo por 29 modulos em paralelo.
Uma vez apresentada a forma como foram definidas as caracterısticas tecnicas da bateria, apresenta-
se de seguida o despacho das unidades de geracao, em que a gestao da energia da bateria respeita
com todos os pressupostos ja apresentados. De referir que a estrategia de despacho da geracao acaba
por assentar na tentativa de tornar o excesso de geracao renovavel o mais correspondente do defice
de geracao verificada ao longo do dia, ou seja, fazer com que que a soma das diferencas entre geracao
e carga ao longo do dia seja o mais proxima de zero possıvel. Desta forma garante-se que o aproveita-
mento renovavel e o maximo possıvel, 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 geracao do panorama 100% renovavel, de acordo com os dados apresentados na Tabela
D.1, no Anexo D.
-0,4
-0,2
0
0,2
0,4
0,6
0,8
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
P [
MW
]
Tempo (h)
Diagrama de Carga
Bateria
Eólica
Solar
Carga
BESS
PEVF
PSF
Carga
Figura 5.5: Diagrama de carga do panorama 100% renovavel, com o despacho das unidades degeracao.
Acerca do despacho apresentado interessa focar alguns pontos. Primeiro, a Figura 5.5 corresponde
a um grafico de barras empilhadas, em que a potencia do BESS que apresenta valor negativo corres-
ponde ao carregamento da bateria por parte da geracao excedente. Segundo, assume-se a bateria
descarregada as 8 h, por ser o momento do dia em que a geracao passa a ser consideravelmente
superior a procura, como tal interessa ter a bateria disponıvel 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 simulacao 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
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SOC
(%
)
Tempo (h)
Figura 5.6: Estado de carga (SOC) da bateria para o panorama 100% renovavel.
Tabela 5.4: Resultados do regime estacionario para o panorama 100% renovavel.
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 --
Cenários I II III IV
Carga P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355
Geração Renovável
PSF P (MW) 0,000 0,246 0,094 0,000 Q (Mvar) 0,000 0,081 0,031 0,000
PEVF Aerogerador1
P (MW) 0,192 0,219 0,199 0,183 Q (Mvar) 0,048 0,047 0,040 0,015
Aerogerador2 P (MW) 0,000 0,219 0,199 0,000 Q (Mvar) 0,000 0,047 0,040 0,000
BESS P (MW) 0,038 -0,310 -0,108 0,293 Q (Mvar) 0,134 0,144 0,201 0,368
Reserva (MW) 0,838 - - 0,582
Perdas P (kW) 0,50 1,91 1,70 2,60 Q (kvar) 9,63 39,66 24,42 28,10
Características do BESS Pn [MW] 0,875
EbatN [MWh] 3,5 Vout [V] 400
Tempo c/d à Pn [h] 4 PD [%] 85
Ebat (MWh) 2,7 Nº módulos em série 32
Nº módulos em paralelo 29
0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01 1,02
BUS2
BUS8
BUS20
BUS41
VILA
BUS52- AEROGERADOR
BUS54- PV
BESS
BUS58- AEROGERADOR2
Tensão [p.u]
Bar
ram
ento
s
IV
III
II
I
Figura 5.7: Perfil de tensoes para o panorama 100% renovavel.
5.2.3.1.1 Analise
Producao
Neste panorama 100% renovavel, o no de referencia 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 perıodo das 8 ate as 17h toda a geracao renovavel e aproveitada sendo a excedente utilizada
para carregar a bateria. Das 18 h ate as 7 h e retirada de servico 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 servico toda a geracao renovavel, permitindo assim que a
bateria descarregue na sua totalidade para cumprir o ciclo diario definido. A geracao solar disponıvel
70
e entao toda injectada na rede exceptuando-se esse perıodo de cerca de 30 minutos. Apresenta-
se entao, na Tabela 5.5, a quantidade de energia renovavel que e desperdicada tendo em conta o
despacho apresentado, de acordo com a Tabela D.1.
Tabela 5.5: Energia desperdicada no panorama 100% renovavel.
Gonçalo Glória Relatório Dimensionamento Renováveis e Bateria 02/06
17
Tabela 11- Resultados do regime estacionário para o panorama 100% Renovável
Cenários Vazio (I)
Cenário Intermédio 1
(II)
Cenário Intermédio 2
(III)
Ponta (IV)
Carga P (MW) 0,229 0,3720 0,3821 0,4729 Q(MVAr) 0,1717 0,2790 0,2866 0,3547
Geração Renovável
PS P(MW) 0 0,2462 0,0936 0
Q(MVAr) 0 0,0612 0,0591 0
PE
AeroG1
P (MW) 0,192 0,219 0,199 0,1825 Q(MVAr) 0,0652 0,0509 0,0508 0,074
AeroG2
P (MW) 0 0,219 0,199 0 Q(MVAr) 0 0,0505 0,0505 0
Bateria P (MW) 0,0375 -0,3102 -0,1078 0,293 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
Procedeu-se ao cálculo da quantidade de energia renovável que é desperdiçada por se
ter que desligar o parque solar (PS) ou/e o parque eólico (PE). Nesta situação obtêm-se os dados
apresentados na Tabela 12, de acordo com os dados de despacho apresentados no Anexo 4.
Tabela 12-Energia Renovável desperdiçada
E (MWh) ESolar desperdiçada 0,017 EEólica desperdiçada 2,694 ETotal desperdiçada 2,709 Erenovável disponível 11,136
𝐄𝐓𝐨𝐭𝐚𝐥 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐞𝐫𝐝𝐢ç𝐚𝐝𝐚
𝐄𝐫𝐞𝐧𝐨𝐯á𝐯𝐞𝐥 𝐝𝐢𝐬𝐩𝐨𝐧í𝐯𝐞𝐥 = 24,34%
Como se pode verificar pela Tabela 12 cerca de 24% da geração renovável disponível
para as condições previstas é desperdiçada no despacho que foi considerado. Este valor é
aceitável visto que a carga é em grande parte do dia menor que a geração renovável disponível
0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01
BUS2
BUS8
BUS20
BUS28
BUS41
VILA
Tensão [pu]
Perfil de Tensões para o Cenário 100% Renovável
IV
III
II
I
Figura 11- Perfil de tensões para o panorama 100% renovável
Como se pode verificar pela Tabela 5.5 cerca de 24% da geracao renovavel disponıvel, para as
condicoes previstas, e desperdicada no despacho que foi considerado. Este valor e aceitavel visto que
a carga e em grande parte do dia menor que a geracao renovavel disponıvel, conseguindo-se atingir
uma penetracao de 75% da geracao renovavel disponıvel.
Quanto a 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
IV). Para os cenarios em que a bateria se encontra no modo de carga (II e III) nao se apresenta reserva,
contudo poderia-se apresentar a reserva ”negativa” que indica o quao mais poderia ser aumentada a
potencia a que a bateria carrega, no entanto nao e um dado relevante para o estudo.
Sobrecargas
Nao existem sobrecargas.
Tensoes
O barramento BESS funciona a uma tensao especificada de 1 p.u. Das tensoes monitorizadas
apresentadas na Figura 5.7 verifica-se que nao existem barramentos que operam fora dos limites de
operacao 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 distribuicao de 20 kV
quer na de 6 kV. De referir apenas que o barramento VILA e aquele que apresenta nıveis 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 potencia 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 potencia reactiva. As perdas de potencia activa sao pouco significa-
tivas, representando no caso mais grave, na ponta (IV), cerca de 0,55% da potencia activa injectada
neste cenario. Quanto as perdas de potencia reactiva, estas sao maiores no cenario II, representando
12% da potencia reactiva injectada neste cenario. Em media, 8% da potencia reactiva e perdida ao
longo da rede, neste panorama.
71
5.2.3.2 Com geracao convencional
A proposta apresentada nesta seccao tem o intuito de sugerir uma solucao em que e possivel ter a
ilha a operar com renovaveis, o BESS e com o auxılio de geracao convencional. Por outro lado, o es-
tudo deste panorama justifica-se tambem na necessidade de apresentar uma alternativa ao panorama
100% renovavel que como apresentado nos resultados do estudo dinamico, revelou alguns problemas
de simulacao. Este panorama implementa a geracao convencional da ilha da Brava juntamente com as
renovaveis redimensionadas e a bateria dimensionada na Seccao 5.2.3.1. A estrategia utilizada neste
caso e a de maximizar a penetracao de geracao renovavel, pelo que, sempre que possıvel apenas e
utilizado a menor das unidades de geracao convencional (G1). O despacho da bateria para este pa-
norama, parte do pressuposto que o G1 se encontra sempre a funcionar a potencia mınima admissıvel
(PMIN = 0, 128MW ), uma vez que, a bateria e despachada antes da convencional, sendo esta ultima
responsavel por satisfazer as perdas de potencia na rede. Assim sendo e o barramento BUS1, onde e
ligada a central termica (CEFV), que e considerado como no de balanco.
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
geracao renovavel e convencional, de acordo com os dados apresentados na Tabela D.2, no Anexo D.
-0,3
-0,2
-0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
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
P [
MW
]
Tempo [h]
Convencional
PSF
PEVF
BESS
Carga
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 geracao
comeca 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.2 e
na Figura 5.9 e calculado relativamente ao EbatN .
Pela analise da Figura 5.9 e possıvel verificar que o estado de carga da bateria apenas chega a
50% de EbatN o que corresponde a uma taxa de inutilizacao de 75% da capacidade nominal da bateria,
provando o sobredimensionamento da bateria relativamente a sua aplicacao neste panorama.
Os resultados obtidos da simulacao do regime estacionario para cada um dos cenarios estudados
72
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SOC
(%
)
Tempo (h)
Figura 5.9: Estado de carga (SOC) para o panorama com BESS, renovaveis e convencional.
com o despacho sugerido, encontram-se apresentados na Tabela 5.6. Ja na Figura 5.10 apresenta-se
o perfil de tensoes para os principais barramentos da rede.
Tabela 5.6: Resultados do regime estacionario para o panorama com BESS, renovaveis e convencional.
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 --
Cenários I II III IV
Carga P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355
Geração Renovável
PSF P (MW) 0,000 0,246 0,094 0,000 Q (Mvar) 0,000 0,081 0,031 0,000
PEVF Aerogerador1
P (MW) 0,192 0,219 0,199 0,183 Q (Mvar) 0,048 0,047 0,040 0,015
Aerogerador2 P (MW) 0,000 0,219 0,199 0,000 Q (Mvar) 0,000 0,047 0,040 0,000
BESS P (MW) 0,038 -0,310 -0,108 0,293 Q (Mvar) 0,134 0,144 0,201 0,368
Reserva (MW) 0,838 - - 0,582
Perdas P (kW) 0,50 1,91 1,70 2,60 Q (kvar) 9,63 39,66 24,42 28,10
Cenários I II III IV
Carga P (MW) 0,229 0,372 0,382 0,473 Q (Mvar) 0,172 0,279 0,287 0,355
Geração Convencional G1 P (MW) 0,129 0,130 0,130 0,130 Q (Mvar) 0,084 0,121 0,165 0,177
Geração Renovável
PSF P (MW) 0,000 0,246 0,000 0,000 Q (Mvar) 0,000 0,043 0,000 0,000
PEVF Aerogerador1 P (MW) 0,192 0,219 0,000 0,183 Q (Mvar) 0,026 0,037 0,000 0,052
BESS P (MW) -0,091 -0,221 0,254 0,162 Q (Mvar) 0,072 0,107 0,134 0,145
Reserva + Reserva Girante (MW) 0,128 0,126 0,747 0,838
Perdas P (kW) 0,50 1,70 1,60 2,30 Q (kvar) 10,16 28,22 12,53 20,00
Características do BESS Pn [MW] 0,875
EbatN [MWh] 3,5 Vout [V] 400
Tempo c/d à Pn [h] 4 PD [%] 85
Ebat (MWh) 2,7 Nº módulos em série 32
Nº módulos em paralelo 29
0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 1 1,01
BUS2
BUS8
BUS20
BUS41
VILA
BUS52- AEROGERADOR
BUS54- PV
BESS
Tensão [p.u]
Bar
ram
ento
s
IV
III
II
I
Figura 5.10: Perfil de tensoes para o panorama com BESS, renovaveis e convencional.
5.2.3.2.1 Analise
Producao
Tal como ja referido, o no de balanco corresponde ao barramento da geracao convencional, uma
vez que, se considerou que esta seria a responsavel por satisfazer as perdas de potencia.
Com a introducao da geracao convencional neste panorama, a penetracao 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 servico. Analisando a Figura 5.8 juntamente com a Tabela D.2, verifica-
se que apenas as 16 e 17 horas e retirada de servico toda a geracao renovavel ficando a procura da
ilha encarregue ao G1 e a bateria. O PSF e retirado de servico ao 12h e entre as 14-17 h. Por sua
vez, a 1h teve de se aumentar ligeiramente a geracao 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 desperdicada tendo
em conta o despacho apresentado de acordo com a Tabela D.2.
Tabela 5.7: Energia desperdicada 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
𝐄𝐓𝐨𝐭𝐚𝐥 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐞𝐫𝐝𝐢ç𝐚𝐝𝐚
𝐄𝐫𝐞𝐧𝐨𝐯á𝐯𝐞l 𝐝𝐢𝐬𝐩𝐨𝐧í𝐯𝐞l = 52,03%
Pela Tabela 5.7 verifica-se que cerca de 52% da geracao renovavel disponıvel para as condicoes
previstas e desperdicada no despacho que foi considerado. Este valor e justificado principalmente pela
introducao da geracao convencional que faz com que uma das turbinas eolicas nunca seja explorada.
No que toca as potencias, os dados do transito de energia apresentados para cada cenario na
Tabela 5.6 indicam que em qualquer um dos cenarios simulados e possıvel operar apenas com um
grupo convencional, o G1, estando este a funcionar aproximadamente a potencia mınima (PMIN =
0, 128MW ) em todos eles, permitindo satisfazer assim a potencia activa e reactiva pedida pela rede.
Verifica-se que em media, 70% da potencia injectada e de origem renovavel. O cenario onde se verifica
maior penetracao renovavel e no das 11 h, em que 78% da potencia injectada na rede e de origem
renovavel.
Quanto a reserva apresentada na Tabela 5.6 esta refere-se a reserva que a bateria oferece junta-
mente 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 porcao de reserva respectiva a bateria.
Sobrecargas
Nao se verificou nenhuma situacao 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 operacao 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 potencia 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 potencia activa sao
pouco significativas, representando no caso mais grave, na ponta (IV), cerca de 0,48% da potencia
74
activa injectada neste cenario. Quanto as perdas de potencia reactiva, estas sao maiores no cenario II
representando 9% da potencia reactiva injectada neste cenario. Em media, 6% da potencia reactiva e
perdida ao longo da rede, neste panorama.
5.3 Simulacoes Dinamicas
As simulacoes em regime dinamico tem como objectivo avaliar a forma como a rede electrica da ilha
da Brava se comporta perante a ocorrencia de uma determinada contingencia que afecta a operacao
da rede e o seu regime estacionario, colocando-se assim em prova a estabilidade da mesma. Sao rea-
lizadas simulacoes apenas para os dois panoramas apresentados anteriormente que contem 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 dinamico e a contribuicao que apresenta na estabilidade da rede. No
panorama 100% renovavel verificaram-se problemas de convergencia em alguns defeitos estudados,
principalmente aquando da ocorrencia de curto-circuitos. Quando a nao convergencia ocorre apenas
durante o defeito e a rede comeca a convergir passados poucos passos de integracao apos o defeito
ser removido, os resultados finais que se obtem nao sao afectados.
Para cada um dos panoramas sao realizados diferentes perturbacoes 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 Anexo E.
Por uma questao de consonancia todas as perturbacoes simuladas tem inıcio aos 2 segundos.
Foram estudadas quatro perturbacoes distintas com o objectivo de apresentar alguma diversidade de
acontecimentos passıveis de ocorrer na rede da Brava. As quatro perturbacoes simuladas foram:
1. Curto-circuito franco no BUS50-VILA;
2. Saıda de servico de um grupo termico;
3. Variacao da irradiancia;
4. Saıda de servico do BESS.
De forma a nao tornar a apresentacao dos resultados para cada uma das perturbacoes 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 situacao mais gravosa, para cada um dos panora-
mas e contingencias estudadas. Resta apresentar as condicoes de funcionamento que foram definidas
com o objectivo de qualificar o regime estacionario pos-perturbacao, no que se refere as grandezas de
frequencia e tensao de operacao da rede. No caso da frequencia considera-se que o sistema pode
operar de forma segura caso em regime pos transitorio o desvio de frequencia nao ultrapasse ±1, 5Hz,
ou seja, a rede deve operar dentro da gama dos 48, 5 − 51, 5Hz. Relativamente aos limites de tensao
admissıvel apos uma perturbacao 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 perturbacoes
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 contingencia que simula um percurso de baixa
impedancia, atraves do qual fluem elevadas correntes. O curto-circuito e aplicado no BUS50-VILA com
duracao de 100 ms, com inıcio 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 centrico
face a restante rede de distribuicao. O defeito aplicado e um curto circuito trifasico simetrico que e ca-
racterizado por uma susceptancia de −2×109p.u, o que permite considerar o defeito como franco. Esta
perturbacao e implementada quer no panorama 100% renovavel quer no com geracao convencional,
apresentando-se apenas os resultados para o cenario das 11 horas (II), uma vez que, este e caracte-
rizado por ser aquele em que a penetracao renovavel e mais significativa. Assim com a ocorrencia do
defeito as proteccoes das renovaveis podem actuar fazendo com que seja retirada geracao renovavel
de servico, 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 ocorrencia do curto-circuito ocasi-
ona a saıda de servico dos PVs. Tal contigencia advem do decremento da tensao aos seus terminais,
que faz actuar a proteccao contra subtensoes em 0, 01s abrindo o disjuntor passados 80ms, pelo que
aos 2, 09s o disjuntor abre retirando de servico o PV e o respectivo transformador. Com a perda dos
PVs sao perdidos 246kW de potencia injectada.
Para o caso da ilha 100% renovavel, na Figura 5.11 ilustra-se a variacao temporal da frequencia na
sequencia da ocorrencia do defeito, vista do BUS55 e a potencia injectada pelos PVs. Apos a saıda dos
PVs, a potencia de carga e maior que a potencia injectada o que provoca a diminuicao da frequencia.
Como resposta a perda de geracao decorrente do defeito, as unidades de geracao em servico (PEVF
e BESS) reagem no sentido de contrariar a descida de frequencia.
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 eliminacao do
defeito, os aerogeradores apresentam um aumento da potencia electrica injetada opondo-se a perda de
producao dos PVs e assim atenuando a descida de frequencia durante os primeiros instantes. Esta res-
posta caracteriza-se pelo aumento da potencia injectada pelo grupo turbina-gerador a custa da reducao
da sua energia cinetica, ou seja, da diminuicao da velocidade de rotacao, tal como e visıvel na Figura
5.12, transformando a energia cinetica em electrica. A potencia gerada pelo PEVF tende para o valor
pre-defeito, pelo que, ate que a velocidade de rotacao seja restabelecida, parte da potencia activa e
76
absorvida de forma a aumentar a velocidade de rotacao dos aerogeradores.
Visto que os aerogeradores em regime estacionario pos-defeito apresentam a mesma potencia ac-
tiva que em pre-defeito, o BESS assume-se como a unidade de geracao responsavel por suportar a
perda de producao decorrente da perturbacao. Na Figura 5.13 apresenta-se a resposta dinamica da
bateria no que a potencia 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 geracao dos PVs, a bate-
ria diminui a potencia que absorve para 65kW , o que do ponto de vista da dualidade carga/producao
simula o deslastre de carga. Tal com ja apresentado na Seccao 4.2.5.2, a potencia injectada pela
bateria esta dependente da variacao de frequencia do barramento BUS55 (Figura 5.11) e do ganho
KC = −10MW/p.u. que acaba por mimetizar o controlo primario de frequencia por estatismo de um
gerador convencional.
Figura 5.11: Frequencia no BUS55 e potencia ac-tiva dos PVs (perturbacao: CC no BUS50 - pano-rama 100% renovavel).
Figura 5.12: Potencia e variacao velocidade de umaerogerador (perturbacao: CC no BUS50 - pano-rama 100% renovavel).
Figura 5.13: Potencia activa e energia do BESS(perturbacao: CC no BUS50 - panorama 100% re-novavel).
Figura 5.14: Potencia Reactiva (perturbacao: CCno BUS50 - panorama 100% renovavel).
Na Figura 5.13 apresenta-se igualmente a evolucao temporal da energia da bateria em p.u.sec na
77
base do sistema. A potencia reactiva injectada pelas unidades de geracao apos a saıda de servico dos
PVs e apresentada na Figura 5.14.
No final do tempo de simulacao a frequencia da rede electrica da ilha da Brava e igual a 48,8 Hz.
No regime estacionario que se atinge na sequencia desta contigencia nao se verificam tensoes fora
dos limites de operacao definidos como aceitaveis, nem ramos (linhas/cabos ou transformadores) ou
maquinas a operar em sobrecarga. O perfil das tensoes, durante o perıodo de simulacao, nos principais
barramentos da rede encontra-se apresentado na Figura E.1.
De referir que o estudo desta perturbacao para qualquer um dos restantes cenarios (I,III e IV),
apresentou resultados igualmente satisfatorios de acordo com os criterios de qualificacao do regime
estacionario pos-perturbacao ja apresentados.
No panorama com geracao convencional, as simulacoes ja nao apresentam qualquer tipo de nao
convergencia. Na Figura 5.15 verifica-se que durante a ocorrencia do curto-circuito a frequencia da
rede no BUS55 apresenta um pico com 51Hz que resulta do excesso de potencia mecanica face a
potencia electrica. Com eliminacao do defeito e com a decorrente perda dos PVs, a potencia diminui
face a carga o que faz com que a frequencia comece a diminuir. Neste caso, para alem da resposta
do aerogerador em servico e tambem apresentada a resposta inercial pelo gerador convencional em
servico (G1), tal como e visıvel na Figura E.2.
Apos a resposta inercial do G1, o controlo primario de frequencia comeca a actuar pelo que os regu-
ladores carga/velocidade (controlo por estatismo) do G1 impoem um aumento da potencia mecanica,
tal como se pode verificar na Figura 5.15. Quando o binario mecanico iguala o binario electrico, a
aceleracao do gerador anula-se e a frequencia acaba por estabilizar por volta dos 30s. A potencia
mecanica do G1, no regime estacionario, que se atinge no perıodo pos-perturbacao e igual a 198, 74kW ,
enquanto que o aerogerador em servico opera a 219kW atingindo o mesmo ponto de funcionamento
que em regime pre-defeito (Figura E.3).
Figura 5.15: Frequencia no BUS55 e potenciamecanica do G1 (perturbacao: CC no BUS50 - pa-norama c/ convencional).
Figura 5.16: Potencia activa e energia do BESS(perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ conven-cional).
Quanto ao BESS a sua resposta durante o tempo de simulacao e apresentada na Figura 5.16,
sendo a sua analise semelhante a efectuada para o panorama 100% renovavel. Contudo neste caso a
78
variacao de potencia que absorve, entre o regime pre e pos defeito, nao e tao acentuada. A bateria no
regime estacionario pos-pertubacao absorve 51, 14kW . Nesta figura apresenta-se tambem a energia
total armazenada durante o tempo de simulacao, que como se verifica, e menor que aquela que e obtida
no panorama 100% renovavel.
No final do tempo de simulacao a frequencia da rede electrica da ilha da Brava e igual a 49, 15Hz.
No regime estacionario que se atinge na sequencia desta contigencia nao se verificam tensoes fora
dos limites de operacao definidos como aceitaveis, nem sobrecargas. O perfil das tensoes, durante
o perıodo de simulacao, 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-perturbacao.
5.3.2 Saıda de servico de um grupo termico (G1)
A simulacao da saıda de servico de um grupo termico pretende averiguar de que forma a rede reage a
perda da unica unidade de geracao convencional que se encontra em servico em regime estacionario
(G1) e como influencia a estabilidade da rede, relativamente ao controlo primario de frequencia.. Esta
perturbacao e apenas estudada para o panorama cujo regime estacionario e apresentado na seccao
5.2.3.2, uma vez que, o cenario 100% renovavel e caracterizado pela inexistencia de producao conven-
cional. 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 geracao conven-
cional, portanto nesta perturbacao apresenta-se igualmente a influencia que o ganho KC apresenta
na resposta do BESS e estabilidade da rede. Assim, aos 2s e retirado de servico o gerador G1 e os
transformadores da SFV, perdendo-se 130kW . Instantaneamente o equilıbrio entre carga e potencia
mecanica e quebrado e a frequencia desce decorrente do defice de potencia mecanica. Para demons-
trar a influencia do ganho KC na modelizacao da bateria e na sua resposta dinamica foi simulada
esta perturbacao recorrendo a KC = −5MW/p.u. e ao valor definido por defeito de −10MW/p.u.,
confrontando-se os resultados nas Figuras 5.17 e 5.18.
A potencia electrica adicional fornecida pelo aerogerador e a injeccao de potencia por parte da ba-
teria definem o desvio inicial de frequencia, sendo tanto maior quanto menor a capacidade de injectar
potencia por parte do BESS. Na Figura 5.17 e possivel verificar que quando o ganho e menor, a res-
posta inercial por parte do aerogerador e mais significativa de forma tentar compensar a incapacidade
do BESS. Como consequencia desse facto a velocidade de rotacao 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 frequencia 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 frequencia
estabiliza em 49, 4Hz. Tal facto e facilmente perceptıvel a luz do modelo ”PAUX1”, em que de forma
simplificada o que acontece e que a potencia a injectar pela bateria e funcao do desvio de frequencia
(∆f ) e do ganho KC , ou seja, PAUX = KC × ∆f . Em qualquer um dos casos, o facto de a frequencia
79
estabilizar para um valor menor que 50Hz indica que a potencia electrica fornecida pelas maquinas e
superior a potencia mecanica.
Figura 5.17: Potencia activa (perturbacao: saıda deservico de G1).
Figura 5.18: Frequencia no BUS55 e potenciamecanica do G1 (perturbacao: saıda de servico deG1).
Os resultados suplementares obtidos para o ganhoKC = −10MW/p.u. encontram-se apresentados
no Anexo E.2. Os valores de potencia injectada em regime estacionario pos-transitorio sao de 182kW e
287kW para o aerogerador e BESS, respectivamente. Como se verifica, a potencia electrica injectada
pelo aerogerador e ligeiramente inferior a potencia a que este funcionava em regime pre-defeito, pelo
que os controlos mecanicos da turbina, nomeadamente o pitch actua de forma a ajustar a potencia
mecanica. Quanto a potencia reactiva (Figura E.7), com a perda de 177, 18kvar com a retirada de
servico do G1, as restantes unidades de geracao tem de compensar a falta de reactiva na rede, que
como se ve 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 potencia reactiva. O aerogerador devido a perturbacao estabiliza
por volta dos 14s, com a injeccao de uma potencia 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-perturbacao. No regime estacionario que se atinge na sequencia desta contigencia nao se verificam
tensoes fora dos limites de operacao definidos como aceitaveis.
5.3.3 Variacao da irradiancia
Com o objectivo de simular uma perturbacao que permitisse caracterizar a imprevisibilidade e variabi-
lidade dos recursos renovaveis optou-se por fazer variar a irradiancia verificada na ilha. A variacao do
recurso solar (irradiancia) foi feita considerando a ocorrencia de nebulosidade que delimita a radiacao
solar que atinge a crosta terrestre e assim a geracao solar produzida pelos PVs. Com base na ir-
radiancia horaria utilizada para definir a geracao solar em regime estacionario (Tabela 5.1) de cada
cenario, considera-se o inıcio do surgimento de nuvens a partir do 2o segundo de simulacao e que 2
segundos apos (4 s), a irradiancia atinge o valor mınimo e constante que se assumiu de ser de cerca de
80
77% da irradiancia do regime estacionario3, tal como apresentado na Figura 5.19 para o cenario das 11
horas (II). Estes dados sao inseridos no ficheiro DYRE (Anexo C.4), no modelo ”IRRADU” e a potencia
injectada pelo PV e obtida posteriormente atraves do modelo linear do PV definido pelo ”PANELU”.
912912
200
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 5 10 15 20 25 30
Irra
diâ
nci
a [W
/m2]
Tempo [s]
912
200
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 10 20 30 40 50 60
Irra
diâ
nci
a [W
/m2]
Tempo [s]
Figura 5.19: Simulacao da variacao da irradiancia.
Esta simulacao e apresentada apenas para o cenario II, de cada um dos panoramas, por ser aquele
onde a penetracao de geracao solar e mais significativa.
Com a variacao de irradiancia simulada aquilo que verifica e uma perda gradual na geracao 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 potencia injectada no perıodo com nebulosidade e de 57, 60kW , o que
corresponde a um decrescimo de producao dos PVs de 77%, o que vem comprovar a linearidade do
modelo ”PANELU”. Com esse decrescimo de geracao as unidades de geracao em servico respondem
no sentido de contrariar tal contigencia.
No panorama 100% renovavel, para alem dos PVs encontram-se em servico 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 dinamica igual. Na
Figura 5.20 e possivel verificar o comportamento inercial das turbinas eolicas. Observa-se que os aero-
geradores aumentam a potencia electrica que injectam durante os primeiros instantes pos perturbacao,
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 frequencia resultante
da perda de geracao solar. Apos a resposta inercial, os aerogeradores diminuem a sua geracao de
forma a repor a velocidade de rotacao. Como e visıvel a partir dos 10s, a potencia electrica e menor
que a potencia mecanica pelo que o rotor comeca a acelerar, o que se traduz no aumento do desvio de
velocidade do aerogerador. A potencia mecanica e electrica em regime estacionario pos perturbacao
apresentam valores ligeiramente inferiores aos de regime pre-defeito correspondendo estes a 218kW .
A velocidade estabiliza ligeiramente abaixo dos 0, 2p.u. indicando o equilıbrio entre o binario mecanico
e electrico dos aerogeradores passados 50s de simulacao.
Na Figura 5.21, e possivel observar o comportamento da bateria durante o perıodo de simulacao.
Tal como ja referido, a potencia a que a bateria carrega/descarrega e proporcional da variacao de
frequencia que se verifica no barramento BUS55, sendo o desvio final de frequencia definido em funcao
3Valor obtido atraves de dados reais de leituras de irradiancia para a ilha do Corvo, Acores.
81
do ganho KC .
Figura 5.20: Potencia activa, mecanica e desviode velociadade dos aerogeradores (perturbacao:variacao de irradiancia - panorama 100% re-novavel).
Figura 5.21: Frequencia no BUS55 e potencia ac-tiva do PV e BESS (perturbacao: variacao de ir-radiancia - panorama 100% renovavel).
Uma vez que, o sistema de controlo primario de frequencia do BESS e do tipo proporcional, a
estabilizacao da frequencia ocorre para um valor inferior da frequencia nominal (50 Hz), tal como veri-
ficado. Com a perda de geracao solar, a bateria responde carregando a uma potencia menor, o que e
analogo a diminuicao da carga da rede, uma vez que, a bateria a carregar e vista pela rede como uma
carga. Em regime estacionario pos-perturbacao, o BESS passa a operar a −120, 86kW . A frequencia
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 perturbacao de variar
a irradiancia 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 esta-
cionario pre-defeito. Quanto a potencia reactiva verifica-se com a reducao da geracao solar que as
perdas de reactiva diminuem significativamente, o que e observavel na diminuicao da potencia reactiva
injectada, em regime pos-perturbacao (Figura E.10).
No regime estacionario que se atinge na sequencia desta contigencia nao se verificam ramos (li-
nhas/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 dinamico do grupo convencional (G1) apresen-
tado na Figura E.12. Com a perda de geracao solar, o gerador em servico, em parte, e responsavel por
satisfazer a ”carga” adicional do sistema, reduzindo a energia cinetica das massas rotativas do gerador
fornecendo a potencia electrica necessaria. Assim, a velocidade da maquina reduz-se e consequen-
temente a frequencia do sistema, enquanto variavel global da rede, acompanha o comportamento nao
voltando nenhuma destas variaveis aos seus valores iniciais.
O controlo primario de frequencia por parte do gerador convencional actua no sentido de aumentar
o binario mecanico e consequentemente a potencia mecanica. Como e visıvel na Figura E.12, o re-
82
gulador carga/velocidade do G1 impoe um aumento da potencia mecanica aquando do decrescimo da
frequencia da rede, de forma a que o binario electrico e mecanico atinjam o equilıbrio e a frequencia es-
tabilize. No regime estacionario que se atinge no perıodo pos-perturbacao, o G1 opera a uma potencia
mecanica de 183, 9kW , valor este que e em 3kW menor que a potencia electrica injectada pelo grupo.
Ja o unico aerogerador em servico, em regime pos-perturbacao, regressa ao ponto de operacao do
regime pre-defeito, tal como se pode analisar na Figura E.12.
A estabilizacao da frequencia 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 verifi-
car tambem a potencia activa injectada pelo BESS e a sua complementariedade com a variacao de
frequencia, dado que o modelo ”PAUX1” e essencialmente um controlador proporcional que modela a
resposta da bateria as excursoes de frequencia, tal como ja explorado. O BESS, em regime estacionario
pos-perturbacao carrega a uma potencia de 90kW .
Figura 5.22: Frequencia no BUS55 e potencia ac-tiva do PV e BESS (perturbacao: variacao de ir-radiancia - panorama c/ convencional).
A potencia reactiva injectada e apresentada na Figura E.13 onde, tal como observado para o pano-
rama 100% renovavel, a geracao de reactiva pos-perturbacao decresce devido a diminuicao das perdas
ao longo da rede, resultante do diferente transito de energia imposto pela contigencia estudada. No final
do tempo de simulacao, no regime estacionario que se atinge nao se verificam tensoes fora dos limites
de operacao definidos como aceitaveis nem sobrecargas. O perfil de tensoes durante o perıodo de
simulacao e aproximadamente constante com pequenas oscilacoes a ocorrerem durante os instantes
em que a geracao solar varia, tal como no panorama 100% renovavel.
5.3.4 Saıda de servico do BESS
A ultima simulacao apresentada corresponde a desligacao da bateria da rede retirando-a de servico
e tem como objectivo estudar a estabilidade da rede sem o auxılio do BESS. A perturbacao 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 operacao da rede sem BESS, provando-
83
se a importancia da bateria no sistema electroprodutor da ilha da Brava. Esta importancia centra-se
nao so na integracao das renovaveis na rede, mas tambem na relevancia que apresenta na geracao
de potencia reactiva, tal como se referiu na Seccao 5.2.3. Ja no panorama com o BESS e geracao
convencional aquilo que se pretende estudar e a forma como a rede reage apenas com renovaveis e
um grupo convencional em servico. Para este estudo foram escolhidos os cenarios II e IV para serem
apresentados os resultados em regime dinamico. 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 servico o BESS, no panorama 100% renovavel para o cenario de ponta (IV), a
geracao da ilha fica apenas ao encargo do aerogerador de servico. A perda de 367, 81kvar de potencia
reactiva aquando do deslastre da bateria ocasiona a descida instantanea generalizada das tensoes
na rede (Figura E.14). Como e observavel na Figura 5.23, o aerogerador acaba por ser retirado de
servico alguns segundos apos o deslastre da bateria. Tal acontecimento ocorre devido a actuacao das
proteccoes contra subtensoes instaladas no aerogerador. Aos 2s, o segundo escalao das proteccoes
arranca por a tensao aos terminais do aerogerador atingir os 0, 1991p.u.. Contudo devido a injeccao
de potencia 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 proteccao. Apos 0, 825s
(temporizacao do 3o escalao) o disjuntor recebe ordem de disparo que ocorre apos 0, 08s, pelo que aos
2, 905s o aerogerador e retirado de servico pela actuacao das proteccoes de subtensao. O perfil de
tensoes dos principais barramentos da rede pode ser analisado na Figura E.14.
Figura 5.23: Frequencia no BUS55 e potencia ac-tiva do aerogerador e BESS (perturbacao: saıda doBESS - panorama 100% renovavel).
Figura 5.24: Energia do BESS e potencia reac-tiva do aerogerador e BESS (perturbacao: saıda doBESS - panorama 100% renovavel).
Assim, aos 2, 905s a rede encontra-se sem geracao em servico pelo que colapsa sendo automati-
camente retirados de servico todos os barramentos no PSS/E. A partir do momento em que a bateria
sai de servico a frequencia deixa de ser calculada pelo que o valor que e verificado na Figura 5.23,
no qual a frequencia 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 potencia de saıda da bateria e nula a partir desse instante.
84
O facto de a rede colapsar ja era previsıvel antes deste estudo, uma vez que, a geracao eolica seria
sempre insuficiente para satisfazer a carga mesmo que o aerogerador nao fosse retirado de servico
pelas proteccoes. 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 geracao de servico pelas proteccoes e a rede acaba por colapsar. Assim
fica provada a necessidade de manter a bateria em servico 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 geracao convencional, o deslastre da bateria apresenta repercussoes diferen-
tes 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, respec-
tivamente.
No cenario II, a bateria antes de ser retirada de servico 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 geracao.
Saiem de servico 221, 13kW de ”carga” e 106, 89kvar de potencia reactiva, respectivamente. Neste
cenario, o PSF e um aerogerador do PEVF encontram-se em servico juntamente com o grupo conven-
cional G1, sendo apresentada a sua resposta dinamica na Figura 5.25, relativamente a potencia activa.
Assim que o BESS e deslastrado verifica-se pela Figura 5.26 que a frequencia comeca a aumentar, o
que indica que esta e uma situacao de excesso de geracao. A potencia electrica do grupo G1 diminui
instantaneamente, enquanto que a potencia mecanica nao reage logo dado que a energia fornecida a
turbina nao e instantanea. Assim o binario mecanico e maior que o binario electrico da maquina, o que
faz a velocidade do G1 aumentar e consequentemente a frequencia da rede, tal como se observa pela
Figura 5.26.
O pico da frequencia atinge os 51, 6Hz aos 2, 506s. Nesse instante ocorre a saıda de servico do
transformador do PV levando a desligacao do PSF por actuacao da proteccao de sobre-frequencia do
transformador elevador do PV, de onde resulta a perda de 246, 1kW e 42, 8kvar. A perda de producao
associada ao PSF ocasiona que a potencia gerada passe a ser menor que a potencia de carga o que
faz com que a frequencia comece a decair a partir desse instante. Como resposta as unidades de
geracao em servico aumentam a potencia injectada (Figura 5.25). A diminuicao da frequencia impoe
ao regulador carga/velocidade do G1 o aumento da potencia mecanica 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 equilıbrio carga/geracao verifica-se que e
perdida mais geracao que carga deslastrada pelo que, o desvio de frequencia final e necessariamente
menor que 50Hz. Por volta dos 30s, o binario mecanico e electrico do G1 igualam-se e a frequencia da
rede estabiliza nos 49, 75Hz.
Relativamente a potencia reactiva injectada pelas unidades de geracao em servico encontra-se
apresentada na Figura E.16 o seu comportamento. Com a saıda de servico da bateria e do PSF, a
potencia reactiva injectada pelas maquinas no regime estacionario pos-perturbacao 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 diminuicao das
tensoes esta relacionada com o facto de quer o grupo convencional quer o aerogerador ultrapassarem,
embora que pouco, o limite maximo de potencia reactiva a que devem operar, sendo estes dados
apresentados nas Tabelas 4.1 e 4.2.
Figura 5.25: Potencia activa no cenario II(perturbacao: saıda do BESS - panorama c/ con-vencional).
Figura 5.26: Potencia mecanica do G1 e frequenciano BUS55, para cenario II (perturbacao: saıda doBESS - panorama c/ convencional).
Quanto ao cenario IV, aos 2s com a saıda de servico do BESS sao perdidos 162, 4kW de potencia
activa e 145, 43kvar de potencia reactiva. As unidades de geracao em servico (Aerogerador1 e G1),
respondem prontamente a esta perda de geracao. A resposta inercial destas unidades e visıvel na
Figura 5.27, permitindo assim atenuar a diminuicao de frequencia que ocorre apos a perturbacao, uma
vez que existe um incremento da potencia electrica. Este aumento da potencia electrica das maquinas
face a potencia mecanica das mesmas leva a desaceleracao destas e consequentemente a frequencia
da rede diminui, ate que os binarios das maquinas se igualem e levem a estabilizacao da frequencia
da rede. A frequencia estabiliza por volta dos 20s, momento em que a potencia mecanica e electrica
do grupo convencional estabilizam. Observando a Figura 5.27 verifica-se que a potencia mecanica
do G1 e menor que a potencia electrica injectada, o que justifica um desvio de frequencia menor que
50Hz. Quanto ao aerogerador verifica-se que este fica a operar a uma potencia inferior a do regime
pre-perturbacao, observando-se a actuacao dos controlos mecanicos por volta dos 30s de forma a que
a potencia mecanica seja concordante com a potencia electrica injectada. No regime estacionario que
se atinge no perıodo pos-perturbacao a potencia mecanica do grupo G1 da central Favetal e igual a
269, 61kW , sendo a potencia mecanica do aerogerador igual a 182, 5kW .
A potencia reactiva injectada pelas unidades de geracao em servico do sistema electroprodutor da
ilha da Brava encontra-se apresentada na Figura E.18. Com a saıda de servico da bateria, a potencia re-
activa injectada pelas maquinas em servico aumenta, atingindo no regime estacionario pos-perturbacao
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 mınimo definido com aceitavel (0, 9p.u.). Esta diminuicao das tensoes esta
relacionada com a sobrecarga das maquinas em servico, atingindo estas o limite superior de potencia
reactiva a que devem operar.
Figura 5.27: Frequencia no BUS55 e potencia ac-tiva e mecanica das unidades de geracao, paracenario IV (perturbacao: saıda do BESS - pano-rama c/ convencional).
No final do tempo de simulacao a frequencia da rede electrica da ilha da Brava e igual a 48, 25Hz,
o que se encontra ligeiramente abaixo do desvio de frequencia mınimo considerado como aceitavel em
regime estacionario pos-perturbacao, antes da atuacao do controlo secundario de frequencia. Relati-
vamente as sobrecargas das maquinas em servico, verifica-se que ambas ultrapassam o limite maximo
de reactiva definidos nas Tabelas 4.1 e 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.
O estudo estacionario realizado para o panorama sem renovaveis instaladas em 2020, pretende
apenas apresentar a forma como as unidades de geracao 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 simulacao e possivel identificar desde logo, que o aumento previsto
da carga para 2020 gera problemas de sobrecarga na rede de distribuicao, 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 solucao proposta a insercao em paralelo de um transformador igual a este, o qual
e mantido para qualquer uma das simulacoes efectuadas.
Com a introducao 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 pro-
jectos renovaveis sugerido na Seccao 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 impossıvel manter em servico qualquer dos parques renovaveis visto que, a
potencia activa disponibilizada por estes e sempre demasiado elevada face a carga em questao. Assim,
o transito 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 possıvel injectar a potencia proveniente de um dos aerogeradores do PEVF, nos restantes cenarios
toda a geracao renovavel tem que ser deslastrada. Contudo, nos cenarios II e IV o motivo que obriga a
retirada de servico das renovaveis nao e o excesso de potencia disponıvel como no caso anterior, mas
sim o defice de geracao reactiva que por consequencia obriga a abdicar das renovaveis para despachar
unidades convencionais capazes de a satisfazer. Relativamente as perdas de potencia reactiva que se
verificam no caso mais gravoso (IV) estas atingem 8% da potencia reactiva injectada.
Os resultados mais conclusivos e relevantes sao os apresentados nos dois panoramas que consi-
deram o BESS instalado, sendo que um considera a ilha com geracao 100% renovavel e o outro com
auxılio de geracao 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 potencia mais exigentes, comparativamente ao panorama em que se considera tambem geracao
convencional.
Dos resultados estacionarios obtidos para o panorama 100% renovavel pode-se verificar que a
bateria assume um papel determinante na geracao de potencia reactiva. Para alem disso oferece
uma flexibilidade adicional a rede que permite aumentar o aproveitamento renovavel. Verifica-se que
apenas cerca de 24% da geracao renovavel disponıvel durante o dia simulado e desperdicada (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 inexistencia de sobrecargas ou tensoes
fora dos limites definidos como aceitaveis. Quanto as perdas de potencia 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 potencia
reactiva injectada.
Considerando geracao 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. 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 cooperacao do G1 na producao, a bateria perde algum do seu
impacto face ao panorama anterior no que a potencia reactiva e activa diz respeito, tal como se pode
verificar pela Tabela 5.6. Nos resultados do regime estacionario verificou-se ser possıvel operar apenas
com G1 a funcionar aproximadamente a potencia mınima garantindo-se assim a maior penetracao
renovavel concebıvel. Contudo, da introducao da geracao convencional no despacho das unidades de
producao resulta um inevitavel aumento do desperdıcio renovavel, alcancando este 52% da energia
diaria renovavel disponıvel, mais do dobro que o valor registado no panorama 100% renovavel. Nao se
verificaram sobrecargas nem tensoes fora dos limites. Quanto as perdas de potencia reactiva rondam
88
na media dos cenarios estudados os 6% da potencia injectada, valor abaixo do verificado no panorama
anterior.
Relativamente aos estudos em regime dinamico, como resumo dos principais resultados que foram
obtidos dos estudos efectuados apresenta-se na Tabela 5.8 as principais conclusoes que foram retira-
das do regime estacionario que e atingido apos cada uma das perturbacoes e que permitem qualifica-lo.
Tabela 5.8: Resumo dos resultados dos estudos dinamicos.Perturbação CC BUS50 Saída G1 Variação Irradiância Saída BESS
Cenário II IV II II IV
Grandeza Freq. [Hz]
Tensões Sobrecargas Freq. [Hz]
Tensões Sobrecargas Freq. [Hz]
Tensões Sobrecargas Freq. [Hz]
Tensões Sobrecargas Freq. [Hz]
Tensões Sobrecargas
Panorama
100% Renovável
48,8 ✓ x 49,05 ✓ x Instável: rede colapsa Instável: rede colapsa
Com Convencional
49,15 ✓ x 49,4 ✓ Aerogerador 49,34 ✓ x 49,75 ✓ Aerogerador
e G1 48,25 ✓ Aerogerador e
G1
De uma forma geral os resultados obtidos para os diferentes panoramas mostraram ser satisfatorios
do ponto de vista de tensao e frequencia de operacao da rede da ilha da Brava. De referir apenas como
resultado mais gravoso a perturbacao que faz sair o BESS de servico, e que no caso 100% renovavel
leva a que a rede colapse por nao ser possıvel suportar a carga de cada um dos cenarios com as
unidades de geracao renovavel em servico.
Os aerogeradores apresentam uma resposta fundamental no um auxilio ao suporte da excursao
de frequencia que se verifica aquando da ocorrencia de uma contigencia. A malha de controlo de
potencia activa dos seus modelos permite a injeccao adicional de potencia activa tornando o desvio de
frequencia menos gravoso para a rede. Quanto a bateria esta e crucial para a estabilidade da rede dada
a importancia que apresenta na geracao de potencia activa e reactiva, mas tambem pela capacidade
que tem de permitir o aumento da penetracao renovavel. Por outro lado, tambem se pode concluir pelos
resultados obtidos que a exploracao da rede com recurso a geracao convencional permite em parte re-
duzir a dependencia do BESS e dar maior flexibilidade e estabilidade a rede. Tal factor justifica-se pelo
facto de existirem 2 unidades de geracao (G1 e bateria) que regulam a frequencia da rede, atraves do
controlo primario de frequencia. Nas perturbacoes que simulam a perda de uma unidade de geracao
(Seccoes 5.3.2 e 5.3.4 ) verifica-se que os resultados apresentam maquinas sobrecarregadas devido
aos limites maximos de potencia reactiva definidos serem ultrapassados no ponto de operacao esta-
cionario a que ficam a ser exploradas pos-perturbacao. Tal situacao nao e favoravel para as maquinas,
como tal deve ser tida em consideracao e corrigida.
Importa referir que o PSS/E revelou apresentar algumas limitacoes quer no modelo do BESS,
quer na possibilidade de estudar sistemas apenas com geracao renovavel. As situacoes de nao con-
vergencia que surgiram em alguns dos estudos realizados para o panorama 100% renovavel, nomea-
damente aquando da realizacao de um curto-circuito foram um dos problemas. Visto que os resultados
em regime transitorio sao obtidos atraves de um metodo numerico, a solucao para este problema pas-
sou por actuar nos parametros caracterısticos do metodo, especificamente na reducao do passo de
integracao, no aumento do numero maximo de iteracoes, no aumento da tolerancia de convergencia e
na reducao da aceleracao usada na solucao do transito de energia da rede. Em situacoes em que o
problema de nao convergencia ocorre apenas durante o curto-circuito (tal como se verifica na seccao
89
5.3.1), comecando os resultados a convergir poucos passos de integracao apos a eliminacao do de-
feito, nao foi tomada qualquer accao pois este comportamento nao impede que se atinja um ponto de
funcionamento estacionario.
O modelo ”CBEST” da bateria revelou apresentar igualmente algumas limitacoes. Em primeiro
este nao permite definir o SOC inicial a que a bateria se encontra no inicio da simulacao, impedindo
assim a adopcao do SOC definido no despacho realizado no Anexo D, para cada cenario estudado.
Adicionalmente, este modelo nao permite limitar a energia da bateria podendo assim a bateria durante
a simulacao atingir uma qualquer capacidade de armazenamento ou profundidade de descarga.
90
Capıtulo 6
Conclusao
Neste capıtulo apresentam-se as principais ilacoes que foram possıveis de retirar ao longo de toda a
dissertacao. Por fim, apresentam-se tambem algumas sugestoes que se consideram ser interessantes
para a realizacao de trabalhos futuros com base neste tema e algumas recomendacoes que comple-
mentariam este trabalho.
6.1 Conclusoes
O crescimento da consciencializacao da importancia da integracao de energias renovaveis nos siste-
mas electroprodutores e evidente. Este nasce do intuito nao so de reduzir a dependencia dos com-
bustıveis fosseis e as consequentes emissoes, mas tambem da construcao de um sistema energetico
mais sustentavel economica e ambientalmente. Nesta mudanca de paradigma os sistemas de arma-
zenamento de energia sao cada vez mais um elo fundamental na acomodacao das renovaveis e na
contribuicao para a estabilidade e robustez das redes electricas. Tais caracterısticas ganham uma im-
portancia superior quando inseridas num contexto de sistema isolado, caracterizado por baixa inercia
e sem quaisquer interligacoes com outros sistemas, o que faz com que o controlo da rede seja mais
limitado e esta seja mais vulneravel a fenomenos 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 implementacao 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 integracao de um SAE num panorama de geracao
100% renovavel, avaliando-se o seu funcionamento e a estabilidade da rede. Para alcancar este ob-
jectivo, estudou-se os SAEs existentes com foco nos BESSs e nas suas principais caracterısticas e
aplicacoes, seguida da modelizacao 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 funcio-
namento 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 dinamicos definidos para cada
um. Por fim, procedeu-se a analise do comportamento estacionario da rede e a avaliacao da resposta
transitoria da mesma a 4 perturbacoes 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 capıtulo deste trabalho, realcando-se as conclusoes de
cada um.
No Capıtulo 2, como ponto de partida para atingir o objectivo desta dissertacao apresentou-se a
forma como o crescimento da integracao de energias renovaveis nas redes electricas, especialmente
nas insulares, influencia a operacao segura e estavel dos sistemas electricos. A natureza estocastica e
a variabilidade das fontes renovaveis sao destacadas como os principais factores para a ocorrencia de
problemas operacionais relativos a estabilidade de frequencia e flutuacoes de tensao que deterioram
a qualidade de servico das redes. Entao, como resposta, comecou-se por apresentar, contextualizar
e comparar as diferentes tecnologias de SAEs existentes, com foco particular nas suas especificacoes
tecnicas tıpicas, como por exemplo, o rendimento, a capacidade de armazenamento ou a densidade
de energia, mas tambem as suas aplicacoes. Na seccao seguinte, da analise destes dados permite-se
justificar a definicao do BESS como o SAE adequado na implementacao do projecto ”Brava 100% re-
novavel”, devido a flexibilidade que apresenta em ser capaz de fazer gestao de energia eficientemente e
participar em servicos de auxılio na estabilidade da rede, que exigem resposta rapida por parte do SAE.
Uma vez definido o SAE abordam-se os principais fundamentos teorico-praticos dos BESS, bem como
as aplicacoes centrais a que se destinam no ramo da integracao de renovaveis nas redes electricas.
Exploram-se tambem as caracterısticas tecnicas de cada tecnologia de baterias e a importancia de
adequar estas aos requisitos que determinada aplicacao exige. Pelo elevado rendimento e densidade
de energia, considerou-se que o tipo de BESS a implementar seria de ioes de lıtio. Assim, este capıtulo
tem o intuito de dar uma visao geral das tecnologias de armazenamento e das suas aplicacoes, anun-
ciando algumas consideracoes e conceitos chave para o resto do trabalho.
No Capıtulo 3 apresentou-se o caso de estudo de forma detalhada fazendo a devida distincao entre
a rede da ilha da Brava actual (2015) e as devidas alteracoes previstas para esta ate 2020. Apresentam-
se os dados do sistema electroprodutor, subestacoes e da rede de distribuicao. E efectuada e apresen-
tada a forma como foi estimado o diagrama de carga da ilha e a caracterizacao que e considerada do
recurso eolico e solar, sendo estes dados fundamentais para posteriormente serem utilizados nos estu-
dos estacionarios e transitorios. No caso particular da ilha da Brava 2020 apresentou-se neste capıtulo
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 potencia instalada do PSF e
do PEVF, ajustando-os a nova previsao de carga. Por fim, apresentam-se todas as especificacoes dos
novos parques a instalar bem como das subestacoes associadas.
A implementacao e modelizacao do caso de estudo no programa de simulacao e apresentada no
Capıtulo 4. Comecou-se por descrever a rede e a sua estrutura de forma a que esta seja perceptıvel
ao leitor. Posteriormente, apresenta-se uma analise breve dos princıpios dos modelos dinamicos e
92
estacionarios dos geradores convencionais, incluindo excitatriz e regulador carga-velocidade, dos aero-
geradores e dos PVs, apresentando-se as consideracoes 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 seccao correspondente ao BESS apresenta-se a metodologia utilizada para dimensionar a bate-
ria, bem como os modelos utilizados para caracterizar o BESS em regime estacionario e dinamico. Re-
lativamente, ao dimensionamento este foi efectuado tendo em consideracao um conjunto de equacoes
aplicadas para o panorama 100% renovavel, uma vez que, e aquele que requer especificacoes tecnicas
mais exigentes. A capacidade da bateria foi definida considerando a potencia renovavel disponıvel que
excede o diagrama de carga em cada instante do dia, contabilizando tambem factores limitativos como
a PD e a deterioracao com a utilizacao. Quanto a modelizacao 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 funcao de cada um deles e os respectivos
parametros caracterısticos sao devidamente explicados e dimensionados. O parametro central que de-
fine a resposta do BESS e o ganho KC do modelo ”PAUX1”, visto que e o responsavel pela definicao
do quanto a bateria carrega ou descarrega de forma a contrariar as oscilacoes de frequencia que se
verificam na rede, sendo responsavel pelo controlo primario da frequencia.
No Capıtulo 5 apresentou-se e analisou-se os resultados dos estudos feitos para a ilha da Brava
em 2020, em regime estacionario e dinamico. Adicionalmente, neste capıtulo 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 simulacao distintos
que diferem entre si pelas renovaveis e/ou o BESS estarem instalados ou nao. Dos resultados obtidos
de cada uma das simulacoes do transito de energia foi possıvel concluir que apesar da potencia insta-
lada nao ser uma objeccao face a carga prevista para 2020, por si so a rede actual (2015) nao seria
capaz de suportar o transito de energia, originando sobrecargas na rede. Para que a integracao dos
projectos renovaveis seja viavel comprovou-se a importancia de incorporar o BESS na rede de forma
a aumentar a penetracao renovavel e a cooperar com a geracao de potencia reactiva. A operacao da
rede em regime estacionario, no panorama 100% renovavel nao apresentou objeccoes de qualquer
natureza, verificando-se que as tensoes da ilha se mantem dentro dos limites de operacao de ±5% da
tensao nominal, que nao se registaram sobrecargas e que o dimensionamento da bateria foi apropriado
permitindo que cerca de 75% da geracao renovavel disponıvel seja aproveitada. Com a introducao de
geracao convencional no despacho, o desperdıcio renovavel aumenta e a capacidade de armazena-
mento da bateria revela ser sobredimensionada para este panorama, tal como esperado.
Em regime dinamico, apenas se estudou os dois panoramas que consideram o BESS em funcio-
namento, o 100% renovavel e o com geracao convencional. Como base foram utilizados os resultados
do transito de energia para inicializar as simulacoes dinamicas. Estas simulacoes basearam-se em 4
perturbacoes 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 simulacao 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 actuacao das proteccoes dos PVs e
consequente retirada de servico destes para o cenario II, tendo a perda de geracao originado a descida
da frequencia que estabiliza a 48, 8Hz para o cenario 100% renovavel e a 49, 15Hz com convencional.
No regime estacionario pos-contigencia que se atingiu nao se verificaram tensoes fora dos limites nem
a existencia de sobrecargas.
A simulacao seguinte consistiu em retirar de servico 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 influencia do
parametro KC na resposta dinamica da bateria. A perda de 130kW de potencia do G1 no cenario de
ponta, origina a descida da frequencia da rede. A perda da unidade de geracao G1 que participa na
regulacao primaria de frequencia fez com que o BESS fosse o unico elemento responsavel pelo controlo
da frequencia. Verificou-se que ao aumentar o ganho KC da bateria, o desvio de frequencia em regime
pos-perturbacao diminuıa, isto porque a potencia injectada pela bateria e dada de forma simplificada
por KC × ∆f . A operacao da rede nao ficou comprometida com esta contingencia, verificando-se que
para KC = −10MW/p.u. a frequencia estabiliza em 49, 4Hz e que as tensoes mantem em valores
aceitaveis, apesar de se verificar a sobrecarga do aerogerador devido a potencia reactiva.
A terceira simulacao consistiu em fazer variar a irradiancia simulando o surgimento de nebulosidade
e assim afectando a potencia injectada pelo PSF. Esta contigencia nao revelou ser problematica para
a rede, nem no panorama 100% renovavel nem no com convencional, estabilizando a frequencia a
49, 05Hz e 49, 34Hz, respectivamente. Nao se registaram sobrecargas nem tensoes fora dos limites
aceitaveis com esta perturbacao.
A ultima contigencia estudada consistiu em retirar de servico 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 servico sao incapazes de
satisfazer a variacao de carga/geracao decorrente da perda do BESS, uma vez que, nao sao nutridas de
capacidade para cooperar no controlo primario de frequencia. Como alternativa, no panorama em que
se considerou geracao convencional, para ambos os cenarios estudados, a rede reagiu positivamente.
A existencia de uma unidade que e capaz de fornecer flexibilidade de exploracao permite que a rede
nao colapse, sendo a regulacao primaria de frequencia 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 servico ficassem a operar sobrecarregados, o que e uma situacao inconveniente
para os equipamentos. No cenario IV, que corresponde ao caso mais gravoso, a frequencia estabiliza
em 48, 25Hz.
Da analise dos resultados dinamicos obtidos para o panorama 100% renovavel verificou-se que
este apresenta algumas fragilidades. Os resultados obtidos foram reveladores para cada uma das
simulacoes efectuadas, sendo atingidos os objetivos propostos para cada uma delas em particular. A
maior fragilidade que se verificou surgiu na ocorrencia da perturbacao que origina a perda do BESS e
que por conseguinte leva a que a rede fique instavel pela ausencia de unidades de geracao capazes
94
de auxiliar no controlo primario de frequencia. Assim fica evidenciado que e fundamental garantir que
a bateria seja capaz de sobreviver a fenomenos transitorios severos de forma a assegurar a sua per-
manencia persistente em servico. Para tornar esta vulnerabilidade menos gravosa admite-se que seria
importante considerar a utilizacao de aerogeradores e PVs com capacidade para participar no controlo
da frequencia do sistema. Nomeadamente, estes devem possuir regulacao carga-velocidade, garan-
tindo assim que cada um opera abaixo da potencia disponıvel de forma a certificar a qualquer instante,
a existencia de uma reserva de potencia, capaz de auxiliar em situacoes transitorias desfavoraveis,
atraves da injeccao de potencia activa. Como alternativa, os resultados dinamicos considerando ape-
nas o menor dos grupos convencionas (G1) em servico, revelou que a estabilidade da rede era mais
robusta neste panorama. Na simulacao mais gravosa que impoe a perda do BESS, a rede estabiliza
devido a flexibilidade que o G1 confere em termos de injeccao de potencia que permite controlar os
desvios de frequencia decorrentes da perda de geracao/carga.
6.2 Trabalho Futuro
Ao longo do trabalho foram sendo identificadas algumas limitacoes 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 carac-
terısticas. Para alem disso, uma analise da viabilidade economica da solucao proposta acrescentaria
mais um dado relevante para o estudo.
Quanto a limitacoes do ponto de vista de simulacao e onde residem as principais oportunidades de
aprimorar os resultados. Em todas as simulacoes 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-
tingencias estudadas em regime dinamico, o estudo da variacao do vento atraves da simulacao de uma
rajada seria interessante dada a elevada penetracao eolica da ilha. Tal nao foi possıvel implementar
por os modelos utilizados para os aerogeradores nao permitirem simular tal efeito. Outro ponto interes-
sante, residia em dotar os PVs instalados com proteccoes contra cavas de tensao permitindo que estes
fossem capazes de sobreviver a perturbacoes 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 limitacoes inerentes. No caso dos modelos ”WT3” seria
interessante conseguir dota-los de capacidade para efectuar controlo primario de frequencia, atraves
da limitacao da potencia maxima disponıvel, garantindo assim uma reserva para resposta fenomenos
transitorios. No caso do modelo da bateria, o ”CBEST”, as principais limitacoes residem na incapaci-
dade definir os limites de capacidade da bateria pelo que, nao e possıvel atribuir um SOC a bateria,
quer no inicio da simulacao quer apos a perturbacao.
95
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98
Anexo A
Diagrama Unifilar da Rede MT da
Brava
A.1
Abertura de circuito
Protecção I>, I>> e Io / I>
PT aéreo Un = 20 kV
PT em Alvenaria Un = 20 kV
Rede Aérea - Userv = 20 kV
Rede Aérea - Userv = 6 kV
Secção do cabo / Cable section
Comprimento do cabo / Cable length
Potência Nominal / Rated Power
Nome do PT / Secondary S/S name
LEGENDA
PT em Alvenaria Un = 6 kV
Rede Subterranea - Userv = 20 kV
Rede Subterranea - Userv = 6 kV
Ligador aero-subterraneo
Interruptor aéreo de comando manual
RED
E MT B
RA
VA
- ESQU
EMA
UN
IFILAR
CA
DA
STRO
DO
S SEE DE C
AB
O V
ERD
EE
LE
CT
RA
S.A.R
.LDESIGNAÇÃO DO DESENHO:
DESIGNAÇÃO DO PROJECTO:
DATA:DES.:VER.:
DATA:
DIRECÇÃO INFRAESTRUTURAS:
DIF - D
GPD
EFOLHA 1/1ESCALA: S/E
PRO
JECTO
N.º
DISTRIBUIÇÃO ELECTRICIDADE:
R.M
AR
TINS
A.C
OR
REIA
Junho 2009Junho 2009
A.1
Brava
2015
A.2
Abertura de circuito
Protecção I>, I>> e Io / I>
PT aéreo Un = 20 kV
PT em Alvenaria Un = 20 kV
Rede Aérea - Userv = 20 kV
Rede Aérea - Userv = 6 kV
Secção do cabo / Cable section
Comprimento do cabo / Cable length
Potência Nominal / Rated Power
Nome do PT / Secondary S/S name
LEGENDA
PT em Alvenaria Un = 6 kV
Rede Subterranea - Userv = 20 kV
Rede Subterranea - Userv = 6 kV
Ligador aero-subterraneo
Interruptor aéreo de comando manual
RED
E M
T B
RA
VA
- ES
QU
EMA
UN
IFIL
AR
CA
DA
STR
O D
OS
SEE
DE
CA
BO
VER
DE
EL
EC
TR
A S
.A.R
.LDE
SIGN
AÇÃO
DO
DESE
NHO:
DESIGN
AÇÃO
DO
PROJ
ECTO
:
DATA
:DE
S.:
VER.:
DATA
:
DIRE
CÇÃO
INFR
AEST
RUTU
RAS:
DIF
- D
GPD
EFO
LHA
1/1
ESCA
LA:
S/E
PRO
JEC
TO N
.ºDIST
RIBU
IÇÃO
ELE
CTRICIDA
DE:
R.M
AR
TIN
SA
.CO
RR
EIA
Junh
o 20
09Ju
nho
2009
A.2
Brava
2020
A.3
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: Testes e
Parametros
C.1 Protecoes contra cavas de tensao
Na Figura C.1 apresenta-se a obtencao da caracterıstica simulada das protecoes contra subtensoes
implementadas nos aerogeradores com o objectivo de sobreviverem a cavas de tensao.
0,675; 0,25
0,825; 0,35
1,05; 0,5
1,275; 0,65
1,50; 0,80
10; 0,9
0,01; 0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0,001 0,01 0,1 1 10
|V| [
pu]
Temporização protecção [s]
Característica simulada Característica de referência
Figura C.1: Protecao 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 parametros do
modelo da excitatriz ”IEEET1”.
C.1
Figura C.2: Resposta do modelo IEEET1 a variacao em escalao da tensao de referencia.
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 parametros do
modelo do regulador carga-velocidade ”DEGOV1”.
Figura C.3: Resposta do modelo DEGOV1 a variacao em escalao do nıvel de carga do gerador.
C.4 Ficheiro DYRE
Nesta seccao apresenta-se o ficheiro de simulacao DYRE que contem todos os modelos utilizados nas
simulacoes e os respectivos parametros./ Geracao 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 /
/Geracao 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 /
/ Proteccoes 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 /
/ Proteccoes 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/
/ Proteccoes 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
TabelaD
.1:Despacho
dabateria
nopanoram
a100%
renovavel.Codigo
decores:Verde-1
aerogeradorretiradode
servico;Vermelho-P
EV
Fe
PS
Fretirados
deservico
Gonçalo G
lória R
elatório Dim
ensionamento R
enováveis e Bateria
02/06
28
Anexo 4
Tabela 19-D
espacho da bateria para o panorama 100%
renovável . (Código de cores: V
erde- aerogerador2 desligado; Verm
elho- PE
+PS
desligados)
Ho
ras P
PE
VF
_disp
on
ivel [M
W]
PP
SF
_disp
on
ivel [M
W]
PC
arga [M
W]
PG
er [MW
] P
Ger - P
Carg
a [M
W]
PB
ateria [MW
] E
Bateria
[MW
h]
SO
C(%
)
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
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
D.2
Tabe
laD
.2:D
espa
cho
daba
teria
nopa
nora
ma
com
BE
SS
,ren
ovav
eis
eco
nven
cion
al.C
odig
ode
core
s:Ve
rde-
1ae
roge
rado
rret
irado
dese
rvic
o;Ve
rmel
ho-
PE
VF
eP
SF
retir
ados
dese
rvic
o;A
zul-
1ae
roge
rado
reP
SF
retir
ados
dese
rvic
o
Gon
çalo
Gló
ria
Rel
atór
io D
imen
sion
amen
to R
enov
ávei
s e
Bate
ria
02/0
6
29
Anex
o 5
Tabe
la 2
0- D
espa
cho
da b
ater
ia p
ara
o pa
nora
ma
de re
nová
veis
2 co
m g
eraç
ão c
onve
ncio
nal.
(Cód
igo
de c
ores
: Am
arel
o- P
S de
slig
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Ver
mel
ho- P
E+PS
des
ligad
os)
Hor
as
P PEV
F_di
spon
ivel
[MW
] P P
SF_d
ispo
nive
l [M
W]
P Car
ga
[MW
] P C
onve
ncio
nal
[MW
] P t
otal
Ren
ováv
el
[MW
] P G
er [M
W]
P Ger
- P C
arga
[M
W]
P Bat
eria
[MW
] E B
ater
ia
[MW
h]
SOC
(%)
00:0
0 0,
438
0 0,
344
0,12
8 0,
219
0,34
7 0,
003
-0,0
03
0,00
8 15
,237
01
:00
0,31
0
0,30
0 0,
134
0,15
5 0,
289
-0,0
11
0,01
1 0,
011
15,3
20
02:0
0 0,
34
0 0,
293
0,12
8 0,
170
0,29
8 0,
005
-0,0
05
0 15
,009
03
:00
0,37
7 0
0,28
3 0,
128
0,18
9 0,
317
0,03
4 -0
,034
0,
005
15,1
38
04:0
0 0,
384
0 0,
284
0,12
8 0,
192
0,32
0 0,
036
-0,0
36
0,03
9 16
,108
05
:00
0,37
0
0,27
8 0,
128
0,18
5 0,
313
0,03
5 -0
,035
0,
075
17,1
37
06:0
0 0,
384
0 0,
229
0,12
8 0,
192
0,32
0 0,
091
-0,0
91
0,11
0 18
,133
07
:00
0,42
6 0,
04
0,29
0 0,
128
0,25
3 0,
381
0,09
1 -0
,091
0,
201
20,7
33
08:0
0 0,
441
0,11
2 0,
324
0,12
8 0,
332
0,46
0 0,
137
-0,1
37
0,29
2 23
,329
09
:00
0,41
3 0,
175
0,35
9 0,
128
0,38
2 0,
510
0,15
1 -0
,151
0,
428
27,2
34
10:0
0 0,
431
0,22
0 0,
361
0,12
8 0,
436
0,56
4 0,
203
-0,2
03
0,57
9 31
,534
11
:00
0,43
8 0,
246
0,37
2 0,
128
0,46
5 0,
593
0,22
1 -0
,221
0,
781
37,3
28
12:0
0 0,
431
0,25
3 0,
387
0,12
8 0,
469
0,59
7 0,
210
0,04
3 1,
003
43,6
46
13:0
0 0,
426
0,24
2 0,
396
0,12
8 0,
455
0,58
3 0,
186
-0,1
86
0,95
9 42
,408
14
:00
0,42
6 0,
211
0,38
2 0,
128
0,42
4 0,
552
0,17
0 0,
041
1,14
6 47
,732
15
:00
0,41
3 0,
161
0,37
2 0,
128
0,36
7 0,
495
0,12
3 0,
038
1,10
4 46
,557
16
00
0,39
8 0,
094
0,38
2 0,
128
0,29
3 0,
421
0,03
9 0,
254
1,06
7 45
,479
17
:00
0,35
2 0,
011
0,36
4 0,
128
0,18
7 0,
315
-0,0
48
0,23
6 0,
813
38,2
18
18:0
0 0,
326
0 0,
354
0,12
8 0,
163
0,29
1 -0
,063
0,
063
0,57
7 31
,489
19
:00
0,36
5 0
0,46
9 0,
128
0,18
3 0,
311
-0,1
58
0,15
8 0,
514
29,6
83
20:0
0 0,
365
0 0,
473
0,12
8 0,
183
0,31
1 -0
,162
0,
162
0,35
6 25
,163
21
:00
0,33
9 0
0,42
7 0,
128
0,17
3 0,
301
-0,1
26
0,12
6 0,
193
20,5
23
22:0
0 0,
346
0 0,
368
0,12
8 0,
173
0,30
1 -0
,067
0,
067
0,06
7 16
,921
23
:00
0,43
3 0
0,33
6 0,
128
0,21
7 0,
345
0,00
8 -0
,008
0
15,0
18
24:0
0 0,
438
0 0,
344
0,12
8 0,
219
0,34
7 0,
003
-0,0
03
0,00
8 15
,237
D.3
D.4
Anexo E
Resultados Dinamicos suplementares
E.1 Curto-circuito franco no BUS50-VILA
E.1.1 100% renovavel
Figura E.1: Tensoes nos principais barramentos(perturbacao: CC no BUS50 - panorama 100% re-novavel).
E.1
E.1.2 Com convencional
Figura E.2: Potencia activa do G1 e PV(perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ conven-cional).
Figura E.3: Potencia activa e variacao velocidadedo aerogerador (perturbacao: CC no BUS50 - pa-norama c/ convencional).
Figura E.4: Potencia reactiva (perturbacao: CC noBUS50 - panorama c/ convencional).
Figura E.5: Tensoes nos principais barramentos(perturbacao: CC no BUS50 - panorama c/ conven-cional).
E.2
E.2 Saıda de servico de um grupo termico (G1)
Figura E.6: Potencia activa e variacao velocidadedo aerogerador (perturbacao: saıda de servico deG1).
Figura E.7: Potencia reactiva (perturbacao: saıdade servico de G1).
Figura E.8: Tensoes nos principais barramentos(perturbacao: saıda de servico de G1).
Figura E.9: Potencia activa e energia total do BESS(perturbacao: saıda de servico de G1).
E.3
E.3 Variacao da irradiancia
E.3.1 100% renovavel
Figura E.10: Potencia reactiva (perturbacao:variacao de irradiancia - panorama 100% re-novavel).
Figura E.11: Tensoes nos principais barramentos(perturbacao: variacao de irradiancia - panorama100% renovavel).
E.3.2 Com convencional
Figura E.12: Potencia activa e mecancia do aero-gerador e G1 (perturbacao: variacao de irradiancia- panorama c/ convencional).
Figura E.13: Potencia reactiva (perturbacao:variacao de irradiancia - panorama c/ convencional).
E.4
E.4 Saıda de servico do BESS
E.4.1 100% renovavel
Figura E.14: Tensoes nos principais barramentos(perturbacao: saıda do BESS - panorama 100% re-novavel).
E.4.2 Com convencional
E.4.2.1 Cenario II
Figura E.15: Tensoes nos principais barramentos(perturbacao: saıda do BESS - panorama c/ con-vencional).
Figura E.16: Potencia reactiva (perturbacao: saıdado BESS - panorama c/ convencional).
E.5
E.4.2.2 Cenario IV
Figura E.17: Tensoes nos principais barramentospara cenario IV (perturbacao: saıda do BESS - pa-norama c/ convencional).
Figura E.18: Potencia reactiva para cenario IV(perturbacao: saıda do BESS - panorama c/ con-vencional).
E.6
